23/10/2013

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Aspectos Regulatórios de RedesInteligentes no Brasil

Salvador, 18/10/2013Marco Aurélio Lenzi CastroSuperintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD/ANEEL

IEEE Workshop SMART GRID ‐ Trends & Best Practices

Consumo de energia per capita

OECD LATIN AMERICA BRAZIL USA

Fonte: Key World Energy Statistics (2011) – IEAOCDE - Organization for Economic Co-operation and Development

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Distribuição de energia no BrasilDiversidade

Consumo residencial médio 2011: 153 kWh/mês (Brasil)

• Eletropaulo: 229 kWh/mês

• Sulgipe: 71 kWh/mês

Densidade média de unidades cons.: 8,63/km² (Brasil) 

• Eletropaulo: 1.395,23/km²

• Celpa: 1,47/km²

Área de atuação

• Celpa: 1.247.690 km²

• Eletropaulo: 4.526 km²

Distribuição de energia no BrasilDiversidade

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Distribuição de energia no BrasilÍndices de perdas (3º ciclo RTP)

Indicadores de Continuidade

DEC Anual Brasil

FEC Anual Brasil

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Redes elétricas inteligentes

MotivadoresOutros Países

Redução CO2

Redução consumo de energia

Diminuir custos 

operacionais

Motivadores Brasil

Qualidade do serviço

Redução das perdas

Redução de pico (uso do sistema)

Não podemos importar soluções prontas!

Projeto Estratégico 011/2010:Programa Brasileiro de Rede Elétrica 

Inteligente

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1. Diagnóstico da situação atual das redes de distribuição no Brasil;

2. Análise das tecnologias e possíveis impactos;

3. Desenvolvimento de metodologia de planejamento e análise;

4. Consideração das especificidades da rede ‐ análise de 30 conjuntos representativos;

5. Construção e análise de cenários;

6. Análise e alocação dos custos e benefícios da rede elétrica inteligente;

7. Análise da viabilidade da geração distribuída, do armazenamento de energia e dos veículos elétricoscomo “externalidades” da rede elétrica inteligente;

8. Análise dos custos e benefícios da geração distribuída, do armazenamento de energia e dos veículoselétricos sob diferentes mecanismos de incentivo;

9. Análise da percepção e das perspectivas dos consumidores;

10. Análise dos impactos sobre as tarifas nos diferentes cenários;

11. Análise de barreiras e incentivos regulatórios;

12. Análise e proposição de políticas públicas e mecanismos de incentivo.

Projeto Estratégico 011/2010: Principais Resultados

Principais Projetos Pilotos ou Experimentais

• CEMIG: Sete Lagoas ‐MG

• AMPLA: Búzios ‐ RJ

• LIGHT: Rio de Janeiro ‐ RJ

• ELETROBRÁS AMAZONAS ENERGIA: Parintins ‐ AM

• EDP: Aparecida do Norte – SP• ELETROPAULO – SP• ELEKTRO – SP

• CELPE: Fernando de Noronha ‐ PE

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Empresa Ano Título Simplificado do Projeto Meses Valor (R$)

Eletropaulo 2012Projeto Estruturante de Redes Inteligentes - Living Labs(São Paulo - SP) 36 32.270.359,00

Cemig 2010 Modelo Funcional Smart Grid (Sete Lagoas - MG) 36 25.318.843,39

Manaus 2010Modelo Referência para Empresas de Distribuição (Parintins - AM) 24 21.792.669,55

Ampla 2011 Smart City – Búzios (RJ) 36 17.807.830,27

Celpe 2011Prova de conceito em Smart Grid - Ilha de Fernando de Noronha (PE) 36 17.579.877,85

Elektro 2013Modelo de Referência para Implantação de Smart Grid(São Luiz do Paraitinga - SP) 24 15.191.348,80

Light 2010Plataforma de RI com certificação digital (Rio de Janeiro – RJ) 36 13.113.984,00

Cemig 2010Programa Brasileiro de Redes Elétricas Inteligentes(P&D Estratégico 011/2010) 12 8.700.632,43

Bandeirante 2011Lote Pioneiro de Medição Eletrônica – InovCity(Aparecida – SP) 18 8.687.278,00

CEEE 2012Smart Meters com Padrão IEEE 802.15.4g e Protocolo SIBMA 24 8.291.800,00

Maiores Projetos em Termos de Investimento.

Principais Projetos Pilotos ou Experimentais

Redes elétricas inteligentes

Regulamentos aprovadosRegulamentos aprovados

Powerline Communications (REN 375/2009)Powerline Communications (REN 375/2009)

Sistema de Informações Geográficas (PRODIST)Sistema de Informações Geográficas (PRODIST)

Tarifas horárias (PRORET)Tarifas horárias (PRORET)

Medidores eletrônicos (REN 502/2012)Medidores eletrônicos (REN 502/2012)

Micro e mini Geração Distribuída (REN 482/2012)Micro e mini Geração Distribuída (REN 482/2012)

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Regulamentos aprovadosPLC – REN nº 375/2009

Power Line Communication – PLC (REN 375/2009)• Rede Elétrica como canal de comunicação

• Distribuidoras não podem explorar diretamente os serviços detelecomunicação – vedação legal (exceções: uso próprio e pesquisa)

• Um provedor de comunicação via PLC pode utilizar a rede elétrica:

• Sem comprometer a qualidade e segurança do suprimento e o meioambiente

• Mediante a celebração de contratos específicos com a distribuidorade energia elétrica

Regulamentos aprovadosGeorreferenciamento – PRODIST

Uso de sistemas georreferenciados (PRODIST)• Obrigação de as distribuidoras manterem um sistema georreferenciadocom:

• Parâmetros elétricos

• Característica de estruturas da rede (postes, transformadores, etc)

• Estímulo ao uso de técnicas modernas de operação e gerenciamento deativos utilizados na prestação do serviço

• Redução da assimetria de informações

• Melhoria da qualidade do serviço (gerenciamento de falhas)

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Regulamentos aprovadosGeorreferenciamento – PRODIST

Uso de sistemas georreferenciados (PRODIST)

Regulamentos aprovadosTarifa Branca – PRORET

Tarifa Branca (PRORET/2011)• Diferentes valores de tarifa ao longo do dia

• Estímulo ao uso racional do sistema elétrico

Exemplo de relatividade entre postos da Tarifa Branca

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Medição Eletrônica – REN 502/2012

Dois tipos de m

edidores

Tarifa Branca

Consumidor solicita aplicação da tarifa

Critérios comerciais específicos (*)

Funcionalidades mínimas

Quatro postos tarifários

Identificação do posto tarifário

Funcionalidades adicionais

Consumidor interessado em informações 

adicionais

Diferença de custos aplicável ao solicitante

Funcionalidades mínimas

Tensão, corrente, postos tarifários

Interrupções (quantidade e frequência)

Índices de conformidade de tensão

Saída para aquisição de dados (GLD)

• 18 meses (fevereiro de 2014)Período de adaptação

• Consumidores de baixa tensão(exceto Baixa Renda e IP)Abrangência

•Medidor deve ser homologadopelo INMETRO

Aspectos metrológicos

• Não obrigatório (se utilizar, devegarantir a segurança dos dados)

Sistema de comunicação

Medição Eletrônica – REN 502/2012

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Geração Distribuída – REN 482/2012

• 0 < P ≤ 100 kW (microgeneração)

• 100 < P ≤ 1000 kW (minigeneração)

Potência do gerador

• Hidro, solar, eólica e biomassaFontes

• Através das instalações de um consumidor(único ponto de conexão)Acesso à rede

• Net metering (Sistema de Compensação de Energia – SCE)

Uso da energia gerada

Consumo Geração

Consumidor é faturado pela diferença entre o consumido e o gerado

Geração Distribuída – REN 482/2012

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Em outra unidade do mesmo consumidor

No mesmo posto tarifárioEm outro posto tarifário, 

observando a relação de tarifas

Na mesma unidade em que foi gerado

No mesmo posto tarifárioEm outro posto tarifário, 

observando a relação de tarifas

Gera créditos de energia que podem ser utilizados:

(créditos expiram em 36 meses)

Consumo Geração

Geração Distribuída – REN 482/2012

• A distribuidora deve manter os procedimentos técnicos emseu site

Procedimentos Técnicos

• Distribuidora é responsável por reunir as informações e fazero registro na ANEEL

Registro do sistema de geração

• Distribuidora é responsável por fazer os estudos de conexãodo gerador

• O custo adicional do sistema de medição é deresponsabilidade do consumidor

Procedimentos de acesso à rede

Geração Distribuída – REN 482/2012

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Cenário Atual

Dados do Banco de Informações da Geração ANEELDados do Banco de Informações da Geração ANEEL

27 microgeradores ‐ 232 kW 

Cenário Atual

Em estudo 45

Aguardandoconsumidor

35

Aguardando ligação20

Ligado31

Fonte: ABRADEE, 5/9/2013

131 projetosFaixas de potências variadas

Alta e Baixa Tensão 7.5 MW

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• Estabelecer como os indicadores DRP e DRC devem serapurados para os consumidores dotados do medidor comfuncionalidades adicionais

Nível de Tensão (DRP e DRC)

• Estabelecer como os indicadores DIC, FIC e DMIC devem serapurados para os consumidores dotados do medidor comfuncionalidades adicionais

Continuidade (DIC, FIC e DMIC)

• Detalhamento de aspectos construtivos dos medidores

• Detalhamento de procedimentos para as distribuidoras

Orientações complementares

Regulamentos em discussãoMódulo 8 do PRODIST – AP 93/2013

• Discussão se os consumidores de baixa renda poderãooptar pela tarifa branca

Abrangência

• O medidor da tarifa branca é pago pela distribuidora

• O medidor com funcionalidades adicionais é pago peloconsumidor

Responsabilidades

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

Procedimentos comerciais

Regulamentos em discussãoAspectos comerciais da Tarifa BrancaAP nº 043/2013

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• Pagamento anterior ao consumo.

Pré‐pagamento

• Dados de consumo são armazenados eposteriormente são utilizados para o pagamento

Pós‐pagamento eletrônico

• A distribuidora opta por oferecer, gratuitamente

• O consumidor opta por aderir

Caráter opcional

Regulamentos em discussãoPré‐pagamentoAP nº 048/2012

Obrigado

Marco Aurélio Lenzi CastroEspecialista em Regulaçãomcastro@aneel.gov.br

61‐2192‐8927

Outubro/2013Salvador ‐ BA

Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD