PMO de Abril Semana Operativa de 30/03/19 a 05/04/19 1. APRESENTAÇÃO No mês de março ocorreu precipitação no trecho incremental a UHE Itaipu e nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Grande e Paranaíba. Na segunda quinzena, houve precipitação nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins. No início da semana de 30/03 a 05/04/19 deve ocorrer chuva fraca em pontos isolados da bacia do rio Jacuí. Durante a semana deve ocorrer chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, e Iguaçu e no trecho incremental a UHE Itaipu Para a semana operativa de 30/03 a 05/04/19, houve oferta de energia da República Oriental do Uruguai e da República da Argentina. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia não foram consideradas na elaboração do PMO. Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações em relação à semana anterior: SE/CO e Sul: de R$ 237,34/MWh para R$ 4,09/MWh NE: de R$ 160,22/MWh para R$ 0,00/MWh Norte: manteve-se em R$ 0,00/MWh 2. NOTÍCIAS Nos dias 25 e 26/04/19 será realizada a reunião de elaboração do PMO Maio de 19 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. No dia 24/04/19, véspera da Reunião do PMO do mês de maio/19, será realizada, no Auditório do Escritório Central do ONS, de 14:00 às 18:00 horas, a Reunião de Definição das Premissas e Escopo do PEN 19. A Carta ONS 0166/DPL/19, encaminhada em 27 de março de 19, formaliza o Convite aos Agentes. 3. INFORMAÇÕES PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS DE MÉDIO PRAZO - CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO A atualização de dados para os estudos energéticos de médio prazo é realizada mensalmente quando da elaboração do PMO, tendo por base as informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS.
abr/19 jul/19 out/19 jan/ abr/ jul/ out/ jan/21 abr/21 jul/21 out/21 jan/22 abr/22 jul/22 out/22 jan/23 abr/23 jul/23 out/23 MW abr/19 jul/19 out/19 jan/ abr/ jul/ out/ jan/21 abr/21 jul/21 out/21 jan/22 abr/22 jul/22 out/22 jan/23 abr/23 jul/23 out/23 MW 3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS 3.1.1. Oferta Nas Figura 1, Figura 2 e Figura 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de março/19, identificando eventuais atrasos ou antecipações de cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE/MME, realizada em 21/03/19. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs 110.000 109.000 Maior diferença de 502 MW 108.000 107.000 106.000 105.000 104.000 103.000 102.000 101.000 Atraso da UHE Sinop: UG1: jun/19 (+ 1 mês) UG2: jun/19 (+ 1 mês) Atraso da UHE Colíder: UG2: jun/19 (+ 1 mês) UG3: jul/19 (+ 1 mês) 100.000 PMO mar/19 PMO abr/19 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs 29.000 28.000 Maior diferença de 95,0 MW 27.000 26.000 25.000 - Antecipação da UTE São Sepé: operação comercial em 13/03 - Permanência das UTEs Flores e Iranduba em abr/19 24.000 23.000 22.000 Alteração da potência instalada da UTE FAFEN (Rômulo Almeida) PMO mar/19 PMO abr/19
% EARmáx abr/19 jun/19 ago/19 out/19 dez/19 fev/ abr/ jun/ ago/ out/ dez/ fev/21 abr/21 jun/21 ago/21 out/21 dez/21 fev/22 abr/22 jun/22 ago/22 out/22 dez/22 fev/23 abr/23 jun/23 ago/23 out/23 dez/23 [MWmed] Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas 19.000 18.000 Maior diferença de 151 MWmed 17.000 16.000 15.000 14.000 13.000 12.000 11.000 10.000 PMO mar/19 PMO abr/19 9.000 3.1.2. Armazenamentos Iniciais Na Figura 4, a seguir, são apresentados os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados nos modelos de otimização para a elaboração do PMO de abril/19, comparados com os do PMO de março/19. Figura 4 - Energia armazenada inicial em março/19 e abril/19 [% EARmáx] 100% Energia armazenada inicial 80% 60% 40% % 28,0% 39,8% 52,4% 46,0% 39,3% 43,5% 40,9% 66,0% 0% 11,8 p.p. 6,8 p.p. 8,9 p.p. 25,1 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte mar/19 abr/19 3.1.3. Tendência Hidrológica Na Tabela 1Erro! Fonte de referência não encontrada., a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de abril/19, comparadas com o PMO de março/19.
Tabela 1 Tendência hidrológica para o PMO de abril/19 NEWAVE [%MLT] PMO março/19 PMO abril/19 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Set/18 84 98 40 73 Out/18 111 1 41 68 111 1 41 69 Nov/18 132 113 66 82 132 113 66 83 Dez/18 97 78 89 139 97 78 89 142 Jan/19 65 99 38 78 65 99 38 80 Fev/19 65 84 23 65 67 80 24 66 Mar/19 99 132 44 85 * 100% MLT < 100% MLT 3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Modelagem de restrição de escoamento das usinas do rio Madeira somente em abril/19 no arquivo RE.DAT, de acordo com a intervenção cadastrada no SGI/ONS (retorno da operação do Polo 1 do elo de C.C. prevista para 07/04/19); Modelagem de restrição de geração para a UHE Colíder (1 UG de 100 MW em operação) no arquivo RE.DAT, que estará limitada em 40 MW somente em abril/19, até que seja possível a adequação do SEP já instalado (com previsão para adequação durante abril/19); Alteração do CVU das UTEs Flores LT1, Flores LT2 e Iranduba, conforme informado pela CCEE em atendimento ao Despacho SRG/ANEEL nº 064/19. Essas usinas estão disponíveis para o SIN apenas até abril/19, em função da data de tendência para entrada em operação comercial do 4º Transformador 230/69 kv 150 MVA da Subestação Manaus, conforme última reunião do DMSE-T; Entrada em operação comercial da UG1 da UHE Colíder (100 MW) e da UG1 da UTE São Sepé (8 MW), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 673/19 e 698/19; Alteração do CVU do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e das UTEs NorteFluminense 1, 2, 3 e 4 e Termopernambuco, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 569/19, 884/19 e 890/19; Alteração da potência da UTE FAFEN (Rômulo Almeida), de 138 MW para 1 MW, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 7.615/19; Alteração na disponibilidade da UTE R. Silveira (Campos), considerada com disponibilidade nula em todo o horizonte de planejamento e programação, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 708/19; Modelagem da UTE Uruguaiana com disponibilidade nula em todo o horizonte de simulação, com CVU de 486, R$/MWh (CVU anterior à publicação do Despacho SRG/ANEEL nº 528/19),
conforme dados encaminhados pelo Agente Aes-Tietê para o DECOMP, utilizados conforme orientação da ANEEL; Alteração de vazão defluente mínima temporal para as UHEs A. A. Laydner (Jurumirim) e Marimbondo, conforme FSAR-H enviados pelos Agentes responsáveis; Geração hidráulica mínima da UHE Tucuruí 1.379 MWmed em abr/19 e 1.439 MWmed em mai/19. A partir do 3º mês foram utilizados os valores sazonalizados, variando entre 1.300 MWmed e 1.600 MWmed, conforme informação da Eletronorte no PMO de janeiro/19; Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os meses de abril/19 e maio/19, em consonância com os valores utilizados no curto prazo; Defluências das usinas do rio São Francisco, conforme exposto na Carta ONS 0107/DPL/18, anuída pelo Despacho ANEEL nº 687, de 27/03/18, além das decisões tomadas na Reunião do Grupo de Acompanhamento da Operação da Bacia do Rio São Francisco de 25/03/19. 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA A atuação de áreas de instabilidade e no início da semana no Rio Grande do Sul ocasiona chuva fraca em pontos isolados da bacia do rio Jacuí. O avanço de uma frente fria avança pelos estados da região Sul e pelo litoral de São Paulo e do Rio de Janeiro e ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, e Iguaçu e no trecho incremental a UHE Itaipu (Figura 5)
Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 30/03 a 06/04/19 Nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba e Iguaçu, e parte das bacias dos rios São Francisco, Uruguai e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuvavazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, estabilidade nas afluências do subsistema Nordeste e recessão nas afluências dos demais subsistemas. A previsão mensal para abril indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas.
Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de Abril/19 PMO de ABRIL/19 - ENAs previstas Subsistema 30/3 a 5/4/19 Mês de ABRIL MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 51.595 89 46.626 87 S 5.160 74 5.416 79 NE 7.645 61 6.446 55 N.665 79 19.188 73 5. PREVISÃO DE CARGA O comportamento da carga ao longo dos últimos meses vem refletindo sinais do ritmo lento da retomada de crescimento em vários setores da economia. A carga prevista para o mês de abril está influenciada pelo efeito calendário relativo à Semana Santa, que no ano anterior ocorreu no final de março e esse ano será em meados de abril. Além disso, espera-se para o mês em análise, a ocorrência de temperaturas e precipitação típicas para o mês. Para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as previsões de carga associam-se aos fatores citados acima, sinalizando acréscimo de 1,6% e decréscimo de 2,5%, respectivamente, em relação ao mês de março/18. Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento esperada de 7,3%, é explicada principalmente pela ocorrência, em abril/18, de chuvas nas capitais da região acompanhadas de temperaturas amenas, contribuindo para a redução da carga naquele período. Para o subsistema Norte, a manutenção da redução da carga de energia de um consumidor livre conectado à Rede Básica, desde abril de 18, contribui para a manutenção no nível reduzido da carga prevista para esse subsistema justificando o decréscimo de 1,6% em relação ao mesmo mês do ano anterior. Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de Abril/19 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem abr/19 abr/19 -> abr/18 Sudeste 40.904 40.840 39.499 40.472 39.087 40.218 1,6% Sul 11.808 11.691 11.302 11.634 11.371 11.564-2,5% Nordeste 11.479 11.531 11.245 11.557 11.372 11.440 7,3% Norte 5.530 5.556 5.386 5.532 5.344 5.478 1,6% SIN 69.721 69.618 67.432 69.195 67.174 68.701 1,8%
6. PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A Tabela 4 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 30/03 a 05/04/19. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 8,63 8,63 0,00 0,00 Média 8,32 8,32 0,00 0,00 Leve 199,47 199,47 0,00 0,00 Média Semanal 4,09 4,09 0,00 0,00 Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de abril/19. Figura 6 Evolução do CMO em abril/19 6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 30/03 a 05/04/19, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN; Região Sul Geração utilizada prioritariamente nos períodos de pesada e média para fechamento do balanço da região; Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região; Região Norte Geração das UHEs Belo Monte e Tucuruí maximizadas em função da ocorrência de excedentes energéticos, respeitando-se os limites de transferência de energia entre subsistemas.
7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO deste PMO, em comparação com os valores obtidos na última revisão. Foram realizados 7 estudos, onde caso inicial foi construído com base nos dados preliminares para este PMO de Abril, porém ainda utilizando a Função de Custo Futuro elaborada no PMO de Março. Neste primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado para esta semana na última revisão do PMO de Março. O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída apenas a Função de Custo Futuro do PMO de Março pela nova Função elaborada para o PMO de Abril. A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de vazões, partida dos reservatórios, previsão de carga, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas. O principal fator que impactou o CMO dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul foi a atualização da Função de Custo Futuro (FCF), resultando em sua redução. Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 23/03 a 29/03/19 CMO Médio Semanal 30/03 a 05/04/19 No subsistema Nordeste, os principais fatores que impactaram a variação do CMO foi a atualização Função de Custo Futuro (FCF), previsão de carga e limites de intercâmbios, causando sua redução.
Figura 8 - Análise da variação do CMO no subsistema NE CMO Médio Semanal 23/03 a 29/03/19 CMO Médio Semanal 30/03 a 05/04/19 O subsistema Norte continua apresentando excedentes energéticos, com CMO nulo em todos os patamares de carga. 8. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 9 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 30/03 a 05/04/19. Figura 9 - Geração térmica para a 1ª semana operativa de abril/19
Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 646 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 01/06 a 07/06/19: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Benefício (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 137,24 9,42 (1) 9,42 (1) 7,71 (1) LUIZORMELO 15 5,18 9,42 (1) 9,42 (1) 7,71 (1) (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar 9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI 9.1. República Oriental do Uruguai Para a semana operativa de 30/03 a 05/04/19, foi declarada a seguinte oferta de importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW). Eletrobras Tabela 6 Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 30/3 a 5/4 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Total Carga Pesada 1,0 60,0 30,0 250,0 460,0 Carga Média 70,0 100,0 10,0 270,0 450,0 Carga Leve 1,0 340,0 0,0 0,0 460,0 CVU (R$/MWh) 134,55 191,01 222,65 331,39 Enel Conforme declaração do agente, esta importação poderá ser realizada exclusivamente pela conversora Melo. Tabela 7 - Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 30/3 a 5/4 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Total Carga Pesada,0 10,0 60,0 90,0 Carga Média,0 10,0 70,0 100,0 Carga Leve 90,0 0,0 0,0 90,0 CVU (R$/MWh) 197,71 223,93 336,34
9.2. República da Argentina Para a semana operativa de 30/03 a 05/04/19, foi declarada a seguinte oferta de importação de energia da República da Argentina para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Garabi I (1.100 MW) Garabi II (1.100 MW). Tradener Tabela 8 - Energia Ofertada para Importação Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 18: De acordo com o Art. 1º, parágrafos 2º, 5º e 6º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia descritas acima não foram consideradas na elaboração do PMO. Além disso, na etapa de programação diária da operação, as ofertas cujo preço for inferior ao CVU de usinas térmicas despachadas por ordem de mérito de custo nas regiões SE/CO e Sul, poderão ser utilizadas em substituição a este despacho de geração térmica. Cabe destacar que, as usinas térmicas passíveis de serem substituídas estão despachadas por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga. Assim sendo, quando da efetivação da substituição de suas gerações, deverão ser respeitadas as restrições operativas das usinas e das conversoras de Rivera, Melo, Garabi I e Garabi II. De acordo com o Art. 13º da Portaria MME nº 339, excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE pode decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN, sem substituição de geração de usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida. Transcreve-se abaixo os referidos parágrafos: Parágrafo 2º Os montantes e preços da energia ofertados para importação não serão considerados nos processos de planejamento e programação da operação associados ao Programa Mensal da Operação - PMO e de formação do PLD. Oferta de Energia para a Semana de 30/3 a 5/4 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Total Carga Pesada 0,0 500,0 500,0 Carga Média 500,0 0,0 500,0 Carga Leve 500,0 0,0 500,0 CVU (R$/MWh) 261,44 284,63 Parágrafo 5º Os montantes de energia para importação serão utilizados pelo ONS desde que essa importação viabilize redução do custo imediato de operação do SIN Parágrafo 6º Os montantes de energia para importação deverão substituir o despacho de parcelas flexíveis de usina termelétricas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, que forem despachadas por ordem de mérito de custo, na ordem decrescente dos seus Custos Variáveis Unitários CVU. Parágrafo 13º Excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE poderá decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN, sem substituição de geração de usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida.
10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 30/03 a 05/04/19. UTE Potência Instalada (MW) Tabela 9 - Expectativa de custo de despacho térmico por RE CVU (R$/MWh) Geração (MWmed) Carga Carga Carga Leve Pesada Média ESS ELÉTRICO GLBRIZ_L1 (770) R$ 255,31 0 0 115,9 R$ 530.692,19 M.LAGO (929) R$ 589,23 0 0 17,6 R$ 562.501,63 TOTAL SE/CO R$ 1.093.193,81 11. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS Para uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, notadamente, aqueles de curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados deste PMO contemplam cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. Além dos resultados associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também foram realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Apresentamos a seguir os resultados obtidos com a aplicação dos diferentes cenários de afluência. Subsistema Tabela 10 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 39.608 74 46.626 87 53.666 100 Sul 2.803 41 5.416 79 8.088 118 Nordeste 4.970 42 6.446 55 7.914 68 Norte 10.857 42 19.188 73 26.433 101 Tabela 11 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 30/4 NÍVEL PMO % EARmáx 29/3 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 41,2 44,4 47,6 39,6 Sul 38,9 43,1 52,0 46,0 Nordeste 54,5 57,6 60,1 52,4 Norte 66,3 70,2 71,3 66,0
12. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de abril, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, do PMO de abril/19. Tabela 12 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 30/03/19 a 05/04/19 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 6.603 82 5.791 79 Madeira 11.607 104 10.811 98 Teles Pires 2.883 105 2.631 102 Itaipu 4.441 123 4.050 114 Paraná 22.393 76 19.851 74 Paranapanema 1.979 75 1.919 79 Sul 2.619 80 2.852 86 Iguaçu 2.544 72 2.565 77 Nordeste 7.645 61 6.446 55 Norte 11.544 79 10.489 73 Belo Monte 7.270 71 7.134 70 Manaus 748 52 988 64 Tabela 13 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Mensal abr/19 REE Previsão Semanal 5-abr Previsão Mensal 30-abr (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 30,7 33,6 Madeira 98,9 99,8 Teles Pires - - Itaipu 58,3 85,8 Paraná 45,4 48,9 Paranapanema 31,0 34,8 Sul 48,9 44,4 Iguaçu 40,9 41,9 Nordeste 53,8 57,6 Norte 68,9 71,4 Belo Monte 100,0 100,0 Manaus 40,4 49,1
13. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA
Nas tabelas acima, a diferenciação entre geração por inflexibilidade e por ordem de mérito tem caráter informativo, com o objetivo de detalhar a informação de inflexibilidade enviada pelos respectivos agentes para o PMO/Revisões. Ressalta-se que nas etapas de Programação Diária e Tempo Real, o montante despachado nas usinas termelétricas indicadas por ordem de mérito é plenamente intitulado como ordem de mérito. Observação: As contribuições referentes ao poderão ser encaminhadas para o e-mail: pmo@ons.org.br