Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO O mês de maio foi caracterizado pela passagem frequente de frentes frias, uma por semana, pela região Sul e pelo litoral da região Sudeste. As anomalias positivas de precipitação observadas nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Paranapanema foram decorrentes dos sistemas que atuaram na primeira e quarta semanas. Esse último sistema também ocasionou precipitação nas bacias dos rios Tietê, Grande e pontos isolados da bacia do rio Paranaíba e no trecho a montante da UHE Três Marias. A bacia do rio Tocantins apresentou pancadas de chuva próximo à UHE Tucuruí. Para a semana de 31/05 a 06/06/2014, a previsão é de que ocorra chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu, e fraca nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê. Na elaboração deste PMO, a previsão de vazões foi o parâmetro cuja atualização causou maior impacto na variação dos Custos Marginais de Operação CMO. O CMO médio semanal passou de R$ 832,22/MWh para R$ 578,98/MWh nas regiões SE/CO e Sul, e de R$ 832,22/MWh para R$ 578,45/MWh nas regiões Nordeste e Norte. 2. NOTÍCIAS Em 26 e 27/06/2014: reunião de elaboração do PMO Julho de 2014 no auditório do Escritório Central do ONS, situado na Rua Julio 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 31 (7ª) e 03 (8ª) da UHE Jirau (75,0 MW cada), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 1.271/2014 e nº 1.310/2014, respectivamente; das UGs 01 e 02 da UHE Batalha (26,25 MW cada), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.547/2014 e da UG 02 da UTE Suzano Maranhão (127,42 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.365/2014. Atualização do CVU da UTE Norte Fluminense 4, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 1.551/2014. Representação e modelagem das UTEs vencedoras do 13º Leilão de Energia Existente com CVU não nulo (CCBS, Eletrobolt, Três Lagoas e Termorio), em duas parcelas (L1 e L13) com CVU distintos, conforme Ofícios SRG/ANEEL nº 106/2014 e 119/ 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 maio/2014.

2 [MWmed] MW MW Maior diferença de 297 MW Atraso da UHE Jirau e UHE Santo Antônio Os armazenamentos iniciais considerados foram de 37,3% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 1,2 p.p.), 51,2 % EARmáx para o Sul (aumento de 6,6 p.p.), 40,7 % EARmáx para o Nordeste (redução de 2,6 p.p.) e 92,8 % EARmáx para o Norte (aumento de 3,7 p.p.). Os aumentos e reduções citados referem-se à comparação com o PMO anterior. Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de junho/2014. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Atraso UTE Canoas PMO mai/2014 PMO jun/2014 Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de junho/2014 NEWAVE [%MLT] PMO maio/2014 PMO junho/2014 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Nov/ Dez/ Jan/ Fev/ Maior diferença de 84 MW. Mar/ Abr/ Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE PMO mai/2014 PMO jun/2014 Usinas não simuladas individualmente - Expansão - Totais - SIN PMO mai/14 PMO jun/14 Maior diferença de 327 MWmed em set/2018. Atraso ICG Morro do Chapéu II e Ibiapina II Atraso ICG João Câmara III e Lagoa Nova II 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 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. Mai/ PAR(p) Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal 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. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 29/05/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 31 de maio a 6 de junho, a previsão é de que duas frentes frias avancem pela região Sul e litoral da região Sudeste, e ocasionem chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu, e fraca nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê (Figura 4). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte da bacia do rio Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. 2

3 Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 31/05 a 06/06/2014 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 31/05 a 06/06/2014, queda nas afluências à todos os subsistemas do SIN. Quanto a previsão das afluências para o mês de junho, os subsistemas Sul e Norte devem apresentar valores próximos às suas respectivas médias mensais; já os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste devem permanecer com afluências críticas, abaixo de suas médias mensais. Particularmente para o Subsistema Nordeste, prevê-se afluências em torno de 40% da média mensal. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para a média do mês de Junho. Tabela 2 Previsão de ENAs no PMO de junho/2014 PMO de Junho/ ENAs previstas Subsistema 31/5 a 6/6/2014 Mês de Junho MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÕES DE CARGA A carga prevista para o mês de junho, no subsistema Nordeste, mantém a expectativa de crescimento com base no comportamento do consumo das classes residencial e comercial. Relativamente ao mesmo mês do ano anterior, a taxa de crescimento prevista é de 3,7%. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 27,2% decorre, principalmente, da interligação do sistema Manaus. Retirando o efeito dessa interligação, a carga prevista para junho apresenta um acréscimo de 2,4% em relação ao mesmo mês do ano anterior. No subsistema Sul, a taxa de crescimento prevista, de 1,4%, está refletindo a ocorrência de baixas temperaturas nesse mesmo mês do ano anterior, quando a carga foi impactada pelo aumento da utilização de equipamentos para aquecimento. No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a taxa prevista de 1,6%, acompanha o comportamento da atividade econômica, influenciada pelo desempenho recente da indústria, que não apresenta dinâmica de crescimento bem definida. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Junho/2014 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jun/14 jun/14->jun/13 SE/ CO ,6% SUL ,4% NE ,7% NORTE ,2% SIN ,6% 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 31/05 a 06/06/2014. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 599,38 599,38 594,50 594,50 Média 594,42 594,42 594,42 594,42 Leve 550,42 550,42 550,42 550,42 Média Semanal 578,98 578,98 578,45 578,45 A diferença entre esses custos marginais foi devido aos limites máximos de intercâmbio entre estas regiões terem sido atingidos neste período de planejamento. 3

4 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 31/05/2014 a 06/06/2014, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região Sul Exportadora de energia em função da melhoria nas condições hidroenergéticas da região; Região NE Importadora de energia da região Norte; Região Norte Exportação, para as regiões SE/CO e Nordeste, dimensionada de forma a se evitar o retorno da ocorrência de vertimentos na UHE Tucuruí; Região SE/CO Importadora de energia das regiões Sul e Norte em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região. 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 Junho de 2014, foi realizada a partir de cinco 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 são retiradas as máquinas de novas usinas e/ou usinas em expansão, e também não são considerados limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Finalizando a descrição deste caso, deve ser ressaltado que a partida dos reservatórios foi estimada conforme resultados da última revisão. No segundo estudo foi substituída apenas a função de custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de Junho. Complementando a análise, nos demais casos estudo, foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão (novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica) e limites nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/05 a 30/05/ ,22 Rev. Anterior 586,29-245,93 Previsão de Vazões 4,20-2,25 3,08-2,70-9,64 Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/05 a 30/05/ ,22 Rev. Anterior 586,29-245,93 Previsão de Vazões SE/CO e Sul - 590,49 588,24 591,32 588,62 578,98 FCF JUN/2014 Partida Expansão Desligam. Demais Atualiz. 590,49 587,95 590,95 588,62 578,45 4,20-2,54 3,00-2,33-10,17 FCF JUN/2014 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/05 a 06/06/2014 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/05 a 06/06/2014 Norte e Nordeste - Partida Expansão Desligam. Demais Atualiz. Figura 6 - Análise da variação do CMO nos subsistemas Norte e Nordeste Ressaltamos que o valores dos CMOs obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos dados conforme detalhado. 4

5 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) MWmed 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 31/05 a 06/06/ SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Junho/2014 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 816 MW de UTEs do Sistema Manaus. Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Atlântico CSA¹, Sol, Angra 2, Angra 1, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Baixada Fluminense, Sta. Cruz Nova², Atlântico, L. C. Prestes L1, G. L. Brizola L1, Cocal, Pie- RP¹, Juiz de Fora, W. Arjona, Luiz O. R. Melo², B. L. Sobrinho L1, Euzébio Rocha L1, A. Chaves, Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, Norte Fluminense 4, B. L. Sobrinho L13, G. L. Brizola L13, L. C. Prestes L13, Euzébio Rocha L13, M. Lago, Cuiabá¹, Pirat.12 O¹, R. Silveira¹, Termonorte 2³ e Viana³; Região Sul: Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹ e Figueira; Região Nordeste: Termopernambuco, P. Pecém 1, P. Pecém 2, Fortaleza, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú³, Termocabo³, Termonordeste³, Termoparaiba³ e Campina Grande³; Região Norte: Suzano Maranhão, Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Geramar 1³ e Geramar 2³; o Sistema Manaus: C. Rocha, Jaraqui, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4 e Mauá B5B³. 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. Foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 02/08/2014 a 08/08/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados do PMO de junho/2014, relacionando, Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro 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 julho Figura 8 Subsistema Sudeste Figura 9 - Subsistema Sul Figura 10 Subsistema Nordeste Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUL] 578,98 587,62 590,71 602,30 611,61 610,39 EAR(%EARmax) 37,0 37,0 36,4 35,9 35,3 34,7 31,4 ENA(%mlt) 90,9 83,8 80,5 80,4 85,3 85, PMO - SE/CO - Junho/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUL] 578,98 587,62 590,71 602,30 611,61 586,54 EAR(%EARmax) 51,0 59,2 65,5 70,4 76,0 78,6 93,9 ENA(%mlt) 161,8 147,2 132,6 154,9 127,1 148, PMO - S - Junho/2014 PMO - NE - Junho/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUL] 578,45 587,62 590,71 602,30 611,61 610,57 EAR(%EARmax) 41,0 4 39,3 38,5 37,7 36,9 33,5 ENA(%mlt) 45,7 49,1 49,6 46,3 49,6 56,

6 R$/MWh R$/MWh EAR ou ENA (%) Figura 11 - Subsistema Norte PMO - N - Junho/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUL] 578,45 587,62 590,71 602,30 611,61 610,38 EAR(%EARmax) 93,0 93,1 93,2 93,1 92,9 92,7 91,1 ENA(%mlt) 113,0 105,8 89,3 80,5 89,1 100,6 10. NÍVEIS DE ARMAZENAMENTO OPERATIVOS 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. 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. 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 junho, para as regiões SE/CO e NE. Tabela 5 Níveis de armazenamento operativos Subsistema %EARmáx (30/jun) SE/CO 36,1 NE 37, SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de junho, 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 junho. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de junho com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 6 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL SE/CO MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS % % % % VE % % % % LI % % % % A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos Figura 12 dos cenários de sensibilidade S Regiões SE/CO e Sul 578,98 VE LI LS 12. 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). NE 864,16 588,47 370,90 31/05 a 06/06/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Regiões NE e N 578,45 VE LI LS 864,16 588,47 370,90 31/05 a 06/06/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE N 6

7 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 13, a seguir. Figura 13 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) O sistema elétrico do Amapá se interligará ao SIN a partir de setembro, 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 junho de 2014, porém só poderão ser comissionadas a partir da segunda quinzena de julho, após o término da Copa do Mundo FIFA 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. 13. 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 14. Figura 14 - 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 permitirá 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. 7

8 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 oito unidades em operação comercial. Em junho está prevista, a partir da 2ª semana operativa, a entrada em operação da configuração bipolar com um bloco do Back-to-Back. Desta forma, a configuração prevista para poderá escoar uma potência de MW. Até agosto é esperada a finalização dos testes da operação com dois blocos do Back-to-Back e será possível utilizar a configuração Bipolar com dois blocos escoando uma potência total de MW. 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. 8 Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo-ouv@ons.org.br