CONSELHO ESTADUAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA - CEPE

REUNIÃO DO DIA 31.01.2008

COMITÊ DE MONITORAMENTO E EXPANSÃO (COORDENAÇÃO: CEAL – COMPANHIA ENERGÉTICA DE ALAGOAS)

ENERGIA PARA O DESENVOLVIMENTO

DO ESTADO DE ALAGOAS

ASSUNTOS A SEREM ABORDADOS

1. Planejamento da Expansão

2. Programas de Investimentos

UMA BREVE INTRODUÇÃO

ALAGOASALAGOAS

CONJUNTURA MUNDIAL

SUB-MERCADOS DA AMÉRICA LATINA

PROXIMIDADE

DOS MERCADOS

DA AMÉRICA LATINA

PROXIMIDADE

COM FONTES

DE ENERGIA :

RIO SÃO FRANCISCO

GÁS NATURAL

BIOMASSA

MERCADO

CONSUMIDOR

BEM DISTRIBUIDO

ALAGOAS

Colombia

Ecuador

Perú-SICN

Perú-SISUR

Bolivia

Chile-SING

Chile-SIC

ArgentinaMercado

ArgentinaComahue

Paraguay

Uruguay

Brasil-N

Brasil-NE

Brasil-SE

Brasil-Sur

Venezuela

N

NE

SE/CO

S

Im peratriz

O N S - OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA

SIN =

SISTEMA INTERLIGADO

NACIONAL

1. Planejamento da Expansão

. ATENDIMENTO AO CRESCIMENTO DO

MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA

. NECESSIDADES OPERACIONAIS

FUNDAMENTOS BÁSICOS DO PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO

MISSÃO DA CEAL

“Fornecer energia elétrica com qualidade, eficiência e rentabilidade

para proporcionar satisfação e desenvolvimento à sociedade”

1. PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (PDEE 2007-2016)

EPE=EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA

2. PLANO PLURIANUAL - PPA (2008-2011)

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA - MINISTÉRIO DE PLANEJAMENTO

3. SIGPLAN- SISTEMA DE INFORMAÇÕES GERENCIAIS E DE PLANEJAMENTO

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA - MINISTÉRIO DE PLANEJAMENTO

4. PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS - PAR (2008-2011)

ONS

5. PAR - DIT - DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (2008-2011)

ONS

6. PROGRAMA DE DISPÊNDIO GLOBAIS - PDG (2008)

MINISTÉRIO DE PLANEJAMENTO - MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA -

ELETROBRÁS (APROVADO ATRAVÉS DE DECRETO E LEI)

DADOS GERAIS CEAL

Concessão: até 2015

Área de Concessão: 27.933 Km2

População: 3.015.902 habitantes (IBGE 2005)

Municípios: 102

Número de clientes: 771.364 (Dez/2007)

DADOS TÉCNICOSDADOS TÉCNICOS

• SUBESTAÇÕES 69 / 13,8 kV = SUBESTAÇÕES 69 / 13,8 kV = 3636

• POTÊNCIA INSTALADA = POTÊNCIA INSTALADA = 658 MVA658 MVA

• DEMAMDA MÁXIMA = DEMAMDA MÁXIMA = 525 MW525 MW

• LINHAS DE 69 kV = LINHAS DE 69 kV = 1.554 km1.554 km

• REDE DE DISTRIBUIÇÃO ~ REDE DE DISTRIBUIÇÃO ~ 19.835 km19.835 km

ECONOMIA DO ESTADO DE ALAGOAS

Primária: Cana de Açúcar, Fumo e Pecuária.

Secundária: Fabricação de Produtos químicos, Extração de Petróleo e Gás, Cimento, Tecelagem e Fabricação e Refino de Açúcar, etc.

Terciária: Comércio, Hotéis, Telecomunicação, Atendimento à Saúde, Educação, Serviços Bancários, etc.

PRINCIPAIS PROBLEMASPRINCIPAIS PROBLEMAS

• Perdas de energia elétrica elevadas• Inadimplência (sem controle, liminares)

- Falta de Geração de recursos para investimento

• Árvores nas linhas e redes (podas)• Salinidade na área litorânea (280km)• Extensa área de canaviais (queimadas)• Pontos críticos de fornecimento de energia

2000 = 416

2001 = 419

2002 = 386

2003 = 398

2004 = 425

2005 = 450

2006 = 517 2007 = 525

DEMANDA MÁXIMA - MW

MW jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

2005 431,45 436,11 453,76 444,57 424,24 418,69 411,54 415,43 439,26 439,35 463,95 463,72

2006 462,68 487,85 506,33 474,45 462,55 442,36 446,79 453,21 457,55 461,76 468,57 516,66

2007 513,18 517,85 494,64 497,95 488,05 474,66 461,77 464,61 462,21 485,68 494,92 524,83

Valores realizados [ MW ]

0100

200300

400500

600

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

200520062007

EVOLUÇÃO DA DEMANDA - CEAL

PROJEÇÃO DA CARGA - MW

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

ANO

MW

CARGA PESADA 528,70 555,10 567,20 580,90 589,00 592,30 605,80 619,60 632,20 648,80

CARGA MEDIA 460,20 468,80 476,70 487,10 492,30 497,10 505,60 514,50 522,40 532,80

CARGA LEVE 336,80 343,90 350,90 359,30 363,20 365,80 372,40 379,40 385,60 393,70

CARGA MAXIMA 543,30 570,90 583,10 597,10 605,40 608,90 622,80 636,90 650,00 666,80

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

CONFIGURAÇÃO ELÉTRICA DO SIN REGIÃO NORDESTE - ALAGOAS

PONTOS DE SUPRIMENTO CHESF-CEALPONTOS DE SUPRIMENTO CHESF-CEAL

SUBESTAÇÕES 69 / 13,8 kV = 36 - (DEZ/2007)SUBESTAÇÕES 69 / 13,8 kV = 36 - (DEZ/2007)

ABAIXADORA / ZEBU = 6 ABAIXADORA / ZEBU = 6

(Delmiro Gouveia - inhapi, Olho D`Água das Flores – Jacaré dos Homens – Pão de (Delmiro Gouveia - inhapi, Olho D`Água das Flores – Jacaré dos Homens – Pão de Açúcar – Santana do Ipanema)Açúcar – Santana do Ipanema)

ANGELIM = 4 ANGELIM = 4

((Viçosa – Palmeira dos Índios – União dos Palmares – Maribondo)Viçosa – Palmeira dos Índios – União dos Palmares – Maribondo)

PENEDO = 6PENEDO = 6

(Arapiraca I – Arapiraca II – Marituba – Perperi – Coruripe – São Sebastião)(Arapiraca I – Arapiraca II – Marituba – Perperi – Coruripe – São Sebastião)

RIO LARGO = 11RIO LARGO = 11

((Rio Largo – Pilar – São Miguel dos Campos – Marechal Deodoro – São Luiz do Rio Largo – Pilar – São Miguel dos Campos – Marechal Deodoro – São Luiz do Quitunde – Matriz de Camaragibe – Joaquim Gomes – Porto Calvo – Maragogi – Capela - Quitunde – Matriz de Camaragibe – Joaquim Gomes – Porto Calvo – Maragogi – Capela - Murici)Murici)

MACEIÓ = 7MACEIÓ = 7

(Tabuleiro do Martins – Pinheiro – PCA – Trapiche da Barra – Benedito Bentes – Cruz (Tabuleiro do Martins – Pinheiro – PCA – Trapiche da Barra – Benedito Bentes – Cruz das Almas – Pajuçara)das Almas – Pajuçara)

RIBEIRÃO = 1 RIBEIRÃO = 1 (Campestre)(Campestre)

ITABAIANA = 1 ITABAIANA = 1 (São Brás)(São Brás)

MAPA ELETROGEOGRÁFICO DE ALAGOASMAPA ELETROGEOGRÁFICO DE ALAGOAS

MAPA ELETROGEOGRÁFICO DE MACEIÓMAPA ELETROGEOGRÁFICO DE MACEIÓ

Gerências Regionais

GCM

N.º de Municípios: 08 Faturamento: R$ 33 milhões N.º de Consumidores: 258 mil

GCL

N.º de Municípios: 39 Faturamento: R$ 11 milhõesN.º de Consumidores: 175 mil

Viçosa

Taquarana

GCO

N.º de Municípios: 55 Faturamento: R$ 14 milhõesN.º de Consumidores: 294 mil

Viçosa

Taquaran

NOVOS EMPREENDIMENTOS

- Pontos Críticos -

CANAL DO SERTÃO

ADUTORA DO PÃO DE

AÇÚCAR

ADUTORA DO

AGRESTE

ADUTORA DA CARANGUEJA

EMPREENDIMENTOS TURÍSTICOS

SETUR-AL

NORTE-SUL

SISTEMA PRATAGY

POLO MULTIFRABIL

MINERADORA ROCHA

CARBÔNICA

PROJETO DE USO MÚLTIPLOS

DAS AGUASDISTRITO

INDUSTRIAL DE ARAPIRACA

EMPREENDIMENTOS HABITACIONAIS :

VALE DO REGINALDODIQUE ESTRADAAMOLARZINHO

MINERADORA VALE VERDE

SHOPING PÁTIO

MACEIÓEMPREENDIMENTOS

TURÍSTICOS

SETUR-AL

CANYONS E FOZ

2. Programas de investimentos

R$ MILANO APROVADO REALIZADO %2001 41.000 15.586,3 38%2002 30.150 18.077,3 60%2003 34.399 19.922,0 58%2004 47.000 29.554,0 63%2005 80.899 58.527,0 72%2006 101.800 84.900,0 83%2007 128.450 88.993,0 69%

INVESTIMENTOS REALIZADOSINVESTIMENTOS REALIZADOS

NECESSIDADES = R$ 144.000.000,00

APROVADO = R$ 97.450.000,00(FOI APROVADO SUPLEMENTAÇÃO EM 26.12.2007, PARA O PROGRAMA LUZ PARA TODOS DE R$ 31.000.000,00, MAS NÃO FOI POSSÍVEL A APLICAÇÃO TOTAL)

APROVADO = R$ 128.450.000,00

REALIZADO = R$ 88.992.994,00 = (69,28 %)

PROG. LUZ PARA TODOS R$ 58.946.007,00 = (66,24%)

ORÇAMENTO DE INVESTIMENTOS - 2007

NECESSIDADES = R$ 272.000.000,00

PARA APROVAÇÃO = R$ 150.800.000,00

APROVADO = R$ 96.090.300,00

ORÇAMENTO DE INVESTIMENTOS - 2008

INVESTIMENTOS FUTUROS

2008 96.090.300,00

2009 180.387.000,00

2010 106.000.000,00

2011 92.500.000,00

2012 111.500.000,00

2013 101.500.000,00

2014 110.000.000,00

2015 100.500.000,00

2016 104.000.000,00

TOTAL 1.002.277.300,00

SEDE DA CEAL EM MACEIÓ

geraldo.dias@ceal.com.br

82 xx 3218.9319

82 xx 8828.1237

ANEXOS

Aos poucos, a chuva registrada na região Sudeste/Centro-Oeste, está elevando o nível dos reservatórios e diminuindo os riscos de racionamento de energia

elétrica, segundo o Operador Nacional do Sistema (ONS). A Ativa Corretora mostra também que o momento é positivo para o setor com base

no aumento dos volumes de chuva e na queda do preço da energia elétrica, divulgado na última sexta-feira pela Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica (CCEE). O Preço das Liquidações das Diferenças (PLD), que chegou aos R$ 569,59 megawatts hora (MW/h), caiu para R$ 550 o MW/h para todas as cargas

(pesada, média e leve) e subsistemas (regiões). De acordo com o Informativo Preliminar Diário da Operação (IPDO), divulgado no

domingo pelo Operador Nacional do Sistema, os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste estavam com 48,1% de volume acumulado.

A curva de aversão - que define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório - baixou 2,7%. Segundo a Climatempo, a chuva deve continuar pela

região até sábado e o volume previsto é de até 80 milímetros. Uma das principais usinas do Sudeste, Promissão operava com 59,7% decapacidade.

INFORME = 29.01.2008

Região Nordeste Na região Nordeste - uma das mais castigadas pelo longo período de estiagem-

o nível dos reservatórios já apresenta uma ligeira recuperação. No domingo, estava com 28,4% de volume armazenado e a curva de aversão ao risco, em

18,4%. "No Nordeste a chuva poderá chegar aos 80 milímetros, uma quantidade importante porque ameniza o período de seca", disse Marcelo Pinheiro,

meteorologista da Climatempo. A hidrelétrica de Sobradinho estava trabalhando com 21,2% de capacidade. No Sul do País, onde estão instalados os menores reservatórios, o volume

acumulado era de 65, 6% e a curva de aversão ao risco atingiu 47,1%. A hidrelétrica de Machadinho operava com 37,67% de capacidade. No Norte Interligado, que inclui a usina hidrelétrica de Tucuruí, os

reservatórios estavam com 77,9%. O IPDO mostra que não houve intercâmbio internacional.

Fonte:Gazeta Mercantil

Curva de Aversão ao Risco

A Resolução nº109/2002 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica estabeleceu critérios e diretrizes para a política de operação energética e despacho de geração

termelétrica nos Programas Mensais de Operação realizados pelo ONS, bem como para a formação de preço no mercado

de energia elétrica. Uma dessas diretrizes é a curva bianual de segurança,

também denominada "curva de aversão ao risco". Esta curva representa a evolução ao longo do período dos requisitos mínimos de armazenamento de energia de um subsistema, necessários ao atendimento pleno da carga, sob hipóteses pré-definidas de afluências, intercâmbios interregionais e

carga, e com toda a geração térmica (inclusive as térmicas emergenciais da CBEE) despachada em sua produção

máxima, de forma a se garantir níveis mínimos operativos ao longo do período.

Curva de Aversão ao Risco

Em outras palavras, para garantir o atendimento do mercado e assegurar a capacidade de recuperação dos reservatórios, os níveis de armazenamento do reservatório equivalente de uma

região devem ser mantidos sempre acima da curva de aversão ao risco ao longo dos dois anos.

Os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx) estabelecidos pela

resolução ANEEL 296/2007 para as Curvas Bianuais de Aversão ao Risco 2006/2007, são apresentados nas Notas Técnicas ONS

NT 182/2007, SE/CO), NT 182/2007 (SE/CO, NT 164/2007 (SUL) e NT 165/2007 (NE).

Nos gráficos, são apresentados em destaque os Níveis de Segurança ao final dos períodos secos e úmidos, bem como no

início e término de cada ano.

Curva de Aversão ao Risco

Tabela 1 - Número de Unidades Consumidoras (U.C.´s) por classe de consumo, e taxa de crescimento anual (%), de 2003 a 2007.

Tabela 2 - Consumo e participação das classes por segmento de mercado:

Mercado CEAL faturado (Cativo) - 2007Participação das Classes de Consumo

Outras19,1%

Residencial35,0%

Rural7,7%

Comercio /Serviços

20,4%Industrial

17,7%

Fornecimento Total CEAL - 2007Participação das Classes de Co nsumo

Rural7,0%

Comercio /Serviços

18,6%

Industrial16,1%

Residencial31,9%Outras

17,5%

Suprimen-to0,6%

Consumi-dor Livre8,2%

Tabela 3 - Taxas de crescimento anuais do consumo de energia (%)

2003 2004 2005 2006 2007Var.% Var.% Var.% Var.% Var.%

Residencial 13,35% 0,99% 6,34% 1,22% 6,66%Industrial 4,76% 4,25% 1,07% -17,76% -5,46%Comércio/Serviços 12,08% 0,77% 8,69% 1,94% 7,07%Rural 40,52% -20,96% 22,31% 12,50% -0,29%Poderes Públicos 16,46% 0,07% 17,06% 6,03% -1,05%Iluminação Pública 8,79% 2,57% 1,53% -0,62% 3,51%Serviços Públicos 5,84% 3,77% 7,73% 1,90% 2,80%Consumo Próprio 11,04% 10,24% 13,67% -7,40% 0,05%Total Consumo Cativo 11,95% 0,29% 6,80% -2,04% 2,92%Consumidor Livre 629,1% 25,8%Suprimento à CELPE 15,42% -1,43% 13,67% 1,59% -32,82%

Total Fornecimento 11,98% 0,27% 7,92% 4,14% 4,15%

Classes de Consumo

Gráfico nº 02 - Variação Percentual do crescimento das Classes

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

2.003 2.004 2.005 2.006 2.007

Residencial

Industrial

Comércio/ServiçosRural

Outras

[ GWh ] D% [ GWh ] D% [ GWh ] D% [ GWh ] D% [ GWh ] D%

CEAL 1.957 11,9% 1.963 0,3% 2.117 7,8% 2.206 4,2% 2.305 4,5%NORDESTE 50.189 6,0% 53.683 7,0% 56.885 6,0% 59.062 3,8% 62.764 6,3%BRASIL 300.646 3,9% 320.772 6,7% 334.564 4,3% 347.371 3,8% 376.905 8,5%Fonte: CEAL/GCP => Valores a serem confirmados pela EPE(*) Consumo Firme é o consumo de energia menos a Classe Suprimento.

20072003 2004 2005 2006

[ GWh ] D% [ GWh ] D% [ GWh ] D% [ GWh ] D% [ GWh ] D%

CEAL 92,66 8,9% 90,32 -2,5% 90,60 0,3% 86,71 -4,3% 87,72 1,2%NORDESTE 96,00 4,3% 92,00 -4,2% 98,50 7,1% 96,60 -1,9% 105,90 9,6%BRASIL 141,00 2,2% 140,00 -0,7% 146,50 4,6% 144,50 -1,4% 144,90 0,3%Fonte: CEAL/GCP(*) Consumo Firme é o consumo de energia menos a Classe Suprimento.

20072003 2004 2005 2006

Tabela 5– Comparativo do crescimento da CEAL no consumo firme (GWh)

Tabela 6– Comparativo do consumo médio residencial.da CEAL, [ kWh/UC.mês ]

2003 Particip 2004 Particip 2005 Particip 2006 Particip 2007 Particip

Energia Verificada: 2.621.020 100% 2.708.865 100% 2.979.682 100% 3.233.865 100% 3.348.907 100%

CHESF 2.513.994 95,9% 2.576.135 95,1% 2.841.821 95,4% 3.052.007 94,4% 3.139.000 93,7%

CELPE 25.641 1,0% 24.514 0,9% 25.875 0,9% 27.825 0,9% 21.652 0,6%

ENERGIPE 40.912 1,6% 43.700 1,6% 49.570 1,7% 50.912 1,6% 53.110 1,6%

COGERAÇÃO 40.276 1,5% 62.149 2,3% 61.637 2,1% 103.121 3,2% 135.145 4,0%

EBE 197 0,0% 2.367 0,1% 779 0,0%

Energia Contratada: 2.748.667 100% 2.871.277 100% 3.135.051 100% 3.243.175 100% 3.324.908 100%

CHESF CI´s 1.865.880 67,9% 1.976.400 68,8% 621.960 19,8%

CHESF Leilões 02-04 823.440 30,0% 825.896 28,8% 727.080 23,2% 727.080 22,4%

CELPE 23.171 0,8% 15.451 0,5% 7.723 0,2%

ENERGIPE 27.705 1,0% 18.470 0,6% 9.235 0,3%

CCEAR-2005 0,0% 1.651.867 52,7% 1.732.380 53,4% 1.750.561 52,6%

CCEAR-2006 0,0% 718.958 22,2% 753.449 22,7%

CCEAR-2007 771.663 23,2%

Leilão de Ajuste 07 23.097 0,7%

Curto Prazo/Bilaterais 8.471 0,3% 35.060 1,2% 117.186 3,7% 55.310 1,7% 0,0%

Proinfa 0,0% 9.446 0,3% 26.138 0,8%

Perdas CEAL 645.305 24,60% 727.804 26,80% 841.788 28,25% 1.007.358 31,15% 1.030.015 30,76%

Perdas SIN 70.433 2,76% 73.690 2,60% 74.474 2,48% 73.942 2,36% 2,36%

Fonte: Mercado CEAL

Curto Prazo => Transações líquidas no CCEE e Contratos Bilaterais com CHESF e Cogeradres

Perdas SIN => Rateio calculado pelo CCEE referente às diferenças entre a energia gerada e as compras.

Tabela 9 – Preços CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica):

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

2001 33,87 121,47 154,21 247,35 440,99 684,00 684,00 684,00 684,00 562,15 562,15 562,15 451.70

2002 562,15 319,41 5,55* 7,34* 4,10* 7,15* 16,59* 13,.86* 5,54* 4,47* 6,20* 5,12* 79,79

2003 4,31 4,00 4,00 5,35 6,34 10,53 9,87 13,37 15,44 19,88 24,70 49,41 13,93

2004 294,09 18,59 18,59 18,59 18,59 18,59 18,59 18,59 18,59 18,59 18,59 18,59 41,55

2005 18,33 18,33 18,33 18,33 18,33 18,33 18,33 18,50 18,40 19,79 18,86 18,40 18,52

2006 19,14 37,62 36,10 16,92 19,79 23,44 30,61 51,94 68,56 46,25 24,40 17,58 32,70

2007 17,59 17,59 17,59 28,07 53,37 97,19 118,94 45,81 149,11 197,45 185,11 204,93 94,40

Fonte: CCEEE* Média mensal dos preços semanais.

Tabela 11 - Tarifas Médias por Classe (R$/MWh faturado sem ICMS)Classes 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Var.% [07/06]

Residencial 180,54 185,24 219,02 261,91 310,07 328,24 5,9%Industrial 108,45 121,98 155,97 181,71 188,42 189,88 0,8%Comércio/Serviços 169,61 197,19 245,78 271,50 275,70 275,91 0,1%Rural 102,85 111,55 146,25 144,01 144,25 147,39 2,2%Poder Público 168,97 215,07 288,68 301,4 306,90 309,36 0,8%Iluminação Públic 106,01 121,08 144,65 154,89 159,62 167,54 5,0%Serviço Público 92,04 109,67 147,90 171,21 172,71 167,09 -3,3%Total fornecimento 144,24 159,90 198,14 226,59 247,38 256,52 3,7%Suprimento à CELPE 47,32 55,60 67,55 56,22Total Vendas 141,72 157,67 196,60 225,31 247,38 256,52 3,7%Uso do Sistema: [ R$ /kW ]Suprimento à CELPE Demanda [R$/kW] 19,14 21,07 19,84 21,12 6,5%

Encargo [R$/MWh] 29,51 49,66 29,37 -40,9%Demanda [R$/kW] 19,51 27,28 26,88 -1,5%

Cogeradores Demanda [R$/kW] 4,71 6,10 5,64 -7,5%

Consumidor Livre