Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Março 2017 Semana Operativa de 25/02/2017 a 03/03/2017

% EARmáx Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Março 2017 Semana Operativa de 25/02/2017 a 03/03/2017 1. APRESENTAÇÃO No mês de fevereiro/2017 ocorreu precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, acarretando em total acumulado de chuva próximo à média histórica nas bacias dos rios Jacuí e Iguaçu. Já as bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, permaneceram apresentando anomalia negativa de precipitação nesse mês. 2. NOTÍCIAS Em 30 e 31/03/2017 será realizada a reunião de elaboração do PMO Abril 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 Na semana de 25/02 a 03/03/2017, deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios Tietê, Grande e Paranaíba e no alto São Francisco. A bacia do rio Tocantins permanece apresentando pancadas de chuva. O PMO de Março/2017 foi elaborado contemplando a utilização da Curva de Custo de Déficit em 1 patamar, conforme definido na Resolução CNPE nº 07/2017. Em virtude do período de Carnaval, entre os dias 24/02/2017 e 01/03/2017, está prevista geração termelétrica adicional à ordem de mérito a fim de garantir o suprimento de energia elétrica no SIN, conforme Nota Técnica ONS nº 012/2017 - Procedimentos para a Operação do SIN Durante o Carnaval de 2017. No PMO de Março/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO e Sul passou de R$ 113,10/MWh para R$ 169,28/MWh,do subsistema Norte passou de R$ 15,72/MWh para R$ 0,00/MWh e do subsistema Nordeste passou de R$ 142,08/MWh para R$ 169,28/MWh. 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 março/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. 100% 80% 60% 40% 20% 0% 36,7% 40,0% 62,2% 3,3 p.p. -9 p.p. Energia armazenada inicial 53,2% 20,1% 17,0% 22,9% 3,1 p.p. 19,1 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte fev/17 mar/17 42,0% Figura 1 Energia armazenada inicial em fevereiro/17 e março/17 1

3.2. Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de março/2017, comparadas com o PMO de fevereiro/2017. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de março/2017 NEWAVE [%MLT] PMO fevereiro/2017 PMO março/2017 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Ago/16 104 112 35 47 Set/16 95 74 33 55 Out/16 85 92 38 54 Nov/16 89 71 31 52 Dez/16 79 98 54 50 Jan/17 69 161 31 42 Fev/17 * 100% MLT < 100% MLT 95 74 33 56 85 92 38 55 89 71 31 53 79 98 54 51 69 158 29 43 73 103 30 77 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 16/02/2017, são apresentadas na Tabela 2. Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UTEs UTE Potência Subsistema Situação Total (MW) Mauá 3 N EC 590,8 EC - Em construção Combustível Leilão UG (MW) Gás Natural Data de entrada em operação - DMSE Data de entrada em operação - PMO Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior 1 189,6 30-abr-17 mai/17 +1 mês 20º LEN 2 189,6 30-mai-17 jun/17 +2 meses Vapor 3 211,7 30-nov-17 dez/17 +6 meses 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 3 Limites de escoamento de energia do REE Madeira Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO mar/17 mar/17 ¹ 4.268 abr/17 e mai/17 ² 5.823 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 mar/17 mar/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 de Geração [MW] Cronograma PMO mar/17 mar/17 e abr/17 358,32 Tabela 6 - Limite de escoamento da UHE P. Afonso/Moxotó Restrição de Geração [MW] Cronograma PMO mar/17 mar/17 e abr/17 816,08 2

MW MW Tabela 7 - Limite de escoamento da UHE Xingó Restrição de Geração [MW] Cronograma PMO mar/17 mar/17 e abr/17 867,68 Tabela 8 - Limite de escoamento da UHE Três Marias 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 fevereiro/2017. 112.500 110.000 107.500 105.000 102.500 100.000 97.500 95.000 92.500 90.000 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UHEs 26.000 25.000 24.000 23.000 22.000 Não há modificação Restrição de Geração [MW] Cronograma PMO mar/17 mar/17 97,20 abr/17 116,56 PMO fev/2017 Maior diferença de 379 MW Atraso na UTE Mauá 3: UG 1 - mai/17 (+1 mês) UG 2 - jun/17 (+2 meses) UG 3 - dez/17 (+6 meses) PMO fev/2017 PMO mar/2017 PMO mar/2017 Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs Figura 4 - Evolução da oferta das usinas não simuladas 3.4. Fatos Relevantes 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. Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Modelagem de Geração Hidráulica Mínima conjuntural da UHE Tucuruí (GHMIN) com 2.400 MWmed (mar/17 e abr/17), conforme informação do Agente Eletronorte para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de 2.250 MWmed a partir de mai/2017. Consideração de defluência fixa na UHE Três Marias de 226 m³/s em março de 2017 e 271 m³/s em abril de 2017, conforme estabelecido no âmbito do Grupo de Acompanhamento da Operação da Bacia do Rio São Francisco. Para maio/2017 foi considerada defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra vigente. Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3, Termopernambuco e Iranduba, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 392/2017, nº 489/2017 e nº 523/2017. Atualização da Função do Custo do Déficit (FCD) para 1 patamar de déficit no valor de 4.650,00 R$/MWh, conforme Resolução CNPE nº 7/2017. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de março/2017 e abril/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

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 março/2017 e abril/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 102,0 MWmed em março/2017 e 102,0 MWmed em abril/2017 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 0,0 MWmed em março/2017 e 0,0 MWmed em abril/2017, em todos os patamares de carga. Os valores descritos acima para a UTE Linhares se referem a despacho para manutenção da segurança elétrica na área Espírito Santo. Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de março/2017 irão compor a Nota Técnica ONS n 0016/2017, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no dia 02/03/2017. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 23/02/2017. 4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 4.1. Informações Hidrometeorológicas 4.1.1. Condições Antecedentes A atuação de áreas de instabilidade na região Sul durante o mês de fevereiro ocasionou precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, acarretando em total acumulado de chuva próximo a média histórica nas bacias dos rios Jacuí e Iguaçu (Figura 5). As bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste permaneceram apresentando anomalia negativa de precipitação devido a configuração de um bloqueio atmosférico na segunda quinzena do mês que impediu o avanço de frentes frias pela região Sudeste. Figura 5 - Anomalia da precipitação verificada acumulada (mm) - Fevereiro/2017 A precipitação ficou restrita as bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Tocantins devido à atuação de áreas de instabilidade sobre o Rio Grande do Sul e o Tocantins no decorrer da semana. A atuação de um sistema de alta pressão na região Sudeste impediu o avanço de frentes frias por essa região, provocando ausência de precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste (Figura 6). 4

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 18/02 a 24/02/17 A Tabela 9 apresenta as energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 11/02 a 17/02/2017 e os estimados para fechamento da semana de 18/02 a 24/02/2017. 5 Tabela 9 Tendência hidrológica da ENA no PMO de Março/2017 Figura 7 Previsão de consenso para o trimestre de fevereiro-março-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 Na próxima semana, a atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sudeste e Centro-Oeste ocasiona precipitação nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e no alto São Francisco. A bacia do rio Tocantins permanece apresentando pancadas de chuva (Figura 9). Figura 9 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 25/02 a 03/03/2017 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, redução nas afluências do subsistema Sul e aumento nas afluências dos subsistemas Sudeste, Nordeste e Norte. A previsão para as afluências médias mensais do mês de março indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas. Tabela 10 Previsão de ENAs do PMO de Março/2017 6 As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de Março/2017.

Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 10 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de Março/2017 Figura 13 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de Março/2017 4.1.4. Cenários de ENAs para o PMO de Março/2017 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de Março /2017, para acoplamento com a FCF do mês de Abril/2017. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. Figura 11 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de Março/2017 120% 100% 80% 60% SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2017 7 40% 20% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(ABR) REVISÃO 0 Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Março/2017 Figura 12 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de Março/2017 Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO Março/2017

Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Março/2017 Figura 19 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Março/2017 Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Março/2017 Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO Março/2017 8 Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO Março/2017 Figura 21 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Março/2017 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de março e abril são apresentados na tabela a seguir. Tabela 11 MLT da ENA nos meses de março e abril

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 neste PMO. Figura 22 Interligações entre regiões Tabela 12 Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO março/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 25/02 a Demais 03/03/2017 Semanas Pesada 4.000 4.000 Média 3.875 4.000 (A) (B) Leve 3.948 4.400 Pesada 3.000 4.100 Média 3.000 (C) 4.100 Leve 3.000 4.100 Pesada 4.100 4.100 Média 4.200 4.200 Leve 3.875 (B) 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 4.000 4.000 Leve 4.000 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 6.700 6.700 Média 6.600 6.600 Leve 6.400 6.400 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 5.500 8.100 Média 5.500 (C) 8.100 Leve 5.500 8.100 Pesada 5.980 6.300 Média 5.870 (D) 6.300 Leve 5.653 6.300 Pesada 4.900 6.300 Média 4.900 (E) 6.300 Leve 4.996 6.300 Pesada 5.600 5.600 Média 5.600 5.600 Leve 5.700 5.700 9 (A) LT 500kV Colinas - R. Gonçalves c1 (B) SB-1 Colinas 500kV (C) LT 765 kv ITABERA / TIJUCO PRETO C 2 e SB 765 kv TIJUCO PRETO A (D) Operação especial de carnaval (E) SB 765 kv IVAIPORA FUR A

4.3. Previsão de Carga As previsões de carga para o mês de março seguem dentro da sazonalidade esperada para o período. No entanto, a expectativa de baixo desempenho da indústria e da atividade do setor de comércio e serviços, continuam impactando no comportamento do consumo de energia no país, resultando em taxas de crescimento da carga previstas para o mês de março/2017, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de 0,2% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, 3,3% no subsistema Sul, 2,4% no subsistema Nordeste e 0,4% no subsistema Norte. Tabela 13 Evolução da carga no PMO de março/2017 4.5. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 14 Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO PMO mar/17 Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 25/02/2017 Subsistema Nível previsto na Revisão 3 do PMO fev/2017 Partida informada pelos Agentes para a Revisão 0 do PMO mar/2017 SE/CO 41,2 39,8 S 58,1 53,2 NE 20,1 20,1 N 40,5 42,0 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de fevereiro/2017, para a 0:00 h do dia 25/02/2017. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 4.4. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de março, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a revisão 0 do PMO de março/2017. 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 25/02/2017 a 03/03/2017, 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. 10 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 março. Figura 23 Potência hidráulica disponível no SIN Figura 24 CMO do mês de março em valores médios

A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. Tabela 15 CMO para 1ª semana operativa do mês março/2017 6. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 25/02/2017 a 03/03/2017. Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 170,73 170,73 170,73 0,00 Média 170,73 170,73 170,73 0,00 Leve 167,40 167,40 167,40 0,00 Média Semanal 169,28 169,28 169,28 0,00 5.3. Energia Armazenada O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na figura a seguir para as próximas semanas operativas do mês de março/2017. Figura 26 Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês março/2017 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 401 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana 29/04/2017 a 05/05/2017: Tabela 17 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Benefício (R$/MWh) Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 138,97 165,26 (1) 165,26 (1) 163,38 (1) 11 LUIZORMELO 15 208,88 165,26 (2) 165,26 (2) 163,38 (2) Figura 25 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de março/2017 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 Março/2017 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema MARÇO ABRIL SE/CO 203.667 203.667 S NE N 19.958 51.809 15.118 19.958 51.809 15.118 (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, há previsão de despacho antecipado, por ordem de mérito de custo, apenas para a UTE Santa Cruz Nova para a semana operativa de 29/04/2017 a 05/05/2017. 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.

EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) 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 25/02/2017 a 03/03/2017. Tabela 18 Expectativa de custo de despacho térmico por RE UTE Potência Instalada (MW) CVU (R$/MWh) Carga Pesada Geração (MWmed) Carga Média Carga Leve LUIZORMELO (204) R$ 208,88 102 102 102 R$ 678.533,59 GLBRIZ_L1 (770) R$ 215,21 257 450 593 R$ 3.842.397,53 NORTEFLU 4 (127) R$ 232,56 42 74 97 R$ 866.384,47 GLBRIZ_L13 (266) R$ 256,66 23 56 80 R$ 935.890,66 BLSOBR_L13 (65) R$ 258,94 22 38 50 R$ 631.388,70 BLSOBR_L1 (321) R$ 281,47 68 120 158 R$ 2.491.742,18 M.LAGO (929) R$ 503,22 158 277 365 R$ 17.103.903,70 TOTAL SE/CO R$ 26.550.240,82 R.ALMEIDA (138) R$ 251,37 25 44 58 R$ 669.621,77 C.FURTADO (186) R$ 279,04 53 93 123 R$ 1.894.348,41 GLOBAL I (149) R$ 501,70 40 70 92 R$ 4.297.172,75 GLOBAL II (149) R$ 501,70 9 15 20 R$ 929.922,95 TOTAL NE R$ 7.791.065,88 8. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO ESS ELÉTRICO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de março/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 abril. 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 PMO - SE/CO - MARÇO/2017 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[ABR] CMO (R$/MWh) 169,28 169,24 168,89 169,46 168,97 156,07 EAR(%EARmax) 39,8 40,6 41,7 43,1 44,6 46,1 49,4 ENA(%mlt) 66,7 77,5 81,1 82,4 82,1 84,0 Figura 27 Resumo Fevereiro/2017 para o Subsistema Sudeste 180,0 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[ABR] CMO (R$/MWh) 169,28 169,24 168,89 169,46 168,97 156,07 EAR(%EARmax) 53,2 54,0 53,9 53,2 52,2 51,6 48,9 ENA(%mlt) 83,6 84,2 79,2 75,9 78,1 82,8 Figura 28 Resumo Fevereiro/2017para o Subsistema Sul 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 PMO - S - MARÇO/2017 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[ABR] CMO (R$/MWh) 169,28 220,25 220,44 238,01 238,05 219,11 EAR(%EARmax) 20,1 20,6 20,6 21,0 21,7 22,5 27,7 ENA(%mlt) 28,9 23,2 27,5 32,7 33,2 50,5 Figura 29 Resumo Março/2017 para o Subsistema Nordeste 110,0 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 PMO - NE - MARÇO/2017 PMO - N - MARÇO/2017 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[ABR] CMO (R$/MWh) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,60 EAR(%EARmax) 42,0 48,5 56,3 63,2 64,3 65,9 69,0 ENA(%mlt) 98,6 94,8 96,6 101,2 100,3 93,8 Figura 30 Resumo Março/2017 para o Subsistema Norte 180,0 160,0 140,0 120,0 100,0 9. 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 março de 2017 foi realizada apenas com quatro estudos, pois neste PMO não existe expansão do parque hidráulico no segundo mês. 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 1,0 0,0 12

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 fevereiro. Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de fevereiro e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 18/02 a 24/02/2017 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 25/02 a 03/03/2017 O segundo estudo foi realizado com os mesmos dados do caso inicial, sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO de fevereiro pela nova função elaborada para o PMO de março. Em sequência, no 3º caso, foram atualizados os blocos de dados referentes aos níveis de partida, e no 4º caso foram incluídas as restrições elétricas conjunturais da operação especial de carnaval e de limites sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Figura 32 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 18/02 a 24/02/2017 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 25/02 a 03/03/2017 Os valores médios do CMO observados em cada estudo foram reproduzidos graficamente a seguir. CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 18/02 a 24/02/2017 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 25/02 a 03/03/2017 13 Figura 33 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte Deve ser ressaltado que a sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente, tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados. Figura 31 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SECO e Sul 10. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS 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 19 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Subsistema (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE 42.797 64 54.437 81 65.924 98 SUL 3.407 48 6.005 85 8.675 123 NORDESTE 2.805 19 4.173 29 5.537 38 NORTE 13.833 82 15.693 93 17.552 104 Tabela 20 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema 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 março, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da Revisão 0 do PMO Março/2017. Tabela 21 Previsão de ENA por REE ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS NÍVEL PMO % EARmáx - 31/3 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 46,1 39,7 46,1 51,5 SUL 51,6 42,2 51,6 60,6 NORDESTE 22,5 19,2 22,5 25,2 NORTE 65,9 64,5 65,9 67,3 Tabela 22 - Previsão de %EARmáx por REE 12. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de março, 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 março. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de março com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 23 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal 3-mar (%EARmáx) Previsão Mensal 31-mar (%EARmáx) SUDESTE 24,3 27,7 MADEIRA 76,5 80,0 TELES PIRES - - ITAIPU 99,4 100,0 PARANÁ 45,8 52,0 SUL 54,0 51,6 NORDESTE 20,6 22,5 NORTE 48,4 65,8 BELO MONTE 100,0 100,0 SE/CO S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS 65.038 97% 8.406 119% 5.436 37% 17.382 108% VE 54.437 81% 6.005 85% 4.173 29% 15.693 97% LI 43.685 65% 3.649 52% 2.906 20% 14.003 87% A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. NE N 14 Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal Previsão Mensal 25/02/2017 a 03/03/2017 mar-17 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE 4.833 47 6.495 65 MADEIRA 9.805 93 10.541 93 TELES PIRES 2.490 115 2.388 108 ITAIPU 4.113 108 3.855 104 PARANÁ 25.222 61 31.159 78 SUL 6.886 88 6.005 84 NORDESTE 5.100 35 4.173 29 NORTE 13.832 94 14.754 93 BELO MONTE 691 163 897 123 Figura 34 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade

13. ESTUDO PROSPECTIVO - MARÇO/17 A FEVEREIRO/18 O estudo prospectivo apresentado neste documento tem por objetivo efetuar uma prospecção dos CMOs, através de simulações a usinas individualizadas. Para o cálculo dos custos marginais, o ONS procedeu a execução do modelo DECOMP em base mensal, considerando a Função de Custo Futuro para o Programa Mensal de Operação PMO, para o mês de fevereiro/17, utilizando os cortes mensais desta função para o período março/17 a fevereiro/18. Deve-se destacar que este estudo considerou o valor esperado das previsões de afluências elaboradas pelo modelo PREVIVAZ-M do CEPEL, com base nos resultados da revisão 2 do PMO de fevereiro de 2017. Tabela 24 Energias Naturais Afluentes * (MWmed) ENA(Mwmed) mar-2017 abr-2017 mai-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 set-2017 out-2017 nov-2017 dez-2017 jan-2018 fev-2018 SUDESTE 58039 45877 34754 27854 22969 18962 18123 22098 29410 44722 62650 67494 SUL 7593 6893 8400 9985 10444 9768 11492 12948 8835 6927 6994 7813 NORDESTE 6494 5952 3797 2953 2976 2694 2320 3002 4986 8989 12756 12226 NORTE 11653 12899 9710 5476 3552 2487 1918 1938 3153 5804 9482 21924 Tabela 25 Energias Naturais Afluentes (%MLT) ENA (%MLT) mar-2017 abr-2017 mai-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 set-2017 out-2017 nov-2017 dez-2017 jan-2018 fev-2018 SUDESTE 87% 86% 90% 88% 91% 94% 93% 95% 96% 95% 98% 98% SUL 108% 104% 98% 97% 93% 95% 96% 96% 93% 92% 94% 94% NORDESTE 44% 50% 53% 62% 76% 79% 76% 90% 91% 89% 91% 84% NORTE 69% 78% 84% 86% 90% 90% 91% 90% 95% 93% 92% 98% * O cálculo da ENA leva em conta a expansão do parque hidrelétrico. Foi utilizada a previsão de carga do PMO fevereiro/2017. Tabela 26 Carga (MWmed) Tabela 27 Custos Marginais de Operação (R$/MWh) Subsistema Patamar mar-2017 abr-2017 mai-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 set-2017 out-2017 nov-2017 dez-2017 jan-2018 fev-2018 SUDESTE/CO 1 101.25 101.88 138.02 140.92 121.99 119.37 127.23 109.50 93.04 89.30 74.64 39.26 SUDESTE/CO 2 101.25 101.88 138.02 140.92 121.99 119.37 126.85 109.50 93.04 89.30 74.64 39.26 SUDESTE/CO 3 96.24 97.50 131.72 137.61 119.68 114.30 121.00 104.55 90.98 88.08 70.50 37.09 SUDESTE/CO Médio 99.47 100.09 135.67 139.68 121.13 117.56 124.70 107.58 92.23 88.83 73.10 38.43 SUL 1 101.25 101.88 138.02 140.92 121.99 119.37 127.23 109.50 93.04 89.30 74.64 39.26 SUL 2 101.25 101.88 138.02 140.92 121.99 119.37 126.85 109.50 93.04 89.30 74.64 39.26 SUL 3 96.24 97.50 131.72 137.61 119.68 114.30 121.00 104.55 90.98 88.08 70.50 37.09 SUL Médio 99.47 100.09 135.67 139.68 121.13 117.56 124.70 107.58 92.23 88.83 73.10 38.43 NORDESTE 1 258.19 141.48 138.02 140.92 121.99 119.37 127.23 109.50 93.04 89.30 74.64 39.26 NORDESTE 2 258.19 141.48 138.02 140.92 121.99 119.37 126.85 109.50 93.04 89.30 74.64 39.26 NORDESTE 3 139.88 131.71 131.72 137.61 119.68 114.30 121.00 104.55 90.98 88.08 70.50 37.09 NORDESTE Médio 216.05 137.49 135.67 139.68 121.13 117.56 124.70 107.58 92.23 88.83 73.10 38.43 NORTE 1 3.83 0.00 0.00 126.84 121.99 119.37 127.23 109.50 93.04 89.30 23.33 39.26 NORTE 2 3.83 0.00 0.00 126.84 121.99 119.37 126.85 109.50 93.04 89.30 23.33 39.26 NORTE 3 3.83 0.00 0.00 126.84 119.68 114.30 121.00 104.55 90.98 88.08 22.33 37.09 NORTE Médio 3.83 0.00 0.00 126.84 121.13 117.56 124.70 107.58 92.23 88.83 22.96 38.43 14. 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, com capacidade instalada 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 e através de uma estação conversora Back-to- Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 35, a seguir. Vale ressaltar que das 50 unidades geradoras da UHE Santo Antônio, 6 unidades (417 MW) são conectadas diretamente no sistema de 230 kv, a partir da subestação de Porto Velho 230 kv. 15 Carga (Mwmed) mar-2017 abr-2017 mai-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 set-2017 out-2017 nov-2017 dez-2017 jan-2018 fev-2018 SUDESTE/CO 39820 38751 37482 36857 36907 37800 38470 39109 38392 38224 40549 42003 SUL 11699 10962 10670 10717 10926 10919 10756 11036 11242 11349 12292 12682 NORDESTE 11121 10922 10600 10351 10249 10341 10653 10870 10984 10999 11296 11248 NORTE 5245 5703 5634 5438 5525 5776 5872 5762 5710 5627 5713 5759 Figura 35 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira Em abril de 2017, está prevista a entrada em operação do 1 polo do Bipolo 2 (polo 4), 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 também está previsto para abril de 2017. Esta obra permitirá um aumento de 275 MW no escoamento de energia do Complexo Madeira a partir da entrada do 2º polo do Bipolo 2 (polo 3), completando o 2 Bipolo, com previsão de entrada em operação para junho de 2017. Pórem, o sistema de transmissão receptor em Araraquara 2 é capaz de escoar apenas 5.000 MW. Assim sendo, a partir de junho de 2017, considerando que a rede de 230 kv de Rondônia é capaz de escoar 700 MW, a capacidade de escoamento de energia do Complexo Madeira será 5.700 MW. 15. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo e-mail pmo@ons.org.br. Em julho de 2017 está prevista a entrada da LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté, permitindo o escoamento pleno dos dois bipolos, 6.300 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), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação seca), podendo gerar, em média, 2.000 MWmed. 16 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. 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.