PMO de Junho Semana Operativa de 22/06/19 a 28/06/19 1. APRESENTAÇÃO No início da semana de 15/06 a 21/06/19 houve chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e pelo litoral do Sudeste Na semana de 22/06 a 28/06/18 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e em pontos isolados do Iguaçu Para a semana operativa de 22/06 a 28/06/19, 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 de todos os subsistemas do SIN passaram de R$ 69,70/MWh para R$ 122,40 /MWh. 2. NOTÍCIAS Nos dias 27 e 28/06/19 será realizada a reunião de elaboração do PMO Julho de 19 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. 3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Uma frente fria avança pelo Rio Grande do Sul e ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e em pontos isolados do Iguaçu (Figura 1).
Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 23 a 28/06/19 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 recessão nas afluências de todos os subsistemas. A previsão mensal para junho indica a ocorrência de afluências acima da média histórica para o subsistema Sul, próximo dessa média para o subsistema Sudeste e abaixo da média histórica para os subsistemas Nordeste e Norte.
Tabela 1 Previsão de ENAs do PMO de Junho/19 Revisão 3 do PMO de JUNHO/19 - ENAs previstas Subsistema 22/6 a 28/6/19 Mês de JUNHO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 25.129 78 30.671 95 S 9.015 83 17.813 164 NE 1.830 39 2.529 54 N 6.953 67 9.314 89 4. PREVISÃO DE CARGA As previsões de carga para o mês de Junho/19 levam em consideração o comportamento dos últimos meses, que segue impactado pela incerteza econômica atual, bem como as sinalizações meteorológicas para o período. Em contrapartida, as taxas de crescimento apresentadas estão associadas também aos efeitos observados na carga em junho de 18, decorrentes dos dias de jogos do Brasil na Copa do Mundo. Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste a taxa de crescimento esperada está associada aos fatores citados acima, sinalizando acréscimo de 1,8% em relação a igual período do ano anterior. No subsistema Sul, as baixas temperaturas observadas no início do mês foram decorrentes da primeira incursão de ar frio no outono, diferente do comportamento que vinha sendo observado até o final do mês de maio. Esse fato, implica na variação negativa de 0,5% em relação ao mês de junho do ano passado. A taxa de crescimento prevista para o subsistema Nordeste de 0,5% em relação ao mesmo mês do ano anterior, está associada à ocorrência de chuvas mais intensas em algumas capitais da região em parte dos dias da semana em curso. Destaca-se também nesse subsistema, a redução de carga de um consumidor livre da rede básica desde meados do mês de maio de 19. No subsistema Norte, o consumidor livre da rede básica que estava com sua carga reduzida desde Abril/18, iniciou o seu processo gradual de retomada de consumo a partir do final do mês de maio/19. Esse fato também corrobora com a taxa de crescimento prevista de 5,5% em relação a junho de 18.
Subsistema Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de Junho/19 CARGA SEMANAL (MWmed) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jun/19 CARGA MENSAL (MWmed) Var. (%) jun/19 -> jun/18 Sudeste 37.806 37.648 36.975 38.292 38.196 37.715 1,8% Sul 10.539 10.957 10.865 11.137 11.133 10.892-0,5% Nordeste 10.651 10.301 10.146 10.141 10.508 10.323 0,5% Norte 5.689 5.619 5.401 5.638 5.602 5.588 5,5% SIN 64.685 64.525 63.387 65.8 65.439 64.518 1,5% 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A Tabela 3 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 22/06 a 28/06/19. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana CMO (R$/MWh) Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 124,81 124,81 124,81 124,81 Média 124,81 124,81 124,81 124,81 Leve 119,42 119,42 119,42 119,42 Média Semanal 122,40 122,40 122,40 122,40 Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo do mês de Junho de 19. Figura 2 Evolução do CMO em junho/19
5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 22/06 a 28/06/19, 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 maximizada prioritariamente nos períodos de carga pesada e média, respeitando-se os limites de transferência de energia entre subsistemas. Região NE Intercâmbio de energia e Geração Térmica dimensionados para o fechamento do balanço energético da região; Região Norte Exploração prioritária da geração da UHE Belo Monte nos períodos de carga média e pesada. E a geração da UHE Tucuruí será programada para preservação do nível em seu reservatório em função das afluências. 6. 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 6 estudos, onde caso inicial foi construído a partir dos dados da revisão anterior, excluída a semana operativa de 15/06/19 a 21/06/19. Neste primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado para esta semana no PMO de Junho. A partir do conjunto de dados do primeiro estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de vazões, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas. A atualização da previsão de vazão foi o principal fator que conduziu à elevação do CMO dos subsistemas do SIN.
Figura 3 Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, NE e Norte CMO Médio Semanal 15/06 a 21/06/19 CMO Médio Semanal 22/06 a 28/06/19 Figura 4 Análise da variação do CMO no subsistema Sul CMO Médio Semanal 15/06 a 21/06/19 CMO Médio Semanal 22/06 a 28/06/19
7. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 5 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 22/06 a 28/06/19. Figura 5 - Geração térmica para a 4ª semana operativa de junho/19 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 1.054 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 24/08 a 30/08/19: Tabela 4 UTEs com contrato de combustível GNL UTE Benefício (R$/MWh) Nome Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 136,11 159,55 (1) 159,48 (1) 159,27 (1) LUIZORMELO 15 3,38 159,55 (2) 159,48 (2) 159,27 (2) (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar Apesar da UTE Luiz O. R. Melo não estar despachada por ordem de mérito, há necessidade do despacho de, pelo menos, 0 MW dessa usina para reduzir o risco de corte de carga em contingências do trecho 230 kv entre as subestações de Mesquita e Aimorés. Desta forma, a UTE Luiz O. R. Melo deverá ser despachada por razão elétrica, na referida semana, em 0 MW.
8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI 8.1. República Oriental do Uruguai Para a semana operativa de 22/06 a 28/06/19, foi declarada a seguinte oferta de importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW). Eletrobras Tabela 5 Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 22/6 a 28/6 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Total Carga Pesada 0,0 285,0 285,0 Carga Média 0,0 285,0 285,0 Carga Leve 110,0 175,0 285,0 CVU (R$/MWh) 1,44 781,41 Enel Conforme declaração do agente, esta importação poderá ser realizada exclusivamente pela conversora Melo. Tabela 6 - Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 22/6 a 28/6 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Total Carga Pesada 0,0 285,0 285,0 Carga Média 0,0 285,0 285,0 Carga Leve 110,0 175,0 285,0 CVU (R$/MWh) 123,75 806,68 8.2. República da Argentina Para a semana operativa de 22/06 a 28/06/19, foi declarada a seguinte oferta de importação de energia da República da Argentina para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Garabi I (1.100 MW) Garabi II (1.100 MW). Tradener Tabela 7 - Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 22/6 a 28/6 (MWmed) Bloco 1 Total Carga Pesada 600,0 600,0 Carga Média 600,0 600,0 Carga Leve 600,0 600,0 CVU (R$/MWh) 788,64
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. 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. 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 22/06 a 28/06/19. UTE Potência Instalada (MW) Tabela 8 - Expectativa de custo de despacho térmico por RE CVU (R$/MWh) Carga Pesada Geração (MWmed) Carga Média Carga Leve ESS ELÉTRICO NORTEFLU 3 (0) R$ 142, 0,0 30,3 88,0 R$ 167.736,26 LUIZORMELO (4) R$ 3,38 196,0 196,0 196,0 R$ 2.666.385,96 GLBRIZ_L1 (770) R$ 256,00 128,3 58,8 84,0 R$ 2.124.915,72 GLBRIZ_L13 (266) R$ 404,59 5,0 1,8 0,0 R$ 100.552,93 NORTEFLU 4 (127) R$ 463,97 0,0 3,0 8,0 R$ 240.306,84 TOTAL SE/CO R$ 5.299.897,71
10. 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 desta revisão do 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 9 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 29.765 92 30.671 95 31.575 98 Sul 16.663 154 17.813 164 18.971 175 Nordeste 2.489 53 2.529 54 2.570 55 Norte 9.189 88 9.314 89 9.440 91 Tabela 10 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx 21/6 NÍVEL INICIAL % EARmáx - 30/6 NÍVEL PMO VE LI VE LS Sudeste 48,1 47,7 48,0 48,3 Sul 90,1 80,1 84,2 88,5 Nordeste 56,3 55,2 55,3 55,4 Norte 74,0 74,1 74,2 74,2
11. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de junho, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da Revisão 3 do PMO de junho/19. Tabela 11 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 22/06/19 a 28/06/19 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 2.175 61 2.514 71 Madeira 5.555 96 6.537 113 Teles Pires 973 81 1.108 92 Itaipu 3.588 99 5.023 138 Paraná 10.934 70 12.058 78 Paranapanema 1.917 72 3.450 130 Sul 3.165 59 6.322 118 Iguaçu 5.851 106 11.493 9 Nordeste 1.830 39 2.529 54 Norte 2.725 62 3.396 77 Belo Monte 2.670 59 4.338 95 Manaus 1.653 113 1.674 115 Tabela 12 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Mensal jun-19 REE Previsão Semanal 28-jun Previsão Mensal 30-jun (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 34,0 33,9 Madeira 90,6 91,1 Teles Pires 73,4 72,9 Itaipu 100,0 100,0 Paraná 52,3 52,2 Paranapanema 52,3 52,6 Sul 77,6 75,6 Iguaçu 92,2 91,7 Nordeste 55,5 55,3 Norte 72,9 72,9 Belo Monte 100,0 100,0 Manaus 96,9 97,4
12. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA Térmicas Potência (MW) Combustível CVU (R$/MWh) REGIÃO SE/CO Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE P M L P M L P M L P M L P M L ATLAN_CSA (255) Resíduos 0,00 141,3 141,3 141,3 141,3 141,3 141,3 141,3 141,3 141,3 ANGRA 2 (1350) Nuclear,12 1350,0 1350,0 1350,0 0,0 0,0 0,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 ANGRA 1 (640) Nuclear 31,17 5,0 5,0 5,0 1,0 1,0 1,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 NORTEFLU 1 (400) Gás 63,97 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 NORTEFLU 2 (100) Gás 74,60 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 BAIXADA FL (530) Gás 1,45 510,0 510,0 510,0 510,0 510,0 510,0 0,0 SANTA CRUZ (500) GNL 136,11 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 NORTEFLU 3 (0) Gás 142, 30,3 88,0 0,0 30,3 88,0 ATLANTICO (235) Resíduos 185,00 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 LUIZORMELO (4) GNL 3,38 196,0 196,0 196,0 196,0 196,0 196,0 LCPRES_L1 (134) Gás 215,91 GLBRIZ_L1 (770) Gás 256,00 128,3 58,8 84,0 128,3 58,8 84,0 JUIZ DE FO (87) Gás 283,74 ST.CRUZ 34 (436) Óleo 310,41 EROCHA_L1 (157) Gás 321,04 AUR.CHAVES (226) Gás 346,37 BLSOBR_L1 (321) Gás 353,45 BLSOBR_L13 (65) Gás 404,42 GLBRIZ_L13 (266) Gás 404,59 5,0 1,8 5,0 1,8 0,0 LCPRES_L13 (216) Gás 404,90 EUZEBI_L13 (59) Gás 405,08 NORTEFLU 4 (127) Gás 463,97 3,0 8,0 0,0 3,0 8,0 PIRAT.12 O (0) Gás 470,34 CUIABA CC (529) Gás 511,77 FGASPARIAN (572) Gás 548,04 M.LAGO (929) Gás 590,03 VIANA (175) Óleo 701,41 TNORTE 2 (340) Óleo 910,86 IGARAPE (131) Óleo 939,55 CAMPOS (25) Gás 978,10 PALMEIR_GO (176) Diesel 1064,78 DAIA (44) Diesel 1161,31 GOIANIA 2 (140) Diesel 1217,35 XAVANTES (54) Diesel 1670,11 TOTAL SE/CO (10592) 2730,00 2730,00 2730,00 980,0 980,0 470,0 3710,0 3710,0 30,0 329,3 289,9 376,0 4039,3 3999,9 3576,0 REGIÃO SUL Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L ARAUCARIA (484) Gás 0,00 SAO SEPE (8) Biomassa 82,35 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 CANDIOTA_3 (350) Carvão 83,19 310,0 310,0 310,0 0,0 0,0 0,0 310,0 310,0 310,0 310,0 310,0 310,0 J.LACER. C (363) Carvão 193,62 180,0 180,0 180,0 180,0 180,0 180,0 J.LACER. B (262) Carvão 228,12 J.LAC. A2 (132) Carvão 235,35 33,0 33,0 33,0 33,0 33,0 33,0 J.LAC. A1 (100) Carvão 254,97 MADEIRA (4) Biomassa 298,00 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 FIGUEIRA () Carvão 475,68 URUGUAIANA (640) Gás 486, S.TIARAJU (249) Diesel 698,14 TOTAL SUL (2612) 312,00 312,00 312,00 8,0 8,0 8,0 3,0 3,0 3,0 213,0 213,0 213,0 533,0 533,0 533,0
REGIÃO NORDESTE Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE (533) Gás 128,36 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 P.PECEM1 (7) Carvão 137,12 P.PECEM2 (365) Carvão 148,64 PROSPERIDA (28) Gás 155,43 FORTALEZA (327) Gás 173,38 R.ALMEIDA (1) Gás 345,02 TERMOCEARA (223) Gás 366,93 C.FURTADO (186) Gás 374,87 JS_PEREIRA (368) Gás 450,86 SYKUE I (30) Biomassa 510,12 PERNAMBU_3 (1) Óleo 600,24 MARACANAU (168) Óleo 679,48 TERMOCABO (50) Óleo 692,93 TERMONE (171) Óleo 697,42 TERMOPB (171) Óleo 697,42 CAMPINA_GR (169) Óleo 701,43 SUAPE II (381) Óleo 710,45 GLOBAL I (149) Óleo 795,42 GLOBAL II (149) Óleo 795,42 BAHIA_1 (31) Óleo 993,19 ALTOS (13) Diesel 1008,79 ARACATI (11) Diesel 1008,79 BATURITE (11) Diesel 1008,79 C.MAIOR (13) Diesel 1008,79 CAUCAIA (15) Diesel 1008,79 CRATO (13) Diesel 1008,79 IGUATU (15) Diesel 1008,79 JUAZEIRO N (15) Diesel 1008,79 MARAMBAIA (13) Diesel 1008,79 NAZARIA (13) Diesel 1008,79 PECEM (15) Diesel 1008,79 AREMBEPE (150) Óleo 1113,97 MURICY (147) Óleo 1113,97 PETROLINA (136) Óleo 1222,19 POTIGUAR_3 (66) Diesel 1362,24 POTIGUAR (53) Diesel 1362,25 PAU FERRO (94) Diesel 1533,78 TERMOMANAU (143) Diesel 1533,78 TOTAL NE (5476) 250,00 250,00 250,00 0,0 0,0 0,0 250,0 250,0 250,0 0,0 0,0 0,0 250,0 250,0 250,0 REGIÃO NORTE Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L C. ROCHA (85) Gás 0,00 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 JARAQUI (75) Gás 0,00 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 MANAUARA (67) Gás 0,00 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 PONTA NEGR (66) Gás 0,00 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 SUZANO MA (255) Resíduos 0,00 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 TAMBAQUI (93) Gás 0,00 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 APARECIDA (166) Gás 70,89 75,0 75,0 75,0 91,0 91,0 91,0 166,0 166,0 166,0 166,0 166,0 166,0 UTE MAUA 3 (591) Gás 70,89 264,0 264,0 264,0 326,8 326,8 326,8 590,8 590,8 590,8 590,8 590,8 590,8 MARANHAO3 (519) Gás 80,44 482,1 482,1 482,1 12,7 33,2 30,6 494,8 515,3 512,7 494,8 515,3 512,7 MARANHAO V (338) Gás 126,76 MARANHAOIV (338) Gás 126,76 P. ITAQUI (360) Carvão 143,37 PARNAIB_IV (56) Gás 151,69 N.VENECIA2 (178) Gás 217,98 MAUA B3 (110) Gás 411,92 MAUA B4 (150) Óleo 575,00 GERAMAR1 (166) Óleo 701,40 GERAMAR2 (166) Óleo 701,40 MAUA B1 () Óleo 711,77 SAO JOSE (50) Diesel 833,53 ELECTRON (15) Óleo 872,84 APARECD OC (36) Óleo 905,99 IRANDUBA (25) Óleo 9,92 FLORES LT1 (40) Diesel 933,99 FLORES LT2 (40) Diesel 949,28 TOTAL NORTE (4005) 1258,1 1258,1 1258,1 430,5 451,0 448,4 1688,6 1709,1 1706,5 0,0 0,0 0,0 1688,6 1709,1 1706,5 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