Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro Semana Operativa de 31/12/2016 a 06/01/ APRESENTAÇÃO Na primeira quinzena do mês de dezembro/2016 ocorreu precipitação em todas as bacias hidrográficas do SIN, com volumes significativos no Grande, no Paranaíba, no São Francisco e no Tocantins. Já na segunda quinzena do mês, a precipitação ficou restrita às bacias hidrográficas da região Sul. Na semana de 31/12/2016 a 06/01/2017 deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. No final da semana deve ocorrer chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sul. Em virtude das festividades de Ano Novo nos dias 31/12/2016 e 01/01/2017, está prevista geração termelétrica a fim de garantir o suprimento de energia elétrica no SIN, conforme Nota Técnica ONS nº Diretrizes para a Programação e Operação do SIN Durante as Festividades de Natal e Ano Novo No PMO de Janeiro/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO de todos os subsistemas do SIN passou de R$ 107,11/MWh para R$ 133,64/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 26 e 27/01/2017 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2017 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Atualização da função de custo de déficit de energia elétrica, em quatro patamares, de acordo com a Resolução Homologatória ANEEL nº 2.190, de 13 de dezembro de 2016, publicada no DOU do dia 29 de dezembro de 2016, em função de ainda não ter sido publicada Resolução do CNPE que altere tanto a competência no estabelecimento dessa função quanto o valor a ser considerado nos modelos computacionais. Taxa de desconto mantida em 12% a. a. conforme Ofício SRG/ANEEL nº 282/2016. Atualização de volumes de espera, dados cadastrais de UHEs, carga, limites de intercâmbio, geração térmica devido a razões elétricas, inflexibilidades e manutenções de UTEs. Adoção de 2015 como o último ano consolidado do histórico de vazões. Alteração da versão 22 do modelo NEWAVE para versão 23 em LINUX, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 3.237/2016. Modelagem de Geração Hidráulica Mínima conjuntural da UHE Tucuruí (GHMIN) com MWmed (jan/17) e MWmed (fev/17), conforme informação do Agente Eletronorte para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de MWmed a partir de março/2017. Consideração de defluência fixa de 165 m³/s na UHE Três Marias para o mês de janeiro de 2017, conforme estabelecido no âmbito do grupo de acompanhamento da operação da bacia do rio São Francisco. Para fevereiro/2017 foi considerada 1

2 [MWmed] MW MW defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra vigente. Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3 e Parnaíba IV, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 3.245/2016 e nº 3.326/2016. Retirada da configuração das UTEs Charqueadas e Termorio_L15, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 5.922/2016 e término do suprimento do 15º Leilão de Energia Existente. Alteração nos valores de TEIF e IP para a UHE Ilha Solteira Equivalente para 1,722 % e 7,302 %, respectivamente, em função de necessidade de correção identificada pelo CNOS, conforme CI 0030/2016. Alteração de UTEs e UHEs do Agente TRACTEBEL para Agente ENGIE, conforme Despacho SCG/ANEEL nº 2.337/2016. As UTEs Santa Vitória e ERB Candeias foram reclassificadas de Tipo II-A para Tipo III a partir de janeiro/2017. A partir de janeiro/2020 e maio/2018, respectivamente, as usinas serão novamente reclassificadas para Tipo II-A. Incorporação do hidrograma TVR nas séries de vazões das UHEs Belo Monte e Pimental (dois novos postos artificiais), não sendo mais necessária a representação por desvio d água. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de janeiro/2017 e fevereiro/2017, em consonância com os valores utilizados no curto prazo, em atendimento ao Ofício SRG/ANEEL nº 274/2015 e Carta ONS nº 2.305/100/ Maior diferença de MW Atraso na UHE Colíder Atraso na UHE Santo Antônio Atraso no cronograma das UGs da UHE Belo Monte PMO dez/2016 Atraso na UHE Itaocara I Atraso na UHE Sinop PMO jan/2017 Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Maior diferença de 348 MW Antecipação da UTE Pampa Sul Atraso na UTE Mauá 3 PMO dez/2016 PMO jan/2017 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs Maior diferença de 163 MWmed 3.2. PREMISSAS 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 dezembro/ PMO dez/16 PMO jan/ Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas A partir do PMO de setembro/2016 passou a ser modelada a restrição de escoamento de energia da UHE Belo Monte, através da criação de RE específica. A partir do PMO de novembro/2016 passou a ser modelada a restrição de defluência máxima das usinas do rio São Francisco, conforme NT ONS nº 0124/2016 e Despacho SRG/ANEEL nº 2.768/2016. Com relação aos armazenamentos iniciais, foram considerados os valores de 33,9% EARmáx para o

3 R$/MWh subsistema SE/CO (aumento de 0,1 p.p.), 58,6% EARmáx para o Sul (redução de 15,6 p.p.), 16,1 % EARmáx para o Nordeste (aumento de 6,2 p.p.) e 19,4 % EARmáx para o Norte (redução de 3,7 p.p.). As reduções/aumentos citados referem-se à comparação com o PMO de dezembro/2016. Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de janeiro/2017, comparadas com o PMO de dezembro/2016. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de janeiro/2017 NEWAVE [%MLT] PMO dezembro/2016 PMO janeiro/2017 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jun/ Jul/ Ago/ Set/ Os volumes de espera foram atualizados neste PMO segundo informações constantes no Plano Anual de Prevenção de Cheias Ciclo 2016/2017, conforme ONS RE 3/0124/2016. Conforme Ofício SRG/ANEEL nº 282/2016 e Resolução Homologatória ANEEL nº 2.190/2016, foi mantida a taxa de desconto de 12% a. a. no modelo NEWAVE e passou a ser considerada uma nova curva de custo de déficit em quatro patamares, indicada na Figura 4, a seguir ,39 (6,77%) 1.571, ,81 Função Custo do Déficit 229,51 (6,77%) 3.390, , ,98 Figura 4 - Função de Custo de Déficit 479,65 (6,77%) 7.564, , ,40 0 a 5% 5% a 10% 10% a 20% Superior a 20% Patamares (% redução da carga) Valores (R$/MWh) - Ciclo Anual Resolução Homologatória ANEEL nº 2.002/2015 Valores (R$/MWh) - Ciclo Anual Resolução Homologatória ANEEL nº 2.190/ ,01 (6,77%) 1º patamar 2º patamar 3º patamar 4º patamar Out/ Nov/ Dez/ * 100% MLT < 100% MLT 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: A carga de energia do SIN prevista para o ano de 2017 deverá crescer 2,2% relativamente ao ano anterior, situando-se MWmédios abaixo do valor previsto na 2ª Revisão Quadrimestral da para o Planejamento Anual da Operação Energética , considerando o ajuste da base. Para o período prevê-se um crescimento médio anual da carga de energia do SIN de 3,6% ao ano, significando uma expansão média anual de MWmédios. A carga do SIN atinge MWmédios em 2020, ou seja, é MWmédios inferior à previsão da 2ª Revisão Quadrimestral da para o Planejamento Anual da Operação Energética , e em 2021 a carga do SIN atinge MWmédios. No subsistema Norte a integração da capital Boa Vista ao SIN (subsistema Norte) continua a ser considerada Sem Previsão, conforme reunião do DMSE-Transmissão realizada em 20/12/2016. 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 0139/2016. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 29/12/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA A atuação de um sistema de baixa pressão nos estados do Paraná, de São Paulo e do Rio de Janeiro ocasiona precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande na próxima semana. Na região Sul, o avanço de uma frente fria pelo Rio Grande do Sul e por Santa Catarina no final da semana provoca chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sul (Figura 5).

4 5. PREVISÃO DE CARGA O baixo desempenho da indústria e a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços continuam impactando o comportamento da carga em todo o país. Apesar disso, observam-se elevadas taxas de crescimento, 5,5% e 9,8%, apresentadas pelas projeções de carga para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente. Essas taxas podem ser explicadas pela ocorrência, em janeiro de 2016, de chuvas intensas acompanhadas de temperaturas amenas para aquela época do ano influenciando o comportamento da carga. Para a carga do subsistema Sul, estima-se um acréscimo de 3,3%, enquanto que para o subsistema Norte é esperada uma variação positiva da carga de 4,4%, no mês de janeiro, relativamente ao mesmo mês do ano anterior. Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de janeiro/2017 Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 31/12/16 a 06/01/17 Cabe ressaltar que 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 chuva-vazão, 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 Sudeste/Centro-Oeste e aumento nas afluências dos demais subsistemas. A previsão para as afluências médias mensais do mês de janeiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com exceção do subsistema Sul, cuja previsão apresenta-se acima dessa média. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de janeiro/2017 PMO de JANEIRO/ ENAs previstas Subsistema 31/12 a 6/1/2017 Mês de JANEIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N 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 31/12/2016 a 06/01/2017. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de CMO (R$/MWh) SE/CO S NE N Pesada 134,82 134,82 134,82 134,82 Média 134,82 134,82 134,82 134,82 Leve 131,56 131,56 131,56 131,56 Média Semanal 133,64 133,64 133,64 133, POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Exportadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético; Região NE Importadora de energia;

5 Região Norte Exportadora de energia. 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 do PMO de janeiro 2017 foi realizada, excepcionalmente, a partir de nove estudos. Além das modificações usuais que ocorrem em cada PMO, foram aprovadas as novas versões dos modelos Newave, Gevazp e Decomp. Devido às novas versões, foi considerado um número maior de passos. O caso inicial foi construído com base nos dados da RV4 do PMO de dezembro, com uma previsão de referência, baseada nas vazões medianas dos cenários da RV4, com a função de custo futuro e com as versões dos modelos computacionais vigentes em dezembro de Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de dezembro e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. O segundo estudo foi realizado com o mesmo deck do caso inicial, porém utilizando as novas versões dos modelos; GEVAZP 6.0 e Decomp Em sequência foram atualizados a carga (3º caso), os níveis de partida (4º caso), os novos cortes gerados no PMO de janeiro de 2017 (5º caso) e as vazões previstas no PMO de janeiro de 2017 (6º caso), limites de intercâmbio (7º caso), e, por último, foi atualizada a disponibilidade do SIN (8º caso). Os valores médios do CMO observados em cada estudo foram reproduzidos graficamente a seguir. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/12 a 30/12/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/12/2016 a 06/01/2017 Ressaltamos que a sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente, tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados. 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017. Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês janeiro/2017 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 392 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 04/03/2017 a 10/03/2017: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Pesada Benefício (R$/MWh) Média Leve SANTA CRUZ ,51 122,95 (2) 122,95 (2) 122,78 (2) LUIZORMELO ,15 122,95 (2) 122,95 (2) 122,78 (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 Assim sendo, não há previsão de despacho antecipado, por ordem de mérito de custo, para as UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 04/03/2017 a 10/03/2017. Porém, visando a segurança elétrica da área Espírito Santo, existe a necessidade de uma geração na UTE Luiz O. R. Melo de, pelo menos, 100 MW. Desta forma, respeitando a geração mínima contratual da usina, a UTE L. O. R. Melo deverá ser despachada, na referida semana, em 102 MW. Figura 6 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN

6 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017. Tabela 6 Expectativa de custo de despacho térmico por RE UTE Potência Instalada (MW) Subsist. CVU (R$/MWh) Pesada Geração (MWmed) Média 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO Leve ESS ELÉTRICO GLBRIZ_L13 (266) SE / CO R$ 224, R$ ,99 BLSOBR_L13 (65) SE / CO R$ 227, R$ ,54 NORTEFLU 4 (127) SE / CO R$ 232, R$ ,16 GLBRIZ_L1 (770) SE / CO R$ 236, R$ ,84 BLSOBR_L1 (321) SE / CO R$ 309, R$ ,26 M.LAGO (929) SE / CO R$ 533, R$ ,38 TOTAL SE/CO R$ ,16 FORTALEZA (327) NE R$ 139, R$ ,00 TERMOPB (171) NE R$ 391, R$ ,33 TOTAL NE R$ ,33 As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de janeiro/2017, com informações da Energia Natural Afluente (ENA), da Energia Armazenada (EAR) e do 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 fevereiro. Figura 10 Subsistema Nordeste PMO - N - JANEIRO/ ,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,77 132,90 131,90 131,35 131,10 86,80 EAR(%EARmax) 19,4 20,8 21,9 22,6 24,9 29,5 48,7 ENA(%mlt) 41,7 45,4 54,7 66,1 72,8 87,8 Figura 11 - Subsistema Norte 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 11. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS Figura 8 Subsistema Sudeste PMO - S - JANEIRO/ ,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,77 132,90 131,90 131,35 131,10 119,90 EAR(%EARmax) 58,6 58,7 59,2 59,6 59,2 58,5 54,5 ENA(%mlt) 104,6 112,7 112,0 109,5 101,8 94,4 Figura 9 - Subsistema Sul 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 De forma a permitir 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 continuarão a contemplar cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. Tabela 7 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE

7 Tabela 8 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema NÍVEL PMO 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 janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da revisão 0 do PMO janeiro/2017. Tabela 9 Previsão de ENA por REE % EARmáx - 31/1 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 36,0 31,5 36,0 42,2 SUL 60,0 51,3 60,0 62,6 NORDESTE 21,0 16,8 21,0 25,4 NORTE 26,8 24,5 26,8 28,8 Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal Previsão Mensal 31/12/2016 a 06/01/2017 jan-16 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE MADEIRA TELES PIRES ITAIPU PARANÁ SUL NORDESTE NORTE BELO MONTE INTEGRAÇÃO 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 (50 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 12. Vale ressaltar que das 50 unidades geradoras da UHE Santo Antônio, 6 unidades (417 MW) serão conectadas diretamente no sistema de 230 kv, a partir da subestação de Porto Velho 230 kv. Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal 6-jan (%EARmáx) Previsão Mensal 31-jan (%EARmáx) SUDESTE 16,3 18,9 MADEIRA 24,2 17,9 TELES PIRES - - ITAIPU 78,0 100,0 PARANÁ 37,8 40,9 SUL 58,9 60,0 NORDESTE 16,9 21,0 NORTE 20,8 26,8 BELO MONTE 33,4 34,1 Figura 12 - 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

8 2) e até 400 MW através do Back-to-Back, para atendimento ao sistema Acre Rondônia. A operação na configuração bipolar foi iniciada em novembro de 2014, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência de até MW no Bipolo 1, de até 400 MW em um bloco do Back-to-Back e de até 50 MW no transformador provisório, perfazendo um total de MW. Em janeiro de 2016 entrou em operação o modo bi-bloco do Back-to-Back e em meados de maio de 2016 ficou disponível para operação o terceiro circuito em 230 kv desde a SE Porto Velho até a SE Jauru. Assim sendo, após adequação de lógica interna ao Back-to-Back será possível disponibilizar uma potência de 700 MW para o AC/RO, em janeiro de 2017, totalizando um valor de MW de geração no Complexo do Madeira. Até esta adequação o valor de potência disponibilizado para o AC/RO ficará limitado em 450 MW, totalizando 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. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo@ons.org.br Em fevereiro de 2017, está prevista a entrada em operação do 1 polo do Bipolo 2, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência de até MW no Bipolo 2, com a capacidade de escoamento de energia do Complexo Madeira atingindo MW. O seccionamento da LT 500 kv Marimbondo II Assis na SE 500 kv Marimbondo II está previsto para março de Esta obra permitirá um aumento de 275 MW no escoamento de energia do Complexo Madeira após a entrada em operação do 2º polo do Bipolo 2, com previsão de entrada em operação abril de Devido à limitação no sistema de transmissão receptor em Araraquara 2, será possível escoar apenas MW pelos bipolos. Assim sendo, a partir de abril de 2017, a capacidade de escoamento de energia do Complexo Madeira será MW. Em julho de 2017, está prevista a entrada da LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté permitindo o escoamento pleno dos bipolos, MW. Como o limite de fluxo no Back-to-Back será 700 MW, o limite de escoamento de energia do Complexo Madeira será MW, mantendo-se ainda alguns fatores limitantes na geração térmica no Rio de Janeiro e na geração das bacias do Paraná e Paranapanema com influência na rede de 440 kv. Em dezembro/2017, com a entrada das linhas de transmissão em 500 kv entre as subestações Araraquara 2 e Fernão Dias e Araraquara 2 e Itatiba, será possível manter o escoamento pleno do bipolos eliminando totalmente as limitações citadas anteriormente.