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V - Feira Internacional da Amazônia - FIAM

Implicações da incorporação de Implicações da incorporação de sistemas elétricos isolados do norte sistemas elétricos isolados do norte

ao Sistema Interligado Nacionalao Sistema Interligado Nacional

Seminário: “A SUFRAMA e o desenvolvimento do setor energético regional”

Manaus, 25 de novembro de 2009

Apresentação da empresa

A Amazonas Energia é a empresa concessionária deserviço público, responsável pelo atendimento aosconsumidores do Estado do Amazonas, de formaverticalizada atuando nas áreas de geração transmissão everticalizada, atuando nas áreas de geração, transmissão edistribuição e comercialização de energia elétrica emambiente de sistema isolado.ambiente de sistema isolado.

INCORPORAÇÃO DA EMPRESAINCORPORAÇÃO DA EMPRESA

FurnasFurnas EletrosulEletrosul EletronorteEletronorte

28 de maio de 2008Manaus foi transferida da

+ Empresas de Distribuição da Eletrobrás + Empresas de Distribuição da Eletrobrás

Manaus foi transferida daEletronorte para Eletrobrás

28 de março de 2008Manaus incorporou a Ceam

23 de abril de 2009Criação da empresa Manaus incorporou a Ceam Amazonas Energia

PARQUE GERADOR DE ENERGIA

UTE Cidade NovaUTE Cidade Nova

Localização das Usinas Termelétricas do Sistema Elétrico de Manaus

UTE Cidade NovaUTE Cidade NovaUTE BalbinaUTE Balbina

UTE São JoséUTE São JoséUTE JaraquiUTE Jaraqui

UTE FloresUTE FloresUTE GeraUTE Gera UTE FloresUTE Flores

UTE MauáUTE MauáUTE TambaquiUTE Tambaqui

UTE GeraUTE Gera

Locadores de Energia*Gen Rent*Oliveira

Locadores de Energia*Gen Rent*Oliveira

Produtores Independentes - PIES•Manauara C i ti R h

Produtores Independentes - PIES•Manauara C i ti R h

UTE AparecidaUTE Aparecida

OliveiraOliveira•Cristiano Rocha •Cristiano Rocha

Potência Instalada

POTENCIA (MW)USINA

POTENCIA (MW)

NOMINAL DISPONIVEL DEMANDA

MAUÁ 522,0 496,5 345,3

APARECIDA 198,0 172,0 72,0

UTE’ FLORES CIDADE NOVA EUTE’s FLORES, CIDADE NOVA ESÃO JOSÉ

154,6 120,8 89,4

PRODUTORES INDEPENDENTES 423,1 305,0 333,4

BALBINA 250,0 250,0 250,0

TOTAL 1.547,7 1.344,3 1.090,1

Demanda Máxima = 1.090,1 (ocorrido em 12/11 às 14h30min)

Fonte: OCS – Operação do Sistema

SUBTRANSMISSÃO

Localização das Subestações de Manaus

SE SANTO ANTÔNIOSE SANTO ANTÔNIO

SE CIDADE NOVASE CIDADE NOVASEPF

SE SANTO ANTÔNIOSE SANTO ANTÔNIO

SESJSESJ

SE REDENÇÃOSE REDENÇÃO

S SJS SJ

SEFLSEFL

SEVOSEVOSEDDSEDD

SE MANAUS ISE MANAUS I

SEPNSEPN

SE DISTRITO SE DISTRITO

SEMGSEMG

MARAPATÁMARAPATÁPONTA DO ISMAELPONTA DO ISMAEL

SE SERINGAL MIRIMSE SERINGAL MIRIM

SECCSECC

INDUSTRIALINDUSTRIAL

Obras concluídas

SEADSEADObras em andamento

LT 230 KV - BALBINALT 230 KV - BALBINA

Sistemas Interligados das Subestações de Manaus

SESOSESO

SECDSECD

SIVAMSIVAM

LT 230 KV - BALBINALT 230 KV - BALBINA

SESOSESO

SESJSESJ

SIVAMSIVAM

SE REDENÇÃOSE REDENÇÃO SE MANAUS IISE MANAUS IISE REDENÇÃOSE REDENÇÃOSEFLSEFL

SEVOSEVO

SEDDSEDD

SE MANAUS IISE MANAUS II

SEPNSEPNSEVOSEVO

SEDISEDISEMGSEMG

MARAPATÁMARAPATÁPONTA DO ISMAELPONTA DO ISMAEL

SESGSESG

SECCSECC

SEDISEDI

MARAPATÁMARAPATÁO O SO O S

SEADSEAD

INVESTIMENTOSINVESTIMENTOS 2009 20102009-2010

Programas de Investimentos – MR$

DESCRIÇÃO

CAPITAL INTERIOR2009 2010 2009 2010

Previsto Realizado Previsão Previsto Realizado Previsão

GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 99.155,6 10.680,9 127.292,4 105.495,3 5.442,2 264.398,3ELÉTRICA

TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 102.204,4 37.010,3 324.221 - - -

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 71.040,5 29.148,1 97.960,4 46.886,2 16.013,8 66.384,9

O OS 180 088 8 2 8 1 4 228 0 2 0LUZ PARA TODOS - - - 180.088,8 52.851,4 228.072,0

INFRA ESTRUTURA 54.405,5 4.858,8 78.240,2 8.968,0 450,0 2.900,0

TOTAL 326.806,0 81.698,1 627.714,0 341.438,3 74.757,4 561.755,2

PLANO DE MELHORIA DE DESEMPENHO - PMD

Detalhe

Obras Concluídas – 2009

INVESTIMENTO

Fonte: PPE

DESCRIÇÃO OBRAS INVESTIMENTO

(R$ milhões)

UTE Aparecida Aquisição de 1 turbina LM 6000 PC para a UTE A id 16UTE Aparecida UTE Aparecida 16

SE Redenção – 69/13,8 kV

Implantação da SE com 2 transformadores 69/ 13,8 kV- 2x26,6 MVA, 10 alimentadores e 2 bancos de capacitores um banco de 17,72 bancos de capacitores um banco de capacitores 15 kV – 2x10,8 MVAr

SE Iranduba – 69/13,8 kV Instalação de um banco de capacitores 15 kV – 10,8 MVAr 600 mil,

Ampliação Reforma e modernização da SE Seringal Mirim

SE - Grupo I – 69/13,8 kV 38,8Ampliação Reforma e modernização das SE’s Distrito Industrial e Cidade Nova

Ampliação de Santo AntonioAmpliação de Santo AntonioFonte: OGA/OGH

Obras em Andamento – Conclusão 2010-2011

INVESTIMENTO

Fonte: PPE


(R$ milhões)

Revitalização do gerador elétrico da TG-07 (40 MW) TG 08 (40 MW) 150

UTE Aparecida

(40 MW) e TG-08 (40 MW) 150

Revitalização de 2 turbinas a ser reinstalada na UTE Aparecida 32

Conversão de 4 unidades LM 6000 da UTE Aparecida 15

MAUÁ

Conversão de 2 unidades Frame 7 da UTE Mauá (50 MW cada) 8,2

Revitalização de 10 motores da Wartsila 78 8Revitalização de 10 motores da Wartsila 78,8

Fonte: OGA/OGH


DESCRIÇÃO OBRASINVESTIMENTO

PREVISÃODESCRIÇÃO OBRAS (R$ milhões)

PREVISÃO

Li h d T i ã 69 kV

LT Ponta Negra / Ponta do Ismael

15 7 ilhõ M /10Linhas de Transmissão – 69 kV LT Cachoeirinha / Distrito IILT Aparecida / Ponta do Ismael

15,7 milhões Março/10

LT Jorge Teixeira/Mutirão

Linhas de Transmissão de 138 kV LT Mutirão/ Cachoeira GrandeLT Cachoeira Grande/Compensa

44,2 milhões Junho/11

SE -Grupo II – 69/13,8 kVAmpliação, reforma e modernização das SE’s Cachoeirinha, Distrito II e V-8


SE - Grupo III – 69/13,8 kV

Ampliação, reforma e modernização das SE’s Ponta Negra, Ponta do Ismael, Mauá II e Presidente Figueiredo


II e Presidente FigueiredoFonte: PPE



(R$ milhões)PREVISÃO

SE Mutirão 3 transformadoresSE Mutirão – 3 transformadores de 40MVA 38,1 Setembro/11

SE Cachoeira Grande IV e Compensa – 138/13 8 kV –

SE - Grupo IV – 138/13,8 kVCompensa 138/13,8 kV 2 transformadores de 40 MVA e Equipamentos associados

22,9 Setembro/11

SE Compensa –SE Compensa 2 transformadores de 40MVA e equipamentos associados

20,7 Setembro/11

f /

Subestações de 230/138 kV – SE MAUÁ III

3 Transformadores de 230/138 kV -150 MVA;2 Transformadores de 138/69 kV – 150 MVA;

99,5 Outubro /11

Equipamentos associados

Fonte: PPE




Subestações de 230/138 kV – SE JORGE TEIXEIRA

2 Transformadores de 230/138 kV – 150MVA;Equipamentos associados

47,5 milhões Outubro /11

Linhas de Transmissão –230 kV

LT Mauá / Jorge TeixeiraCircuito Duplo, 2 cabos 954 MCM/fase – 12,5

19,2 milhões Outubro /11

Linha de Transmissão TUCURUÍ MACAPÁ MANAUS 500 kV

Fonte: PPE

Linha de Transmissão TUCURUÍ-MACAPÁ-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

Investimentos na Rede de Distribuição

OBRAS DE

DESCRIÇÃO 2008 2009INVESTIMENTO 2009

(R$ mil)Extensão de RD para regularização OBRAS DE

AMPLIAÇÃO de Consumidores Clandestinos –(km)

89,65 65,537.088

Construção de Tronco de Ali t d (k ) 27,67 33Alimentador (km) ,

OBRAS DE

Adequação de Circuitos 36 219

Reforma de RD de MT (km) 88 51 71OBRAS DE MELHORIA 49.427Reforma de RD de MT (km) 88,51 71

Recondutoramento de Alimentadores na Capital (km) 30,45 63

Fonte: PRD/FAO

Investimentos na Rede de Distribuição

ÃINVESTIMENTO 2009

DESCRIÇÃO 2008 2009INVESTIMENTO 2009

(R$ mil)

Poda de árvores 59 198 60 000

MANUTENÇÃO DA REDE

Poda de árvores 59.198 60.000

19 310

Manutenção preventiva em Circuitos de Média Tensão 11 35

19.310Manutenção preventiva em Circuitos de Baixa Tensão 685 504

Substituição de transformadoresSubstituição de transformadores sobrecarregados 279 1.000

PERDAS NA Eq ipamentos de medição 12 100DISTRIBUIÇÃO Equipamentos de medição 12.100

Fonte: PRD/FAO

DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICOELÉTRICO

Estrutura de Consumo

Residencial87%

Nº de Consumidores

Residencial 585.57787% Comercial 57.538

Rural 21.113

Poder Público 6.429

Comercial9%

Rural3%

Outros0%

Industrial

Industrial 3.341

Outros 1.131

TOTAL 675 129

kWh

Industrial0% Poder Publico

1%

TOTAL 675.129

Rural1%

Outros6%kWh

Industrial 128.105

Residencial 111.092

C i l 78 172

Industrial34%

Poder Público10%

6%

Comercial 78.172

Poder Público 38.700

Outros 22.762 Residencial29%

Comercial20%

Rural 3.234

TOTAL 382.065

Interrupções Acidentais

Geração e TransmissãoFonte: OOD

236250

Quantidade de Interrupções

200

7888

105

157

95

108

8581

100

150

65105

38 46

626675 80

56

69

36

45

25

81

50

36

0JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

ANO 2008 ANO 2009

Interrupções Acidentais – Rede de DistribuiçãoMédia Tensão (envolvendo Tronco de Alimentadores)

Fonte: OOD

250

Quantidade de Interrupções

155 151160

174192

171189

8

200

250

137120

137

124123

118122

178169

131

991029786

100

150

999786

0

50

0JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

ANO 2008 ANO 2009

TMA – Tempo Médio de Atendimento

Minutos MELHORFonte: OOD

281,24294,50

199,42

175 61

208,63181,74

272,33250,80226,97219,34 212,72

228,79215,94

213,67175,61

132,65 159,62

131,15128,19

131,95

130,15

133,24131,91 120,00106,53

2007 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dezg

2008 2009 Meta 2009

DEC Sistema

Horas Média Brasil = 16,63MELHOR

Fonte: OOD

54,02

44,15

51,3854,02

24,8

734,36

25,28

30,48

37,03

9,3

3

2

10 2812,95

15,38

20,9326,43

15,22

10,565,66

17,8821,06

25,28

19

2,88 5,11 7,7310,28,

1,94

2007 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Meta 2009 2009 2008

FEC Sistema

Quantidade de InterrupçõesMédia Brasil = 11 35MELHOR

Fonte: OOD

Quantidade de InterrupçõesMédia Brasil = 11,35

26 3029,26

27,2626,30

24,8

1

21,85

21,11

23,76

18,81

27,26

17,6

1

18,90

15,74

12,03

15,95

13,50

11,31

8 90 10,458,476,47

4,27

2,77

8,90

3 64

5,64

3,641,31

2007 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Meta 2009 2009 2008Meta 2009 2009 2008

Ações de Melhorias

PLANO DE AUTOMAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO

PROJETO OBJETIVOPROJETO OBJETIVO

Contratação de software de otimização de sistemaelétrico de Média Tensão

Otimizar a topologia da rede de distribuição de MTde forma a reduzir perdas, garantir níveis de tensãoe carregamento adequados e permitir análises deelétrico de Média Tensão e carregamento adequados e permitir análises detransferências de carga entre alimentadores

1) Centralização COD’s e integração COS-COD;2) Automação de rede;2) Automação de rede;3) Digitalização de SE;4) Sistema de Gestão e Despacho de Serviços e

Monitoramento de veículos via dados; Atualizar tecnologicamente a Amazonas Energiadistribuição do grupo E e iniciar o processo de

5) Gestão de Geração;6) Medição de Transformadores Urbanos;7) Telecomunicação – adequações8) P j t d d i ã d C t d

distribuição do grupo E e iniciar o processo deimplantação da arquitetura SMARTGRID.

8) Projeto de modernização do Centro doDespacho da amazonas Energia

Implantação das Equipes para

Atendimento Emergencial

Atualmente trabalham 70 equipes diárias, distribuídasdurante as 24 horas do dia;

ti d di 20 d b /09 ã 82 ia partir do dia 20 de novembro/09 serão 82 equipes e apartir do dia 30 de novembro/09 serão 106 equipes.

PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICAELÉTRICA

Perdas de Energia Elétrica no Sistema

Índice de Perdas anualizado - %

38 2 38 3 38 4 38 2 38 7

41,841,038,1 38,3 38,8 39,2 39,5

40,3 40,540,0

45,0

37,7 37,7 37,5 37,9 37,7 37,9 38,2 38,3 38,3 38,4 38,2 38,7

25,0

30,0

35,0

16,015,0

20,0

,

0,0

5,0

10,0

,JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

Média Nacional Perdas 2008 Perdas 2009

Perdas de Energia Elétrica

PERDAS GLOBAIS PERDAS COMERCIAIS PERDAS TÉCNICAS

45,2 42,0 3,2

PERDAS GLOBAIS

Energia – Mensal (MWh)

Energia – Anual(MWh)

316.788 2.367.634

OUTRAS AÇÕES RELEVANTES Interior do Estado

Ações Concluídas - Interior - 2009

DESCRIÇÃO OBRASINVESTIMENTO

DESCRIÇÃO OBRAS (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 usinas do interior Tabatinga e Tefé)

Ampliação da capacidade de armazenagem de combustível nas usinas do interior

Aquisição e instalação de 3 tanques com capacidade de 100m³, Apui - 2 tanques e Rio Peto da Eva 1 tanque

0,5usinas do interior tanques e Rio Peto da Eva 1 tanque.

Melhoria na Rede de DistribuiçãoAumento de 120 equipes de eletricistas no interior, com a disponibilidade de 14 lanchas e 106 pick-up.

18,6 p p

Bens Móveis – (Infra Estrutura) Aquisição de equipamentos diversos 3,0

Aquisição de Veículos leves 103Bens Móveis – (Infra Estrutura) Aquisição de Veículos leves – 103 leves e 6 utilitários 4,6

Equipamentos e Sistemas de TI Aquisição de equipamentos, licenças e Sistemas de Gestão 7,0

Ações em andamento - Interior - 2009



Usinas a Gás Natural nos municipios de Anamã, Anori, Caapiranga e Codajás

Implantação de 4 usinas a gás natural com potencia total de 17 MW (22 grupos geradores)

47 Junho/10

Ampliação da capacidade de Aquisição e instalação de 80 gruposAmpliação da capacidade de geração com motores a diesel em usinas do interior

Aquisição e instalação de 80 grupos geradores a diesel com potencia total de 79 MW para 72 localidades

121 Dezembro/10

Ampliação da capacidade de Aquisição e instalação de 54 tanques para armazenamento dep ç p

armazenagem de combustível nas usinas do interior

tanques para armazenamento de combustível (5.000m³) para 46 usinas do interior

10 Dezembro/10

Sistemas de Coleta de Dados – Implantação de Sistemas de Coleta d D d SCD 102 i d 35 D b /10Sistemas de Coleta de Dados

SCD nas usainas do interior de Dados – SCD em 102 usinas do interior

35 Dezembro/10

Controle de impacto ambiental

Implantação de obras para controle de impacto ambiental (bacias de Controle de impacto ambiental

nas usinas do interior contenção, sistema de tratamento e cabine de operação em 38 usinas do interior

3,2 Dezembro/10

R it li ã d 63Revitalização de Grupo Gerador nas usinas do interior

Revitalização de 63grupos geradores (58,26MW) em 38usinas do interior

35,3 Dezembro/10

Ações em andamento - Interior - 2009

INVESTIMENTODESCRIÇÃO AÇÃO

INVESTIMENTO(R$ x MIL)

PREVISÃO

Implantação de sistema da Radiofonia (100 localidades) 2 0

Melhoria de Rede

Radiofonia (100 localidades)Realizado:

2,0

Março/10Substituição de Poste de Madeira por poste de fibra (1500 postes) 2,0Realizado: 500 unidades

Bens Móveis – (Infra Estrutura)

Aquisição de Veículos Pesados11 caminhões

3,2 Dezembro/09

Bens Móveis – (Infra Estrutura) Aquisição de equipamentos diversos 20,0 Março/10

Equipamentos e Sistemas Aquisição de equipamentosEquipamentos e Sistemas de TI

Aquisição de equipamentos, licenças e Sistemas de Gestão 22,0 Outubro/10

DESEMPENHO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃODISTRIBUIÇÃO

EDE’s

Complexo de MAUÁBL-3

BL-1BL-2

BL-4

522,0 MW522,0 MWPotência Efetiva

Complexo de Aparecida

198,0 MWPotência Efetiva

Geração Distribuída

Geração interligada diretamente na rede de distribuiçãoGeração interligada diretamente na rede de distribuição,com as seguintes Usinas:

-Cidade Nova;-Flores;S é-São José.


Novos PIE’s


UHE BALBINA – Rio Uatumã, em Presidente Figueiredo

250 MWP tê i Ef tiPotência Efetiva

SE SANTO ANTONIO

SE REDENÇÃO

SE CIDADE NOVA

SE DISTRITO INDUSTRIAL

SE SERINGAL MIRIM

PRODUTORES INDEPENDENTES – PIE’s

Oliveira Energia

30 MW

Gen Rent

30 MW

Linha de Transmissão500 kV500 kV

TUCURUI - MANAUS

Legenda

km

Plano de Melhoria de Desempenho

Alem do Programa Anual de Investimentos da empresa, foi elaborado oPlano de Melhoria de Desempenho PMD envolvendo a aplicação dePlano de Melhoria de Desempenho – PMD, envolvendo a aplicação derecursos adicionais de investimento no ano de 2009 conforme abaixo:

R$ mil

PROGRAMA PREVISTO

Geração de Energia Elétrica 174.406

Transmissão de Energia Elétrica 93.536

Rede de Distribuição de Energia Elétrica 108.407

Programa Luz Para Todos 161.125

Infra - estrutura e apoio 20.896

TOTAL 558.370

Ações implementadas na Rede de Distribuição

DESCRIÇÃO REALIZADO 2008

META FÍSICA 2009

TOTAL REALIZADO

2009OBRAS DE

AMPLIAÇÃOExtensão de RD para regularização de Consumidores Clandestinos –(km)

89,65 65,5 32,56

Construção de Tronco deConstrução de Tronco de Alimentador (km) 27,67 33 18,12

Adequação de Circuitos 36 219 42

OBRAS DE MELHORIA

Reforma de RD de MT (km) 88,51 71 8,58

Recondutoramento de Alimentadores na Capital (km) 30,45 63 12,10Alimentadores na Capital (km)

Ações implementadas na Rede de Distribuição

DESCRIÇÃO REALIZADO 2008

META FÍSICA 2009

TOTAL REALIZADO

2009

MANUTENÇÃO DA REDE

Poda de árvores 59.198 60.000 46.460

Manutenção preventiva em Ci it d Médi T ã 11 35 18DA REDE Circuitos de Média Tensão 35 8

Manutenção preventiva em Circuitos de Baixa Tensão 685 504 394

S b tit i ã dSubstituição de transformadores sobrecarregados

279 1.000 468

Configuração do Sistema Transmissão

2009

Subestações 230 kV 3

Subestações 69/13,8 kV 26ç ,

Subestações de Consumidores Industriais 69/13,8 kV 24

Capacidade de Transformação MVA Transformadores 1 596Capacidade de Transformação – MVA – Transformadores Abaixadores

1.596

Capacidade de Transformação – MVA – Transformadores 587p çElevadores 587

Linha de 230 kV em circuito duplo de 182 km cada, 2totalizando 364 km 2

Fonte: OTR

Configuração do Sistema Comercialização

2009

Consumidores cadastrados 675.453

Consumidores residenciais 585.577Consumidores residenciais 585.577

Consumo – GWh 3.133Consumo Médio – kWh/mês 582Consumo Médio kWh/mês 582

Tarifa Média S/ICMS – R$/MWh 304,50

Tarifa Média C/ICMS R$/MWh 371 92Tarifa Média C/ICMS – R$/MWh 371,92

Faturamento – R$ mil 1.161.050

Fonte: FPF

Configuração do Sistema de Distribuição

Ci it Ali t d MT 164

2009

Circuitos Alimentadores MT 164km de Rede de MT 2.822

k d R d BT 3 288km de Rede BT 3.288

Postes 128.40310 848Transformadores Próprios 10.848

Transformadores Particulares 4.374Capacidade Total Instalada (MVA) 1.300

Fonte: PPD/GREDES

Capital EVOLUÇÃO DO MERCADO DE EVOLUÇÃO DO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA (ENERGIA ELÉTRICA (GWhGWh))

1996

1997

998

99 0 I d t i lInterior

1 1919

920

0020

0120

0220

03

2004

05

Comercial

Residencial

Industrial

2

200

2006

2007

2008

Outras

1996

998

0 OutrosResidencial

2

19

2000

2002

2004

I d i l

Comercial

Poder PúblicoOutros

2

2006

2008

Industrial

INTERLIGAÇÃO DO SISTEMA MANAUS COM SISTEMAMANAUS COM SISTEMA

INTERLIGADO NACIONALPrevisão: Outubro de 2011Previsão: Outubro de 2011

Linha de Transmissão500 kV

TUCURUI MANAUSTUCURUI – MANAUSLeilão 004/2008

Legenda

km

Importância do Empreendimento

• A interligação Tucurui-Macapá-Manaus possibilitará a integração desistemas da região amazônica ao Sistema Interligado Nacional - SIN.sistemas da região amazônica ao Sistema Interligado Nacional SIN.

• Tais sistemas compreendem os de atendimento às capitais deManaus e Amapá e também às cidades situadas na margem esquerdaManaus e Amapá e também às cidades situadas na margem esquerdado Rio Amazonas entre Manaus e Amapá.

At l t t i t i l d ã id• Atualmente estes sistemas operam isolados e são supridos poralgumas Hidrelétricas e principalmente por usinas térmicas a óleo ea gás.

• A entrada deste empreendimento possibilitará uma reduçãosignificativa na queima de combustíveis fósseis.g

• Maior estabilidade/confiabilidade aos sistemas da região amazônica.

•Participação em Leilões e conseqüente modicidade tarifária

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 1.730 MW podendo ser expandido para2.530 MW;

• Previsão da demanda de todos os sistemas isolados que serãoli t d t di t 2012 é t dalimentados por este empreendimento em 2012 é em torno de

1.400 MW atingindo 1.900 MW em 2017;

P l ã t did i d 2 2 ilhõ h bit t• População atendida: mais de 2,2 milhões habitantes;

• 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).

Sistema Isolado de Manaus

Projeção da DemandaSistema Manaus

Ano Demanda MW

Geração Disponível no Sistema de Manaus

USINA POTÊNCIA MWAno Demanda - MW2009 1.0722010 1.145

USINA POTÊNCIA - MWMAUÁ 496,5APARECIDA 172,0

2011 1.2262012 1.2782013 1 336

UTE´s FLORES, CIDADENOVA E SÃO JOSÉ 120,8

PIE´S 305,02013 1.336 ,UHE BALBINA 250,0

TOTAL 1.344,3

Fonte: OCS – Operação do Sistema – Nov./2009

PLANEJAMENTO PARA A INTERLIGAÇÃO

• A questão da interligação da região norte com o sistema interligado• 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 2012. (Licitação de 3 lotes realizada em 27/06/2008)

PLANEJAMENTO PARA A INTERLIGAÇÃO

Tucuruí – Xingu (PA) – 264 km em 500 kv L t ATucuruí Xingu (PA) 264 km, em 500 kv.

Xingu – Jurupari (PA) – 263 km, em 500 kv.Lote A

Oriximiná – Jurupari (PA) 374 km, em 500 kv.

Jurupari (PA) – Laranjal (AP) – 95 km, em 230 Kv.Lote B

p ( ) j ( ) ,

Laranjal – Macapá (AP) – 244 km, em 230 kv.

Lote COriximiná (PA) – Itacoatiara (AM) – 374 km em 500 Kv.

Itacoatiara – Cariri (AM) – 212 km, em 500 kv.

Lote C

(Tucurui-Xingu - Jurupari)

DESCRIÇÃO: Construção da LT 500 kV Tucuruí-Xingu-JurupariUF: PA META: 527 kmDATA DE CONCLUSÃO: 31/12/2011INVESTIMENTO PREVISTO TOTAL: R$ 1,04 bilhõesINVESTIMENTO PREVISTO 2008-2010: R$ 766,4 milhõesEMPREENDEDOR: Isolux (Isolux 100%)

Interligação Tucuruí-Macapá-Manaus

RESULTADOSRealizado o leilão de linhas de transmissão em 27/06/2008Protocolado o plano de trabalho ambiental no Ibama em 11/09/2008Protocolado o plano de trabalho ambiental no Ibama em 11/09/2008Vistorias realizadas entre 21 e 28 de setembro de 2008Contrato de concessão assinado em 16/10/2008

Fonte: Governo Federal - Planalto

(Jurupari-Oriximiná e Jurupari-Macapá)

DESCRIÇÃO: Construção da LT 500 kV Jurupari-Oriximina e daLT 230 kV Jurupari -MacapáUF: PA/AP META: 713 kmDATA DE CONCLUSÃO: 31/12/2011DATA DE CONCLUSÃO: 31/12/2011INVESTIMENTO PREVISTO TOTAL: R$ 999,7 milhõesINVESTIMENTO PREVISTO 2008-2010: R$ 666,4 milhõesEMPREENDEDOR: Isolux (Isolux 100%)


RESULTADOSRealizado o leilão de linhas de transmissão em 27/06/2008Protocolado o plano de trabalho ambiental no Ibama em 11/09/2008Protocolado o plano de trabalho ambiental no Ibama em 11/09/2008Vistorias realizadas entre 21 e 28 de setembro de 2008Contrato de concessão assinado em 16/10/2008


(Oriximiná-Cariri-Manaus)

DESCRIÇÃO: Construção da LT 500 kV Oriximina-Cariri(Manaus)UF: AM/PA META: 586 kmUF: AM/PA META: 586 kmDATA DE CONCLUSÃO: 31/12/2011INVESTIMENTO PREVISTO TOTAL: R$ 1,3 bilhõesINVESTIMENTO PREVISTO 2008-2010: R$ 841,3 milhõesINVESTIMENTO PREVISTO PÓS-2010: R$ 420 7 milhões


INVESTIMENTO PREVISTO PÓS-2010: R$ 420,7 milhõesEMPREENDEDOR: Consórcio Amazonas ( Eletronorte 30%;Chesf 19,5%; Abengoa 30%; Fip Brasil Energia 20,5%)

RESULTADOSRealizado o leilão de linhas de transmissão em 27/06/2008Protocolado o Plano de Trabalho Ambiental no Ibama em 11/09/2008Vistorias realizadas entre 21 e 28 de setembro de 2008Contrato de concessão assinado em 16/10/2008


1. LOTE A

a) LINHAS DE TRANSMISSÃO b) SUBESTAÇÃO

→ TUCURUÍ – XINGU - 500 kV → SUBESTAÇÃO XINGU - 500 kV → XINGU – JURUPARI - 500 kV → SUBESTAÇÃO JURUPARI - 500/230 kV/900 MVAXINGU JURUPARI 500 kV SUBESTAÇÃO JURUPARI 500/230 kV/900 MVA

2. LOTE B

a) LINHAS DE TRANSMISSÃO b) SUBESTAÇÃOa) LINHAS DE TRANSMISSÃO b) SUBESTAÇÃO

→ ORIXIMINÁ – JURUPARI - 500 kV; → SE ORIXIMINÁ - 500/138 kV/150 MVA; → JURUPARI – LARANJAL - 230 kV; → SE LARANJAL - 230/69 kV/200 MVA→ LARANJAL – MACAPÁ - 230 kV. → SE MACAPÁ - 230/69 kV/450 MVALARANJAL MACAPÁ 230 kV. SE MACAPÁ 230/69 kV/450 MVA

3. LOTE C

a) LINHAS DE TRANSMISSÃO b) SUBESTAÇÃOa) LINHAS DE TRANSMISSÃO b) SUBESTAÇÃO

→ ORIXIMINÁ – ITACOATIARA - 500 kV → SE ITACOATIARA - 500/138 kV/150 MVA→ ITACOATIARA – CARIRI (MANAUS) – 500 kV → SE CARIRI - 500/230 kV/1.800 MVA

Rede Básica

LOTE H, COMPOSTO POR:

– LINHA DE TRANSMISSÃO JORGE TEIXEIRA ‐ LECHUGA (EX‐CARIRI), EM 230 KV, LOCALIZADA NO ESTADO DO AMAZONAS.

Descrição: INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO compostas pela Linhade Transmissão em 230 kV, circuito duplo, com extensãoaproximada de 30 km, origem na Subestação Lechuga (ex‐Cariri) etérmino na Subestação Jorge Teixeira.ANEEL

A) LINHA DE TRANSMISSÃO MAUÁ III – JORGE TEIXEIRA, EM 230KV LOCALIZADA NO ESTADO DO AMAZONASKV, LOCALIZADA NO ESTADO DO AMAZONAS.

B) SUBESTAÇÕES MAUÁ III, EM 230 kV/138kV, LOCALIZADA NOESTADO DO AMAZONASESTADO DO AMAZONAS.

C) SUBESTAÇÕES JORGE TEXEIRA, EM 230 kV/138kV,LOCALIZADA NO ESTADO DO AMAZONASLOCALIZADA NO ESTADO DO AMAZONAS.

Sistema Manaus

SISTEMAS ISOLADOSC t í tiCaracterísticas

Características de Sistemas Isolados

• Localizados de forma esparsa na região amazônica, abrangendo cercade 45% do território brasileiro, porém representa apenas 3% dode 45% do território brasileiro, porém representa apenas 3% doconsumo de energia elétrica do País.

D d d b ídi d C t d C C b tí l• Dependem de subsídios da Conta de Consumo Combustível.

•Estima-se que o custo do serviço para atendimento às localidadesq ç pmuito isoladas varia entre 500,00 e 1.000,00 R$/MWh;

•Vácuo Regulatório:•Vácuo Regulatório:

•Há disparidade de valores de compra de energia em relação aoSistema Interligado;Sistema Interligado;

•Os Custos são elevados, decorrentes das característicasgeográficas;

•Há diversidade contratual no suprimento.


DISPÊNDIO COM A CCC

2 720 072.720,07MILHÕES DE REAISMILHÕES DE REAIS

Gasto referente ao ano de 2009 com aGasto referente ao ano de 2009 com a

Conta de Consumo de Combustíveis

CUSTO TOTAL DA GERAÇÃO no Amazonas 2009 (s/ impostos)(Out. à Dez. estimado)

R$

OD OCTE TOTALOC OPGECUSTO ANUAL OD OCTE TOTALOC OPGECUSTO ANUAL

122.584.000 122.584.000 137.924.000 137.924.000 134 650 000 134 650 000UTE Manauara

UTE JaraquiUTE Tambaqui 122.584.000 122.584.000

137.924.000 137.924.000 134 650 000 134 650 000UTE Manauara

UTE JaraquiUTE Tambaqui

134.650.000 134.650.000 130.014.000 130.014.000 135.055.000 135.055.000 243.048.000 285.413.000 269.504.000 445.398.000 1.243.363.000AmE Capital

UTE Cristiano RochaUTE Ponta NegraUTE Manauara 134.650.000 134.650.000

130.014.000 130.014.000 135.055.000 135.055.000 243.048.000 285.413.000 269.504.000 445.398.000 1.243.363.000AmE Capital

UTE Cristiano RochaUTE Ponta NegraUTE Manauara

35.969.000 35.969.000 7.894.000 7.894.000 4.910.000 4.910.000

p

AmE Interior

35.969.000 35.969.000 7.894.000 7.894.000 4.910.000 4.910.000

p

AmE Interior1.862.000 1.862.000 2.250.000 2.250.000

44.676.000 44.676.000

AmE Interior1.862.000 1.862.000 2.250.000 2.250.000

44.676.000 44.676.000

AmE Interior

Fonte: Eletrobrás

903.275.000 285.413.000 367.064.000 445.398.000 2.001.150.000 Total 903.275.000 285.413.000 367.064.000 445.398.000 2.001.150.000 Total

GERAÇÃO DE ENERGIA no Amazonas 2009 (Out. à Dez. estimado) MWh( ) MWh

OC OPGE OD OCTE TOTALGERAÇÃO OC OPGE OD OCTE TOTALGERAÇÃO

420.654 420.654 495.291 495.291 505.240 505.240

UTE TambaquiUTE JaraquiUTE Manauara

420.654 420.654 495.291 495.291 505.240 505.240

UTE TambaquiUTE JaraquiUTE Manauara

499.476 499.476 519.945 519.945 570.562 750.058 575.500 810.941 2.707.061

65 120 65 120

UTE Ponta NegraUTE Cristiano RochaAmE Capital

499.476 499.476 519.945 519.945 570.562 750.058 575.500 810.941 2.707.061

65 120 65 120


65.120 65.120 14.526 14.526 8.650 8.650 3.457 3.457

AmE Interior

65.120 65.120 14.526 14.526 8.650 8.650 3.457 3.457

AmE Interior

4.035 4.035 84.841 84.841

3.011.167 750.058 756.128 810.941 5.328.294 Total

4.035 4.035 84.841 84.841

3.011.167 750.058 756.128 810.941 5.328.294 Total

Fonte: Eletrobrás

CUSTO MÉDIO ANUAL no Amazonas 2009 (s/ impostos)(Out. à Dez. estimado)

OCOPGE OD OCTE TOTALCUSTO ANUAL

OCOPGE OD OCTE TOTALCUSTO ANUAL

R$/MWh

291 291 278 278 267 267 260 260

UTE JaraquiUTE ManauaraUTE Ponta Negra

UTE Tambaqui 291 291 278 278 267 267 260 260

UTE JaraquiUTE ManauaraUTE Ponta Negra

UTE Tambaqui

260 260 260 260 426 381 468 549 459

552 552


260 260 260 260 426 381 468 549 459

552 552


543 543 568 568 539 539

AmE Interior (localidade com GN)

543 543 568 568 539 539

AmE Interior (localidade com GN)

558 558 527 527

300 381 485 549 376 Total

558 558 527 527

300 381 485 549 376 TotalFonte: Eletrobrás

•Tarifa Residencial da AmE R$/MWh 310,24 s/ impostos (Aneel)


EVOLUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA Sistemas Isolados vs. Brasil

15%15%11%

10%10%

11%

0%

5%

0%

5%

-5%

0%2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

-5%

0%2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

-10%

5%

-10%

5%

8%

ACRE AMAZONAS RONDÔNIA BRASILACRE AMAZONAS RONDÔNIA BRASIL


Geração Termelétrica por Combustível

27%23%

Diesel

PTE

37%13%

PTE

Óleo Combustível

PGE

Geração total por fonte (MWmed)

20%

ç p ( med)

3%

UHE

80

77% PCH

UTE


CUSTOS PARA SOCIEDADE

• Custo médio líquido anual para a Amazonas Energia do combustívellíquido é de cerca R$/MWh 360. A ANEEL fixa o valor anual de referênciapara o Sistema Integrado Nacional (SIN) em R$/MWh 134,94. (Hojepara o Sistema Integrado Nacional (SIN) em R$/MWh 134,94. (Hojecontornado parcialmente pela MP 466/2009);

O f•Os sistemas isolados não apresentam boa confiabilidade para oconsumidor, implicando em variações na tensão e faltas de energia;

•Os sistemas necessitam de investimentos emergências para evitarsituações de crise de abastecimento (ex. Manaus 1997);

•Tudo isto implica em custos indiretos para o consumidor.

GÁS EM MANAUS

•Preços acordados no contrato em 10/2005 para o volume 5,5 milhõesde metros cúbicos por dia (sendo reajustados pelo IPCA):de metros cúbicos por dia (sendo reajustados pelo IPCA):

R$ 0 45 ilhã d BTU (M d Di t ib id )R$ 0,45 por milhão de BTU (Margem da Distribuidora)

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 – 12/2010Entrada em Operação 12/2010

GÁS EM MANAUS

Gasoduto - Trecho B2Extensão : 187 kmDiâmetro : 20”

Gasoduto - Trecho B1Extensão : 196 kmDiâmetro : 20”

GLPduto - Trecho AExtensão : 279 kmDiâmetro : 10”

Gasoduto existente –R d t ã

Diâmetro : 10

O Gasoduto Urucu-Manaus tem por

Juaruna

ReadaptaçãoExtensão : 279 kmDiâmetro : 18”

objetivo escoar a produção de gás da região Urucu para geração térmica em Manaus

SISTEMA INTERLIGADO NACIONALMarco Regulatório

Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro PROJETO RESEB - 1994-2007

DESVERTICALIZAÇÃO DO SETOR TRANSPARÊNCIA DOS AGENTES

• GERAÇÃO - Concessão ou autorização por usina;

DISTRIBUIÇÃO C ã i í i ilíb i ô i• DISTRIBUIÇÃO – Concessão por município, equilíbrio econômico-financeiro assegurado – Sistema Tarifário Price Cap;

Ã• 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.

Continuação

Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro PROJETO RESEB - 1994-2007

• CONSTITUIÇÃO DE OPERADOR DO SISTEMA ELÉTRICOCONSTITUIÇÃO 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 d E i Elét i E ti i d ã ELBde Energia Elétrica. Extinguiu 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

O QUE SÃO “SISTEMAS ISOLADOS”

“São os sistemas elétricos cujos consumidores não são atendidos jpelo que denominamos de

SIN – Sistema Interligado Nacional”

A REESTRUTURAÇÃO NÃO ATINGIU OS SISTEMAS ISOLADOS.

TARIFAS ANEEL (desverticalizadas)GTON - Eletrobrás (Planejamento)

Papel do ONS e a Coordenação do Sistema Elétrico Nacional

Cabe ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, conduzir ap ,operação do Sistema Interligado Nacional –SIN, com o respaldo da Leinº 10.848 e do Decreto nº 5.081. No art. 3º, inciso I, desse Decreto éatribuída ao ONS a operação centralizada otimizada a menoratribuída ao ONS a operação centralizada otimizada, a menorcusto. É com esta visão que se desenvolve o Planejamento e aOperação Hidrotérmica do SIN.

Busca eficiência no uso integrado dos recursos que sãodisponibilizados explorando-os de forma otimizada produzindodisponibilizados, explorando os de forma otimizada, produzindoganhos sinérgicos e garantindo a segurança eletroenergética do SIN.

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.

Informações Gerais

•Contrato de Concessão – nº 006/2001- ANEEL (2001/2015)•152.581 km2•22 municípios22 municípios•População: 655.385 habitantes (IBGE 2000)•4,3 Hab/ km2

Principais Fatos portadores de futuro em andamento:Principais Fatos portadores de futuro em andamento:

1 – Integração com o SIN - 2009;

2 – Asfaltamento da BR-364 até Cruzeiro do Sul - 2010;

3 Li ã P ífi 20103 – Ligação com o Pacífico – 2010.

Desafio: Projetar

mercado de

Dez/2008:

longo prazopara

contrataçãocom o menor

•178 mil clientes•Mercado: 565.198 MWh•Perda Elétrica Total: 26,19%

desvio possível.

Informações Gerais

U.N Norte - UNN

Atende 27 localidades134.858 consumidores

U N C tU N C t UNCUNC

Área: 238.513 km²

População: 1.453.756 hab. SedePorto Velho

Atende 45 localidadesAtende 45 localidades150.424 consumidores 150.424 consumidores

Sede Sede

U.N Centro U.N Centro -- UNCUNC

Densidade: 6,1 hab/km²

Nº Localidades Atendidas : 131(Municípios: 52 - Distritos/Vilas 79)

JiJi--ParanáParaná

U.N Sul U.N Sul -- UNSUNSAtende 59 localidades152.189 consumidores

Nº Lojas de Atendimento: 58(Municípios: 54 – Distritos: 4)

Total de Consumidores: 437.471

Sede Sede CacoalCacoal

Nº UCs Baixa Renda: 99.800

Faturamento Bruto (R$ Mil) (*) 675.081

Lucro / Prejuízo) (R$ Mil) (*) (67.937)uc o / eju o) ( $ ) ( ) (6 93 )

Patrimônio Líquido (*) (184.443)

(*) Dez/2008 está estimado. Faturamento Bruto com ICMS Fonte: Demonstrações Contábeis.

Sistema Rondônia

95

INTEGRAÇÃO DE SISTEMA ELÉTRICOIntegração = Otimização Econômica + Segurança EletroenergéticaIntegração Otimização Econômica Segurança Eletroenergética

Motivações para Integração no SIN

Diversidade hidrológica entre bacias hidrográficasDiversidade hidrológica entre bacias hidrográficas

Diversidade hidrológica sazonal entre regiões

Complementaridade termelétrica

Diversidade de carga entre regiões

Aumento da confiabilidade eletroenergéticaAumento da confiabilidade eletroenergética

Redução de custos operativos

M di id d t ifá iModicidade tarifária

Importância da Flexibilidade na Operação Econômica

A flexibilidade em usinas termelétricas reduz significativamente o custo ti d id à i d b tí i boperativo, 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 g p ç çpúblico.

MÍNIMO CUSTO – Todos os ativos do sistema elétrico do SIN sãoMÍNIMO 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 todosMÍNIMO RISCO – A venda no ambiente regulado é realizada para todos as empresas distribuidoras do SIN, minimizando o risco de crédito.

Benefícios para a Sociedade

• Redução das custos de geração na região Norte, pela possibilidadede 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 disponibilidadede energia, possibilitando novos investimentos no parque industrial daregião, com geração de emprego e renda;

• Interligação “Virtual” a partir da Medida Provisória 466 de 29/07/2009• Interligação Virtual a partir da Medida Provisória 466 de 29/07/2009

• Sistema Acre/Rondônia proporcionará economia com combustível deaproximadamente R$ 100 milhões por mês;aproximadamente R$ 100 milhões por mês;

• Redução da geração termelétrica e conseqüente diminuição naemissão do CO2, bem como o aumento da confiabilidade de suprimento;


Medida Provisória 466/2009

“Art 3º A Conta de Consumo de Combustíveis - CCC de que tratam o §Art. 3 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 areembolsar, a partir de 30 de julho de 2009, o montante igual àj gdiferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para oatendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nosSistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente deenergia elétrica pelo custo médio da potência e energiacomercializadas no Ambiente de Contratação Regulada - ACR docomercializadas no Ambiente de Contratação Regulada - ACR doSistema Interligado Nacional - SIN, conforme regulamento.” (grifamos)


Medida Provisória 466/2009 “§ 1º No custo total de geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados de§ 1 No custo total de geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados, deque trata o caput, deverão ser incluídos os custos relativos:”

•à contratação de energia e de potência associada;•à contratação de energia e de potência associada;

•à geração própria para atendimento ao serviço público de distribuição deenergia elétrica;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 energiaelétrica em regiões remotas dos Sistemas Isolados,g ,

MODICIDADE TARIFÁRIAIntegração = Otimização Econômica + Ganhos de EscalaIntegração = Otimização Econômica + Ganhos de Escala

Estrutura TarifáriaEstrutura Tarifária

EncargosTarifários (+)” Tarifários (+)

cela

“A

”

TOTALPARCELA “A”

Comprade energia (+)Pa

rc

+Custos

Operacionais

+Eficientes (+)

TOTALPARCELA “B”la

“B

”

Depreciação (+)

RemuneraçãoAdequada

PARCELA “B”

Parc

el

p ç ( )

Adequadados

Investimentos (+)

Estrutura Tarifária: Estrutura Tarifária: Parcela AParcela A

♦ A Parcela A considera aqueles custos cujo valor e variação escapam à vontade einfluência da concessionária.

PARCELA A 855 399 267R$ Encargos Setoriais 72 807 919R$ Transporte de Energia

EncargosParcela A

Compra de Energia 782 591 348R$

Encargos Setoriais

9%

Parcela A

Transporte de Energia0%

Compra deCompra de Energia91%

Estrutura Tarifária: Estrutura Tarifária: Parcela BParcela B

♦ A Parcela B compreende aqueles custos próprios da atividade de distribuição ede gestão comercial dos clientes.

PARCELA B 294 661 277R$ PARCELA B 294 661 277R$ Custos Operacionais 187 218 960R$

Remuneração do Capital 72 629 979R$ Depreciação 34 812 338R$

D i ãParcela B

p çOutras receitas 2 175 643R$

Custos Operacionais

63%Remuneração do Capital

Depreciação12%

63%p25%

Receita RequeridaReceita Requerida

♦ Receita necessária para garantir o equilíbrio econômico‐financeiro da concessão no anoteste.

Composição Receita Requerida

RECEITA REQUERIDA 1 265 277 114R$ PARCELA A 855 399 267R$ PARCELA B 294 661 277R$

Componentes Financeiros 115 216 570R$

Di t ib ã R it R id T t lPARCELA B

26%

Componentes Financeiros 115 216 570R$

Outras receitas

Componentes Financeiros

9.1%

Distribução Receita Requerida Total

PARCELA A74%

26%

PARCELA B23.2%

0.2%

PARCELA A67 5%67.5%

Reposicionamento TarifárioReposicionamento Tarifário

♦ Resultados do reposicionamento tarifário AmE:

ReposicionamentoRESULTADOS

p

•AmE: - 6%;

El t 5 6%RECEITA REQUERIDA 1 147 884 901R$ PARCELA A 855 399 267R$

Encargos Setoriais 62 989 847R$ Transporte de Energia -R$

•Eletroacre: - 5,6%

•CERON: - 19%Transporte de Energia R$ Compra de Energia 792 409 420R$

PARCELA B 292 485 634R$ Custos Operacionais 184 021 221R$

Remuneração do Capital 49 621 204R$

•BOVESA: -13%

Remuneração do Capital 49 621 204R$ Depreciação 29 905 788R$

Outras receitas 2 506 162R$ RECEITA VERIFICADA 1 316 267 464R$

Amazonas Energia é 41° colocação das tarifas residenciais

REPOSICIONAMENTO -12.79%

Componentes Financeiros 115 216 570R$ REPOSICIONAMENTO (com financeiros) -4 04%

mais baratas do Brasil.

REPOSICIONAMENTO (com financeiros) -4.04%

EFEITO MÉDIO PARA O CONSUMIDOR -6,09%

ObrigadoObrigadoObrigadoObrigado

Flavio Flavio DecatDecat de Mourade MouraDiretor PresidenteDiretor Presidente

Márcio Paixão RibeiroGerente de Regulação Econômico-FinanceiraGerente de Regulação Econômico [email protected]

implicações da incorporação de sistemas elétricos isolados ... · fonte: ocs – operação do...

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