Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO No mês de agosto ocorreu apenas chuva fraca nas bacias hidrográficas da região Sul e nas bacias dos rios Tietê, Grande e Paraíba do Sul, na região Sudeste. Na semana de 23/08 a 29/08/2014, ocorreu chuva fraca a moderada na bacia do rio Iguaçu e fraca nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí e em pontos isolados das bacias dos rios Paranapanema e Tietê. Para a semana de 30/08 a 05/09/2014, a previsão é de chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema e Tietê, e chuva fraca nas bacias dos rios Grande e Paraíba do Sul. Neste PMO, observamos que o maior impacto na variação do CMO, que passou de 700,62 R$/MWh para 720 R$/MWh em todos os subsistemas, foi decorrente da atualização da disponibilidade das usinas hidráulicas. 2. NOTÍCIAS Em 25 e 26/09/2014: reunião de elaboração do PMO Outubro de 2014 no auditório do Escritório Central do ONS, situado na Rua Júlio do Carmo, nº 251 Cidade Nova. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Entrada em operação comercial das UGs 28 a 31 da UHE Santo Antônio (total de 289,46 MW) e da UG 05 (11ª) da UHE Jirau (75,0 MW), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 3.202/2014, nº 3.045/2014, nº 3.231/2014, nº 3.151/2014 e nº 2.861/2014. Atualização do CVU das UTEs Araucária, Norte Fluminense 4 e da UTN Angra I, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 3.093/2014 e 3.128/2014, respectivamente. Postergação da integração de Boa Vista ao SIN de 01/06/2016 para 01/07/2016, conforme última reunião do DMSE Transmissão. Alteração do número de número de unidades de base da UHE Santo Antônio de 35 para 33, conforme Fax ONS nº 0029/330/2014 e Ofício SRG/ANEEL nº 196/ PREMISSAS Nas Figuras 1 a 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de agosto/2014.

2 [MWmed] MW MW Maior diferença de 300 MW Atraso UHEs Sinop e São Manoel aos cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento de energia até a entrada em operação da configuração de transmissão necessária para o mesmo, uma vez que o Complexo Madeira é representado no subsistema SE/CO Atraso UHE Jirau PMO ago/2014 PMO set/2014 Os armazenamentos iniciais considerados foram de 30,9% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 3,4 p.p.), 76,1 % EARmáx para o Sul (redução de 16 p.p.), 27,1 % EARmáx para o Nordeste (redução de 5,1 p.p.) e 66,1 % EARmáx para o Norte (redução de 20 p.p.). As reduções citadas referem-se à comparação com o PMO de agosto/2014. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Atraso UTE Maranhão III Maior diferença de 519 MW PMO ago/2014 PMO set/2014 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de setembro/2014, comparadas com o PMO de agosto/2014. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de setembro/2014 NEWAVE [%MLT] PMO agosto/2014 PMO setembro/2014 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Fev/ Mar/ Abr/ Mai/ Jun/ Usinas não simuladas individualmente - Expansão - Totais - SIN PMO ago/14 PMO set/14 Maior diferença de 214 MWmed. Jul/ Ago/ PAR(p) Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. Dentre essas informações, destacam-se: Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Cabe destacar que desde o PMO de fevereiro/2013 os cronogramas de entrada em operação comercial das unidades geradoras das UHEs Santo Antônio e Jirau tem sido adaptados para uso no Modelo NEWAVE em relação Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral sofreram alteração em relação à previsão de maio/2014 devido à revisão do PIB de 4,4% a.a. para 3,5% a.a. Os montantes do subsistema Norte também sofreram alteração devido à postergação da integração de Boa Vista ao SIN para julho/2016;

3 Limites de transmissão e geração térmica mínima por razões elétricas. Maiores detalhes relativos à definição de limites de transmissão e geração térmica por razões elétricas estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0127/2014. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 28/08/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 30 de agosto a 5 de setembro, a previsão é de que a atuação de áreas de instabilidade, associadas a um sistema frontal nas regiões Sul e Sudeste, ocasione chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema e Tietê, e chuva fraca nas bacias dos rios Grande e Paraíba do Sul (Figura 4). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Quanto à previsão das afluências para o mês de setembro, preveem-se afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, e próximas desta média para o subsistema Sul. A Tabela 2 apresenta os resultados da revisão da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de setembro. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de setembro/2014 PMO de Setembro/ ENAs previstas Subsistema 30/8 a 5/9/2014 Mês de Setembro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, as taxas de variação previstas para o mês de setembro, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de 0,3%, 1,6%, 1,8% e -2,0%, respectivamente, refletem, ainda que com diferentes gradações, o desempenho da indústria, que não vem apresentando sinais de crescimento que influenciem o aumento da carga. No subsistema Norte, destaca-se a redução acentuada da carga de um consumidor livre do ramo de metalurgia durante o ano em curso, contribuindo para a variação negativa da carga (-2,0%) no mês de setembro. A carga do subsistema Sudeste/Centro-Oeste mantem-se praticamente estabilizada relativamente ao mesmo mês do ano anterior, com crescimento de 0,3%, refletindo o comportamento da indústria da região que representa em torno de 60% da carga industrial do país. Tabela 3 - Evolução da carga para a Revisão 0 do PMO de Setembro/ Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 30/08 a 05/09/2014 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a próxima semana operativa, estabilidade nas afluências aos subsistemas Nordeste e Norte, recessão nas afluências ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste e aumento para o subsistema Sul. CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem set/14 set/14->set/13 SE/ CO ,3% SUL ,6% NE ,8% NORTE ,0% SIN ,6%

4 MWmed 6. PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 30/08/2014 a 05/09/2014. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 727,30 727,30 727,30 727,30 Média 727,30 727,30 727,30 727,30 Leve 707,18 707,18 707,18 707,18 Média Semanal No segundo estudo foi substituída a função de custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de Setembro. Complementando a análise, nos demais estudos foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão (novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica), limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas, dados consolidados de disponibilidade térmica e hidráulica. Os valores dos CMOs resultantes de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/08 a 29/08/2014 SIN - CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/08 a 05/09/ POLÍTICA DE INTERCÂMBIO 700,62 707,67 709,89 701,92 701,65 701,75 702,93 714, Para a semana operativa de 30/08/2014 a 05/09/2014, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: 7,05 2,22-7,97-0,27 0,10 1,18 12,91 5,34 Região SE/CO Importadora da energia da região Sul; Região Sul Exportadora de energia; Região NE Importadora de energia; Região Norte Intercâmbio dimensionado, visando o controle do deplecionamento da UHE Tucuruí em função do comportamento das afluências, ao longo do período seco. 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de Setembro de 2014, foi realizada a partir de sete estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, já considerando a nova previsão de afluências e cenários. Neste estudo foram retiradas as máquinas de novas usinas (expansão) e as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Finalizando a descrição do caso inicial, deve ser observado que a partida dos reservatórios foi estimada conforme resultados da última revisão de agosto. Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes estudos são decorrentes da sequência de atualização (parcial) dos dados, conforme detalhamento anterior. 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 30/08/2014 a 05/09/ SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Figura 6 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Setembro/2014 4

5 EAR ou ENA (%) Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 828 MW de UTEs do Sistema Manaus. Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para geração térmica por garantia energética constituem uma estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação Diária e Operação em Tempo Real. Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Atlan_CSA, Sol, Angra 2, Angra 1, Norteflu 1, Norteflu 2, Baixada Fl, Norteflu 3, St.Cruz No², Atlantico, Lcpres_L1, Luizormelo², Glbriz_L1, Cocal, Pie-RP¹, W.Arjona, Juiz De Fo, Blsobr_L1, Erocha_L1, Aur.Chaves¹, St.Cruz 34¹, Norteflu 4, Blsobr_L13, Glbriz_L13, Lcpres_L13, Euzebi_L13, M.Lago, Fgasparian, Cuiaba CC¹, Pirat.12 O¹, R.Silveira¹, Viana, Tnorte 2 e Igarape; Região Sul: Candiota_3, P.Medici A¹, P.Medici B, J.Lacer. C, J.Lacer. B, J.Lac. A2, Charqueada, Madeira, J.Lac. A1, S.Jeronimo¹, Figueira, Araucaria e S.Tiaraju; Região Nordeste: Termope, P.Pecem1, P.Pecem2, Fortaleza, Termoceara, R.Almeida, C.Furtado, Js_Pereira, Pernambu_3, Maracanau, Termocabo, Termone, Termopb, Campina_Gr, Suape II, Global I, Global II, Altos³, Aracati³, Baturite³, C. Maior³, Caucaia³, Crato³, Iguatu³, Juazeiro N³, Marambaia³, Nazaria³ e Pecem³; Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Benefício (R$/MWh) Carga Média (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. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 30/08/2014 a 05/09/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO Carga Leve ST.CRUZ NO ,70 710,58 (1) 710,58 (1) 710,48 (1) LUIZORMELO ,28 710,58 (1) 710,58 (1) 710,48 (1) As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de setembro/2014, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de outubro. 5 Região Norte: Suzano MA, Parnaib_IV, Maranhao V, Maranhao IV, P. Itaqui, N.Venecia2, Geramar1 e Geramar2; o Região Manaus: C. Rocha, Jaraqui, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui, Aparecida, Maua B3, Maua B4, Maua B5B, Distrito A, Maua B5A, Flores 1, Distrito B, Flores 3, Flores 2, Flores 4, Iranduba, Cidade Nov, Maua B6, Maua B7, Sao Jose 1 e Sao Jose 2. ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média. 4 Despacho somente no patamar de carga pesada. PMO - SE/CO - Setembro/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] ,91 727,40 723,70 718,77 669,16 EAR(%EARmax) 31,0 29,4 27,9 26,3 24,9 23,7 21,2 ENA(%mlt) 67,9 69,0 66,3 72,1 73,7 80,7 Figura 7 Subsistema Sudeste Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 01/11/2014 a 07/11/2014:

6 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) R$/MWh EAR ou ENA (%) PMO - S - Setembro/ A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de setembro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 6 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade 4 2 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] 719,99 720,91 727,40 723,70 718,77 637,42 EAR(%EARmax) 76,0 76,9 77,9 78,4 81,2 83,2 87,6 ENA(%mlt) 79,1 82,4 92,8 109,0 97,5 99, ENA MENSAL SE/CO S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS % % % % VE % % % % LI % % % % NE N Figura 8 - Subsistema Sul A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. PMO - NE - Setembro/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] ,91 727,40 723,70 718,77 665,34 EAR(%EARmax) 27,0 25,9 24,7 23,5 22,3 21,2 15,8 ENA(%mlt) 57,9 55,8 55,9 56,1 57,3 63, Regiões SE/CO, S, NE e N 887, ,55 607,90 LI VE LS 30/08 a 05/09/2014 Casos de Sensibilidade Figura 9 Subsistema Nordeste PMO - N - Setembro/2014 Figura 11 dos cenários de sensibilidade 12. NÍVEL DE ARMAZENAMENTO OPERATIVO Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] ,91 727,40 723,70 718,77 665,34 EAR(%EARmax) 66,0 63,4 60,8 58,2 55,5 53,0 42,4 ENA(%mlt) 74,8 79,9 77,6 74,9 77,4 86, O ONS vem implementando uma política de operação energética que prioriza a preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco. Para tal, vem explorando, prioritariamente, os recursos energéticos existentes nas regiões Norte e Sul, além daqueles disponíveis na UHE Itaipu. Figura 10 - Subsistema Norte 11. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de setembro, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de setembro. Estes recursos energéticos vêm sendo complementados pelo despacho pleno do parque gerador térmico existente no SIN. Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de Programação Diária da Operação, onde se observa a plena representação da malha de transmissão e das questões associadas ao uso múltiplo da água e ambientais.

7 Nesse contexto, têm-se observado ajustes, em base diária, na política de operação definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo. Com base nessa política energética, na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados, para o fim do mês de setembro, para as regiões SE/CO e NE. Tabela 7 Níveis de armazenamento operativos Subsistema 30-set SE/CO 24,7 NE 21,7 13. A INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas a óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC). A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, que abrange o trecho de circuito duplo em 500 kv de mesma torre Tucuruí Xingu - Jurupari Oriximiná Silves - Lechuga, conforme mostrado na Figura 12, a seguir. Figura 12 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) O sistema elétrico do Amapá se interligará ao SIN a partir de novembro, pois apesar do sistema em 230 kv do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kv 2x450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre já estar disponível para a operação desde final de janeiro de 2014, as obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração desse sistema estão previstas para o final do mês de outubro de No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada em operação de sua interligação, estava prevista a desativação de grande parte do parque térmico movido a óleo combustível, mas em virtude do atraso nas obras de 230 kv e 138 kv, esse sistema elétrico foi integrado ao SIN através de uma configuração provisória, o que implica em operar esta interligação com níveis baixos de intercâmbios e consequentemente manter o parque térmico existente. Com a evolução da configuração provisória em várias etapas, de acordo com a entrada em operação das obras, tanto no sistema de 230 kv quanto no sistema de 138 kv, até sua configuração definitiva, o sistema receptor e o de 230 kv deixam de ser restritivos para a plena utilização da interligação, que ficará limitada aos critérios de segurança preconizados nos Procedimentos de Rede. 14. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO MADEIRA O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de MW, sendo MW em Santo Antônio (44 unidades geradoras) e MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de km. A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kv do Acre Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 13. 7

8 modo Power Pole Control foi permitida para transmissão de MW que somado a um bloco do Back-to-Back (400 MW) chega ao valor de transmissão de MW a partir de setembro. Durante o mês de setembro estão previstos os testes da operação bi-bloco do Back-to-Back e os testes para entrada em operação do 2º Bipolo. Desta forma, em outubro será possível escoar uma potência total de MW. Figura 13 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) foram integradas ao sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de um Transformador Provisório 500/230 kv 465 MVA. A integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN ocorreu em março de Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1 Bipolo, na configuração monopolar com retorno metálico, que permitiu a injeção de até MW, sendo 700 MW diretamente no sistema Sudeste (subestação de Araraquara 2) e até 400 MW através do Back-to-Back, para atendimento ao sistema Acre Rondônia. Nas primeiras semanas de fevereiro de 2014 as altas vazões verificadas na bacia do Rio Madeira provocaram elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio, com perda de altura de queda e consequentemente, redução de potência na UHE Santo Antônio. Dessa forma, foi mantido em operação o 1 Bipolo (configuração monopolar) em paralelo com o Transformador Provisório, com a estação Back-to- Back desligada. Na segunda quinzena do mês de fevereiro em diante verificou-se nova elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio agravando a redução da queda levando ao desligamento de toda a usina. Assim, a contribuição do Complexo Madeira, para o atendimento aos estados do Acre e Rondônia, foi realizada através do Transformador Provisório 500/230 kv 465 MVA escoando a geração da UHE Jirau. A UTE Termonorte II foi despachada em função das condições energéticas vivenciadas pelo país neste início de ano. Vale ressaltar que a UHE Jirau já conta com onze unidades em operação comercial. Durante o mês de agosto foram finalizados os testes de sobrecarga da operação na configuração bipolar com algumas pendências. No entanto, a operação bipolar no Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são consideradas a fio d água, isto é, não possuem reservatórios para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro semestre (estação chuvosa), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação seca), podendo gerar, em média, MWmed. Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar a estação seca com maiores níveis de armazenamento. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo-ouv@ons.org.br 8

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