V - Feira Internacional da Amazônia - FIAM. Seminário: A SUFRAMA e o desenvolvimento do setor energético regional

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1 V - Feira Internacional da Amazônia - FIAM Implicações da incorporação de sistemas elétricos isolados do norte ao Sistema Interligado Nacional Seminário: A SUFRAMA e o desenvolvimento do setor energético regional Manaus, 25 de novembro de 2009

2 Apresentação da empresa A Amazonas Energia é a empresa concessionária de serviço público, responsável pelo atendimento aos consumidores do Estado do Amazonas, de forma verticalizada, atuando nas áreas de geração, transmissão e distribuição e comercialização de energia elétrica em ambiente de sistema isolado.

3 Furnas INCORPORAÇÃO DA EMPRESA Eletrosul Eletronorte + Empresas de Distribuição da Eletrobrás 28 de maio de 2008 Manaus foi transferida da Eletronorte para Eletrobrás 28 de março de 2008 Manaus incorporou a Ceam 23 de abril de 2009 Criação da empresa Amazonas Energia

4 PARQUE GERADOR DE ENERGIA

5 Localização das Usinas Termelétricas do Sistema Elétrico de Manaus UTE Balbina UTE Cidade Nova UTE Jaraqui UTE São José UTE Gera UTE Flores UTE Tambaqui UTE Mauá Produtores Independentes - PIES Manauara Cristiano Ci Rocha Locadores de Energia *Gen Rent *Oliveira UTE Aparecida

6 Potência Instalada USINA POTENCIA (MW) NOMINAL DISPONIVEL DEMANDA MAUÁ 522,0 496,5 345,3 APARECIDA 198,0 172,0 72,0 UTE s FLORES, CIDADE NOVA E SÃO JOSÉ 154,6 120,8 89,4 PRODUTORES INDEPENDENTES 423,1 305,0 333,4 BALBINA 250,0 250,0 250,0 TOTAL 1.547, , ,1 Fonte: OCS Operação do Sistema Demanda Máxima = 1.090,1 (ocorrido em 12/11 às 14h30min)

7 SUBTRANSMISSÃO

8 Localização das Subestações de Manaus SEPF SE CIDADE NOVA SE SANTO ANTÔNIO SESJ SJ SE REDENÇÃO SEFL SE MANAUS I SEVO SEDD SEPN SEMG SE SERINGAL MIRIM SE DISTRITO INDUSTRIAL Obras concluídas PONTA DO ISMAEL SECC MARAPATÁ Obras em andamento SEAD

9 Sistemas Interligados das Subestações de Manaus LT 230 KV - BALBINA SECD SIVAM SESO SESJ SE REDENÇÃO SEFL SE MANAUS I SEDD SEPN SEVO SESG SEDI SEMG PONTA DO ISMAEL SECC MARAPATÁ SEAD

10 INVESTIMENTOS

11 Programas de Investimentos MR$ DESCRIÇÃO CAPITAL INTERIOR Previsto Realizado Previsão Previsto Realizado Previsão GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA , , , , , , , , , , , , , ,9 LUZ PARA TODOS OS , , ,0 2 0 INFRA ESTRUTURA , , , ,0 450, ,0 TOTAL , , , , , ,2 PLANO DE MELHORIA DE DESEMPENHO - PMD Detalhe

12 Obras Concluídas 2009 DESCRIÇÃO UTE Aparecida SE Redenção 69/13,8 kv SE Iranduba 69/13,8 kv OBRAS Aquisição de 1 turbina LM 6000 PC para a UTE Aparecida Implantação da SE com 2 transformadores 69/ 13,8 kv- 2x26,6 MVA, 10 alimentadores e 2 bancos de capacitores um banco de capacitores 15 kv 2x10,8 MVAr Instalação de um banco de capacitores 15 kv 10,8 MVAr Ampliação Reforma e modernização da SE Seringal Mirim Fonte: PPE INVESTIMENTO (R$ milhões) 16 17,7 600 mil SE - Grupo I 69/13,8 kv Ampliação Reforma e modernização das 38,8 SE s Distrito Industrial e Cidade Nova Ampliação de Santo Antonio Fonte: OGA/OGH

13 Obras em Andamento Conclusão UTE Aparecida DESCRIÇÃO OBRAS Revitalização do gerador elétrico da TG-07 (40 MW) e TG-08 (40 MW) Revitalização de 2 turbinas a ser reinstalada na UTE Aparecida Conversão de 4 unidades LM 6000 da UTE Aparecida Fonte: PPE INVESTIMENTO (R$ milhões) MAUÁ Conversão de 2 unidades Frame 7 da UTE Mauá (50 MW cada) 8,2 Revitalização de 10 motores da Wartsila 78,88 Fonte: OGA/OGH

14 Obras em Andamento Conclusão INVESTIMENTO DESCRIÇÃO OBRAS (R$ milhões) PREVISÃO Linhas de Transmissão 69 kv Linhas de Transmissão de 138 kv SE -Grupo II 69/13,8 kv SE - Grupo III 69/13,8 kv LT Ponta Negra / Ponta do Ismael LT Cachoeirinha / Distrito II LT Aparecida / Ponta do Ismael LT Jorge Teixeira/Mutirão LT Mutirão/ Cachoeira Grande LT Cachoeira Grande/Compensa Ampliação, reforma e modernização das SE s Cachoeirinha, Distrito II e V-8 Ampliação, reforma e modernização das SE s Ponta Negra, Ponta do Ismael, Mauá II e Presidente Figueiredo 15,7 milhões Março/10 44,2 milhões Junho/11 47,9 milhões Junho/11 20,3 milhões Junho/11 Fonte: PPE

15 Obras em Andamento Conclusão DESCRIÇÃO OBRAS INVESTIMENTO (R$ milhões) PREVISÃO SE - Grupo IV 138/13,8 kv SE Mutirão 3 transformadores de 40MVA SE Cachoeira Grande IV e Compensa 138/13,88 kv 2 transformadores de 40 MVA e Equipamentos associados SE Compensa 2 transformadores de 40MVA e equipamentos associados 38,1 Setembro/11 22,9 Setembro/11 20,7 Setembro/11 Subestações de 230/138 kv SE MAUÁ III 3 Transformadores de 230/138 kv -150 MVA; 2 Transformadores de 138/69 kv 150 MVA; Equipamentos associados 99,5 Outubro /11 Fonte: PPE

16 Obras em Andamento Conclusão DESCRIÇÃO OBRAS INVESTIMENTO (R$ milhões) PREVISÃO Subestações de 230/138 kv SE JORGE TEIXEIRA Linhas de Transmissão 230 kv 2 Transformadores de 230/138 kv 150MVA; Equipamentos associados LT Mauá / Jorge Teixeira Circuito Duplo, 2 cabos 954 MCM/fase 12,5 47,5 milhões Outubro /11 19,2 milhões Outubro /11 Fonte: PPE Linha de Transmissão TUCURUÍ-MACAPÁ-MANAUS MANAUS 500 kv A Amazonas Energia implantará 2 bays de 230 kv que secionará a LT 230 kv Manaus / Balbina na SE LEXUGA (CARIRI). INVESTIMENTO = 10 milhões

17 Investimentos na Rede de Distribuição OBRAS DE AMPLIAÇÃO OBRAS DE MELHORIA DESCRIÇÃO Extensão de RD para regularização de Consumidores Clandestinos (km) Construção de Tronco de Alimentador (km) 89,65 65,5 27,67 33 Adequação de Circuitos Reforma de RD de MT (km) 88,51 71 Recondutoramento de Alimentadores na Capital (km) 30,45 63 INVESTIMENTO 2009 (R$ mil) Fonte: PRD/FAO

18 Investimentos na Rede de Distribuição DESCRIÇÃO INVESTIMENTO 2009 (R$ mil) MANUTENÇÃO DA REDE Poda de árvores Manutenção preventiva em Circuitos de Média Tensão Manutenção preventiva em Circuitos de Baixa Tensão Substituição de transformadores sobrecarregados PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO Equipamentos de medição Fonte: PRD/FAO

19 DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO

20 Estrutura de Consumo Residencial 87% Nº de Consumidores Residencial Comercial Outros 0% Industrial 0% Rural 3% Poder Publico 1% kwh Comercial 9% Industrial Residencial Comercial Poder Público Outros 6% Poder Público 10% Comercial 20% Rural Poder Público Industrial Outros TOTAL Rural 1% Outros Residencial 29% Rural TOTAL Industrial 34%

21 Interrupções Acidentais Geração e Transmissão Fonte: OOD Quantidade de Interrupções JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ ANO 2008 ANO 2009

22 Interrupções Acidentais Rede de Distribuição Média Tensão (envolvendo Tronco de Alimentadores) Fonte: OOD Quantidade de Interrupções JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ ANO 2008 ANO 2009

23 TMA Tempo Médio de Atendimento MELHOR Fonte: OOD Minutos 294,50 281,24 199,42 132,65 131,91 228,79 219,34 181,74 130,15 133,24 131,95 212,72 128,19 215,94 213,67 175,61 159,62 131,15 250,80 272,33 226,97 208,63 106,53 120, Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Meta 2009

24 DEC Sistema MELHOR 54,02 Média Brasil = 16,63 44,15 51,38 Fonte: OOD Horas 54,02 15,22 10,56 5,66 10,28 2,88 5,11 7,73 37,03 30,48 34,36 25,28 21,06 26,43 17,88 20,93 15,38 12, ,33 24,87 1, Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Meta

25 FEC Sistema MELHOR Média Brasil = 11,35 Fonte: OOD Quantidade de Interrupções 26,30 23,76 21,85 27,26 29,26 24,81 15,95 13,50 15,74 11,31 12, ,90 10,45 18,81 18,90 17,61 21,11 2,77 1,31 4, ,64 6,47 5,64 8, Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Meta

26 Ações de Melhorias PLANO DE AUTOMAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO PROJETO Contrataçãodesoftwaredeotimizaçãodesistema elétrico de Média Tensão 1) Centralização COD s e integração COS-COD; 2) Automação de rede; 3) Digitalização de SE; 4) Sistema de Gestão e Despacho de Serviços e Monitoramento de veículos via dados; 5) Gestão de Geração; 6) Medição de Transformadores Urbanos; 7) Telecomunicação adequações 8) Projeto de modernização do Centro do Despacho da amazonas Energia OBJETIVO Otimizar a topologia da rede de distribuição de MT de forma a reduzir perdas, garantir níveis de tensão e carregamento adequados e permitir análises de transferências de carga entre alimentadores Atualizar tecnologicamente a Amazonas Energia distribuição do grupo E e iniciar o processo de implantação da arquitetura SMARTGRID.

27 Implantação das Equipes para Atendimento Emergencial Atualmente trabalham 70 equipes diárias, distribuídas durante as 24 horas do dia; ti d di 20 d b /09 ã 82 i a partir do dia 20 de novembro/09 serão 82 equipes e a partir do dia 30 de novembro/09 serão 106 equipes.

28 PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA

29 Perdas de Energia Elétrica no Sistema Índice de Perdas anualizado - % 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 40,3 41,0 41,8 38,1 38,3 38,8 39,2 40,5 39,5 3 37,7 37,7 37,5 37,9 37,7 37,9 38,2 38,3 38,3 38,4 38,2 38,7 16,0 0,0 JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Média Nacional Perdas 2008 Perdas 2009

30 Perdas de Energia Elétrica PERDAS GLOBAIS PERDAS COMERCIAIS PERDAS TÉCNICAS 45,2 42,0 3,2 PERDAS GLOBAIS Energia Mensal (MWh) Energia Anual (MWh)

31 OUTRAS AÇÕES RELEVANTES Interior do Estado

32 Ações Concluídas - Interior DESCRIÇÃO OBRAS INVESTIMENTO (R$ Milhões) Revitalização de Grupo Gerador nas usinas do interior Revitalização de 3 grupos geradores (6 MW) em 3 usinas do interior (Parintins, 0,8 Tabatinga e Tefé) Ampliação da capacidade de armazenagem de combustível nas usinas do interior Melhoria na Rede de Distribuição Aquisição e instalação de 3 tanques com capacidade de 100m³, Apui - 2 tanques e Rio Peto da Eva 1 tanque. Aumento de 120 equipes de eletricistas no interior, com a disponibilidade de 14 lanchas e 106 pick-up. p 0,5 18,6 Bens Móveis (Infra Estrutura) Aquisição de equipamentos diversos 3,0 Bens Móveis (Infra Estrutura) Equipamentos e Sistemas de TI Aquisição de Veículos leves 103 leves e 6 utilitários Aquisição de equipamentos, licenças e Sistemas de Gestão 4,6 7,0

33 Ações em andamento - Interior DESCRIÇÃO Usinas a Gás Natural nos municipios de Anamã, Anori, Caapiranga e Codajás Ampliação da capacidade de geração com motores a diesel em usinas do interior Ampliação da capacidade de armazenagem de combustível nas usinas do interior Sistemas de Coleta de Dados SCD nas usainas do interior Controle de impacto ambiental nas usinas do interior OBRAS Implantação de 4 usinas a gás natural com potencia total de 17 MW (22 grupos geradores) Aquisição e instalação de 80 grupos geradores a diesel com potencia total de 79 MW para 72 localidades Aquisição e instalação de 54 tanques para armazenamento de combustível (5.000m³) para 46 usinas do interior INVESTIMENTO (R$ milhões) PREVISÃO 47 Junho/ Dezembro/10 10 Dezembro/10 Implantação de Sistemas de Coleta de Dados SCD em 102 usinas do 35 Dezembro/10 interior Implantação de obras para controle de impacto ambiental (bacias de contenção, sistema de tratamento e cabine de operação em 38 usinas do interior 3,2 Dezembro/10 Revitalização de Grupo Gerador nas usinas do interior Revitalização de 63grupos geradores (58,26MW) em 38usinas do interior 35,3 Dezembro/10

34 Ações em andamento - Interior DESCRIÇÃO Melhoria de Rede AÇÃO INVESTIMENTO (R$ x MIL) Implantação de sistema da Radiofonia (100 localidades) 20 2,0 Realizado: Substituição de Poste de Madeira por poste de fibra (1500 postes) 2,0 Realizado: 500 unidades PREVISÃO Março/10 Bens Móveis (Infra Estrutura) Aquisição de Veículos Pesados 11 caminhões 3,2 Dezembro/09 Bens Móveis (Infra Estrutura) Aquisição de equipamentos diversos 20,0 Março/10 Equipamentos e Sistemas de TI Aquisição de equipamentos, licenças e Sistemas de Gestão 22,0 Outubro/10

35 DESEMPENHO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO EDE s

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37 Complexo de MAUÁ BL-3 BL-4 BL-2 BL-1 522,0 MW 522,0 MW Potência Efetiva

38 198,0 MW Potência Efetiva Complexo de Aparecida

39 Geração Distribuída Geração interligada diretamente na rede de distribuição, com as seguintes Usinas: -Cidade Nova; -Flores; -SãoS José. 154,6 MW Potência Efetiva

40 423,1 MW Potência Efetiva Novos PIE s

41 UHE BALBINA Rio Uatumã, em Presidente Figueiredo 250 MW Potência Efetiva

42 SE SANTO ANTONIO

43 SE REDENÇÃO

44 SE CIDADE NOVA

45 SE DISTRITO INDUSTRIAL

46 SE DISTRITO INDUSTRIAL

47 SE SERINGAL MIRIM

48 PRODUTORES INDEPENDENTES PIE s Oliveira Energia 30 MW Gen Rent 30 MW

49 Linha de Transmissão 500 kv TUCURUI - MANAUS Legenda km

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51 Plano de Melhoria de Desempenho Alem do Programa Anual de Investimentos da empresa, foi elaborado o Plano de Melhoria de Desempenho PMD, envolvendo a aplicação de recursos adicionais de investimento no ano de 2009 conforme abaixo: R$ mil PROGRAMA PREVISTO Geração de Energia Elétrica Transmissão de Energia Elétrica Rede de Distribuição de Energia Elétrica Programa Luz Para Todos Infra - estrutura e apoio TOTAL

52 Ações implementadas na Rede de Distribuição OBRAS DE AMPLIAÇÃO DESCRIÇÃO Extensão de RD para regularização de Consumidores Clandestinos (km) Construção de Tronco de Alimentador (km) REALIZADO 2008 META FÍSICA 2009 TOTAL REALIZADO ,65 65,5 32,56 27, ,12 Adequação de Circuitos OBRAS DE MELHORIA Reforma de RD de MT (km) 88, ,58 Recondutoramento de Alimentadores na Capital (km) 30, ,10

53 Ações implementadas na Rede de Distribuição DESCRIÇÃO REALIZADO 2008 META FÍSICA 2009 TOTAL REALIZADO 2009 Poda de árvores MANUTENÇÃO DA REDE Manutenção preventiva em Circuitos it de Média Tensão Manutenção preventiva em Circuitos de Baixa Tensão Substituição i de transformadores sobrecarregados

54 Configuração do Sistema Transmissão 2009 Subestações 230 kv 3 Subestações 69/13,8 kv 26 Subestações de Consumidores Industriais 69/13,8 kv 24 Capacidade de Transformação MVA Transformadores Abaixadores Capacidade de Transformação MVA Transformadores Elevadores 587 Linha de 230 kv em circuito duplo de 182 km cada, totalizando 364 km 2 Fonte: OTR

55 Configuração do Sistema Comercialização 2009 Consumidores cadastrados Consumidores residenciais Consumo GWh Consumo Médio kwh/mês 582 Tarifa Média S/ICMS R$/MWh 304,50 Tarifa Média C/ICMS R$/MWh 371,92 Faturamento R$ mil Fonte: FPF

56 Configuração do Sistema de Distribuição 2009 Circuitos it Alimentadores MT 164 km de Rede de MT km de Rede BT Postes Transformadores Próprios Transformadores Particulares Capacidade Total Instalada (MVA) Fonte: PPD/GREDES

57 Capital EVOLUÇÃO DO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh GWh) Industrial Residencial Comercial Outras Interior Residencial Outros Poder Público Comercial Industrial 2008

58 INTERLIGAÇÃO DO SISTEMA MANAUS COM SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Previsão: Outubro de 2011

59 Linha de Transmissão 500 kv TUCURUI MANAUS Leilão 004/2008 Legenda km

60 Importância do Empreendimento A interligação Tucurui-Macapá-Manaus possibilitará a integração de sistemas da região amazônica ao Sistema Interligado Nacional - SIN. Tais sistemas compreendem os de atendimento às capitais de Manaus e Amapá e também às cidades situadas na margem esquerda do Rio Amazonas entre Manaus e Amapá. Atualmente t estes sistemas operam isolados e são supridos por algumas Hidrelétricas e principalmente por usinas térmicas a óleo e a gás. A entrada deste empreendimento possibilitará uma redução significativa na queima de combustíveis fósseis. Maior estabilidade/confiabilidade aos sistemas da região amazônica. Participação em Leilões e conseqüente modicidade tarifária

61 Informações sobre o Empreendimento Leilão nº 004/2008-ANEEL, realizado em 27 de junho de 2008; Data de Entrada em Operação: Outubro de 2011; Capacidade para atender até MW podendo ser expandido para MW; Previsão da demanda de todos os sistemas isolados que serão alimentados por este empreendimento em 2012 é em torno de MW atingindo MW em 2017; População atendida: mais de 2,2 2 milhões habitantes; t Custo de Implantação: da ordem de 3,5 R$ bilhões; Economia anual em CCC: cerca de 2,0 R$ bilhões; Benefício ambiental: Redução de emissão de CO2 na atmosfera ç (cerca de 1 milhão de toneladas de CO2 por ano).

62 Sistema Isolado de Manaus Projeção da Demanda Sistema Manaus Geração Disponível no Sistema de Manaus Ano Demanda - MW USINA POTÊNCIA - MW MAUÁ 496,5 APARECIDA 172, UTE s FLORES, CIDADE NOVA E SÃO JOSÉ 120, PIE S 305,0 UHE BALBINA 250,0 TOTAL 1.344,3 Fonte: OCS Operação do Sistema Nov./2009

63 PLANEJAMENTO PARA A INTERLIGAÇÃO A questão da interligação da região norte com o sistema interligado nacional foi considerada prioritária pela atual administração federal. Foi iniciado o processo de licitação de diversas linhas de transmissão que permitirão a interligação de Manaus e do Amapá até (Licitação de 3 lotes realizada em 27/06/2008)

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65 PLANEJAMENTO PARA A INTERLIGAÇÃO Tucuruí Xingu (PA) 264 km, em 500 kv. Xingu Jurupari (PA) 263 km, em 500 kv. Oriximiná Jurupari (PA) 374 km, em 500 kv. Jurupari (PA) Laranjal (AP) 95 km, em 230 Kv. Laranjal Macapá (AP) 244 km, em 230 kv. Oriximiná (PA) Itacoatiara (AM) 374 km em 500 Kv. Lote A Lote B Lote C Itacoatiara Cariri (AM) 212 km, em 500 kv.

66 (Tucurui-Xingu - Jurupari) DESCRIÇÃO: Construção da LT 500 kv Tucuruí-Xingu-Jurupari UF: PA META: 527 km DATA DE CONCLUSÃO: 31/12/2011 INVESTIMENTO PREVISTO TOTAL: R$ 1,04 bilhões INVESTIMENTO PREVISTO : R$ 766,4 milhões EMPREENDEDOR: Isolux (Isolux 100%) Interligação Tucuruí-Macapá-Manaus RESULTADOS Realizado o leilão de linhas de transmissão em 27/06/2008 Protocolado o plano de trabalho ambiental no Ibama em 11/09/2008 Vistorias realizadas entre 21 e 28 de setembro de 2008 Contrato de concessão assinado em 16/10/2008 Fonte: Governo Federal - Planalto

67 (Jurupari-Oriximiná e Jurupari-Macapá) Interligação Tucuruí-Macapá-Manaus DESCRIÇÃO: Construção da LT 500 kv Jurupari-Oriximina e da LT 230 kv Jurupari -Macapá UF: PA/AP META: 713 km DATA DE CONCLUSÃO: 31/12/2011 INVESTIMENTO PREVISTO TOTAL: R$ 999,7 milhões INVESTIMENTO PREVISTO : R$ 666,4 milhões EMPREENDEDOR: Isolux (Isolux 100%) RESULTADOS Realizado o leilão de linhas de transmissão em 27/06/2008 Protocolado o plano de trabalho ambiental no Ibama em 11/09/2008 Vistorias realizadas entre 21 e 28 de setembro de 2008 Contrato de concessão assinado em 16/10/2008 Fonte: Governo Federal - Planalto

68 (Oriximiná-Cariri-Manaus) Interligação Tucuruí-Macapá-Manaus DESCRIÇÃO: Construção da LT 500 kv Oriximina-Cariri (Manaus) UF: AM/PA META: 586 km DATA DE CONCLUSÃO: 31/12/2011 INVESTIMENTO PREVISTO TOTAL: R$ 1,3 bilhões INVESTIMENTO PREVISTO : R$ 841,3 milhões INVESTIMENTO PREVISTO PÓS-2010: R$ 420,7 milhões EMPREENDEDOR: Consórcio Amazonas ( Eletronorte 30%; Chesf 19,5%; Abengoa 30%; Fip Brasil Energia 20,5%) RESULTADOS Realizado o leilão de linhas de transmissão em 27/06/2008 Protocolado o Plano de Trabalho Ambiental no Ibama em 11/09/2008 Vistorias realizadas entre 21 e 28 de setembro de 2008 Contrato de concessão assinado em 16/10/2008 Fonte: Governo Federal - Planalto

69 1. LOTE A a) LINHAS DE TRANSMISSÃO b) SUBESTAÇÃO TUCURUÍ XINGU kv SUBESTAÇÃO XINGU kv XINGU JURUPARI kv SUBESTAÇÃO JURUPARI - 500/230 kv/900 MVA 2. LOTE B a) LINHAS DE TRANSMISSÃO b) SUBESTAÇÃO ORIXIMINÁ JURUPARI kv; SE ORIXIMINÁ - 500/138 kv/150 MVA; JURUPARI LARANJAL kv; SE LARANJAL - 230/69 kv/200 MVA LARANJAL MACAPÁ kv. SE MACAPÁ - 230/69 kv/450 MVA 3. LOTE C a) LINHAS DE TRANSMISSÃO b) SUBESTAÇÃO ORIXIMINÁ ITACOATIARA kv SE ITACOATIARA - 500/138 kv/150 MVA ITACOATIARA CARIRI (MANAUS) 500 kv SE CARIRI - 500/230 kv/1.800 MVA

70 Rede Básica LOTE H, COMPOSTO POR: LINHA DE TRANSMISSÃO JORGE TEIXEIRA LECHUGA (EX CARIRI), EM 230 KV, LOCALIZADA NO ESTADO DO AMAZONAS. ANEEL Descrição: INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO compostas pela Linha de Transmissão em 230 kv, circuito duplo, com extensão aproximada de 30 km, origem na Subestação Lechuga (ex Cariri) e término na Subestação Jorge Teixeira. A) LINHA DE TRANSMISSÃO MAUÁ III JORGE TEIXEIRA, EM 230 KV, LOCALIZADA NO ESTADO DO AMAZONAS. B) SUBESTAÇÕES MAUÁ III, EM 230 kv/138kv, LOCALIZADA NO ESTADO DO AMAZONAS. C) SUBESTAÇÕES JORGE TEXEIRA, EM 230 kv/138kv, LOCALIZADA NO ESTADO DO AMAZONAS.

71 Sistema Manaus

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73 SISTEMAS ISOLADOS Características ti

74 Características de Sistemas Isolados Localizados de forma esparsa na região amazônica, abrangendo cerca de 45% do território brasileiro, porém representa apenas 3% do consumo de energia elétrica do País. Dependem desubsídios da Conta de Consumo Combustível. Estima-se que o custo do serviço para atendimento às localidades muito isoladas varia entre 500,00 e 1.000,00 R$/MWh; Vácuo Regulatório: Há disparidade de valores de compra de energia em relação ao Sistema Interligado; Os Custos são elevados, decorrentes das características geográficas; Há diversidade contratual no suprimento.

75 Características de Sistemas Isolados DISPÊNDIO COM A CCC 2.720,07 07 MILHÕES DE REAIS Gasto referente ao ano de 2009 com a Conta de Consumo de Combustíveis

76 CUSTO TOTAL DA GERAÇÃO no Amazonas 2009 (s/ impostos) (Out. à Dez. estimado) R$ CUSTO ANUAL OC OPGE OD OCTE TOTAL UTE Tambaqui UTE Jaraqui UTE Manauara UTE Ponta Negra UTE Cristiano Rocha AmE Capital AmE Interior Fonte: Eletrobrás Total

77 GERAÇÃO DE ENERGIA no Amazonas 2009 (Out. à Dez. estimado) MWh GERAÇÃO OC OPGE OD OCTE TOTAL UTE Tambaqui UTE Jaraqui UTE Manauara UTE Ponta Negra UTE Cristiano Rocha AmE Capital AmE Interior Total Fonte: Eletrobrás

78 CUSTO MÉDIO ANUAL no Amazonas 2009 (s/ impostos) (Out. à Dez. estimado) CUSTO ANUAL OC R$/MWh OPGE OD OCTE TOTAL UTE Tambaqui UTE Jaraqui UTE Manauara UTE Ponta Negra UTE Cristiano Rocha AmE Capital AmE Interior (localidade com GN) Total Fonte: Eletrobrás Tarifa Residencial da AmE R$/MWh 310,24 s/ impostos (Aneel)

79 Características de Sistemas Isolados EVOLUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA Sistemas Isolados vs. Brasil 15% 11% 10% 5% 0% -5% -10% % ACRE AMAZONAS RONDÔNIA BRASIL

80 Características de Sistemas Isolados Geração Termelétrica por Combustível 27% 13% 23% 37% Diesel PTE Óleo Combustível PGE Geração total por fonte (MW med) ) 20% 3% 77% UHE PCH UTE 80

81 Características de Sistemas Isolados CUSTOS PARA SOCIEDADE Custo médio líquido anual para a Amazonas Energia do combustível líquido é de cerca R$/MWh 360. A ANEEL fixa o valor anual de referência para o Sistema Integrado Nacional (SIN) em R$/MWh 134,94. (Hoje contornado parcialmente pela MP 466/2009); Os sistemas isolados não apresentam boa confiabilidade para o consumidor, implicando em variações na tensão e faltas de energia; Os sistemas necessitam de investimentos emergências para evitar situações de crise de abastecimento (ex. Manaus 1997); Tudo isto implica em custos indiretos para o consumidor.

82 GÁS EM MANAUS Preços acordados no contrato em 10/2005 para o volume 5,5 milhões de metros cúbicos por dia (sendo reajustados pelo IPCA): R$ 0,45 por milhão de BTU (Margem da Distribuidora) ib id R$ 3,01 por milhão de BTU (Commodities Take or Pay) R$ 9,20 Transporte por milhão de BTU Entrada em Teste 11/2009 Entrada em Operação 12/2010

83 GÁS EM MANAUS Gasoduto - Trecho B2 Extensão : 187 km Diâmetro : 20 Gasoduto - Trecho B1 Extensão : 196 km Diâmetro : 20 GLPduto - Trecho A Extensão : 279 km Diâmetro : 10 Juaruna Gasoduto existente Readaptação Extensão : 279 km Diâmetro : 18 O Gasoduto Urucu-Manaus tem por objetivo escoar a produção de gás da região Urucu para geração térmica em Manaus

84 SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Marco Regulatório

85 Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro PROJETO RESEB DESVERTICALIZAÇÃO DO SETOR TRANSPARÊNCIA DOS AGENTES GERAÇÃO - Concessão ou autorização por usina; DISTRIBUIÇÃO Concessão por município, i equilíbrio i econômicofinanceiro assegurado Sistema Tarifário Price Cap; TRANSMISSÃO - Acesso livre para todos os agentes, serviço público regulado. COMERCIALIZAÇÃO Autorização para estabelecimento Estabelecimento de Órgão Regulador entre os Agentes: Estabelecimento de Órgão Regulador entre os Agentes: ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica: Fiscalização e Regulação - Extinguiu DNAEE.

86 Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro PROJETO RESEB Continuação CONSTITUIÇÃO DE OPERADOR DO SISTEMA ELÉTRICO INDEPENDENTE ONS. Operador Nacional do Sistema. Extinguiu GCOI e CCON. ESTABELECIMENTO DE AMBIENTE TRANSPARENTE DE COMERCIALIZAÇÃO MAE, hoje CCEE, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Extinguiu i coordenação ELB. DETERMINAÇÃO CONSTITUCIONAL - MME Ministério das Minas e Energia Poder Concedente. Regulamentação. MUDANÇA NO ENFOQUE DE PLANEJAMENTO - MERCADO RESOLVE Ç RACIONAMENTO CRIAÇÃO DA EPE Empresa de Pesquisa Energética Extinto o GCPS desde 1998

87 O QUE SÃO SISTEMAS ISOLADOS São os sistemas elétricos cujos consumidores não são atendidos pelo que denominamos de SIN Sistema Interligado Nacional A REESTRUTURAÇÃO NÃO ATINGIU OS SISTEMAS ISOLADOS. TARIFAS ANEEL (desverticalizadas) GTON - Eletrobrás (Planejamento)

88 Papel do ONS e a Coordenação do Sistema Elétrico Nacional Cabe ao Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, conduzir a operação do Sistema Interligado Nacional SIN, com o respaldo da Lei nº e do Decreto nº No art. 3º, inciso I, desse Decreto é atribuída ao ONS a operação centralizada otimizada, a menor custo. É com esta visão que se desenvolve o Planejamento e a Operação Hidrotérmica do SIN. Busca eficiência no uso integrado dos recursos que são disponibilizados, explorando-os os de forma otimizada, produzindo ganhos sinérgicos e garantindo a segurança eletroenergética do SIN.

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92 Entrada em operação (23/10) dos dois circuitos da linha de transmissão em 230 p ç ( ) kv Jauru Vilhena, com 354 km de extensão, os sistemas elétricos dos Estados do Acre e Rondônia passaram a fazer parte do SIN.

93 Informações Gerais Contrato de Concessão nº 006/2001- ANEEL (2001/2015) km2 22 municípios População: habitantes (IBGE 2000) 4,3 Hab/ km2 Principais Fatos portadores de futuro em andamento: 1 Integração com o SIN ; 2 Asfaltamento da BR-364 até Cruzeiro do Sul ; 3 Ligação com o Pacífico Dez/2008: 178 mil clientes Mercado: MWh Perda Elétrica Total: 26,19% Desafio: Projetar mercado de longo prazo para contratação com o menor desvio possível.

94 Informações Gerais Atende 27 localidades U.N Norte - UNN População: hab. Área: km² Densidade: 6,1 hab/km² Nº Localidades Atendidas : 131 (Municípios: 52 - Distritos/Vilas 79) Nº Lojas de Atendimento: 58 (Municípios: 54 Distritos: 4) Total de Consumidores: Nº UCs Baixa Renda: Faturamento Bruto (R$ Mil) (*) consumidores UNC U.N Centro - UNC Atende 45 localidades Sede consumidores Porto Velho Sede Ji-Paraná U.N Sul - UNS Atende 59 localidades consumidores Sede Cacoal Lucro o / Prejuízo) (R$ Mil) (*) (67.937) Patrimônio Líquido (*) ( ) (*) Dez/2008 está estimado. Faturamento Bruto com ICMS Fonte: Demonstrações Contábeis.

95 Sistema Rondônia 95

96 INTEGRAÇÃO DE SISTEMA ELÉTRICO Integração = Otimização Econômica + Segurança Eletroenergética

97 Motivações para Integração no SIN Diversidade hidrológica entre bacias hidrográficas Diversidade hidrológica sazonal entre regiões Complementaridade termelétrica Diversidade de carga entre regiões Aumento da confiabilidade eletroenergética Redução de custos operativos Modicidade id d tarifária i

98 Importância da Flexibilidade na Operação Econômica A flexibilidade em usinas termelétricas reduz significativamente o custo operativo, devido à economia no consumo de combustíveis, bem como o aproveitamento de energia que seria vertida nas hidrelétricas, caso houvesse inflexibilidade. TRANSPARÊNCIA Todo comportamento a ser observado pelos agentes na operação e comercialização está definido e é de domínio público. MÍNIMO CUSTO Todos os ativos do sistema elétrico do SIN são objeto de licitação pública e concessão por prazo determinado. MÍNIMO RISCO A venda no ambiente regulado é realizada para todos as empresas distribuidoras do SIN, minimizando o risco de crédito.

99 Benefícios para a Sociedade Redução das custos de geração na região Norte, pela possibilidade de utilização da energia de origem hidrelétrica do sistema interligado; Maior confiabilidade do sistema elétrico; Maior qualidade da energia elétrica fornecida; Garantia do crescimento econômico sustentado, pela disponibilidade de energia, possibilitando novos investimentos no parque industrial da região, com geração de emprego e renda; Interligação Virtual a partir da Medida Provisória 466 de 29/07/2009 Sistema Acre/Rondônia proporcionará economia com combustível de aproximadamente R$ 100 milhões por mês; Redução da geração termelétrica e conseqüente diminuição na emissão do CO 2, bem como o aumento da confiabilidade de suprimento;

100 Benefícios para a Sociedade Medida Provisória 466/2009 Art. 3º A Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, de que tratam o 3º do art. 1º e o art. 8º da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993, passará a reembolsar, a partir de 30 de julho de 2009, o montante igual à diferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada - ACR do Sistema Interligado Nacional - SIN, conforme regulamento. (grifamos)

101 Benefícios para a Sociedade Medida Provisória 466/2009 1º No custo total de geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados, de que trata o caput, deverão ser incluídos os custos relativos: à contratação de energia e de potência associada; à geração própria para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica; à aquisição de combustíveis líquidos, gasosos ou orgânicos; aos encargos do Setor Elétrico e impostos; aos investimentos realizados; demais custos diretamente associados à prestação do serviço de energia elétrica em regiões remotas dos Sistemas Isolados,

102 MODICIDADE TARIFÁRIA Integração = Otimização Econômica + Ganhos de Escala

103 Estrutura Tarifária Parc cela A Encargos Tarifários (+) Compra de energia (+) TOTAL PARCELA A Parcel la B Custos Operacionais Eficientes (+) Depreciação (+) Remuneração Adequada dos Investimentos (+) + TOTAL PARCELA B

104 Estrutura Tarifária: Parcela A A Parcela A considera aqueles custos cujo valor e variação escapam à vontade e influência da concessionária. PARCELA A R$ Encargos Setoriais R$ Transporte de Energia Compra de Energia R$ Parcela A Encargos Setoriais 9% Transporte de Energia 0% Compra de Compra de Energia 91%

105 Estrutura Tarifária: Parcela B A Parcela B compreende aqueles custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes. PARCELA B R$ Custos Operacionais R$ Remuneração do Capital R$ Depreciação R$ Outras receitas R$ Remuneraçã o do Capital 25% Parcela B Depreciação 12% Custos Operacionais 63%

106 Receita Requerida Receita necessária para garantir o equilíbrio econômico financeiro da concessão no ano teste. Composição Receita Requerida RECEITA REQUERIDA R$ PARCELA A R$ PARCELA B R$ Componentes Financeiros R$ PARCELA B 26% PARCELA A 74% Distribução ib Receita Requerida Total Ttl PARCELA B 23.2% Outras receitas 0.2% Componentes Financeiros 9.1% PARCELA A 67.5%

107 Reposicionamento Tarifário Resultados do reposicionamento tarifário AmE: RESULTADOS Reposicionamento AmE: - 6%; RECEITA REQUERIDA R$ PARCELA A R$ Encargos Setoriais R$ Transporte de Energia R$ - Compra de Energia R$ PARCELA B R$ Custos Operacionais R$ Remuneração do Capital R$ Depreciação R$ Outras receitas R$ RECEITA VERIFICADA R$ REPOSICIONAMENTO % Componentes Financeiros R$ REPOSICIONAMENTO (com financeiros) -4.04% Eletroacre: - 5,6% CERON: - 19% BOVESA: -13% Amazonas Energia é 41 colocação das tarifas residenciais mais baratas do Brasil. EFEITO MÉDIO PARA O CONSUMIDOR -6,09%

108 Obrigado Flavio Decat de Moura Diretor Presidente Márcio Paixão Ribeiro Gerente de Regulação Econômico-Financeira