Questões regulatórias

necessárias e

perspectivas para

viabilização das centrais

elétricas pequenas,

médias e reversíveis

Christiano Vieira da Silva

Superintendente de Regulação dos Serviços

de Geração da ANEEL

São Paulo – SP – 21 de maio de 2018

ROTEIRO

Outorga

- ACR – Leilões de compra de energia elétrica

- ACL – Resoluções Autorizativas (ANEEL)

Implantação

- Fiscalização da implantação

- Situação atual na implantação de usinas

Operação

- Avaliação de Performance

Perspectivas futuras

1. OUTORGA

A retomada do sucesso e da sustentabilidade dos leilões de geração e transmissão

Panorama em 2014/2016

• Baixa atratividade

• Baixa taxa de êxito (lotes vazios)

• Reduzido número de competidores por lote

• Saída de players tradicionais

• Baixos deságios

• Pequena oferta de PCHs (estoque na ANEEL)

• Prazos (ir)realistas de implantação

• Alto risco de “default” na entrega

• Imprevisibilidade/cancelamento leilões ACR

Panorama em 2017/2018

• Alta atratividade

• Elevada taxa de êxito

• Crescimento exponencial de proponentes

• Novos entrantes (nacionais e estrangeiros)

• Altos deságios

• Alta oferta de PCHs/UHEs ≤ 50 MW

• Prazos realistas de implantação

• Incentivos econômicos para antecipação

• Programação anual dos leilões ACR (Port. MME)

Planejamento

Estratégico

Avanços Regulatórios

• Novo regulamento para elaboração dos estudos de inventário hidrelétrico

Resolução Normativa nº 672/2015

• Nova definição de PCH

• Novo regulamento para outorga de PCH

Resolução Normativa nº 673/2015

• Novo regulamento para outorga de UHE de 5.000 até 50.000kW, sem características de PCH

• Outorga nos moldes de PCH

Resolução Normativa nº 765/2017

Outras Ações e Aprimoramentos Regulatórios nos

Leilões de Expansão da Geração

Simplificação dos procedimentos de análise e aprovação de estudos e projetos de PCHS e UHEs ≤ 50 MW,

com consequente aumento da oferta de empreendimentos hidrelétricos nos leilões de geração;

Detalhamento da matriz de riscos socioambientais e de casos fortuitos e força maior no contrato de

concessão de uso de bem público de aproveitamento hidrelétrico;

Elevação da atratividade dos preços-teto das fontes nos leilões de geração, especialmente da hidrelétrica

(PCH);

Mudança da sistemática dos leilões de expansão da oferta de geração, que “simula” uma competição por

lances a viva-voz, e reduz substancialmente a possibilidade de “gaming” por parte dos ofertantes;

Impacto das Novas Regras

Antes

• 700 Projetos Básicos (7.000 MW) de PCH

para serem analisados

• Média de 36 projetos analisados por ano

• Aproximadamente 20 anos para analise de

todos (se não houvesse novas demandas)

Depois• Situação Atual- Estoque Zero

• 505 PCH com projetos já analisados

• 6.800 MW ~ 4.000 MWmédios

Aprimoramentos

Regulatórios

Licenciamento

ambiental e DRDH

405 projetos sem LA

e sem DRDH (ou

5.500 MW)

O que falta para viabilizar esses empreendimentos?

DRS QTD. DE DRS

SEM

OUTORGA

DRDH+LA Apenas LA Apenas DRDH Sem DRDH e

LA

AM 5 0 0 0 5

BA 7 0 1 0 6

BA/MG 2 0 0 2 0

CE 0 0 0 0 0

ES 5 0 1 0 4

ES/RJ 1 0 0 0 1

GO 84 3 6 12 63GO/TO 3 0 0 0 3

MA 4 0 0 0 4

MG 67 0 3 1 63MG/RJ 0 0 0 0 0

MS 14 1 1 0 12

MT 60 1 6 1 52PA 9 0 0 0 9

PR 83 7 5 7 64PR/SP 1 0 0 0 1

RJ 11 1 1 1 8

RN 0 0 0 0 0

RO 1 1 0 0 0

RS 54 2 5 4 43

SC 62 3 5 0 54SP 12 0 1 0 11

TO 7 1 4 0 2

TOTAL: 492 20 39 28 405

Indicadores para os próximos Leilõesde Geração: Potencial de Projetos Habilitados

Comparativo entre Projetos Habilitados e Vencedores dos Leilões de Novos Empreendimentos de Geração

Leilão (Nº / Data de

Realização)Fonte

Quantidade de Projetos Potência Habilitada (MW) Garantia Física (Mwmédios)

Habilitados Vencedores Habilitados Vencedores Habilitados Vencedores

A-6/2017 (05/2017-

20/12/2017)

EOL 803 49 22.200 1386,625 10.357,40 773,60

UHE 3 0 104 0 59,71 0,00

PCH 43 6 732 139,025 412,78 76,53

UTE-Bio 30 6 1.197 177,055 857,60 112,50

UTE-Carv 1 0 340 0 323,80 0,00

UTE-Gás 7 2 9.178 2138,912 8.486,30 1.968,30

Total 887 63 33.751 3.842 20.498 2.931

A-4/2018 (01/2018-

04/04/2018)

EOL 553 4 15.760 114,4 7.276,80 58

UFV 422 29 13.380 806,64 4.029,40 240,50

UHE 3 0 114 0 62,60 0,00

PCH 46 2 622 34,55 344,07 17,56

CGH 17 2 44 7,1 28,70 5,93

UTE-Bio 18 2 625 61,8 470,30 34,5

Total 1.059 39 30.545 1.024 12.212 356

Resultados de Leilões de Expansãoda Geração: Preços Médios por Tecnologia (R$/MWh)

GÁS

NATURALPCH SOLAR

Leilão A-4/2017

Leilão A-6/2017

Leilão A-4/2018212,90 (2)

218,91 (6)

BIOMASSA

234,92 (1)

EÓLICACGH

197,81 (2)

145,60 (37)

108,00 (2)

(Nº de Usinas)

2. IMPLANTAÇÃO

PanoramaUniverso de Empreendimentos Monitorados

EOL; 8512

PCH; 2352

UTE; 10471

UHE; 13473

UFV; 2983

Potência (MW)

EOL; 378

PCH; 154

UTE; 116

UHE; 23

UFV; 111

Quantidade de Usinas

630 usinas 25.300 MW

Pré-obras; 69% ACR; 66%

Prazo; 50%

Obras; 31% ACL; 34%

Atrasado; 50%

SITUAÇÃO AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO CRONOGRAMA

Pré-obras; 38%

ACR; 84%

Prazo; 41%

Obras; 62%

ACL; 16%

Atrasado; 59%

SITUAÇÃO AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO CRONOGRAMA

PotênciaQuantidade

435

195

PanoramaUniverso de Empreendimentos Monitorados

Cronograma de obras

- Atrasado – 136 usinas e 1.709 MW

- Adiantado – 3 usinas e 33,98 MW

- Normal – 24 usinas e 317,87 MW

PCHs

UHEs (até 50 MW)

- Atrasado – 2 usinas e 82 MW

- Normal – 6 usinas e 155,58 MW

3. OPERAÇÃO

Metodologia atual da REN 409/2010

A REN 409/2010 estabelece critérios e procedimentos para participação deempreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no MRE.

A geração média considera um histórico crescente de energia gerada e tem comoreferência o início da operação comercial da usina (ou novo início de OC no casode UG nova).

Número de meses registrados na CCEE posteriores ao

décimo segundo mês de operação comercial (m)

GM/GF * 100

24 ≤ m < 36 ≥ 10%

36 ≤ m < 48 ≥ 55%

48 ≤ m < 60 ≥ 60%

60 ≤ m < 72 ≥ 65%

72 ≤ m < 84 ≥ 70%

84 ≤ m < 96 ≥ 75%

96 ≤ m < 120 ≥ 80%

m ≥ 120 ≥ 85%

Em agosto de cada ano a SRG procede ao cálculo, e publica a relação das usinasque serão excluídas, que poderão retornar ou que deverão retornar ao MRE apartir de janeiro do ano seguinte.

Art. 24. Os empreendimentos hidroelétricos não despachadoscentralizadamente que optarem por participar do MRE somentepoderão ser excluídos do referido mecanismo por solicitação própriaou em caso de perda de outorga.

Lei nº 13.360, de 17/11/2016

Nova proposta:

AP nº 024/2017 (MRA)

Principais propostas à AP 024/2017

Apuração apenas das indisponibilidades (metodologia de monitoramento do vertimento ou retorno da REN 266/2007);

Permitir que as usinas atualmente não despachadas centralizadamente pelo ONS sejam supervisionadas pelo ONS e sejam submetidas às regras de apuração de indisponibilidades das REN 614/2014);

Ponderação da garantia física pelo GSF médio do período.

FID = GM/ (GFxGSF)

Consideração da geração média, com expurgo da hidrologia;

Aferição de parâmetros físicos previstos em projeto;

Alteração do requisito máximo de 95% para 90% e definição de valores de piso para determinadas faixas de FID, ou manutenção dos requisitos atuais.

MP 814/2018

Art. 15. A Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, passa a vigorar com as seguintes

alterações:

“Art. 24. Os empreendimentos hidroelétricos não despachados centralizadamente que

optarem por participar do MRE somente poderão ser excluídos do referido mecanismo

nas seguintes hipóteses:

I – perda de outorga;

II – não atingimento de critérios mínimos de geração, exclusivamente por motivos não

hidrológicos, conforme regulamentação específica da ANEEL.

§ 1º Os empreendimentos definidos no caput, somente poderão sair do MRE dois anos

após solicitação específica.

§ 2º Os agentes de geração serão responsáveis pelos custos e pela implantação do

sistema de registro das vazões vertidas turbináveis, com objetivo de apurar as

indisponibilidades não hidrológicas. (NR)”

4. PERSPECTIVAS FUTURAS

Expansão contratada até 2016Incremento anual de capacidade

Expansão Indicativa de Referência

Evolução da Capacidade Instalada por Fonte de Geração para a Expansão de Referência

• Hidrelétricas a fio d’água

• Renováveis não hídricas

• Geração Distribuída

Nova Dinâmica do Parque Gerador

24

• Variabilidade da geração

• Redução da controlabilidade

• Redução da observabilidade

• Aumento dos requisitos de reserva de potência operativa e de controle de frequência

Consequências

25

• Esgotamento do modelo de preços ex-antesemanal baseado em custos

• Introdução de mecanismos de mercado nos processos de operação

• Aprimoramento do sinal de preço resultante do despacho econômico

• Aperfeiçoamento do Mecanismo de Realocação de Energia

• Definição de novos produtos e serviços

• Qualificação\Quantificação de atributos

• Definição de regras de transição

Desafios

26

Ch r i s t i a no V i e i r a d a S i l v a

Supe r i n t enden te de Regu l a ç ã o do s Se r v i ç o s de Ge ra ç ã o da A N EEL

ENDEREÇO: SGAN 603 Módulos I e J - Brasília/DF

CEP: 70830-110

TELEFONE GERAL: 061 2192 8020

OUVIDORIA SETORIAL:167