Netmetering no Brasil

Setembro 2012Gehrlicher Ecoluz Solar do Brasil, S.A.Niels Kleer – Diretor Comercial

Breve historia – Desenvolvimento do marco regulatório

Objetivo PrincipalReduzir barreiras existentes de regulação para conectar pequenas usina de geração de energia elétrica nas redes de distribuição de energia (sendo o vetor principal o mercado fotovoltaico).

Eventos• Chamadas e notas públicas iniciadas em 09-2010.

• Nota Técnica No. 0004/2011-SRD/ANEEL de 09/02/2011 apresentou os resultados da analise de 577 contribuições submetidas por 39 agentes.

• Consulta Pública No. 42/2011-SRD/ANEEL de 8/08/2011 até 14/10/2011 recebeu 403 contribuições de 51 agentes das quais mais da metade foram consideradas para analise.

• Além disso, procedimentos foram estabelecidos para inclusão no PRODIST (Procedimentos para a Rede de Distribuição de Energia no Sistema Nacional de Energia Elétrica).

• Publicação da Resolução Normativa ANEEL Nº 482, no 17 de ABRIL 2012.

• Revisão e publicação da PRODIST Modulo 3 no 19 de ABRIL 2012.

Custos de Energia e FV

Cu

sto

de

En

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V

Motivação ANEEL - A realidade brasileira para GD é diferente …

Aumento de demanda

para energia

Saturação de redes de

distribuição

Necessidade de investimentos nas redes de

distribuição.

Motivação ANEEL – TENDENCIA MUNDIAL

DESENVOLVIMENTO DE REDES INTELLIGENTES, ALINHADO COM GD (GERAÇÃO DISTRIBUIDA)

BOTTOM LINE

Reconhecimento da necessidade para desenvolver normativas para impor uma ordem e orientação para consumidores e distribuidoras de energia elétrica.

REALIDADEREALIDADE

• Tendência uso FV é inevitável. • FV continuará cair de preço.• Brasil já possui mercados com paridade tarifaria.

HORIZONTE CURTO PRAZO

HORIZONTE CURTO PRAZO

• Outro mercados obterão paridade. • Investimento financeiro altamente atrativo.

LONGO PRAZOLONGO PRAZO

• FV competirá diretamente com PCH, Eólica e Biomassa.• Geração Distribuída em larga escala.• Desenvolvimento de Smart Grids.

Overview – Conceitos e Procedimentos

Terminologia adotada

Sistema de Compensação de Energia Eletrica.

Medidor Bidirecional

Sem envolvimento de dinheiro,

somente troca de energia

(kWh´s)

Overview – Conceitos e Procedimentos

• Capacidade da Usina - Até 1 MW, dividida em Usinas de “Micro” (0-100kW) e Mini (>100 – 1000kW).

• Taxa mínima de conexão equivalente a 30KWh para mono-, 50KWh para bi- e 100KWh para trifásico por mês.

Capacidade Instalada

Tensão no ponto de conexão

< 10 kW Até 1000V AC (mono-, bi- ou trifásico)

10 - 100 kW Até 1000V AC (trifásico)

101 - 500 kW Até 1000V AC (trifásico) / 15 ou 35kV

501 kW - 1 MW 15 ou 35kV

Overview – Conceitos e Procedimentos• 240 dias de ajuste para as distribuidoras elétricas (13/12/12).

• Registro da usina necessidade de interação somente com a distribuidora local.

• Usuário do sistema é financeiramente e tecnicamente responsável até o ponto de conexão. Eventuais reforços de rede serão custeados e executados pela distribuidora.

• A resolução permite usuários do sistema indicar e favorecer créditos de kWH para outros consumidores, dentro da mesma distribuidora, os quais são unidos através de interesse comum ou por lei (grupo econômico).

• Créditos de kWh permaneçam validos por 36 meses.

• Créditos de kWh podem ser trocados através de regras específicos de conversão em intervalos de tempo diferente de consumo e geração (fora ponta vs. ponta)

• Local de instalação do sistema não necessariamente precisa ser no local do consumo, todavia terá que estar dentro da mesma área de cobertura da distribuidora.

Tipo de Clientes

Consumer Notes Voltage Level Tariff Structure Contract

LOW INCOME

Low Income families (less than BR$120,00/ month per family member), entitled to a lower tariff.

< 2,3 kV Monomonous Consumption

A1 Business consumer. > 230 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

A2 Business consumer. 88 - 138 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

A3 Business consumer. 69 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

A3a Business consumer 30 - 44 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

A4 Business consumer 2,3 - 25 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

B1 Residential Consumer < 2,3 kV Monomonous Consumption

B2 Rural Consumer < 2,3 kV Monomonous Consumption

B3 Commercial Consumer < 2,3 kV Monomonous Consumption

B4 Public Lighting Consumer < 2,3 kV Monomonous Consumption

FREE Constant power demand higher than3MW. > 69 kV - -

ASConsumer with power supply at voltages below 2.3 kV, served from a underground distribution system.

< 2,3 kV, however through a subterrain

network.

Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

Tipo de Clientes com paridade tarifária

Consumidor Observação Tensão Estrutura de Tarifa Contrato

LOW INCOME

Low Income families (less than BR$120,00/ month per family member), entitled to a lower tariff.

< 2,3 kV Monomonous Consumption

A1 Business consumer. > 230 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

A2 Business consumer. 88 - 138 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

A3 Business consumer. 69 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

A3a Business consumer 30 - 44 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

A4 Business consumer 2,3 - 25 kV Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

B1 Cliente Residencial < 2,3 kV Monômia Consumo

B2 Rural Consumer < 2,3 kV Monomonous Consumption

B3 Cliente industrial / comercial < 2,3 kV Monômia Consumo

B4 Public Lighting Consumer < 2,3 kV Monomonous Consumption

FREE Constant power demand higher than3MW. > 69 kV - -

ASConsumer with power supply at voltages below 2.3 kV, served from a underground distribution system.

< 2,3 kV, however through a subterrain

network.

Mono- or Binominous

Consumption and/or Demand

Lojas (de Shoppings), restaurantes (cadeias), escritórios, condomínios verticais, postos de gasolina, centros de distribuição, etc (Clientes com baixa demanda e alto

consumo regular).

Tarifas Atuais (B1 Residencial) – Custo Wp – 2011/2012

R$650,00R$400,00

2013 - Nova situação (B1 Residencial) – Custo Wp – 2011/2012

R$545,00R$335,00

-16,2%

2013 - Nova situação (B1 Residencial) – Custo Wp – 2013

R$545,00R$335,00

Solar FV em 2013 ?

Tarifas Clientes B3 – 2012 e 2013 (estimado)

Tarifa 2013

R$ 524,14R$ 574,73R$ 498,08R$ 578,36R$ 530,03R$ 504,42R$ 436,35R$ 546,93R$ 498,27R$ 427,18

Location of Highest Tariffs (B1 & B3 Clients)

CEMARCELTINSENERGISAELFSMCEMATCHESPAMPLAENERSULCLFMCEMIGCEPISACOELCERGECOELBA

* Size of Ball indicates Market Size and Potential.

Comparação Mudanças na Viabilidade Econômica

CLIENTE B3 - 2012

• NETMETERING

• Tarifa R$ 550 MWh

• CAPEX R$10,00Wp

• 1350 kWh/kWp/ano

• 5% Inflação

• TIR +/- 10%

CLIENTE B3 - 2013

• NETMETERING

• Tarifa R$ 460 MWh (-16,2%)

• 1350 kWh/kWp/ano

• 5% Inflação

• TIR +/- 10%

• CAPEX R$8,32Wp

Estrutura simplificada de Custos baseado no preço do módulo

* 1 EURO = R$ 2,50

Taxas PIS/COFINS – 9,25%

Custo geral de venda e lucro bruto – 30%

Custo financeiro mensal 2,5%

Transporte terrestre

Outros

TOTAL MARKUP 50%

Preço de Venda

EURO 1,22 Wp

(or R$ 3,05)

Definição Preço de venda do módulo

CASO 1

MÓDULOS = 30%

Custo total do sistema

EURO 4,07 Wp

(ou R$ 10,17)

CASO 2

MÓDULOS = 40%

Custo total do sistema

EURO 3,05 Wp

(ou R$ 7,63)

CASO 3

MÓDULOS = 50%

Custo total do sistema

EURO 1,83 Wp

(ou R$ 4,58)

Custo total do sistema FV

Frete marítimo

Imposto de importação – 14%

Taxas, Cobranças portuárias

Risco Cambial

Transporte terrestre

MARKUP TOTAL 25%

Custo consolidado

EURO 0,8125 Wp

(ou R$ 2,03)

Custo Importação no Brasil até

almoxarifado local

Custo Médio

EURO 0,650 Wp

(or R$ 1,63 *)

FOB Porto

de Saída

2013 ?

Oportunidades e Ameaças – Industria, sob ponto de vista de mercado

Oportunidades

• Mercado abundante de Clientes B3

• Mercado abundante de Clientes B1

• Previsão Entrada Clientes A4 (2014).

• Sinalizações de governos estaduais com programas de incentivo (Ex. Pernambuco).

Ameaças

• Redução da atratividade econômica visto reduções na tarifa, reduzindo mercado atrativo. Tarifa BRANCA.

• Criação de burocracia excessiva para viabilizar instalações.

• Preparo técnico/administrativo insuficiente da distribuidora elétrica.

• Dificuldade para obtenção de financiamento do projeto.

• Falta e dificuldade de certificação de equipamentos.

• Revisão da Resolução ANEEL .

• Mudanças nas regras do Netmetering (questão ICMS, valorização da energia, etc.).

Oportunidades e Ameaças – Consumidor Final

Oportunidades

• Investimento atrativo em mercados com paridade.

• Solução com tecnologia dominada: desde bem instalado, retorno com baixo risco.

• Futura Acessibilidade via soluções “one-stop-shop”.

• Melhoria imagem (da empresa).

• Valorização de patrimônio do imóvel.

Ameaças

• Redução da atratividade econômica visto reduções na tarifa, reduzindo mercado atrativo.

• Dificuldades na homologação da instalação junta a distribuidora.

• Instaladores “aventureiros”.

• Mudanças nas regras do Netmetering (questão ICMS, valorização da energia, etc.).

• Instalações inadequadas e mal projetadas.

• Dificuldades para financiamento.

Oportunidades e Ameaças – Distribuidora

Oportunidades

• Possibilidade de agregar mais serviços e valor para o consumidor ao se tornar um atuante deste mercado emergente e “irreversível’ .

• Mantendo assim um maior controle sobre sua rede.

• Instalar FV “onde interessa” visando maior estabilidade de rede, postergação de reforços de rede.

• Peak-shaving.

• Alterações de horário “ponta” criando uma maior valorização à GD-FV.

Ameaças

• Introdução de instalações de baixa qualidade na rede (poluição).

• Grande demanda de mercado, dificuldades no atendimento.

• “Perda de controle” na sua rede elétrica.

• Demanda imediata de capacitação dos equipes técnicos.

• Necessidade de eventuais reforços de rede para instalação de maior porte (acima de 250kWp).

Niels KleerDiretor ComercialGehrlicher Ecoluz Solar do Brasil, S.A.Av. Tancredo Neves, 620, Salas 914/915Edificio Mundo Plaza EmpresarialCaminho das Árvores41820-020Salvador – BahiaT +55 71 3034 9905F +55 71 3034 9907nielskleer@gehrlicher.ecoluz.com.br

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