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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
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