Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO O mês de abril vem apresentando relativa melhora no comportamento das afluências nas regiões Sudeste/Centro- Oeste e Nordeste, em relação ao que se verificou nos meses anteriores. Neste sentido, enquanto que a ENA média verificada em fevereiro e março foi de 50 %MLT e 27 %MLT nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, para o mês de abril, a ENA será de 80 %MLT e 40 %MLT. Na semana de 19 a 25/04/2014, ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Paraíba do Sul, Grande e Paranaíba, e chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca. Na semana de 26/04 a 02/05/2014 deverá ocorrer chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco ocorrerão pancadas de chuva. Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões e a atualização da FCF foram os parâmetros cuja atualização causou maior impacto na variação dos Custos Marginais de Operação CMO nas regiões SE/CO e Sul. Para as regiões Nordeste e Norte, a alteração da disponibilidade de geração foi o parâmetro de maior impacto nos CMO. O CMO médio semanal passou de R$ 996,67/MWh para R$ 915,54/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de R$ 677/MWh para R$ 628,19/MWh na região Nordeste e de R$ 664,43/MWh para R$ 217,66/MWh na região Norte. Também, deve-se destacar o retorno à operação da UHE Santo Antônio, que iniciou-se hoje, dia 25/04/2014, com perspectiva de acionamento do bipolo do sistema de transmissão do Rio Madeira, amanhã, dia 26/04/2014. Com isso, ao longo desta semana operativa, deverá haver um incremento de cerca de 800 MW na geração do SIN. 2. NOTÍCIAS Em 26 e 27/05/2014: Workshop EletroMET, Inovações no Monitoramento e na Previsão do Tempo e Clima aplicados ao Setor Elétrico, em Curitiba PR; Em 29 e 30/05/2014: reunião de elaboração do PMO Junho 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 da UG 01 (127,42 MW) da UTE Suzano Maranhão, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 917/2014. Entrada em operação comercial da UG 16 (73,29 MW) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 721/2014. Entrada em operação comercial das UGs 25 e 26 (73,29 MW cada) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 753/2014. Entrada em operação comercial das UGs 18, 19 e 20 (73,29 MW cada) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.129/2014. Alteração da data de tendência da interligação Macapá de 01/07/2014 para 01/09/2014, conforme informação da GPO-1 e do agente responsável. Alteração da potência da UHE Irapé (e demais dados físico-operativos associados), conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.582/2014. Alteração de disponibilidade da UTE Uruguaiana para o horizonte de curto prazo (maio e junho/2014) e consideração da UTE Mauá B3 com operação a óleo combustível, após a entrada em operação da UTE Mauá 3, conforme Ofício SRG/ANEEL nº 099/2014. Atualização da estimativa do montante de energia existente das usinas não simuladas, contemplando o 1

MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 110.000 105.000 100.000 horizonte 2009-2013, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 440/2011. Atualização da Base de dados para cálculo dos fatores a serem utilizados na estimativa do montante de energia em expansão das usinas não simuladas, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 476/2012. Ressalta-se que, conforme a referida Resolução, a partir deste PMO foi aplicado o fator também para as usinas eólicas. 3.2. PREMISSAS Nas Figuras 1 e 2, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica, respectivamente, em comparação ao PMO de abril/2014. 95.000 90.000 85.000 Maior diferença de 39 MW PMO abr/2014 PMO mai/2014 Figura 1- Evolução da potência instalada das UHE Os armazenamentos iniciais considerados foram de 38,5% EARmáx para o subsistema SE/CO (aumento de 1,6 p.p.), 44,6% EARmáx para o Sul (redução de 1,5 p.p.), 43,2% EARmáx para o Nordeste (aumento de 1,6 p.p.) e 89,0% EARmáx para o Norte (aumento de 5,3 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 maio/2014. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de maio/2014 NEWAVE [%MLT] PMO abril/2014 PMO maio/2014 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Out/13 111 103 60 78 Nov/13 83 71 46 85 83 71 46 85 Dez/13 96 89 85 97 96 89 85 97 Jan/14 52 145 76 103 52 145 76 103 Fev/14 39 62 27 99 39 62 27 99 Mar/14 64 166 26 116 63 165 26 115 Abr/14 80 125 40 103 PAR(p) 2 2 1 1 3 1 3 2 2 26.000 25.000 24.000 23.000 22.000 21.000 20.000 Atraso da UTE Mauá 3 Maior diferença de 208 MW. PMO abr/2014 PMO mai/2014 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE 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. 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: Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral (período maio/2014 a dezembro/2018) não sofreram alteração em relação à previsão de janeiro/2014 realizada pela EPE e ONS, e adotada até então. Destaca-se que a carga do subsistema Norte sofreu alteração devido somente à postergação da interligação de Macapá para 01/09/2014 e à postergação da interligação de Boa Vista para 01/06/2016. 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 0053/2014.

[MWmed] Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Conforme preconizado nas Resoluções Normativas ANEEL nº 440/2011 e nº 476/2012, para este PMO de maio/2014 foi encaminhada pela CCEE a base de dados 2009-2013 para composição do montante de energia das usinas existentes não simuladas individualmente. Este montante é utilizado para o cálculo por parte do ONS dos fatores a serem aplicados nas usinas em expansão, inclusive UEEs (exceto Norte, que por não ter histórico completo permaneceu com a consideração de garantia física sazonalizada), a partir deste PMO. Na Figura 3, a seguir, é apresentada a evolução da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, em comparação ao PMO de abril/2014, considerando a aplicação dos fatores, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 476/2012. 14.000 13.000 12.000 11.000 10.000 9.000 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 Usinas não simuladas individualmente - Totais - SIN Aplicação dos fatores para as UEEs Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 24/04/2014. 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Maior diferença de 2826 MWmed em set/18. PMO abr/14 PMO mai/14 Para a semana de 26 de abril a 2 de maio, a previsão é de que a atuação de uma frente fria pelas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ocasionará chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco ocorrem pancadas de chuva (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. Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 26/04 a 02/05/2014 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014, diminuição nas afluências de todos os subsistemas. Para o mês de Maio, são previstas afluências inferiores às verificadas até o momento no mês de Abril para todos os subsistemas. Cabe destacar, que as médias de afluências verificadas no trimestre Janeiro/14 a Março/14 para os subsistemas SE/CO e Nordeste, situam-se na posição de 3º pior do histórico de 82 anos. Neste contexto, o subsistema Nordeste apresentou as piores médias do histórico para os meses de Fevereiro e Março de 2014. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para a média do mês de Maio. Tabela 2 Previsão de ENA do PMO de Maio/2014 PMO de Maio/2014 - ENAs previstas Subsistema 26/4 a 2/5/2014 Mês de Maio MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 31.009 81 26.138 87 S 5.777 81 7.316 85 NE 4.067 38 3.889 53 N 13.774 103 10.297 106 3

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 5. PREVISÕES DE CARGA No subsistema NE, a carga prevista para o mês de maio, cuja taxa de crescimento é de 4,6%, reflete a sazonalidade histórica, com redução em relação ao mês imediatamente anterior. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 23,3% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa interligação, a carga prevista para maio apresenta um acréscimo de apenas 0,2% em relação ao mesmo mês do ano anterior, comportamento influenciado pela redução de carga de um consumidor livre da rede básica do ramo de metalurgia. No subsistema Sul, a taxa de crescimento prevista de 5,0% reflete a continuidade do bom desempenho das atividades econômicas da região. No subsistema SE/CO, a taxa de crescimento prevista de 3,9% deve-se, dentre outros fatores, à expectativa de que o desempenho da carga do setor industrial seja superior ao verificado nesse mesmo mês do ano anterior. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Maio/2014 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem 6ª Sem mai/14 mai/14->mai/13 SE/ CO 38.041 38.585 38.653 38.589 38.566 38.617 38.442 3,9% SUL 10.403 10.804 10.656 10.633 10.584 10.622 10.624 5,0% NE 9.747 9.824 9.875 9.886 9.895 9.884 9.833 4,6% NORTE 5.164 5.304 5.264 5.291 5.314 5.326 5.277 23,3% SIN 63.355 64.517 64.448 64.399 64.359 64.449 64.176 5,5% 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 26/04 a 02/05/2014. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 932,64 932,64 646,14 619,64 Média 918,18 918,18 632,61 194,35 Leve 909,14 909,14 619,66 160,61 Média Semanal 915,54 915,54 628,19 217,66 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014, 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 dos excedentes energéticos da região Norte; Região Norte Exportadora dos excedentes energéticos para as regiões SE/CO e Nordeste; 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 Maio de 2014, foi realizada a partir de seis estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados da Revisão 3 do PMO de Abril, considerando-se as previsões de vazão e carga do PMO de maio. Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: Função de Custo Futuro, nível de partida dos reservatórios, expansão da geração, dados de desligamentos das linhas e finalmente, dados de disponibilidades. Os valores dos CMOs publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. 4ª semana operativa 19/04 a 25/04/2014 1ª semana operativa 26/04 a 02/05/2014 4 A diferença entre esses custos marginais foi devido aos limites máximos de intercâmbio entre estas regiões terem sido atingidos neste período de planejamento. Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul

MWmed Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 4ª semana operativa 19/04 a 25/04/2014 Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste 4ª semana operativa 19/04 a 25/04/2014 1ª semana operativa 26/04 a 02/05/2014 1ª semana operativa 26/04 a 02/05/2014 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 26/04 a 02/05/2014. 17500 15000 15.435 12500 10000 7500 7.735 5000 2500 2.004 3.531 2.164 0 SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0 RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 0 244 244 INFLEXIBILIDADE 0 0 0 182 182 ORDEM DE MÉRITO 7735 2004 3531 1738 15009 Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Maio/2014 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 783 MW de UTEs do Sistema Manaus. Figura 7 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões e a FCF tiveram um maior impacto nos subsistemas Sul e Sudeste. Ao observarmos a evolução dos CMO previstos na última revisão nos subsistemas Norte e Nordeste, percebemos que uma redução significativa ocorreu nesta revisão por conta das novas disponibilidades influenciadas pelas voltas de Santo Antônio e Angra I, atualização do cronograma de manutenção e fatores de disponibilidade, montantes de geração das usinas não despachadas individualmente, dados de Itaipu e despachos das usinas a GNL. Tais atualizações ocorridas nas disponibilidades redistribuíram os fluxos dos intercâmbios com consequente desacoplamento do Nordeste. Ressalta-se que os valores dos CMOs obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior. Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Atlântico CSA¹, Sol, Angra 2, Angra 1¹, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Baixada Fluminense, Sta. Cruz Nova², Atlântico, L. C. Prestes, G. L. Brizola, Cocal, Pie-Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, Luiz O. R. Melo ², B. L. Sobrinho, Euzébio Rocha, A. Chaves, Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá¹, Pirat.12 O¹, Norte Fluminense 4, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia¹ e Goiânia 2; Região Sul: Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹, Figueira, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana e Nutepa¹; Região Nordeste: Termopernambuco, P. Pecém 1, Fortaleza, P. Pecém 2, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina Grande e Suape II³; Região Norte: Suzano Maranhão, Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Geramar 1 4 e Geramar 2 4 ; o Sistema Manaus: C. Rocha, Jaraqui, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui, Aparecida 4, Mauá B3 4, Mauá B4 4, Mauá B5B 4, Distrito A 4, Mauá B5A 4 e Flores 1 4. ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. 5

R$/MWh EAR ou ENA (%) R$/MWh R$/MWh EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 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 28/06/2014 a 04/07/2014. 9. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados do PMO de Maio/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 Junho. 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Figura 9 Subsistema Sudeste Figura 10 - Subsistema Sul PMO - SE/CO - Maio/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 882,16 EAR(%EARmax) 39,0 39,0 39,2 39,2 39,1 39,2 38,3 ENA(%mlt) 81,4 95,0 84,1 79,5 86,5 83,3 12 10 8 6 4 2 PMO - S - Maio/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 881,62 EAR(%EARmax) 45,0 44,5 45,1 46,2 48,0 48,9 56,8 ENA(%mlt) 79,2 73,5 83,3 98,0 84,5 89,9 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Figura 12 - Subsistema Norte 10. SENSIBILIDADE PMO - N - Maio/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 217,66 226,71 632,84 573,84 843,52 793,68 EAR(%EARmax) 89,0 90,6 91,7 92,5 93,4 93,7 90,9 ENA(%mlt) 102,2 131,0 114,2 96,5 77,8 110,2 A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de maio, 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 maio. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de maio com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 5 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL SE/CO S A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. 90 80 70 60 50 40 30 20 10 MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS 29.407 98% 11.311 131% 4.311 59% 11.311 117% VE 26.138 87% 7.316 85% 3.889 53% 10.297 106% LI 22.798 76% 3.558 41% 3.465 47% 9.283 96% 1.400 1.150 900 650 400 800 Regiões SE/CO e Sul 915,54 VE LI LS NE 1.256,34 913,42 683,86 26/04 a 02/05/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Região NE 784,19 N 6 PMO - NE - Maio/2014 7 6 5 4 3 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 628,19 703,39 764,58 772,24 843,52 793,68 EAR(%EARmax) 43,0 43,3 43,3 43,2 42,9 42,5 38,0 ENA(%mlt) 38,7 54,4 54,8 51,6 48,8 61,7 Figura 11 Subsistema Nordeste 90 80 70 60 50 40 30 20 10 750 700 703,39 650 665,75 628,19 VE LI LS 600 26/04 a 02/05/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE 700 Região Norte 632,84 500 300 226,71 217,66 196,67 100 VE LI LS 26/04 a 02/05/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Figura 13 dos cenários de sensibilidade

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 11. 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 14, a seguir. Figura 14 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 2014. 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. 12. 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 6.900 MW, sendo 3.150 MW em Santo Antônio (44 unidades geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em 2016. 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 2.375 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 15. Figura 15 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira 7

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 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 2013. Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1 Bipolo, na configuração monopolar com retorno metálico, que permitirá a injeção de até 1.100 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. geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar o período seco com maiores níveis de armazenamento. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br 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 sete unidades em operação comercial. 8 Em maio estão previstos os testes da operação bipolar. Desta forma, a configuração prevista para esse período será a configuração monopolar com retorno metálico com o transformador provisório escoando uma potência de 1.500 MW. Em junho são esperados os testes da operação com dois blocos do Back-to-Back, devendo ser utilizada a configuração bipolar com somente um bloco, escoando uma potência total de 3.550 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 (período chuvoso), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (período seco), podendo gerar, em média, 2.000 MWmed. Em sua configuração final, esse regime de