[MWmed]

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro Semana Operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016 1. APRESENTAÇÃO 2. NOTÍCIAS No início da semana de 20 a 26/09/2016 ocorreu chuva moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu, e precipitação de intensidade fraca nas demais bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. Em 29 e 30/09/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Outubro de 2016 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. Na semana de 27/08 a 02/09/2016 deve ocorrer precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema do Sul, no trecho incremental a UHE Itaipu e em pontos isolados do Paranapanema. No PMO de setembro/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO do subsistema SE/CO passou de R$ 70,40/MWh para R$ 128,02/MWh, no subsistema Sul passou de R$ 70,40/MWh para R$ 107,86/MWh, e nos subsistemas Nordeste e Norte passou de R$ 94,86/MWh para R$ 128,02/MWh. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Atualização da carga, limites de intercâmbio, geração térmica devido a razões elétricas, inflexibilidades e manutenções de UTEs. Suspensão da operação comercial da UG 3 da UTE Camaçari D/G, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 2.058/2016. A UTE passa a ser modelada com disponibilidade nula, a partir deste PMO, uma vez que as demais unidades geradoras já se encontravam com suas operações comerciais suspensas. Revogação, com efeitos a partir de 1 de janeiro de 2017, da autorização da UTE Charqueadas, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 5.922/2016. Entrada em operação comercial das UGs 3, 4 e 5 (364 MW cada) da UHE Teles Pires, conforme Despacho SFG/ANEEL n 2.103/2016. Entrada em operação comercial da UG 3 (73 MW) da UHE Cachoeira Caldeirão, conforme Despacho SFG/ANEEL n 2.108/2016. Entrada em operação comercial da UG 3 (38,85 MW) da UHE Pimental, conforme Despacho SFG/ANEEL n 2.109/2016. Entrada em operação comercial da UG 43 (75 MW) da UHE Jirau, conforme Despacho SFG/ANEEL n 2.227/2016. Modelagem de Geração Hidráulica Mínima conjuntural da UHE Tucuruí (GHMIN) com 1.500 MWmed (set/16) e 1.450 MWmed (out/16), conforme informação do Agente Eletronorte para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de 2.250 MWmed a partir de novembro/2016. 1

MW [MWmed] MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Retirada da oferta da UHE São Roque (141,9 MW, cuja previsão para operação comercial era a partir de 01/05/2017) uma vez que essa UHE foi considerada SEM PREVISÃO pelo DMSE Geração na reunião de 17/08/2016. Alteração de dados cadastrais da UHE Caçu, conforme Ofício SRG/ANEEL nº 784/2016 (Homologação do Projeto Básico) e dados adicionais conforme Acordo Operativo ONS-EPE. Modelagem da disponibilidade das usinas da região metropolitana de Manaus considerando as UTEs Flores (Lotes 1, 2 e 3), Iranduba e São José disponíveis para o SIN apenas até setembro/2016. Modelagem da redução da descarga mínima do reservatório da UHE Queimado para 10 m³/s até 31 de outubro de 2016, conforme Resolução ANA nº 934, retornando ao valor estrutural de 17 m³/s a partir de novembro/2016. Modelagem da restrição de escoamento da UHE Belo Monte de forma a representar mais adequadamente a influência da rede de transmissão. Retirada da integração do sistema Boa Vista ao SIN (anteriormente prevista para 01/01/2019) uma vez que foi considerada SEM PREVISÃO pelo DMSE Transmissão na reunião de 17/08/2016. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de setembro e outubro/2016, 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. 3.2. 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 agosto/2016. 27.000 26.000 25.000 24.000 23.000 22.000 18.000 16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 Maior diferença de 1.516 MW PMO ago/2016 Atraso UTE Porto Sergipe I (1.516 MW) Atraso UTE Pampa Sul (340 MW) Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs Maior diferença de 301 MWmed Antecipação UTE Costa Rica I (164 MW) PMO set/2016 PMO ago/16 PMO set/16 Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Atendendo ao Despacho ANEEL nº 3.276/2015 a topologia com 9 Reservatórios Equivalentes de Energia REEs passou a ser aplicada a partir do PMO de janeiro/2016. Assim a modelagem do escoamento da energia das UHEs do rio Madeira e da UHE Teles Pires apresenta tratamento específico, para representar adequadamente as restrições pertinentes, não sendo mais necessárias as adaptações no cronograma de unidades geradoras das UHEs Santo Antônio, Jirau e Teles Pires, realizadas até o PMO de dezembro/2015. 112.500 110.000 107.500 105.000 102.500 100.000 97.500 95.000 92.500 90.000 Maior diferença de 242 MW Retirada UHE São Roque e atraso UHE Colíder Atraso UHE Santo Antônio PMO ago/2016 Atraso UHE Sta. Branca Tibagi PMO set/2016 Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Desta forma, conforme FAX ONS nº 0031/330/2015 e 0100/340/2015, Carta ONS nº 2.285/100/2015 e Ofício SRG/ANEEL nº 271/2015 foram feitas adequações de modelagem nos REEs Madeira, Teles Pires, Itaipu e Norte, com o objetivo de representar especificidades operativas destes REEs. Com a entrada em operação comercial das últimas três UGs da UHE Teles Pires em 04/08/2016 e considerando a inexistência de restrições elétricas para escoamento de sua energia, a partir do PMO de setembro/2016 deixou de existir restrição para o REE Teles Pires.

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. Com relação aos armazenamentos iniciais, foram considerados os valores de 46,6% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 5,3 p.p.), 89,2% EARmáx para o Sul (redução de 1,3 p.p.), 19,8 % EARmáx para o Nordeste (redução de 3,5 p.p.) e 48,4 % EARmáx para o Norte (redução de 7,1 p.p.). As reduções citadas referem-se à comparação com o PMO de agosto/2016. Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de setembro/2016, comparadas com o PMO de agosto/2016. Atualização dos limites de transmissão e geração térmica mínima por razões elétricas. Maiores detalhes estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0086/2016. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 25/08/2016. 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA O avanço de uma frente fria pela região Sul no início da semana, e a atuação de áreas de instabilidade nessa localidade, no final da semana, ocasionam precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, no trecho incremental a UHE Itaipu e em pontos isolados do Paranapanema (Figura 4). Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de setembro/2016 NEWAVE [%MLT] PMO agosto/2016 PMO setembro/2016 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Fev/16 86 166 92 65 Mar/16 98 211 32 54 98 211 32 54 Abr/16 73 147 26 48 73 147 26 48 Mai/16 89 127 24 38 89 127 24 38 Jun/16 120 95 31 41 120 95 31 41 Jul/16 91 97 33 47 91 97 33 47 Ago/16 104 116 35 43 Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. Dentre essas informações, destacam-se: Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral (período setembro/2016 a dezembro/2020) sofreram elevação média nos 5 anos de aproximadamente 1.930 MWmed no SIN, em relação à previsão de maio/2016, realizada pela EPE e ONS, e adotada até então. A carga do subsistema SE/CO sofreu aumento médio aproximado nos 5 anos de 1.080 MWmed, a do Sul, aumento de 580 MWmed, a do Nordeste, aumento de 135 MWmed e a do Norte, aumento de 135 MWmed. No subsistema Norte a interligação de Boa Vista estava prevista para 01/01/2019, mas foi considerada SEM PREVISÃO pelo DMSE Transmissão na reunião de 17/08/2016. Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 27/08/16 a 02/09/16 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 recessão nas afluências aos subsistemas Sudeste e Sul e estabilidade para os subsistemas Nordeste e Norte.

A previsão para as afluências médias mensais do mês de setembro indica a ocorrência de afluências levemente acima da média histórica para os subsistemas Sudeste e Sul e abaixo desta média para os subsistemas Nordeste e Norte. Cabe o destaque para os subsistemas Nordeste e Norte, que apresentam previsão de valores significativamente abaixo da média histórica. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de setembro/2016 PMO de SETEMBRO/2016 - ENAs previstas Subsistema 27/8 a 2/9/2016 Mês de SETEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 22.216 111 21.576 111 S 15.563 144 14.858 124 NE 1.176 35 1.191 39 N 1.033 43 903 46 5. PREVISÃO DE CARGA No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a variação nula da carga prevista para o mês de setembro/2016, relativamente a setembro/2015, reflete o baixo desempenho da indústria e a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica ocorrida ao longo de 2015, em função da revisão tarifária extraordinária, vem se refletindo nos padrões de consumo, impactando todas as classes de consumidores. O crescimento da carga previsto para o subsistema Sul, de 3,6%, está influenciado pelo baixo nível da carga em setembro/2015, quando os efeitos da crise econômica e o aumento tarifário já impactavam significativamente a carga da região, registrando nesse mês de 2015 um valor 2,5% inferior ao verificado em setembro/2014. No subsistema Nordeste, o crescimento da carga previsto, de 2,1%, segue influenciado pela sazonalidade do período, onde se observa o aumento do consumo das classes residencial e comercial. A taxa de crescimento da carga prevista para o subsistema Norte em setembro/2016, de 1,5%, já reflete, comparativamente aos meses anteriores, um menor impacto da interligação do sistema Macapá, dado que, em setembro/2015, parcela significativa desse sistema já se encontrava interligado ao SIN. Ressalta-se que as condições de desempenho da economia mantêm-se inalteradas, sem perspectivas de efeito significativo no crescimento da carga. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de setembro/2016 6. PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 136,79 136,79 136,79 136,79 Média 135,06 135,06 135,06 135,06 Leve 115,15 59,65 115,15 115,15 Média Semanal 128,02 107,86 128,02 128,02 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016, 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 do SIN; Região NE Importadora de energia; Região Norte Importadora 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 setembro de 2016 foi realizada a partir de seis estudos. O caso inicial foi construído com base nas informações da revisão 3 do PMO de agosto. O segundo estudo foi realizado com os mesmos dados do caso inicial, sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO de agosto pela nova função elaborada para o PMO de setembro.

Os demais estudos foram elaborados com atualizações sequenciais e cumulativas na seguinte ordem: previsão das vazões, níveis de partida dos reservatórios, previsão de carga e limites das interligações entre subsistemas. Os valores médios dos CMOs indicados nos resultados de cada estudo foram reproduzidos, graficamente, a seguir. 4ª semana operativa 20/08 a 26/08/2016 94.86 104.05 Norte e Nordeste - 147.71 1ª semana operativa 27/08 a 02/09/2016 123.37 122.58 130.45 130.34 128.02 4ª semana operativa 20/08 a 26/08/2016 1ª semana operativa 27/08 a 02/09/2016-24.34-0.79-0.11-2.32 9.19 43.66 7.87 SE/CO - 147.71 121.95 120.22 130.45 129.58 128.02 70.40 75.43-25.76-1.73-0.87-1.56 5.03 72.28 10.23 Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas Norte e Nordeste Ressaltamos que a sequência de atualização dos dados conforme detalhado anteriormente tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados. Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema SE/CO 8. GERAÇÃO TÉRMICA 4ª semana operativa 20/08 a 26/08/2016 1ª semana operativa 27/08 a 02/09/2016 O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016. 70.40 75.43 Sul - 147.71 115.80 104.83 107.64 108.03 107.86-31.91-10.97-0.17 5.03 72.28 2.81 0.39 Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês setembro/2016 Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 490 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 29/10/2016 a 04/11/2016:

EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar Assim sendo, não há previsão de despacho, por ordem de mérito ou por garantia energética, para a UTE Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 29/10/2016 a 04/11/2016. Porém, visando a segurança elétrica da área Espírito Santo, a UTE Luiz O. R. Melo deverá ser despachada, em 154 MW, na referida semana. 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016. Tabela 6 Expectativa de custo de despacho térmico por RE 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO Benefício (R$/MWh) Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 113,42 117,39 (1) 117,39 (1) 117,39 (1) LUIZORMELO 15 169,07 117,39 (2) 117,39 (2) 117,39 (2) UTE Potência Instalada (MW) CVU (R$/MWh) Carga Pesada Geração (MWmed) Carga Média Carga Leve ESS ELÉTRICO AUR.CHAVES (226) R$ 217,28 25 24 42 R$ 473.499,48 TOTAL SE/CO R$ 473.499,48 As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de setembro/2016, 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 outubro. PMO - SE/CO - SETEMBRO/2016 14 12 10 8 6 4 2 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] 128,02 123,84 129,44 133,54 135,23 131,03 EAR(%EARmax) 45,5 45,5 44,2 42,7 41,3 4 36,0 ENA(%mlt) 110,1 103,6 106,6 112,2 115,1 110,3 Figura 9 Subsistema Sudeste PMO - S - SETEMBRO/2016 16 14 12 10 8 6 4 2 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] 107,86 100,23 108,07 109,03 114,72 97,82 EAR(%EARmax) 91,0 91,0 91,1 91,5 93,7 96,5 92,3 ENA(%mlt) 140,5 112,2 115,5 124,5 127,9 110,4 Figura 10 - Subsistema Sul PMO - NE - SETEMBRO/2016 5 4 3 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] 128,02 123,84 129,44 137,91 137,96 132,01 EAR(%EARmax) 18,8 18,8 17,7 16,7 15,7 14,7 10,9 ENA(%mlt) 36,4 40,7 37,6 37,2 37,6 41,6 Figura 11 Subsistema Nordeste PMO - N - SETEMBRO/2016 6 5 4 3 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] 128,02 123,84 129,44 137,91 137,96 131,16 EAR(%EARmax) 46,8 46,8 45,1 43,5 41,9 40,1 24,6 ENA(%mlt) 41,7 49,6 45,6 42,6 38,8 41,6 Figura 12 - Subsistema Norte 16 14 12 10 8 6 4 2 14 12 10 8 6 4 2 16 14 12 10 8 6 4 2 16 14 12 10 8 6 4 2

11. 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 7 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Subsistema (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE 16.992 87 21.576 111 26.215 135 SUL 7.561 63 14.858 124 22.073 184 NORDESTE 1.062 34 1.191 39 1.320 43 NORTE 779 40 903 46 1.027 53 Tabela 8 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS NÍVEL PMO % EARmáx - 30/9 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 4 36,4 4 41,7 SUL 96,5 76,1 96,5 98,0 NORDESTE 14,7 14,4 14,7 15,0 NORTE 40,1 4 40,1 40,2 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 setembro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, do PMO setembro/2016. Tabela 9 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE 1.746 70 1.803 73 MADEIRA 1.161 55 1.159 67 TELES PIRES 218 56 228 65 ITAIPU 6.256 227 5.871 204 PARANÁ 12.835 105 12.515 104 SUL 15.563 144 14.858 125 NORDESTE 1.176 35 1.191 38 NORTE 1.056 43 925 45 BELO MONTE 12 55 11 55 Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE REE Previsão Semanal 27/08/2016 a 02/09/2016 set/16 % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal 2-set (%EARmáx) Previsão Mensal Previsão Mensal 30-set (%EARmáx) SUDESTE 22,9 20,8 MADEIRA 40,6 26,7 TELES PIRES - - ITAIPU 10 27,9 PARANÁ 52,8 46,5 SUL 91,0 96,5 NORDESTE 18,8 14,7 NORTE 46,8 40,1 BELO MONTE 3 45,1 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 agregarão 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), com previsão de motorização plena em 2016. A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km. A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kv do Acre Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 13. 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. Bipolar, embora mantendo o escoamento em 5.700 MW devido à limitação no sistema de transmissão. Em maio/2017 está prevista a entrada da LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté permitindo o escoamento pleno dos bipolos no valor de 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 dezembro/2017, com a entrada das LTs 500 kv Araraquara 2 Fernão Dias e Araraquara 2 Itatiba será possível manter o escoamento pleno do bipolos, eliminando totalmente as limitações citadas anteriormente. Figura 13 - 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 2013. 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 e de até 400 MW, em um bloco do Back-to-Back, perfazendo um total de 3.550 MW. Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são consideradas a fio d água, isto é, não possuem reservatórios para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro semestre (estação chuvosa), 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. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o e-mail: pmo@ons.org.br 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, disponibilizando uma potência de 700 MW para o AC/RO, totalizando um valor de 3.850 MW de geração no Complexo do Madeira. Em outubro de 2016 está prevista a entrada em operação do 1º polo do Bipolo 2, permitindo o escoamento de até 5.525 MW. Em novembro de 2016 está prevista a entrada em operação da LT 500 kv Marimbondo 2 - Assis e seccionamento na SE Marimbondo 2, permitindo escoamento de até 5.700 MW. Já em dezembro de 2016 está prevista a operação do Bipolo 2 na configuração