21 de Novembro de 2014Brasília-DF

Prognósticos para o Setor Elétrico 2015 - 2018

2

Tipo Quantidade Potência (MW) %

CGH 479 296,20 0,22EOL 203 4.313,50 3,26PCH 469 4.677,13 3,53SOL 270 14,86 0,01UHE 200 83.580,69 63,11UTE 1.879 37.566,44 28,37UTN 2 1.990 1,5

Subtotal 3.502 132.438,84 100

0,22%

3,26%3,53%

0,01%

63,11%

28,37% 1,5%

CGH EOL PCH SOL UHE UTE UTN

Fonte: Banco de informações gerenciais da ANEEL – dados de 19/11/2014

Capacidade instalada de geração no Brasil

3

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Potência (MW)

74876.72 80314.947

83807.058

90678.514

92865.5 96294.466

100352.44

102609.757

106301.037

112399.62

117134.72

121104.336

126754.659

132438

10,000

30,000

50,000

70,000

90,000

110,000

130,000

Evolução da capacidade instalada (MW)

Fonte: SFG/ANEEL – dados de out/2014

3.492

4.735

2.187 3.4294.058 2.257 3.694

6.099

6.871

3.9705.650

5.683

5.438

4

Previsão de acréscimo de potência instalada (MW)

2014 2015 2016 2017 2018 2019 20200.00

1,000.00

2,000.00

3,000.00

4,000.00

5,000.00

6,000.00

UHE UTE PCH EOL

Ano/Fonte UHE UTE PCH EOL TOTAL2014 282,30 274,00 69,40 573,80 1.199,50

2015 3.796,20 1.556,40 188,90 3.526,30 9.067,80

2016 5.209,70 1.147,50 833,40 3.269,70 10.460,30

2017 3.885,60 958,70 720,80 524,60 6.089,70

2018 4.774,80 1.505,40 148,80 2.026,80 8.455,80

2019 611,10 0,00 33,60 90,00 734,70

2020 0,00 25,00 32,90 0,00 57,90

MW

Fonte: SFG/ANEEL – dados de 19/11/2014

5

Capacidade de Armazenamento / Relevância de cada Subsistema

Fonte : ONS

70%70%

18%18%

7%7%

5%5%

6

O Futuro da Matriz Energética Brasileira (2015 ~ 2020)

Manutenção da matriz renovável

Implementação de UHEs na Amazônia

Transmissão de grandes blocos de energia da região Norte para centros de consumo – regiões S-SE/CO e NE com links em Corrente Contínua

Redução da regularização dos reservatórios – UHEs em construção serão a fio d´agua, ou seja, toda vazão afluente deve ser turbinada ou vertida, não havendo condições de armazená-la, com os seguintes impactos:

impossibilidade de controle de cheias;

maior exigência das atuais usinas do sistema com capacidade de regularização, gerando grandes alterações de nível dos reservatórios ao longo de curtos ciclos hidrológicos;

maior despacho térmico para atender às exigências sazonais da carga

7

Previsão de Expansão da Transmissão

Regiões Geoelétricas e Bipolo Extensão de LT (km)Sul 1.150

Norte - Nordeste 2.700Sudeste / Centro – Oeste /

Acre – Rondônia 4.050

Bipolo 2 ±800 kV Xingu – Terminal Rio 2.500

Total 10.400

8

Leilões em andamento e futuros

Leilão nº 004/2014:

• Sessão Pública: 18/11/2014• 4 lotes• Investimentos: R$ 3,6 bilhões• 2.050,6 km de linhas de transmissão• 5.081 MVA de transformação

Leilão nº 007/2014:

• Sessão Pública: 19/12/2014• 10 lotes• Investimento: R$ 5 bilhões• 3.300 km de linhas de transmissão• 9.300 MVA de transformação

Leilão nº 001/2015:

• Sessão Pública: Abril/2015• 8 lotes (até o momento)• Investimentos: R$ 2 bilhões• 1.200 km de linhas de transmissão• 3.400 MVA de transformação

Leilão nº 002/2015 (maio):

• LT ± 800 kV CC Xingu – Terminal Rio – 2.440 km

• SE Conversora CA/CC Xingu – 4.000 MW

• SE Conversora CC/CA Terminal Rio – 3.850 MW

• Investimentos: R$ 5,5 bilhões

9

Sistema Interligado Nacional

Fonte : ONS

20032003

20152015

73,7 mil Km

124,2 mil Km

10

Leilões de Transmissão

ANEEL determina Máxima Receita Anual Permitida – receita teto da licitação;

Vencedor – proponente que ofertar menor Receita Anual Permitida (RAP);

1ª Fase – Leilão fechado (propostas em envelopes)

2ª Fase – viva-voz – ocorre quando existe proposta com diferença inferior a 5% da menor proposta.

11

Interligação Tucuruí - Macapá – Manaus

Lote A: LT Tucuruí – Xingu – Jurupari 1.054 km 9/7/2013 Lote B: LT Oriximiná – Jurupari – Macapá 1.426 km 30/9/2013 Lote C: LT Oriximiná – Silves- Lechuga 1.172 km 9/7/2013

Visão da transmissão

2.130 m

Aspectos técnicos

Homem Castanheira Torre Tipica Travessia Canal Travessia Amazonas

0

50

100

150

200

250

300

295 m

70 m

50 m

•

150 m

Aspectos técnicos

Aspectos técnicos

15

72 m

295 m

2.130 m

Extensão - 8,56 KmEscavação - 1.506 m³Armaduras – 641 Ton Concreto - 7.556 m³

• 2 torres autoportantes - 4.400 Ton (2.200 cada) e 295 m de altura

Dados da travessia do Rio Amazonas

16

Interligação Manaus – Boa Vista 500 kV

Visão da transmissão

Contrato de Concessão no 3/2012, de 25/1/12Prazo de construção: 36 meses (entrada em 25/1/15)Investimento estimado: R$ 1,061 bilhõesReceita Anual Permitida (RAP) = R$ 121,128 milhões

› Aprimorar os procedimentos de acesso ao sistema de distribuição (acesso de geradores e grandes consumidores)

Prognósticos da distribuição e P&D

› Aprimorar a Resolução Normativa nº 482/2012, que trata de micro e minigeração distribuída

17

2015 2017 2018 2019CoelceEletropauloCelpaElektroBandeirantePiratiningaDMED

CPEE / CSPEJaguari / MococaSanta Cruz / ValeSanta MariaBragantinaCaiuáNacional

ParanapanemaEMG / ENFCocel / CopelCFLO / CeltinsCelesc / IguaçuUrussangaJoão CesaCEB / ForcelChesp / CEEESulgipe / Escelsa

EBONova PalmaCelpeDemeiEletrocarHidropanMuxfeldt

CooperaliançaCealCemarCepisaEPBCelgAmazonasBoa VistaCeronEletroacre

CematCemigCPFL PaulistaEnersulAES SULCoelbaCosern

ESERGELight

Ampla

Previsão das Revisões Tarifárias

2016

7 26 17 10 118

19

Qualidade do Serviço

20

Qualidade do Serviço

21

Incentivos regulatórios:Qualidade do Serviço

* Dados até Agosto

R$ 397 M

R$ 438 M

R$ 375 M

R$ 198 M

*

22

Incentivos regulatórios:Qualidade do Serviço

R$ 26,5 MR$ 24,5 M

R$ 16,4 M

R$ 12,6 M

* Dados até Setembro

*

23

Incentivos regulatórios:Redução de perdas

Perdas na DistribuiçãoPerdas Não-técnicas

32% 21%

18% 20%

12%

20% 9%

5%

3%

10%

Passos futurosO que vem por aí...

24

Bandeiras tarifárias

25

1o

Criação de Bandeiras Tarifárias:

Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia

Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis

Bandeira vermelha: condições mais custosas de geração

TE (mix) + 15 R$/MWh

+ 30 R$/MWh

Faixas de acionamento:

=> Bandeira Verde = CMO + ESS_SE < 200

=> Bandeira Amarela = 200 < CMO + ESS_SE < 350

=> Bandeira Vermelha = 350 < CMO + ESS_SE

Bandeiras tarifárias

26

1o

As bandeiras tarifárias são mais um custo que será incluído à conta de energia?

As bandeiras tarifárias são uma forma diferente de apresentar um custo que hoje já está na conta de energia, mas geralmente passa despercebido

Os custos com compra de energia pelas distribuidoras são incluídos no cálculo de reajuste das tarifas e são repassados aos consumidores um ano depois de ocorridos

Com as bandeiras, haverá a sinalização mensal do custo de geração da energia elétrica

Essa sinalização permite, ao consumidor, a oportunidade de adaptar seu consumo, se assim desejar.

Tarifa Branca

27

2o

Horas

Tarifa convencional

Tarifa branca3

5

R$/MWh Tarifa monômia (R$/MWh) com três postos tarifários: Ponta, Intermediário e Fora Ponta

Relação Ponta/Fora Ponta de 5 e Intermediário/FP de 3 - somente na parcela TUSD

Pré-pagamento

28

3o

Gestão econômica e energética:

Pode comprar em menores quantidades, conforme sua necessidade e possibilidade;

Permite saber quanta energia está consumindo; uso racional da energia.

Eliminação do pagamento de juros e dívidas

Eliminação da cobrança por religação

Inserção social e melhoria da qualidade de vida

Benefícios ao Consumidor:

Pré-pagamento

29

3o

Custos evitados de:

Leitura; impressão e entrega de fatura Suspensão e religação do fornecimento

Redução dos níveis de inadimplência e perdas comerciais

Redução das reclamações por faturamentos e suspensão indevidos

Antecipação de receita

Satisfação do cliente

Benefícios à Concessionária:

Biomassa CGH COG

GD ≤1MW

Consumidor

30 dias*

30 dias

15 dias

7 dias

82 dias

Distributidora

Proc

edim

ento

s

60 dias para mini GD

Resolução no 482/2012.

Mini e Microgeração Geração Distribuida4o

Fazer Solicitação de Acesso

Compra/Instalar Geração

Solicitar Vistoria

Regularizar Aspectos Técnicos

Pagar Diferença Medição

Emitir Parecer de

Acesso

Fazer Vistoria

Entregar o Relatório

de Vistoria

Aprovar o ponto de conexão

Efetivação da Conexão

30

Cemig:34

Coelce:26

16 Celesc

Celpe: 14

Copel: 13

Enersul:13

Áreas de Concessão

Mini e Microgeração Geração Distribuida4o

31FONTE: SRD/ANEEL17 de Setembro de 2014

Perspectiva de InvestimentosHorizonte Decenal 2023

Fonte: EPE e BNDES 32

› Diversificação da matriz energética› Desenvolvimento científico e

tecnológico da cadeia produtiva › Capacitação profissional e

infraestrutura laboratorial de empresas e instituições de pesquisa

› Redução de custos e aumento da competitividade

› Aprimoramentos normativos, regulatórios e/ou tributários

R$ 400 milhões de reais anuais em projetos buscando...

Prognósticos de P&D 2015-2018

33

Previsão de vultosos investimentos em geração e transmissão - assegurar o desenvolvimento do país

Crescimento de fontes de geração intermitentes no SIN (Eólicas, Solar, Usinas a fio d´agua)

Evitar o descasamento das obras de geração e transmissão e assim evitar restrições de escoamento

Renovação das concessões de Distribuição

Aprimorar a qualidade do serviço na Distribuição (redes inteligentes)

Reajustes tarifários

A exposição das distribuidoras 34

Desafios