I ENCONTRO ESTADUAL DE QUALIDADE DE ENERGIA · EOL 96 2.107 1,63 SOL 19 6 0,01 UHE 192 82.771 64,33...
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7 de novembro de 2013
Porto Alegre/RS
Visão do Futuro
Qualidade na Distribuição
I ENCONTRO ESTADUAL DE QUALIDADE DE ENERGIA
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 serviço
Garantia de direitos
Controle da Inflação
Universalização
Consumidores
GovernoAgentes Regulados
Remuneração adequada
Cumprimento dos contratos
Regras claras e estáveis
Missão da ANEEL
Empreendimentos em Operação
TipoQuantidad
ePotência
(MW)%
CGH 418 252 0,20
PCH 459 4.718 3,67
EOL 96 2.107 1,63
SOL 19 6 0,01
UHE 192 82.771 64,33
UTE 1.733 36.812 28,61
UTN 2 1.990 1,55
Total 2.919 128.656 100
Fonte: Banco de Informação da Geração (BIG/ANEEL) AGO/2013
O Brasil possui no total 2.919empreendimentos em operação,
gerando 128.656 MW de potência
CGH0,20%
EOL1,63%
PCH3,57%
SOL0,01%
UHE64,40%
UTE28,64%UTN
1,55%
Visão da geração
5
Geração mensal (Mwmédios)Final do período úmido
Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 52.194 3.835 99 56.128Participação 92,99% 6,83% 0,18% 100,00%
Geração RENOVÁVEL94,38%
Fonte: CCEE
Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 50.273 7.909 388 58.570Participação 85,84% 13,50% 0,66% 100,00%
Geração RENOVÁVEL87,35%
Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 47.608 12.159 482 60.250
Participação 79,02% 20,18% 0,80% 100,00%
Geração RENOVÁVEL81,98%
Abril/2011
Abril/2012
Abril/2013
6
Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 49.775 6.268 475 56.519
Participação 88,07% 11,09% 0,84% 100,00%
Geração RENOVÁVEL
Fonte: CCEE
Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 46.465 13.139 771 60.375
Participação 76,96% 21,76% 1,28% 100,00%
91,51%
Geração RENOVÁVEL82,4%
Outubro/2011
Outubro/2012
Geração mensal (Mwmédios) Final do período seco
7
� 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
0
50
100
150
200
250
300
Homem Castanheira Torre Tipica Travessia Canal TravessiaAmazonas
295 m
50 m
•
150 m
Aspectos técnicos
Aspectos técnicos
11
72 m
295 m
2.130 m
� Extensão - 8,56 Km� Escavação - 1.506 m³�Armaduras – 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
12
� Interligação Manaus – Boa Vista 500 kV
Visão da transmissão
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 bilhões
Receita Anual Permitida (RAP) = R$ 121,128 milhões
Visão da distribuição
�63 Concessionárias de distribuição
�Tarifas 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
72 m Consumidores de energia
* Cooperativas de eletrificação rural que receberam outorga de permissão da
ANEEL para desempenharem serviços de distribuição de energia elétrica
15
Atuação Descentralizada
Agências Conveniadas Acordo de Interesses
ARCON (PA)
ARSEP (RN)
ARSESP (SP)
AGER (MT)
AGESC (SC)AGR (GO)
ARPE (PE)
AGEPAN (MS)
ARPB (PB)
ARSAL (AL)ATR (TO)
AGEAC (AC)
ASPE (ES)
AGERGS (RS)
ARCE (CE)
Qualidade da Energia
16,11 18,01
16,37 15,82 16,75 16,04 16,14 16,65 18,77 18,36 18,40 18,65
14,20 14,77 12,89 12,12 12,53 11,53 11,81 11,37 11,73 11,30 11,15 11,10
24,36
22,36 22,25 21,68
21,03 20,04
19,28 18,68
17,86 17,02
16,23 15,86
22,64
20,61
19,29 18,53 18,20
17,63 17,03
16,44 15,63
14,55 13,61 13,18
-
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
DEC e FEC - Brasil
DEC Apurado Brasil FEC Apurado Brasil DEC Limite Brasil FEC Limite Brasil
Qualidade da Energia
18,33 19,4420,91
16,56 17,46 17,44 17,2315,66 16,08
14,49 14,2 13,9716,48 17,43
16,1413,69 13,85 13,3 12,97
11,53 11,12 10,52 10,1 9,76
24,63
21,7820,86
18,69 19,1318,15
17,1616,24 16,37 15,87 15,32
14,66
22,75
20,19
18,72
16,96 17,0616,3
15,5214,74 14,86
14,0613,35
12,55
0
5
10
15
20
25
30
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
DEC e FEC - Região Sul
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite
Qualidade da Energia
20,4219,75
18,94
14,08
21
17,31
20,5719,51
20,78
18,02
15,3514,11
20,07
24,7425,54
23,87
26,08
19,92
17,03
15,4314,43 14,71 15,08
14,33
24,75
22,0420,86
16,87
20,51
26,5425,79
24,51
26,99
21,63
17,57
19,36
0
5
10
15
20
25
30
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
DEC Maiores Concessionárias Rio Grande do Sul
AES-SUL RGE CEEE-D
Qualidade da Energia
18,85
16,38
13,27
10,48
12,511,4 11,48
12,37 11,9
10,099,27
8,41
16,97
20,6
15,4615,04 16,46
12,36 10,89
9,688,8
9,669,4
8,75
22,28
20,41
18,99
14,3215,6
16,98
18,63
16,52
15,18 15,03
13,21 12,96
0
5
10
15
20
25
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
FEC Maiores Concessionárias Rio Grande do Sul
AES-SUL RGE CEEE-D
Perdas por região
32%20%
21%9%
18%5%
20% 10%
12% 3%Perdas na Distribuição
Perdas Não-Técnicas
Fonte: ANEEL/PDD
Investimentos Distribuição
7,28
9,01
10,8510,44
1,17 1,23 1,49 1,40
0,13 0,10 0,15 0,110,12 0,14 0,20 0,390,20 0,20 0,16 0,26
2009 2010 2011 2012
R$.bilhões
Brasil Região Sul CEEE AES SUL RGE
Percentuais para as Distribuidoras
1% da ROL
0,50% PEE 0,50% P&D
0,20% ANEEL0,20% FNDCT 0,10% MMEAté 31/12/2015
A partir de 1º/01/2016
1% da ROL
0,25% PEE 0,75% P&D
0,30% ANEEL0,30% FNDCT 0,15% MME
Lei no 9.991, de 24 de julho de 2000
Percentuais para as Geradoras e Transmissoras
1% da ROL
P&D
0,40% ANEEL0,40% FNDCT 0,20% MME
Lei no 9.991, de 24 de julho de 2000
Tipologia ProjetosDemanda Retirada
de Ponta (MW)
Economia de Energia (GWh/ano)
Investimento
R$ Milhões % s/ Total
Aquecimento Solar 31 19,20 26,06 96,99 3,0%
Baixa Renda 286 730,90 2.063,76 1.964,07 61,7%
Cogeração 5 8,75 70,23 65,23 2,1%
Comércio e Serviços 167 19,29 61,72 63,67 2,0%
Educacional 49 1,60 5,54 106,22 3,3%
Gestão Energética 11 0,00 0,00 8,27 0,3%
Industrial 33 5,91 85,65 91,49 2,9%
Pela Oferta 1 0,32 0,48 5,56 0,2%
Poder Público 343 74,27 349,33 430,76 13,5%
Piloto 11 9,36 38,32 34,31 1,1%
Residencial 45 367,04 1.077,27 167,75 5,3%
Rural 53 15,82 33,70 21,75 0,7%
Serviços Públicos 113 25,84 118,04 125,70 4,0%
TOTAL 1.148 1.278,32 3.930,09 3.181,76 100%
Fonte: SPE/ANEEL - janeiro de 2013.
Eficiência Energética – 2008 a 2012
TemaQtd. de
Projetos
% Qtd. de
Projetos
Investimento
Previsto
% Investimento
Previsto
Fontes alternativas de geração de energia elétrica 77 10,24% 221.100.059,67 16,74%
Geração Termelétrica 23 3,06% 21.711.129,80 1,64%
Gestão de Bacias e Reservatórios 22 2,93% 68.237.881,23 5,17%
Meio Ambiente 50 6,65% 76.096.135,53 5,76%
Segurança 52 6,91% 63.904.844,27 4,84%
Eficiência Energética 48 6,38% 56.585.977,66 4,29%
Planejamento de Sistemas de Energia Elétrica 64 8,51% 73.014.329,06 5,53%
Operação de Sistemas de Energia Elétrica 81 10,77% 150.296.356,63 11,38%
Supervisão, Controle e Proteção de Sistemas de Energia Elétrica 145 19,28% 250.695.898,00 18,99%
Qualidade e Confiabilidade dos Serviços de Energia Elétrica 54 7,18% 117.449.428,67 8,89%
Medição, faturamento e combate a perdas comerciais 63 8,38% 78.974.490,35 5,98%
Outro 73 9,71% 142.361.511,77 10,78%
Total* 752 100% 1.320.428.042,64 100%
Pesquisa e Desenvolvimento – 2008 a 2012
Temas já regulamentados pela ANEEL
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)
Tratamento de Reclamações (DER / FER)
Ano
Quantidade Reclamações Comerciais Recebidas
Reclamações Comerciais – (Teleatendimento da distribuidora)
Solucionadas Procedentes%
Procedentes/ Solucionadas
Improcedentes%
Improcedentes/ Solucionadas
2010 3.363.294 3.290.582 2.118.442 64,4% 1.172.140 35,6%
2011 3.047.682 3.066.227 1.861.752 60,7% 1.204.475 39,3%
2012 2.704.477 2.648.507 1.512.367 57,1% 1.136.140 42,9%
Variação2012/2010
-19,6% -19,5% -28,6% -11,3% -3,1% 20,4%
� Histórico de reclamações comerciais
� Será mantido para efeito de acompanhamento
� Não será utilizado para aplicação de penalidades às distribuidoras
Tratamento de Reclamações (DER / FER)
� DER - Duração equivalente da reclamação
)(Pr_Re
)()(Pr_Re
1
1
iocedentesclamações
iPMSiocedentesclamações
DERn
i
n
i
∑
∑
=
=
×
= Duração (Prazo Médio Solução)
Não entram: interrupção do fornecimento de energia elétrica conformidade dos níveis de tensão ressarcimento de danos elétricos
Foram substituídas pelo sistema de créditos aoconsumidor (REN 414/2010) no caso de violação doprazo de solução individual de suas reclamações
� No prazo de quatro anos, a partir de 2014, ter desempenho igual ao atualmente praticado por 50% das empresas em cada grupo (mediana)
� As distribuidoras com histórico de FER médio inferior à mediana do grupo - deverão manter o seu nível histórico de reclamações
Tratamento de Reclamações (DER / FER)
� FER - Frequência equivalente da reclamaçãoReclamações por grupo de 1.000 no intervalo de 1 ano.
N no de consumidores
Não entram: interrupção do fornecimento de energia elétrica conformidade dos níveis de tensão ressarcimento de danos elétricos
1000
)(Pr_Re1
×=
∑=
Ncons
iocedentesclamações
FER
n
i
Premissas Básicas:
Metodologia para os limites do FER:
§5o As distribuidoras serão segmentadas em quatro grupos:
I – > 400.000 UC´s ;
II – > 60.000 até ≤ 400.000 UC´s;
III – até ≤ 60.000 UC´s; e
IV – permissionárias;
32
1417
38
Tratamento de Reclamações (DER / FER)
� FER - Frequência equivalente da reclamação
Tratamento de Reclamações (DER / FER)
� FER - Frequência equivalente da reclamação
Metodologia para os limites do FER:
� Concessionárias: Histórico 2010 a 2012
� Permissionárias: Histórico 2012 a 2014
� O início da aplicação das penalidades por transgressãodos limites ocorre em 2015 com indicadores apuradosem 2014
20
25
30
35
40
2013 2014 2015 2016 2017 (...)
FER
Limites FER x Histórico
Ano 2013 2014 2015 2016 2017 (..)
Limites - Distribuidora XXX 38 36 30 28 26
FER máximo
(2010-2012)
Mediana do Grupo 1
Tratamento de Reclamações (DER / FER)
� FER - Frequência equivalente da reclamação
Passos futuros
O que vem por aí...
Módulo 8 do PRODIST –Monitoramento da qualidadeMódulo 8 do PRODIST –Monitoramento da qualidade
3. Audiência Pública43/2013 3. Audiência Pública43/2013
Pré-pagamentoPré-pagamento
1. Audiência Pública93/20131. Audiência Pública93/2013
Aspectos comerciaisda Tarifa BrancaAspectos comerciaisda Tarifa Branca
4. Audiência Pública48/2012 4. Audiência Pública48/2012
Agenda Regulatória
Compartilhamento de postesCompartilhamento de postes
2. Audiência Pública7/20072. Audiência Pública7/2007
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 osconsumidores dotados do medidor com funcionalidades adicionais
Nível de Tensão (DRP e DRC)
• Estabelecer como os indicadores DIC, FIC e DMIC devem ser apuradospara os consumidores dotados do medidor com funcionalidadesadicionais
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$ 10,57
Mínimo R$ 0,30
Média R$ 4,54
Média Ponderada R$ 2,44
Desvio Padrão R$ 2,30Fonte: Nota Técnica no 51/2010-SRD/ANEEL.
2o
� A proposta deve ser neutra do ponto de vista do fluxo de receitase despesas entre as prestadoras de serviços telecomunicações edistribuidoras de energia elétrica;
� Fomentar a competição, eliminando barreiras de entrada egarantindo 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 defixação 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 pelatarifa 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 sãoutilizados para o pagamento
Pós-pagamento eletrônico
• A distribuidora opta por oferecer, gratuitamente
• O consumidor opta por aderir
Caráter opcional
40
Muito Obrigado!
SGAN – Quadra 603 – Módulos “I” e “J”CEP: 70.830-030 /Brasília – DF
Tel.(61) 2192-8600