Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro 2017 Semana Operativa de 28/01/2017 a 03/02/2017

% EARmáx Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro 2017 Semana Operativa de 28/01/2017 a 03/02/2017 1. APRESENTAÇÃO 2. NOTÍCIAS Na semana de 21 a 27/01/2017 ocorreu precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, no Paranapanema, no Tietê, no Grande, no Paranaíba, no Tocantins e na calha principal do Paraná. Em 23 e 24/02/2017 será realizada a reunião de elaboração do PMO Março de 2017 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. No início da semana de 28/01 a 03/02/2017 a precipitação deve ficar restrita às bacias hidrográficas do subsistema Sul, ao Paranapanema e ao Tietê. No final da semana deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Grande e Paranaíba, no alto São Francisco e no alto Araguaia. No PMO de Fevereiro/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e Norte passou de R$ 110,21/MWh para R$ 80,44/MWh e do subsistema Nordeste passou de R$ 148,32/MWh para R$ 176,69/MWh. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. Armazenamentos Iniciais Os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios individualizados, utilizados no modelo DECOMP e informados pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de fevereiro/2017. Estes valores, apresentados na Figura 1, a seguir, determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN sendo utilizada como recurso energético quando da definição da política de operação do SIN. Energia armazenada inicial 1 8 6 4 2 33,9% 36,7% 58,6% 62,2% 2,9 p.p. 3,6 p.p. Figura 1 Energia armazenada inicial em janeiro/17 e fevereiro/17 3.2. Tendência Hidrológica 17, 16,1% 19,4% 1 p.p. 3,5 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte jan/17 fev/17 22,9% Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de fevereiro/2017, comparadas com o PMO de janeiro/2017.

Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de fevereiro/2017 NEWAVE [%MLT] PMO janeiro/2017 PMO fevereiro/2017 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jul/16 90 95 33 48 Ago/16 104 112 35 45 104 112 35 47 Set/16 95 74 33 53 95 74 33 55 Out/16 85 92 38 51 85 92 38 54 Nov/16 89 71 31 50 89 71 31 52 Dez/16 79 94 53 50 79 98 54 50 Jan/17 69 161 31 42 * MLT < MLT No NEWAVE, os cenários de ENA são estimados por um modelo autorregressivo de geração estocástica mensal (GEVAZP energia ) interno ao modelo, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses. Assim, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores constituem uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para a construção da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO. 3.3. Destaques da Expansão da Oferta 2017/2021 As principais alterações no cronograma, conforme reunião do DMSE de 18/01/2017, são apresentadas na Tabela 2. Tabela 3 Limites de escoamento de energia do REE Madeira Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO fev/17 fev/17 ¹ 4.268 mar/17 ² 5.823 abr/17 a jun/17 ³ 6.098 1 - limite de 3.850 MW + 6 UGS de 69,59 MW 2 - limite de 5.425 MW + 6 UGS de 69,59 MW 3 - limite de 5.700 MW + 6 UGS de 69,59 MW A partir do PMO de setembro/2016 passou a ser modelada a restrição de escoamento de energia da UHE Belo Monte de forma a representar mais adequadamente a influência da rede de transmissão. A Tabela 4, a seguir, apresenta a modelagem considerada. Tabela 4 - Limites de escoamento de energia do REE Belo Monte Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO fev/17 fev/17 a fev/18 3.600 mar/18 a nov/19 7.600 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. As Tabela 5 a Tabela 8, a seguir, apresentam a modelagem considerada. Tabela 5 - Limite de escoamento de energia da UHE Itaparica Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO fev/17 fev/17 a mar/17 358,32 2 Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UTEs UTE Subsistema Situação Potência Total (MW) Combustível Leilão UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Data de entrada em operação - PMO Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior São Sepé S EC 8,0 Casca de arroz 22º LEN 1 8,0 15-mai-18 jun/18 +5 meses Porto De Sergipe I NE NI 1.515,6 Gás Natural 1 332,7 01-jan-20 jan/20-2 meses 2 332,7 01-jan-20 jan/20-2 meses 3 332,7 01-jan-20 jan/20-2 meses 4 517,5 01-jan-20 jan/20-2 meses Mauá 3 N EC 590,8 Gás Natural 20º LEN 1 189,6 15-mar-17 abr/17 +1 mês EC - Em construção NI - Não iniciada 21º LEN Na Tabela 3, a seguir, é apresentado o limite de escoamento já considerando as restrições do REE Madeira, contemplando a adição da disponibilidade líquida das 6 UGs adicionais de Santo Antônio, que possuem sistema de transmissão dedicado não concorrente com o Bipolo + Back-to-back. Tabela 6 - Limite de escoamento da UHE P. Afonso/Moxotó Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO fev/17 fev/17 a mar/17 816,08 Tabela 7 - Limite de escoamento da UHE Xingó Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO fev/17 fev/17 a mar/17 867,68

MW MW [MWmed] Tabela 8 - Limite de escoamento da UHE Três Marias Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO fev/17 fev/17 46,88 mar/17 73,55 18.000 16.000 14.000 12.000 Maior diferença de 644 MWmed Nas Figura 2, Figura 3 e Figura 4, a seguir, são apresentadas as evoluções das ofertas hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de janeiro/2017. 112.500 110.000 Maior diferença de 457 MW 10.000 8.000 PMO jan/17 PMO fev/17 6.000 Figura 4 - Evolução da oferta das usinas não simuladas 3.4. Fatos Relevantes 107.500 105.000 102.500 100.000 97.500 95.000 92.500 90.000 Entrada em operação comercial das UHEs Santo Antônio (UGs 45 a 50), Belo Monte (UG 4) e Pimental (UGs 5 e 6) 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. PMO jan/2017 PMO fev/2017 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UHEs Maior diferença de 1.516 MW 27.000 26.000 Antecipação na UTE Porto Sergipe I 25.000 24.000 23.000 Atraso na UTE Mauá 3 22.000 PMO jan/2017 PMO fev/2017 Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Modelagem de Geração Hidráulica Mínima conjuntural da UHE Tucuruí (GHMIN) com 2.207 MWmed (fev/17) e 2.250 MWmed (mar/17), conforme informação do Agente Eletronorte para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de 2.250 MWmed a partir de abril/2017. Consideração de defluência fixa na UHE Três Marias de 109 m³/s em fevereiro de 2017 e 171 m³/s em março de 2017, conforme estabelecido no âmbito do Grupo de Acompanhamento da Operação da Bacia do Rio São Francisco. Para abril/2017 foi considerada defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra vigente. Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3 e Termopernambuco, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 34/2017 e nº 164/2017. Entrada em operação comercial das UGs 45 a 50 (69,59 MW, cada) da UHE Santo Antônio, das UGs 5 e 6 (38,85 MW, cada) da UHE Pimental e da UG 4 (611,11 MW) da UHE Belo Monte, conforme Despachos SFG/ANEEL nº 04/2017, nº 29/2017, nº 69/2017 e nº 140/2017, respectivamente. 3

Modelagem da UTE Flores em dois contratos com CVUs diferentes: FLORES LT1-2 x 20 MW - R$ 794,72/MWh e FLORES LT2-2 x 20 MW - R$ 808,99/MWh. Considerada disponibilidade nula, uma vez que as UGs ainda não possuem liberação para operação comercial, conforme Despacho nº 151/2017. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de fevereiro/2017 e março/2017, em consonância com os valores utilizados no curto prazo, em atendimento ao Ofício SRG/ANEEL nº 274/2015 e Carta ONS nº 2.305/100/2015. 3.4.1. Despacho antecipado de GNL Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL através dos Fax ONS nº 0018/330/2012, foi instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz Nova e Linhares. Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de fevereiro/2017 e março/2017, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL, respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo agente. As usinas são representadas no modelo NEWAVE no arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A UTE Linhares com o valor igual a 121,6 MWmed em fevereiro/2017 e 102,0 MWmed em março/2017 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 21 MWmed em fevereiro/2017 e MWmed em março/2017, em todos os patamares de carga. Os valores descritos acima para a UTE Santa Cruz Nova se referem a despacho por ordem de mérito de custo. Para a UTE Linhares se referem a despacho para manutenção da segurança elétrica na área Espírito Santo. 4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 4.1. Informações Hidrometeorológicas 4.1.1. Condições Antecedentes Na primeira quinzena do mês de janeiro o avanço de frentes frias, associado a sistemas de baixa pressão, pelas regiões Sul e Sudeste, ocasionou valores elevados de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu e pancadas de chuva em pontos isolados das bacias do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Assim, o total acumulado de precipitação até o dia 26/01 está próximo à média histórica nas bacias dos rios Jacuí e Iguaçu (Figura 5). A configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) nas regiões Sudeste e Centro-Oeste no período de 19 a 23/01 ocasionou chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Tocantins e Grande e na calha principal do Paraná. Entretanto, a precipitação acumulada nessas bacias não foi suficiente para ultrapassar a média do mês. 4 Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de fevereiro/2017 irão compor a Nota Técnica ONS n 0007/2017, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no dia 30/01/2017. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 26/01/2017. Figura 5 - Anomalia da precipitação verificada acumulada (mm) - Janeiro/2017 Na semana de 21 a 27/01/2017, a atuação de um sistema de baixa pressão na região Centro-Oeste e no estado de São Paulo e o avanço de uma frente fria pelo Sul do País

ocasionaram precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, no Paranapanema, no Tietê, no Grande, no Paranaíba, no Tocantins e na calha principal do Paraná (Figura 6). 4.1.2. Climatologia para o trimestre Fevereiro-Março- Abril Os resultados das previsões de consenso do INPE/CEMADEN/CCST/INPA indicam como cenário mais provável para o trimestre fevereiro-março-abril de 2017, maior probabilidade de ocorrência de precipitação próximo a média histórica nas bacias hidrográficas da região Sul (Figura 7). Figura 6 - Precipitação observada (mm) no período de 21/01/17 a 27/01/17 5 A Tabela 9 apresenta as energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 14/01 a 20/01/2017 e os estimados para fechamento da semana de 21/01 a 27/01/2017. Tabela 9 Tendência hidrológica das ENAs no PMO de Fevereiro/2017 PMO de FEVEREIRO/2017 - ENAs verificadas e estimadas Subsistema 14/1 a 20/1/2017 21/1 a 27/1/2017 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 45.311 71 54.991 86 S 10.615 143 6.863 93 NE 2.993 21 2.512 18 N 4.150 41 5.356 52 Figura 7 Previsão de consenso para o trimestre de fevereiromarço-abril de 2017 do INPE/CEMADEN/CCST/INPA. Fonte: Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos-CPTEC Climatologicamente, no final do verão e no início do outono, os maiores totais de precipitação começam a retornar a região Norte do Brasil (Figura 8).

Figura 8 Climatologia de Precipitação para o trimestre fevereiro-março-abril. Fonte: Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), período-base 1961-1990 4.1.3. Previsão para a próxima semana No início da próxima semana a precipitação fica restrita às bacias hidrográficas do subsistema Sul, ao Paranapanema e ao Tietê devido a atuação de áreas de instabilidade sobre essas regiões. No final da semana as áreas de instabilidade ocasionam chuva fraca nas bacias dos rios Grande e Paranaíba, no alto São Francisco e no alto Araguaia (Figura 9). Figura 9 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 28/01/2017 a 03/02/2017 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, aumento nas afluências de todos os subsistemas. A previsão para as afluências médias mensais do mês de fevereiro 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 10 Previsão de ENAs no PMO de Fevereiro/2017 PMO de FEVEREIRO/2017 - ENAs previstas Subsistema 28/1 a 3/2/2017 Mês de FEVEREIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 56.372 85 59.529 86 S 8.836 113 9.729 117 NE 4.370 31 3.791 26 N 6.724 57 8.972 64 As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de Fevereiro/2017. 6

Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 10 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de Fevereiro/2017 Figura 13 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de Fevereiro/2017 Figura 11 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de Fevereiro/2017 4.1.4. Cenários de ENAs para o PMO de Fevereiro/2017 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de Fevereiro /2017, para acoplamento com a FCF do mês de Março/2017. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. 14 12 SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2017 7 8 6 4 2 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(MAR) REVISÃO 0 Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Fevereiro/2017 Figura 12 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de Fevereiro/2017 9 8 7 6 5 4 3 2 1 SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2017 2 4 6 8 12 14 Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO Fevereiro/2017

Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada 30 25 20 15 5 SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2017 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(MAR) REVISÃO 0 Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Fevereiro/2017 9 8 7 6 5 4 3 2 1 SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2017 5 15 20 25 Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 19 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Fevereiro/2017 9 8 7 6 5 4 3 2 1 SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2017 5 15 20 25 30 Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Fevereiro/2017 25 20 15 5 SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2017 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(MAR) REVISÃO 0 Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO Fevereiro/2017 16 14 12 8 6 4 2 SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2017 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(MAR) REVISÃO 0 Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO Fevereiro/2017 9 8 7 6 5 4 3 2 1 SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2017 2 4 6 8 12 14 16 Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 21 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Fevereiro/2017 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de fevereiro e março são apresentados na tabela a seguir. Tabela 11 MLT da ENA nos meses de fevereiro e março PMO 8 MLT das ENAs (MWmed) Subsistema FEVEREIRO SE/CO 69.070 S 8.348 NE 14.641 N 5.817 MARÇO 66.991 7.058 14.594 9.986

4.2. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinantes para a definição das políticas de operação e do CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites aplicados no PMO. Figura 22 Interligações entre regiões Tabela 12 Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO fevereiro/2017 Fluxo RNE FNS FSENE+FMCCO FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 50 Hz ITAIPU 60 Hz FNE + FCOMC (EXP. N) LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Patamar 28/01 a Demais 03/02/2017 Semanas Pesada 4.000 4.000 Média 3.983 4.000 (A) Leve 4.120 4.400 Pesada 4.100 4.100 Média 4.100 4.100 Leve 3.956 (B) 4.100 Pesada 4.100 4.100 Média 4.200 4.200 Leve 4.300 4.300 Pesada 4.700 4.700 Média 4.700 4.700 Leve 4.700 4.700 Pesada 4.500 4.500 Média 4.500 4.500 Leve 4.000 4.000 Pesada 4.000 4.000 Média 3.970 4.000 (A) Leve 3.602 4.000 Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.000 4.000 Pesada 1.000 1.000 Média 1.000 1.000 Leve 1.000 1.000 Pesada 5.200 5.200 Média 4.897 5.200 (C) Leve 4.172 4.500 Pesada 9.500 9.500 Média 9.500 9.500 Leve 9.400 9.400 Pesada 6.500 6.500 Média 6.500 6.500 Leve 5.800 5.800 Pesada 8.100 8.100 Média 8.100 8.100 Leve 8.100 8.100 Pesada 6.300 6.300 Média 6.300 6.300 Leve 6.300 6.300 Pesada 6.300 6.300 Média 6.300 6.300 Leve 6.116 (B) 6.300 Pesada 5.600 5.600 Média 5.600 5.600 Leve 5.700 5.700 9 (A) Imperatriz - Colinas C1 500 kv (B) Associado à troca da seccionadora 12931 (C) Luziânia - R.Éguas 500 kv

MW 4.3. Previsão de Carga Potência Instalada Disponibilidade Os baixos desempenhos da indústria e da atividade do setor de comércio e serviços continuam impactando o comportamento do consumo de energia no país, resultando em uma taxa de crescimento da carga prevista, tanto para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste quanto para o subsistema Sul, no mês de fevereiro/2017, de 1,3%, relativamente ao mesmo mês do ano anterior. O crescimento previsto da carga do subsistema Nordeste, em fevereiro/2017, é de 6,6%, compatível com o comportamento sazonal da carga no bimestre janeirofevereiro. Ressalta-se que a carga verificada em fevereiro/2016 se encontrava, ainda, sob o efeito das chuvas do início do ano incidentes na região. Para o subsistema Norte, é esperada uma variação negativa da carga de 2,6% no mês de fevereiro/2017, relativamente ao mesmo mês do ano anterior. Tabela 13 Evolução da carga no PMO de fevereiro/2017 125.000 100.000 75.000 50.000 25.000 0 98.491 98.491 98.491 98.491 98.491 92.686 92.872 92.828 93.016 93.805 Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Figura 23 Potência hidráulica disponível no SIN 4.5. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 14 Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO fev/17 Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 28/01/2017 Subsistema Nível previsto na Revisão 3 do PMO jan/2017 Partida informada pelos Agentes para a Revisão 0 do PMO fev/2017 SE/CO 36,4 36,5 S 63,2 62,2 NE 17,6 17,0 N 22,9 22,9 10 4.4. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de fevereiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO de fevereiro/2017. A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 3 do PMO de janeiro/2017, para a 0:00 h do dia 28/01/2017. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 28/01/2017 a 03/02/2017, 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; Região Norte Exportadora de energia.

EAR (%EARmax) 5.2. Custo Marginal de Operação CMO A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de fevereiro. Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostradas na tabela a seguir. Tabela 16 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de Fevereiro/2017 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema FEVEREIRO MARÇO SE/CO 203.667 203.667 S NE N 19.958 51.809 15.118 19.958 51.809 15.118 6. GERAÇÃO TÉRMICA Figura 24 CMO do mês de fevereiro em valores médios A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 28/01/2017 a 03/02/2017. Tabela 15 CMO para 1ª semana operativa do mês fevereiro/2017 Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 81,12 81,12 179,74 81,12 Média 81,12 81,12 179,74 81,12 Leve 79,25 79,25 171,33 79,25 Média Semanal 80,44 80,44 176,69 80,44 5.3. Energia Armazenada O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na figura a seguir para as próximas semanas operativas do mês de fevereiro/2017. ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - FEVEREIRO/2017 7 6 5 4 3 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] SUDESTE 36,5 38,4 40,2 42,6 45,0 47,4 55,1 SUL 62,2 60,4 6 59,4 58,5 57,8 56,9 NORDESTE 17,0 17,7 17,9 18,2 18,8 19,6 23,0 NORTE 22,9 23,7 24,0 24,4 26,4 29,9 58,4 Figura 25 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de fevereiro/2017 Figura 26 Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês fevereiro/2017 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 409 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana 01/04/2017 a 07/04/2017: Tabela 17 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Benefício (R$/MWh) Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 166,71 74,37 (2) 74,37 (2) 73,44 (2) LUIZORMELO 15 253,11 74,37 (2) 74,37 (2) 73,44 (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 11

EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) 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 01/04/2017 a 07/04/2017. 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. 7. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 28/01/2017 a 03/02/2017. PMO - S - FEVEREIRO/2017 14 9 12 8 7 10 6 8 5 6 4 3 4 2 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] CMO (R$/MWh) 80,44 79,07 78,54 77,99 75,85 69,89 EAR(%EARmax) 62,2 60,4 6 59,4 58,5 57,8 56,9 ENA(%mlt) 102,2 107,8 117,1 117,0 112,1 100,3 Figura 28 Resumo Fevereiro/2017para o Subsistema Sul PMO - NE - FEVEREIRO/2017 4 30 Tabela 18 Expectativa de custo de despacho térmico por RE 3 25 20 UTE Potência Instalada (MW) CVU (R$/MWh) Carga Pesada Geração (MWmed) Carga Média Carga Leve ESS ELÉTRICO LUIZORMELO (204) R$ 253,11 204 204 204 R$ 5.917.711,47 TOTAL SE/CO R$ 5.917.711,47 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] 15 10 5 CMO (R$/MWh) 176,69 159,91 160,46 148,47 143,82 239,61 EAR(%EARmax) 17,0 17,7 17,9 18,2 18,8 19,6 23,0 ENA(%mlt) 29,4 22,4 25,4 30,7 34,6 33,6 8. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de fevereiro/2017, com informações da Energia Natural Afluente (ENA), da Energia Armazenada (EAR) e do Custo Marginal de Operação (CMO) nos subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de março. Figura 29 Resumo Fevereiro/2017 para o Subsistema Nordeste 9 8 7 6 5 4 3 2 1 PMO - N - FEVEREIRO/2017 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] PMO - SE/CO - FEVEREIRO/2017 CMO (R$/MWh) 80,44 77,15 74,91 74,91 56,12 45 EAR(%EARmax) 22,9 23,7 24,0 24,4 26,4 29,9 58,4 10 9 ENA(%mlt) 50,4 58,7 62,4 70,2 74,5 82,7 9 8 8 7 Figura 30 Resumo Fevereiro/2017 para o Subsistema Norte 7 6 5 4 3 2 1 6 5 4 3 2 1 9. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] CMO (R$/MWh) 80,44 79,07 78,54 77,99 75,85 69,89 EAR(%EARmax) 36,5 38,4 40,2 42,6 45,0 47,4 55,1 ENA(%mlt) 81,7 81,9 86,7 87,8 89,2 87,3 Figura 27 Resumo Fevereiro/2017 para o Subsistema Sudeste A análise da variação semanal dos custos marginais de operação em função da atualização dos dados do PMO de fevereiro de 2017 foi realizada apenas com quatro estudos, pois neste PMO não existe expansão do parque hidráulico no segundo mês.

O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO e considerando a nova previsão de afluências, porém ainda utilizando a função de custo futuro elaborada no PMO de janeiro. Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de janeiro e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 21/01 a 27/01/2017 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/01 a 03/02/2017 O segundo estudo foi realizado com os mesmos dados do caso inicial, sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO de janeiro pela nova função elaborada para o PMO de fevereiro. Em sequência foram atualizados os seguintes blocos de dados, referentes aos níveis de partida (3º caso) e às restrições conjunturais de limites sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas (4º caso). Os valores médios dos CMO observados em cada estudo foram reproduzidos graficamente a seguir. Figura 32 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste Ressalta-se que a sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente, tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados. 10. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 21/01 a 27/01/2017 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/01 a 03/02/2017 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. 13 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. Figura 31 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SECO, Sul e Norte Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. Tabela 19 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE 44.975 65 59.529 86 73.848 107 SUL 6.070 73 9.729 117 13.361 160 NORDESTE 2.842 19 3.791 26 4.787 33 NORTE 7.638 55 8.972 64 10.362 74

Tabela 20 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema NÍVEL PMO % EARmáx - 28/2 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 46,4 38,9 46,4 51,5 SUL 58,1 52,9 58,1 75,2 NORDESTE 19,3 16,4 19,3 22,8 NORTE 28,4 24,4 28,4 32,3 fevereiro, 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 fevereiro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de dezembro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 23 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade 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 fevereiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da Revisão 0 do PMO Fevereiro/2017. Tabela 21 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal Previsão Mensal 28/01/2017 a 03/02/2017 fev/17 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE 5.873 56 6.677 64 MADEIRA 6.616 77 8.160 82 TELES PIRES 1.771 91 1.911 90 ITAIPU 5.673 162 5.856 152 PARANÁ 36.440 87 36.925 87 SUL 8.836 113 9.729 118 NORDESTE 4.370 31 3.791 26 NORTE 6.692 56 8.940 64 BELO MONTE 210 93 215 67 ENA MENSAL SE/CO S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS 71.821 104% 12.861 154% 4.626 32% 10.112 74% VE 59.420 86% 9.698 116% 3.811 26% 8.894 65% LI 46.834 68% 6.514 78% 3.009 21% 7.731 56% A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. Figura 33 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade NE N 14 Tabela 22 - Previsão de %EARmáx por REE REE 12. SENSIBILIDADE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal 3-fev (%EARmáx) Previsão Mensal 28-fev (%EARmáx) SUDESTE 22,7 25,9 MADEIRA 44,4 47,7 TELES PIRES - - ITAIPU 29,8 10 PARANÁ 43,6 52,9 SUL 60,4 58,1 NORDESTE 17,7 19,3 NORTE 23,7 28,4 BELO MONTE 19,5 21,7 A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de 13. 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 agregam na capacidade instalada do SIN uma potência de 7.318 MW, sendo 3.568 MW em Santo Antônio (50 unidades geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades geradoras). 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 ± 600 kv), 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 33. 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. 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. Figura 34 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1 Bipolo, na configuração monopolar com retorno metálico, que permitiu 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. A operação na configuração bipolar foi iniciada em novembro de 2014, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência de até 3.150 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 3.600 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, é possível disponibilizar uma potência de 700 MW para o AC/RO, em fevereiro de 2017, totalizando um valor de 3.850 MW de geração no Complexo do Madeira. Em março de 2017, está prevista a entrada em operação do 1 polo do Bipolo 2, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência de até 1.575 MW no Bipolo 2, com a capacidade de escoamento de energia do Complexo Madeira atingindo 5.425 MW. O seccionamento da LT 500 kv Marimbondo II Assis na SE 500 kv Marimbondo II está previsto para abril de 2017. Esta obra permitirá um aumento de 275 MW no escoamento de energia do Complexo Madeira elevando a capacidade de escoamento de energia do Complexo Madeira para 5.700 MW. O 2º polo do Bipolo 2 tem previsão de entrada em operação para maio de 2017, e devido à limitação no sistema de transmissão receptor em Araraquara 2, será possível escoar apenas 5.000 MW pelos bipolos. Assim sendo, a partir de maio de 2017, a capacidade de escoamento de energia do Complexo Madeira será 5.700 MW. Em julho de 2017, está prevista a entrada da LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté permitindo o escoamento pleno dos bipolos, 6.300 MW. Como o limite de fluxo no Backto-Back será 700 MW, o limite de escoamento de energia do Complexo Madeira será 7.000 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 fevereiro de 2018, 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. 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), 15

podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação seca), podendo gerar, em média, 2.000 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. 14. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo e-mail pmo@ons.org.br. 16