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II Energy ShowTecnologias Smart Grid no Brasil:
Avanços Regulatórios e Institucionais
Florianópolis, 19 de abril de 2012
Cyro Vicente Boccuzzi
Presidente do Fórum Latino Americano de Smart Grid e
Vice-Presidente Executivo da ENERSUL
O Forum Latino Americano de Smart Grid • Iniciativa Pioneira em 2008.
• Troca periódica e sistemática de informações – foco em articulação e síntese.
• Abordagem guiada por valor, mais do que exclusivamente por tecnologia.que exclusivamente por tecnologia.
• Colaboração com outras iniciativas similares ao redor do mundo.
• Veículo NEUTRO, INDEPENDENTE e INCLUSIVO, para mobilizar a mais ampla matriz possível de interessados.
• Não cobra taxas, reuniões auto patrocinadas, mantido pelo evento anual.
5ª. EDIÇÃO - 27 a 29 de Novembro de 2012
MOBILIZAÇÃO E ARTICULAÇÃO DE AMPLA BASE INSTITUCIONAL
Muitos avanços nestes 5 anos... • ANEEL, progressista na regulamentação de tecnologias:
medidores, telecom, estrutura das tarifas, micro-geração, 3º.
Ciclo, etc... , mas sem direcionamento de Política Energética
• Mas o foco principal da atual política energética nacional • Mas o foco principal da atual política energética nacional
ainda é o crescimento da oferta: EXPANSÃO.
• A promoção de Eficiência Energética está em uma segunda
prioridade - Desacoplamento das tarifas não iniciado
• Somente em 2012 o Governo Brasileiro iniciou ação integrada
sobre o tema (MCTI, MME, MDIC, IPEA, APEX e outras
agencias e entidades)
BRASIL - AMBIENTE A CONSIDERAR
• Relevante espaço para crescimento do consumo• Experiência do racionamento + grande potencial hidráulico
inexplorado ( e eólico, biomassa, solar, etc...) – EXPANSÃO !• Matriz elétrica já mais limpa que o resto do mundo =
Eficiência Energética vira 2ª prioridadeEficiência Energética vira 2ª prioridade• Oportunidade na recuperação de perdas x desgaste politico• Serviços de telecom inclusivos e populares (pré pago)• Liderança em bio - combustíveis e recentes descobertas de
óleo e gás
Faltam Políticas Governamentais que precedam e embasem a
regulação.
Desafio: CRESCER OU MODERNIZAR ? Nosso tema em 2011
Enquanto isso....• A quase totalidade das empresas brasileiras está:
– implementando novas plataformas de TI
– reforçando estruturas de telecomunicação próprias e contratadas
– Avançando em outras frentes, principalmente em – Avançando em outras frentes, principalmente em automação - grande impulso em 2010/ 2011
– Pilotos em várias concessionárias, tentando cobrir diferentes funcionalidades e estimar benefícios – cidades inteligentes...
– estudando e incluindo as tecnologias de smart grid em seus planos normais, de forma silenciosa…..
Para as empresas é também fundamental MODERNIZAR =
acompanhar maior complexidade da regulação
– Consulta pública sobre medição eletrônica,março/2009 – Resolução ainda em fase depublicação
– Regulamentação da Transmissão de dados pela rede
Mudanças na Regulação Brasileira para o Smart Grid
– Regulamentação da Transmissão de dados pela redeelétrica das empresas de energia - agosto de 2009
– Grupo de trabalho instituído pelo MME – Portaria440/ 2010, abr 2010 – não concluído
– P&D estratégico em desenvolvimento pelaABRADEE – iniciado em meados de 2010 –aprendizado e mapeamento, mais do querecomendações
São quatro os temas que vamos avaliar em mais detalhes:
– Alteração Metodológica da Estrutura Tarifária
Mudanças na Regulação Brasileira para o Smart Grid
Tarifária
– Regulação sobre pré-pagamento
– Geração Distribuída em pequena escala –Resolução 482/2012
– 3º. Ciclo de revisão tarifária das distribuidoras
Alteração Metodológica da Estrutura Tarifária
• Revisão na Vertical (níveis de tensão) e horizontal (horários do dia, P e FP)
• Redução significativa dos sinais P/FP dos sub-gruposA4, A3 e A2 Redução significativa dos sinais P/FP dos sub-gruposA4, A3 e A2
• Consequente redução na TUSD-Demanda Ponta e aumento na Fora-Ponta.
• Possível impacto: substancial aumento nas tarifas de BT
• Desincentivo à modulação para os grandes clientes ?
• Base econômica foi adequadamente avaliada?
Bandeiras TarifáriasArgumento: melhor refletir PLD
Valores econômicos pré-definidos se justificam? Único sinal para todo o País?
Qual a base econômica da análise?
Estrutura Tarifária: Tarifa Branca 2 Modalidades Tarifárias:
• Tarifa Convencional: monômia, preço em R$/MWh, sem distinção horária (= atual)• Tarifa Branca: monômia, com 3 preços em R$/MWh, 3 postos tarifários
Impactos Econômicos desconhecidos: testes em 2013.Normalmente são feitas avaliações prévias de
elasticidade, preço e reposta a demanda
– Postos Tarifários:
• Relação Ponta/Fora Ponta: 5 vezes
• Relação Intermediário/Fora Ponta: 3 vezes
Estrutura Tarifária: Tarifa Branca
• Relação Intermediário/Fora Ponta: 3 vezes
• Relação entre tarifa Fora Ponta Branca e Convencional: será estabelecida na Revisão Tarifária de cada empresa
• Duração e Relações: Concessionária poderá propor alterações
• Opt in: na pratica, potencial desestimulo para GLD:benefício individual x benefício sistêmico.
• Grande diversidade entre regiões do País – é precisorever relação fixa entre P, FP e INT.
Estrutura Tarifária: Tarifa Branca
rever relação fixa entre P, FP e INT.
• Distribuidoras: maiores custos e complexidade degestão, associados à perda de receita.
• Prevenir aumento de perdas e fraudes, na“modulação”.
• Ano teste: 2013, vigência em 2014.
Pré Pagamento• Seminário realizado pela ANEEL em Set / 2011
• Modalidade antiga, já testada e aprovada em várias concessionárias no Brasil
• Sistema apreciado pelos clientes e concessionárias • Sistema apreciado pelos clientes e concessionárias
• Promove eficiência energética
• Larga utilização na América Latina
• Novos testes autorizados recentemente
• Segue sem regulamentação, apesar do consenso de ser oportuno e adequado à realidade do país
Definições: regras válidas para instalações hidráulicas, eólicas,solares, de biomassa ou de cogeração qualificada com até 1MW.
Micro GD Mini GD Sistema de compensação
Geração Distribuída de Pequeno Porte
< 100 kW< 100 kW
Fonte incentivada
Fonte incentivada
Conectada na D com unidade consumidora
Conectada na D com unidade consumidora
100 – 1000 kW100 – 1000 kW
Fonte incentivada
Fonte incentivada
Conectada na D com unidade consumidora
Conectada na D com unidade consumidora
Net meteringNet metering
Para mini e micro GD
Para mini e micro GD
Fonte: ANEEL
Definições: regras válidas para instalações hidráulicas, eólicas,solares, de biomassa ou de cogeração qualificada com até 1MW.
Micro GD Mini GD Sistema de compensação
Geração Distribuída de Pequeno Porte
RESOLUÇÃO 482/ 2012, APROVADA EM 17/04/2012 representa um MARCO
HISTÓRICO no setor de energia < 100 kW< 100 kW
Fonte incentivada
Fonte incentivada
Conectada na D com unidade consumidora
Conectada na D com unidade consumidora
100 – 1000 kW100 – 1000 kW
Fonte incentivada
Fonte incentivada
Conectada na D com unidade consumidora
Conectada na D com unidade consumidora
Net meteringNet metering
Para mini e micro GD
Para mini e micro GD
Fonte: ANEEL
HISTÓRICO no setor de energia brasileiro – é a entrada definitiva do Brasil na tecnologia energética do século 21 e o INICIO DO FIM DO MERCADO CATIVO DE ENERGIA
Resolução 482/ 2012
Net
Conexão rasa
• Solar: desconto de 80% para os primeiros dez anos de operação, nas tarifas de uso dos sistemas elétricos, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada.Net
MeteringAdesão
por opção
CUSD e CCD
PRAZO INICIAL: Distribuidoras adequarem sistemas comerciais e elaborarem de normas após publicação da Resolução
240 dias a partir de
19/04/2012
240 dias a partir de
19/04/2012
Fonte: ANEEL
energia comercializada.
Resolução 482/ 2012• Faturamento no Sistema de Compensação de Energia:
Consumida Injetada
No mínimo:Custo de Disponibilidade (Grupo B) ou
Demanda Contratada (Grupo A)
Líquido
Fatura = Líquido
Fonte: ANEEL
Resolução 482/ 2012• Faturamento no Sistema de Compensação de Energia:
Consumida Injetada
Fatura = Líquido
LíquidoMínimo:
Custo de Disponibilidade (Grupo B) ou Demanda Contratada (Grupo A)
Fatura = Mínimo
Fonte: ANEEL
Resolução 482/ 2012• Faturamento no Sistema de Compensação de Energia:
Consumida Injetada
Compensação do Excedente:1. Outros postos horários (observada relação entre tarifas)
2. Meses subsequentes (até 36 meses)3. Outras unidades do mesmo consumidor
Fonte: ANEEL
Resolução 482/ 2012• Medição:
Custos de adequação:
responsabilidade dos interessados
Diferença entre o custo do Net Metering e o custo do medidor convencional
Adequação:
responsabilidade técnica da distribuidora
Especificações – conforme PRODIST
•Dentro do prazo de vistoria•Incorpora ao Ativo como Obrigações Esp.•Distr. responsável por: operação, manutenção, eventuais substituições e adequações
Fonte: ANEEL
Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST
Acesso de Micro e Minigeração Distribuída• Prazos:
30 dias*
30 dias
15 dias
7 dias
82 dias
22
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
Fonte: ANEEL
• Sistema de Compensação de Energia considera apenas a trocade kWh entre o consumidor participante e a distribuidora,não envolvendo qualquer circulação de valores monetários.
• tributação dos créditos gerados pela produção de energiaprópria ? Receita Federal e Secretarias de fazenda estaduais.
Geração Distribuída de Pequeno Porte
própria ? Receita Federal e Secretarias de fazenda estaduais.
• novas preocupações para as distribuidoras – remuneraçãoadequada apenas pelo custo de disponibilidade ?
• Difícil previsibilidade e controle dos montantes – potencialaumento de fraudes e perdas ?
• Possível ônus adicional aos consumidores ? TUSD que deixoude ser recolhida em razão do desconto.
• Sistema de Compensação de Energia considera apenas a trocade kWh entre o consumidor participante e a distribuidora,não envolvendo qualquer circulação de valores monetários.
• tributação dos créditos gerados pela produção de energiaprópria ? Receita Federal e Secretarias de fazenda estaduais.
Geração Distribuída de Pequeno Porte
Soluções eficientes de armazenamento de energia estão em franco desenvolvimento no mundo e
estarão disponíveis em pouco própria ? Receita Federal e Secretarias de fazenda estaduais.
• novas preocupações para as distribuidoras – remuneraçãoadequada apenas pelo custo de disponibilidade ?
• Difícil previsibilidade e controle dos montantes – potencialaumento de fraudes e perdas ?
• Possível ônus adicional aos consumidores ? TUSD que deixoude ser recolhida em razão do desconto.
estarão disponíveis em pouco tempo. Isso tornará ainda mais
restrito o mercado cativo e mudará substancialmente o futuro papel das
distribuidoras de energia.
3º.ciclo de revisão tarifária:- captura da qualidade do serviço no fator X
- congelamento da empresa de referência
- adoção de benchmarks olhando o passado em vezdo futuro
- redução do WACC líquido de 9,95% para 7,5%
- captura de outras receitas para a modicidadetarifária
Redução significativa das receitas e consequentemente da capacidade de investimento
necessária para viabilizar a transformação tecnológica = redução de incentivos
O que falta, então? Próximos passos...• Considerar as novas tecnologias de smart grid no
Planejamento Energético Nacional = VISÃO e COMPROMISSOde Longo Prazo e ESTRATÉGIAS de GOVERNO, envolvendovários Ministérios.
• Avaliação econômica dos impactos e transparência na• Avaliação econômica dos impactos e transparência naalocação dos custos, responsabilidades, oportunidades ebenefícios ao longo da cadeia produtiva do setor.
• Estabilidade de regras para que as empresas possam tersegurança do retorno dos investimentos e incentivo a novasreceitas – Desacoplamento entre vendas e receitas.
• Adequar a capacidade de financiamento do setor para amodernização.
Conclusões• A ANEEL vem buscando atuar com modernidade e transparência,
submetendo regulações à apreciação dos agentes, mesmo semexistir a necessária política de governo.
• Mesmo assim, o aumento sistemático de novas obrigações, ano aano, para as concessionárias, já está a requerer significativosano, para as concessionárias, já está a requerer significativosinvestimentos em tecnologia e gestão nos próximos anos.
• As regras do 3º ciclo trazem, entretanto, redução significativa dareceita e da capacidade de endividamento e investimento destasempresas, bem como desestímulo à busca de novas receitas.
• Mudanças na estrutura tarifária precisam ser melhor avaliadasem termos de impacto econômico aos diferentes segmentos declientes e às concessionárias.
• A regulação da micro geração traz, na pratica, o inicio do fimdo fim do mercado regulado e coloca o Brasil no século 21.
• Muitas mudanças simultâneas deverão progressivamenteentrar em cena até 2014 – necessidade de educação dosconsumidores e da avaliação conjunta dos impactos no setor.
Conclusões
consumidores e da avaliação conjunta dos impactos no setor.
• A chegada do Smart Grid é inevitável e apenas questão detempo: precisamos nos preparar, criando o ambiente deregulação e os modelos econômicos para sua viabilizaçãosustentável.
• Os agentes e a sociedade devem participar e contribuir com adiscussão sobre a modernização dos sistemas atuais deeletricidade na medida em ela for técnica, econômica,ambiental e socialmente justificável.
