23 de Outubro de 2013 Porto Alegre/RS Inovações tecnológicas e os desafios regulatórios.

23 de Outubro de 2013Porto Alegre/RS

Inovações tecnológicas e os desafios regulatórios

2

Missão da ANEEL

Proporcionar condições favoráveis para que o desenvolvimento do

mercado de energia elétrica ocorra com equilíbrio entre os

agentes e em benefício da sociedade

3

Tarifa justa Qualidade do serviçoGarantia de direitos

Controle da InflaçãoUniversalização

Consumidores

GovernoAgentes Regulados

Remuneração adequada Cumprimento dos contratos Regras claras e estáveis

Missão da ANEEL

Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência (MW) %

CGH 418 252 0,20PCH 459 4.718 3,67EOL 96 2.107 1,63SOL 19 6 0,01UHE 192 82.771 64,33UTE 1.733 36.812 28,61UTN 2 1.990 1,55Total 2.919 128.656 100

Visão da Geração

Fonte: Banco de Informação da Geração (BIG/ANEEL) AGO/2013

O Brasil possui no total 2.919 empreendimentos em operação, gerando 128.656 MW de potência

CGH0,20%

EOL1,63%

PCH3,57%

SOL0,01%

UHE64,40

%

UTE28,64

%

UTN1,55%

Energia Elétrica Gerada por fonte (%)

5

MUNDO (2010)Renováveis = 18%Fósseis = 68%

BRASIL (2010)Renováveis = 86%Fósseis = 10%

6

Energia Gerada Mensal em MWmédios

Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 52.194 3.835 99 56.128Participação 92,99% 6,83% 0,18% 100,00%

Geração RENOVÁVEL94,38%

Fonte: CCEE





Abril/2011 - Período úmido



7

Energia Gerada Mensal em MWmédios


Geração RENOVÁVEL

Fonte: CCEE


91,51%


Outubro/2011 - Período seco

Outubro/2012 - Período seco

Dimensões relativas do Sistema Interligado

Sistema de Transmissão Brasileiro: extensão comparada com a dos E. U. A.

Sistemas Isolados

Sistema Interligado

Dimensões relativas do Sistema Interligado

Sistema de Transmissão Brasileiro: extensão comparada com a da Europa

Sistemas Isolados

Sistema Interligado

10

Interligação Tucuruí - Macapá – Manaus

Lote A: LT Tucuruí – Xingu – Jurupari 1.054 km Lote B: LT Oriximiná – Jurupari – Macapá 1.426 km Lote C: LT Oriximiná – Silves- Lechuga 1.172 km

11

Cronogramas

Lote Prazo Contratual Início Efetivo Previsão de Conclusão

LOTE A 16/10/2011 28/03/2011 30/05/2013

LOTE B 16/10/2011 12/05/2011 30/05/2013

LOTE C 16/11/2011 19/11/2011 31/10/2012

Licenciamento Ambiental Lote Duração Prevista em

Contrato Duração Efetiva

LOTE A 12 meses 29 meses

LOTE B 11 meses 31 meses

LOTE C 16 meses 21 meses

Interligação Tucuruí - Macapá – Manaus

12

Interligação Manaus – Boa Vista 500 kV

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

Sistema de Distribuição Brasileiro

63 Concessionárias de DistribuiçãoTarifas diferenciadas por área de concessão

Características do Setor Elétrico Brasileiro

1.464 Agentes de Geração

107 Agentes de Transmissão

63 Concessionárias de Distribuição

38 Cooperativas de Distribuição*

128 Comercializadoras de energia 70 milhões Consumidores de energia

* Cooperativas de eletrificação rural que receberam outorga de permissão da ANEEL para desempenharem serviços de distribuição de energia elétrica

15

Redes Inteligentes de EnergiaSmart Grid

Motivadores

Mundo

Redução

de CO2

Redução do Consumo

Diminuir custos

operacionais

Brasil

Qualidade do serviço

Redução das perdas

Redução do pico (uso do

sistema)

Não podemos importar soluções prontas

Qualidade da Energia

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20130.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

16.11

18.01

16.3715.81

16.75 16.04 16.1416.65

18.77

18.38 18.50

14.20 14.77

12.8912.12 12.53

11.53 11.81 11.37 11.72 11.31 11.20

24.36

22.3622.25 21.68

21.0320.04 19.28

18.6817,86 17.02

16,2215.18 14.30

22.64

20.6119.29 18.53

18.20 17.63 17.0316.44 15.63

14.5413.61

12.5511.66

DEC / FEC Brasil 2001 a 2011

DEC APURADO FEC APURADO DEC LIMITE FEC LIMITE

Perdas por região

32% 20%

21% 9%

18% 5%

20% 10%

12% 3%Perdas na Distribuição

Perdas Não-Técnicas

Dimensão do Problema

Custos das Perdas Não-Técnicas no Brasil (considerando a tarifa média de venda de R$ 260,80 – abr/2010)

Energia: R$ 2,2 Bilhões a.a. Ativos T & D: R$ 3,8 Bilhões a.a. Total s/ Impostos: R$ 6,0 Bilhões a.a. Total c/ Impostos: R$ 8,1 Bilhões a.a.

Agosto de 2005 / Estado do Ceará

48x

Temas já regulamentados

Power Line Communication (REN 375/2009)

Sistema de Informação Georeferenciada (PRODIST)

Tarifa Branca (PRORET)

Micro e minigeração (REN 482/2012)

Medidores eletrônicos (REN 502/2012)

Tratamento de Reclamações - DER/FER (REN 574/2013)

Definição Professor Hunt Allcott - New York University

características físicas

conjunto de tecnologias da informação e comunicação aplicadas a sistemas elétricos

natureza econômica

reunião de aparatos tecnológicos que facilita a precificação da energia elétrica em tempo real, com efeitos significativos em termos de reação da demanda e de redução de custos

Redes Inteligentes

Caracterização de uma Rede Inteligente

Medição Eletrônica

Sistemas de Comunicação

Sensoriamento da Rede

Sistemas de Computação

Redes Inteligentes

DISTRIBUIÇÃO

GERAÇÃO

TRANSMISSÃO

CONSUMIDORES

Impacto das Redes Inteligentes

Pequena

Moderado Grande

Revolucionário

Revolução da relação Consumidor x Distribuidora

Hoje:

O medidor registra o consumo de energia

(kWh) O leiturista lê o valor

registradoO consumidor paga a

conta

Com as Redes Inteligentes:

Além de energia ativa (kWh) o medidor registra outras grandezas a cada

hora

A distribuidora tem informações mais precisas e pode enviar mensagens

ao medidor

Comunicação bidirecional com a distribuidora

Revolução da relação Consumidor x Distribuidora

Smart Residências

Tecnologia permitirá comunicação entre os equipamentos domésticos e o medidor inteligente

Medidor interligará a residência e seus equipamentos ao restante da rede

Caso o consumidor permita, a concessionária poderá controlar a carga dentro da residência, visando otimizar a utilização de sua rede

Sistema de Medição

Equipamentos domésticos–medidor Medidor-concentrador Concentrador-distribuidora

L C

L C

Sistema de Medição: Medidor Inteligente

Elemento chave da Rede Inteligente Processa dados e envia comandos para outros equipamentos,

permitindo a integração da rede Além de medir consumo e demanda, notifica falta de energia,

monitora a qualidade e permite fazer corte e religamento remotos

Sistema de Medição: Concentrador

Reúne os dados dos consumidores para enviá-los à concessionária. Também é o canal para informações ou comandos da concessionária para o consumidor

Comunica-se com os medidores por PLC, radio-frequência ou redes mesh e Zigbee

No enlace com a distribuidoras utiliza GPRS, fibra-ótica ou PLC

Tendência mundialExperiências internacionais de grande escala

Redes Inteligentes

Fonte: Google Maps, 2010

Consumidor

Possibilidade de redução do valor da faturaCapacidade de gerenciar o consumo em tempo realUtilização de equipamentos inteligentes nas residênciasPossibilidade de gerar energia e injetar a parcela não

consumida na redeMais informações sobre o serviço prestado e o perfil de

consumo

Benefícios Esperados

Distribuidora

Possibilidade de redução dos custos operacionaisAtendimento mais rápido e eficaz, aumentando a

satisfação do consumidorMaior automatização das operaçõesMelhora nos níveis de qualidadeFerramenta de redução de perdas técnicas e não-técnicas Programas de gerenciamento de cargas e energia, com

monitoramento em tempo real


Sistema Elétrico

Uso mais eficiente das instalações Redução de pico de demanda e de perdasAumento da confiabilidade e segurança da redeIntrodução de mais fontes de energia renováveis,

protegendo o meio-ambienteProrrogação de investimentos em novas usinas geradoras


Regulador Redução da assimetria de informaçõesMelhor controle dos níveis de qualidade (DEC e FEC)Diminuição na discrepância de informações prestadas

pelas Distribuidoras Aperfeiçoamento dos processos regulatóriosEstímulo ao uso eficiente do sistema elétrico


Desafios da Regulação

Promover instalação do medidor eletrônico em consumidores conectados na baixa tensão (220V ~ 127V)

70 Milhões de consumidores

Procurar o adequado equilíbrio entre a modernidade do serviço e a modicidade tarifária

Regulamentação da Medição AP 43/2010 Medidor com todas as funcionalidades único para todo o país Todas as novas ligações e substituições

Riscos: subutilização de funcionalidades, processo de substituição não otimizado e impacto dos custos

RESOLUÇÃO NORMATIVA nº 502, DE 2012 Padrões diferenciados de medidor de acordo com o perfil do

consumidor Inicialmente, instalação por solicitação do consumidor

Justificativas: respeito à diversidade de perfis de consumidores, cautela em relação aos impactos dos custos iniciais

Regulamentação da Medição

Medidor tarifa branca

Medidor funcionalidades complementares

Modelos de Medidores

Prazo para atender o pleito dos consumidoresAté 18 meses a partir de 14/8/2012


Abrangência

Unidades consumidoras do Grupo B

Subgrupo B1 – residencial

Subgrupo B2 – rural

Subgrupo B3 – demais classes

Excluídas da abrangência Subclasse baixa renda do Subgrupo B1 – Residencial

Subgrupo B4 – Iluminação Pública


Medidor tarifa branca

Utilizado em consumidores faturados por meio da tarifa branca

Fornecido sem ônus ao interessado (critérios comerciais na REN 414/2010)

FuncionalidadesValor de energia elétrica ativa consumida

Medição em 4 postos tarifários

Identificação do posto tarifário vigente

Horas

Tarifa convencional

Tarifa branca 3

5

R$/MWh

12 18 21

• 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


Medidor funcionalidades complementares Utilizado em consumidores que têm interesse em dados

específicos

Diferença de custo atribuído ao interessado mesmo princípio da micro GD, do SMF e do rural irrigante (critérios comerciais na REN 414/2010)

Quando a iniciativa partir da distribuidora, ela não poderá onerar o consumidor


Medidor funcionalidades complementares Funcionalidades:

valores de tensão e de corrente de cada fase valor de energia elétrica ativa consumida

acumulada por posto tarifário identificação do posto tarifário corrente apuração de continuidade (DIC, FIC e DMIC)apuração de conformidade (DRP e DRC)

Passos futurosO que vem por aí...

Módulo 8 do PRODIST – Monitoramento da qualidadeMódulo 8 do PRODIST – Monitoramento da qualidade

3. Audiência Pública 43/2013 3. Audiência Pública 43/2013

Pré-pagamento Pré-pagamento

1. Audiência Pública 93/20131. Audiência Pública 93/2013

Aspectos comerciaisda Tarifa BrancaAspectos comerciaisda Tarifa Branca

4. Audiência Pública 48/2012 4. Audiência Pública 48/2012

Agenda Regulatória

Compartilhamento de postes Compartilhamento de postes 2. Audiência Pública 7/20072. Audiência Pública 7/2007

Módulo 8 do PRODIST – Monitoramento da qualidade

Audiência Pública 93/2013 - Contribuições de 19/8 a 18/10/2013 (DF) 17/10/2013

• Estabelecer como os indicadores DRP e DRC devem ser apurados para os consumidores dotados do medidor com funcionalidades adicionais

Nível de Tensão (DRP e DRC)

• Estabelecer como os indicadores DIC, FIC e DMIC devem ser apurados para os consumidores dotados do medidor com funcionalidades adicionais

Continuidade (DIC, FIC e DMIC)

• Detalhamento de aspectos construtivos dos medidores• Detalhamento de procedimentos para as distribuidoras

Orientações complementares

1o

Preço de referência e Regras para uso e ocupação dos pontos de fixação do poste

(SP) 4/10/2013 Audiência Pública 7/2007 - Contribuições de 6/8 a 19/9/2013 (DF) 11/10/2013

Preços de contratos firmados por distribuidoras

Máximo R$ 10,57Mínimo R$ 0,30Média R$ 4,54Média Ponderada R$ 2,44Desvio Padrão R$ 2,30

Fonte: Nota Técnica no 51/2010-SRD/ANEEL.

2o

A proposta deve ser neutra do ponto de vista do fluxo de receitas e despesas entre as prestadoras de serviços telecomunicações e distribuidoras de energia elétrica;

Fomentar a competição, eliminando barreiras de entrada e garantindo condições de acesso a novos prestadores;

Racionalizar o uso e a ocupação da infraestrutura de postes;Alinhamento com preocupações urbanísticas.

Preço de referência a ser utilizado para solução de conflitos

Dispositivos para disciplinar a ocupação dos pontos de fixação do poste.

Preço de referência e Regras para uso e ocupação dos pontos de fixação do poste22o

(SP) 4/10/2013 Audiência Pública 7/2007 - Contribuições de 6/8 a 19/9/2013 (DF) 11/10/2013

Aspectos comerciais da Tarifa Branca(DF) 3/7/2013

Audiência Pública 43/2013 - Contribuições de 9/5 a 26/8/2013 (SP) 19/8/2013

3o

• Discussão se os consumidores de baixa renda poderão optar pela tarifa branca

Abrangência

• O medidor da tarifa branca é pago pela distribuidora• O medidor com funcionalidades adicionais é pago pelo

consumidor

Responsabilidades

• Definição de prazos para migração, carência, atendimento, etc.

Procedimentos comerciais

Pré-pagamentoRealizada

Audiência Pública 48/2012 - Contribuições de 28/6 a 25/9/2012 10 Aps presenciais

4o

• Pagamento anterior ao consumo

Pré-pagamento

• Dados de consumo são armazenados e posteriormente são utilizados para o pagamento

Pós-pagamento eletrônico

• A distribuidora opta por oferecer, gratuitamente• O consumidor opta por aderir

Caráter opcional

Geração de Energia Solar

http://www.google.com.br/imgres?imgurl=http://2.bp.blogspot.com/-8mAkuzgRQto/TpeS2TxCM9I/AAAAAAAABxM/hqYiro3PNp0/s1600/Pitua%C3%A7u.jpg&imgrefurl=http://www.visaobaiana.com/2011/10/pituacu-funcionara-por-energia-solar.html&usg=__h0jzi-objh4IanBsY8XPW_yg8vY=&h=250&w=355&sz=29&hl=pt-BR&start=3&zoom=1&tbnid=OhfX7uPlR0JIXM:&tbnh=85&tbnw=121&ei=vDGCT4iHHOLY0QHY4e2dCA&prev=/search?q=pitua%C3%A7u+solar&hl=pt-BR&sa=X&biw=1440&bih=805&tbm=isch&prmd=imvns&itbs=1

Fonte: adaptação do Atlas Brasileiro de Energia Solar (2006)

A irradiação diária média anual varia entre 1.500 e 2.400 kWh/m2/ano, valores que são significativamente superiores à maioria dos países europeus

Alemanha: 900-1.250 kWh/m2/ano

França: 900-1.650 kWh/m2/ano

Espanha: 1.200-1.850kWh/m2/ano

Mapa Brasileiro de Irradiação Global

51

Capacidade Mundial de Energia Fotovoltaica FV

AnoOff-grid Grid-connected Total

(MW) (%) (MW) (%) Acumulado (MW) (%)

2000 277 14 401 77 678 442001 319 15 647 61 966 422002 354 11 983 52 1.337 382003 410 16 1.408 43 1.818 362004 450 10 2.426 72 2.876 582005 485 8 3.758 55 4.243 482006 535 10 5.347 42 5.882 392007 663 24 7.684 44 8.347 422008 741 12 13.752 79 14.493 742009 883 19 19.875 45 20.758 432010 980 11 33.973 71 34.953 68

Fonte: IEA International Energy Agency – Cumulative installed PV power (MW) in IEA PVPS countriesNotes: Totals reflect conservative ‘best estimates’ based on the latest information made available to the IEA PVPS Programme from the individual countries for previous years, and are updated each year as required. The UK has not yet provided information for 2010. Figures estimated from Dept. of Energy and Climate Change information. Some off-grid capacity, installed since the 1970’s, has been de-commissioned in various countries but is diffcult to quantify.

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

GERAÇÃO CENTRALIZADA

Fonte: EPE

Central

Resolução Normativa no 482, de 17/04/2012, estabelecendo as condições gerais para o acesso

de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica.

Energia Solar - Fotovoltáica

Residência conectada à rede

53

Micro GD

< 100 kW

Fonte incentivada

Conectada na D com unidade consumidora

Mini GD

100 – 1000 kW

Fonte incentivada

Conectada na D com unidade consumidora

Sistema de compensação

Net metering

Para mini e micro GD

Definições:

54

Net Metering

Conexão rasa

Adesão por opçãoCUSD e CCD

PRAZO INICIAL: Distribuidoras adequarem sistemas comerciais e elaborarem normas após publicação da Resolução

240 dias

Conexão

55

Consumid

a

Injetada

Faturamento no Sistema de Compensação de Energia

Fatura = Líquido

56

Operação da rede

•Relacionamento Operacional

•Sem contratos de geração

Micro GD

•Acordo Operativo

•Sem contratos de geração

Mini GD

57

30 dias* 30 dias 15 dias 7 dias 82 dias

Emissão do Parecer de

Acesso

Vistoria após solicitação do consumidor

Entrega do Relatório de

Vistoria

Aprovação do ponto de conexão

Efetivação da Conexão

* Caso seja mini GD e haja necessidade de obras, o prazo é de 60 dias

Prazos

Visão da ANEEL sobre o futuro

Redes Inteligentes: Não há dúvida de que as redes inteligentes serão implantadas no

Brasil É um processo natural de evolução tecnológica A pergunta não é se precisamos delas, mas como serão implantadas A forma de operar a rede já vem sofrendo transformações

Desafios: Lidar com a nova realidade sair da zona de conforto Envolver ainda mais o consumidor mostrar que a tecnologia vem em

seu benefício O processo é inexorável garantir que a forma de implantação

beneficiará toda a sociedade

As redes inteligentes vão impactar tão significativamente as nações no século XXI

quanto a Primeira Revolução Industrial o fez no século XIX*

incentivando a energia renovável

transformando residências e edificações em microgeradores de energia

transformando a rede elétrica de todo o país em uma rede de compartilhamento de energia e dados que age como a Internet

*RIFKIN, Jeremy. A terceira Revolução Industrial – Como o poder lateral está transformando a Energia, a economia e o mundo

60

Muito Obrigado!SGAN – Quadra 603 – Módulos “I” e “J”

CEP: 70.830-030 /Brasília – DFTel.(61) 2192-8600

[email protected]

23 de Outubro de 2013 Porto Alegre/RS Inovações tecnológicas e os desafios regulatórios.

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