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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
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 60.250Participação 79,02% 20,18% 0,80% 100,00%
Geração RENOVÁVEL81,98%
Abril/2011 - Período úmido
Abril/2012 - Período úmido
Abril/2013 - Período úmido
7
Energia Gerada Mensal em MWmédios
Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 49.775 6.268 475 56.519Participação 88,07% 11,09% 0,84% 100,00%
Geração RENOVÁVEL
Fonte: CCEE
Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 46.465 13.139 771 60.375Participação 76,96% 21,76% 1,28% 100,00%
91,51%
Geração RENOVÁVEL82,4%
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
Benefícios Esperados
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
Benefícios Esperados
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
Benefícios Esperados
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
Regulamentação da Medição
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
Regulamentação da Medição
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
Regulamentação da Medição
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
Regulamentação da Medição
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
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
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