21 de novembro de 2014 brasília-df prognósticos para o setor elétrico 2015 - 2018
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21 de Novembro de 2014Brasília-DF
Prognósticos para o Setor Elétrico 2015 - 2018
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2
Tipo Quantidade Potência (MW) %
CGH 479 296,20 0,22EOL 203 4.313,50 3,26PCH 469 4.677,13 3,53SOL 270 14,86 0,01UHE 200 83.580,69 63,11UTE 1.879 37.566,44 28,37UTN 2 1.990 1,5
Subtotal 3.502 132.438,84 100
0,22%
3,26%3,53%
0,01%
63,11%
28,37% 1,5%
CGH EOL PCH SOL UHE UTE UTN
Fonte: Banco de informações gerenciais da ANEEL – dados de 19/11/2014
Capacidade instalada de geração no Brasil
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3
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Potência (MW)
74876.72 80314.947
83807.058
90678.514
92865.5 96294.466
100352.44
102609.757
106301.037
112399.62
117134.72
121104.336
126754.659
132438
10,000
30,000
50,000
70,000
90,000
110,000
130,000
Evolução da capacidade instalada (MW)
Fonte: SFG/ANEEL – dados de out/2014
3.492
4.735
2.187 3.4294.058 2.257 3.694
6.099
6.871
3.9705.650
5.683
5.438
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4
Previsão de acréscimo de potência instalada (MW)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 20200.00
1,000.00
2,000.00
3,000.00
4,000.00
5,000.00
6,000.00
UHE UTE PCH EOL
Ano/Fonte UHE UTE PCH EOL TOTAL2014 282,30 274,00 69,40 573,80 1.199,50
2015 3.796,20 1.556,40 188,90 3.526,30 9.067,80
2016 5.209,70 1.147,50 833,40 3.269,70 10.460,30
2017 3.885,60 958,70 720,80 524,60 6.089,70
2018 4.774,80 1.505,40 148,80 2.026,80 8.455,80
2019 611,10 0,00 33,60 90,00 734,70
2020 0,00 25,00 32,90 0,00 57,90
MW
Fonte: SFG/ANEEL – dados de 19/11/2014
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5
Capacidade de Armazenamento / Relevância de cada Subsistema
Fonte : ONS
70%70%
18%18%
7%7%
5%5%
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6
O Futuro da Matriz Energética Brasileira (2015 ~ 2020)
Manutenção da matriz renovável
Implementação de UHEs na Amazônia
Transmissão de grandes blocos de energia da região Norte para centros de consumo – regiões S-SE/CO e NE com links em Corrente Contínua
Redução da regularização dos reservatórios – UHEs em construção serão a fio d´agua, ou seja, toda vazão afluente deve ser turbinada ou vertida, não havendo condições de armazená-la, com os seguintes impactos:
impossibilidade de controle de cheias;
maior exigência das atuais usinas do sistema com capacidade de regularização, gerando grandes alterações de nível dos reservatórios ao longo de curtos ciclos hidrológicos;
maior despacho térmico para atender às exigências sazonais da carga
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7
Previsão de Expansão da Transmissão
Regiões Geoelétricas e Bipolo Extensão de LT (km)Sul 1.150
Norte - Nordeste 2.700Sudeste / Centro – Oeste /
Acre – Rondônia 4.050
Bipolo 2 ±800 kV Xingu – Terminal Rio 2.500
Total 10.400
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8
Leilões em andamento e futuros
Leilão nº 004/2014:
• Sessão Pública: 18/11/2014• 4 lotes• Investimentos: R$ 3,6 bilhões• 2.050,6 km de linhas de transmissão• 5.081 MVA de transformação
Leilão nº 007/2014:
• Sessão Pública: 19/12/2014• 10 lotes• Investimento: R$ 5 bilhões• 3.300 km de linhas de transmissão• 9.300 MVA de transformação
Leilão nº 001/2015:
• Sessão Pública: Abril/2015• 8 lotes (até o momento)• Investimentos: R$ 2 bilhões• 1.200 km de linhas de transmissão• 3.400 MVA de transformação
Leilão nº 002/2015 (maio):
• LT ± 800 kV CC Xingu – Terminal Rio – 2.440 km
• SE Conversora CA/CC Xingu – 4.000 MW
• SE Conversora CC/CA Terminal Rio – 3.850 MW
• Investimentos: R$ 5,5 bilhões
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9
Sistema Interligado Nacional
Fonte : ONS
20032003
20152015
73,7 mil Km
124,2 mil Km
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10
Leilões de Transmissão
ANEEL determina Máxima Receita Anual Permitida – receita teto da licitação;
Vencedor – proponente que ofertar menor Receita Anual Permitida (RAP);
1ª Fase – Leilão fechado (propostas em envelopes)
2ª Fase – viva-voz – ocorre quando existe proposta com diferença inferior a 5% da menor proposta.
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11
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
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2.130 m
Aspectos técnicos
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Homem Castanheira Torre Tipica Travessia Canal Travessia Amazonas
0
50
100
150
200
250
300
295 m
70 m
50 m
•
150 m
Aspectos técnicos
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Aspectos técnicos
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15
72 m
295 m
2.130 m
Extensão - 8,56 KmEscavação - 1.506 m³Armaduras – 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
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16
Interligação Manaus – Boa Vista 500 kV
Visão da transmissão
Contrato de Concessão no 3/2012, de 25/1/12Prazo de construção: 36 meses (entrada em 25/1/15)Investimento estimado: R$ 1,061 bilhõesReceita Anual Permitida (RAP) = R$ 121,128 milhões
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› Aprimorar os procedimentos de acesso ao sistema de distribuição (acesso de geradores e grandes consumidores)
Prognósticos da distribuição e P&D
› Aprimorar a Resolução Normativa nº 482/2012, que trata de micro e minigeração distribuída
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2015 2017 2018 2019CoelceEletropauloCelpaElektroBandeirantePiratiningaDMED
CPEE / CSPEJaguari / MococaSanta Cruz / ValeSanta MariaBragantinaCaiuáNacional
ParanapanemaEMG / ENFCocel / CopelCFLO / CeltinsCelesc / IguaçuUrussangaJoão CesaCEB / ForcelChesp / CEEESulgipe / Escelsa
EBONova PalmaCelpeDemeiEletrocarHidropanMuxfeldt
CooperaliançaCealCemarCepisaEPBCelgAmazonasBoa VistaCeronEletroacre
CematCemigCPFL PaulistaEnersulAES SULCoelbaCosern
ESERGELight
Ampla
Previsão das Revisões Tarifárias
2016
7 26 17 10 118
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19
Qualidade do Serviço
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20
Qualidade do Serviço
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21
Incentivos regulatórios:Qualidade do Serviço
* Dados até Agosto
R$ 397 M
R$ 438 M
R$ 375 M
R$ 198 M
*
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22
Incentivos regulatórios:Qualidade do Serviço
R$ 26,5 MR$ 24,5 M
R$ 16,4 M
R$ 12,6 M
* Dados até Setembro
*
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23
Incentivos regulatórios:Redução de perdas
Perdas na DistribuiçãoPerdas Não-técnicas
32% 21%
18% 20%
12%
20% 9%
5%
3%
10%
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Passos futurosO que vem por aí...
24
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Bandeiras tarifárias
25
1o
Criação de Bandeiras Tarifárias:
Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia
Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis
Bandeira vermelha: condições mais custosas de geração
TE (mix) + 15 R$/MWh
+ 30 R$/MWh
Faixas de acionamento:
=> Bandeira Verde = CMO + ESS_SE < 200
=> Bandeira Amarela = 200 < CMO + ESS_SE < 350
=> Bandeira Vermelha = 350 < CMO + ESS_SE
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Bandeiras tarifárias
26
1o
As bandeiras tarifárias são mais um custo que será incluído à conta de energia?
As bandeiras tarifárias são uma forma diferente de apresentar um custo que hoje já está na conta de energia, mas geralmente passa despercebido
Os custos com compra de energia pelas distribuidoras são incluídos no cálculo de reajuste das tarifas e são repassados aos consumidores um ano depois de ocorridos
Com as bandeiras, haverá a sinalização mensal do custo de geração da energia elétrica
Essa sinalização permite, ao consumidor, a oportunidade de adaptar seu consumo, se assim desejar.
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Tarifa Branca
27
2o
Horas
Tarifa convencional
Tarifa branca3
5
R$/MWh Tarifa monômia (R$/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
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Pré-pagamento
28
3o
Gestão econômica e energética:
Pode comprar em menores quantidades, conforme sua necessidade e possibilidade;
Permite saber quanta energia está consumindo; uso racional da energia.
Eliminação do pagamento de juros e dívidas
Eliminação da cobrança por religação
Inserção social e melhoria da qualidade de vida
Benefícios ao Consumidor:
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Pré-pagamento
29
3o
Custos evitados de:
Leitura; impressão e entrega de fatura Suspensão e religação do fornecimento
Redução dos níveis de inadimplência e perdas comerciais
Redução das reclamações por faturamentos e suspensão indevidos
Antecipação de receita
Satisfação do cliente
Benefícios à Concessionária:
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Biomassa CGH COG
GD ≤1MW
Consumidor
30 dias*
30 dias
15 dias
7 dias
82 dias
Distributidora
Proc
edim
ento
s
60 dias para mini GD
Resolução no 482/2012.
Mini e Microgeração Geração Distribuida4o
Fazer Solicitação de Acesso
Compra/Instalar Geração
Solicitar Vistoria
Regularizar Aspectos Técnicos
Pagar Diferença Medição
Emitir Parecer de
Acesso
Fazer Vistoria
Entregar o Relatório
de Vistoria
Aprovar o ponto de conexão
Efetivação da Conexão
30
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Cemig:34
Coelce:26
16 Celesc
Celpe: 14
Copel: 13
Enersul:13
Áreas de Concessão
Mini e Microgeração Geração Distribuida4o
31FONTE: SRD/ANEEL17 de Setembro de 2014
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Perspectiva de InvestimentosHorizonte Decenal 2023
Fonte: EPE e BNDES 32
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› Diversificação da matriz energética› Desenvolvimento científico e
tecnológico da cadeia produtiva › Capacitação profissional e
infraestrutura laboratorial de empresas e instituições de pesquisa
› Redução de custos e aumento da competitividade
› Aprimoramentos normativos, regulatórios e/ou tributários
R$ 400 milhões de reais anuais em projetos buscando...
Prognósticos de P&D 2015-2018
33
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Previsão de vultosos investimentos em geração e transmissão - assegurar o desenvolvimento do país
Crescimento de fontes de geração intermitentes no SIN (Eólicas, Solar, Usinas a fio d´agua)
Evitar o descasamento das obras de geração e transmissão e assim evitar restrições de escoamento
Renovação das concessões de Distribuição
Aprimorar a qualidade do serviço na Distribuição (redes inteligentes)
Reajustes tarifários
A exposição das distribuidoras 34
Desafios