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Experiência Brasileira de Planejamento e Operação do Setor Elétrico: ResultadosAlcançados e Desafios

CARTAGENA, 25 DE MAIO DE 2017

Reynaldo Passanezi Filho

ÍNDICE

Sistema Elétrico Brasileiro

Participação da ISA CTEEP no Brasil

Tendências do Setor Elétrico

Impactos para Operadores do Setor Elétrico

Desafios

Considerações Finais

Setor Elétrico Brasileiro

CARACTERÍSTICAS BÁSICAS

3

▪ Capacidade de Geração: 150.136 MW

▪ 64% Hidroelétrica (Hidro + Itaipu)

▪ 29% Termoeléctrica (Nuclear +

Convencional + Biomassa)

▪ 7% Eólica

▪ Demanda de Energia: 541.417 GWh e

Demanda Máxima: 85.708 MW

▪ 117 Transmissoras

▪ 57 Distribuidoras

▪ 108 Consumidores Livres

▪ 511 Geradoras

Fonte: ANEEL/ONS

4

EVOLUÇÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO


Fonte: ELETROBRÁS | ONS | EPE

2010 20252000 20162000 2010 2016 2025

LT: 69.034 KmTransformação: 153.889 MVALT: 98.648 KmTransformação: 227.803 MVALT: 129.067 Km Transformação: 321.336 MVALT: 195.154 KmTransformação: 493.776 MVA

ESTRUTURA INSTITUCIONAL



PLANEJAMENTO

6

Agentes(G, T e D)

Plano de Expansão da Transmissão (PET) –

10 anos

Plano de Ampliações e Reforços (PAR) –

3 anos

Consolidação de Obras da

Transmissão – 3 anos

Leilões Autorizações

Transmissoras


Concessão para operação, manutenção e expansão do serviço público de transmissão

▪ Remuneração por Receita Anual Permitida, conforme disponibilidade dos ativos, calculada para cobertura dos custos de administração, operação e manutenção (CAOM) acrescido da remuneração do capital investido (CAAE)

▪ Prazo definido de 30 anos, prorrogável a critério do Poder Concedente

▪ Leilões por menor Receita Anual Permitida

▪ Investimentos orgânicos por autorizações em caso de expansão da capacidade (reforços) e por reconhecimento de investimento como Base de Remuneração Regulatória em caso de modernização da rede (melhorias)em

REGIME JURÍDICO DO SETOR DE TRANSMISSÃO

7

PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES DAS EMPRESAS NÃO LICITADAS

▪ MP 579/12, convertida em Lei 12.783/13 alterou a forma de remuneração das concessionárias de transmissão não licitadas, com objetivo de redução de tarifas, incluindo:

• Receita suficiente para cobertura dos custos (Receita de O&M);• Pagamento pelos ativos não amortizados (Receita por RBNI e RBSE)

Setor Elétrico

9.074

2.812

Pré MP 579 Pós MP 579

3.896

-70%

Redução da RAP

(R$ M)

Pagamentos relacionados aos ativos

não amortizados

(R$ M)

12.963

24.412

Pago RBNI Pendente RBSE

9

Leilões Recentes: Estabilidade Regulatória e Modicidade Tarifária

Projetos DesertosCapEx de Referencia de ANEEL em BRL Mil Millones

Número de InvestidoresLeilões recentes

0,4

6,3

14,1

3,72,2

12,7

18,5

13,3

9,48,7

20172016201520142013

Proyectos AdjudicadosProyectos Desiertos

1.673

3.561

1.772

937

1.617

7,9%

2014

10,2%

2015

4,8%5,8%

2013

10,1%

2016 2017

RAPWACC

Desconto Médio% de Redução sobre RAP Teto

Evolução da RAP e da WACCWACC e Receitas em BRL constantes (Jul/16)

2015

3,0%

2014

11,0%

2013

27,4%

2017

36,5%

2016

12,1%

Descuento Promedio

67

3026

66

1613

abr-17out-16abr-16

Propuestas VálidasHabilitados

• A partir de Abr/16, frente à revisão das condições econômicas oferecidas (WACC, prazosde licenciamento, mitigação de riscos fundiários), registra-se forte aumento de interessepor parte dos investidores

• Último leilão com elevada participação e elevados descontos sobre RAP

ÍNDICE





Desafios


11

Ativos estratégicos no Estado de São Paulo, interligações regionais e Complexo Madeira

Atua em 17 estados, responsável pela transmissão de cerca de 25% da energia produzida no País.

Possui 18.633 km de linhas e mais de 56.237 MVA de capacidade de transformação

Empresa de Referência da ANEEL para Eficiência Operacional e Indicadores de Qualidade

Participação ativa na expansão do sistema de transmissão com investimentos superiores a R$ 10 bilhões desde 2007

ISA CTEEP no Brasil

História da ISA CTEEP

12

Privatização, a ISA torna-se nova controladora

Expansão para 16 estados brasileiros, fruto de investimentos em leilões e aquisições

A ISA CTEEP é criada com ativos de transmissão da CESP

Início do Recebimento da Remuneração do RBSE

Expansão em novos leilões e novas aquisições

2017

2006

2012

20011999

Incorporação da EPTE com ativos de transmissão da Eletropaulo

Prorrogação do Principal Contrato de Concessão

(059/2001) por 30 anos

Mapa de Atuação ISA CTEEP no Brasil

13

▪ 56.237 MVA de transformação

▪ 18.633 km de LT’s

▪ 122 SE’s com tensão até 550 kV

▪ 25.785 km de circuitos

• 2.358 km fibra óptica própria

Mapa de Atuação ISA CTEEP no Estado de São Paulo

14

▪ 2 controladas 100%

▪ 1 coligadas

▪ 14.588 km de LT’s

▪ 46.662 MVA de transformação

ÍNDICE





Desafios


Consumidores passivos


16

Cenário Futuro

1 Predominância de Fontes Convencionais

2 Soluções adotadas não eliminam ociosidades do sistema

3

4 Baixa utilização de inovação tecnológica

1 Fontes Renováveis e Intermitentes

2 Adoção de soluções que eliminam ociosidades do sistema

3 Consumidores ativos

4 Intensificação da inovação tecnológica

Cenário Atual

Mudanças ClimáticasCrescimento das

Fontes RenováveisInovação Tecnológica Regulação

Motivadores para transformação

5 Ambiente previsível e estável 5 Ambiente volátil, incerto, complexo e ambíguo

▪ Smart Grid

▪ Veículos elétricos

▪ Automação

▪ Resposta da demanda

▪ Telecomunicações e

inteligência da informação

▪ Eventos climáticos extremos

▪ Impactos na geração e

na demanda

▪ Prioridade do uso da água para o

abastecimento humano

Motivadores para transformação

17

▪ Atrativos das energias renováveis

▪ Geração distribuída

▪ Armazenamento

▪ Consumidores com maior participação na gestão

da demanda e na geração de energia

▪ Diversificação de agentes no mercado,

liberdade e incentivos

▪ Eficiência energética

▪ Adequada remuneração dos

investimentos no ciclo

de vida dos ativos

▪ .

RegulaçãoCrescimento das Fontes Renováveis

Inovação Tecnológica

Mudanças Climáticas

ÍNDICE





Desafios


MUDANÇAS TECNOLÓGICAS E INSTITUCIONAIS DEMANDARÃO MUDANÇAS NO MODELO

ORGANIZACIONAL DOS OPERADORES INDEPENDENTES

Desafios tecnológicos Necessidade de adaptação

▪ Maior imprevisibilidade na geração

▪ Rápido crescimento da geração eólica, solar e geração distribuída

▪ Usinas hidrelétricas fio d’água (sem regularização)

▪ Maior complexidade no uso múltiplo da água

▪ Maior complexidade na geração

▪ Redução da capacidade de armazenamento (energia armazenada /demanda)

▪ Maior complexidade no sistema de transmissão

▪ Crescimento da rede

▪ Elos HVDC, interconexões com outros países

▪ Envelhecimento da rede

▪ Multiplicidade de agentes

▪ Maior imprevisibilidade da carga

▪ Maior volatilidade do consumo

▪ Geração Distribuída, Smart Grid, Demand Response e Veículos Elétricos

▪ Mudanças no planejamento

▪ Aprimoramento da previsão de carga

▪ Previsão de vento, micro localizada, hora a hora

▪ Previsão de fatores que impactam geração solar

▪ Mudanças nos critérios de operação

▪ Redução do tempo para a tomada de decisão

▪ Mudança do papel das UHEs e dos reservatórios

▪ Crescimento da participação das distribuidoras

▪ Absorção de conhecimento e competências criticas

▪ Tecnologias emergentes

▪ TI/Telecom

▪ Meteorologia, clima, gestão de recursos hídricos


2020

Desafios institucionais Necessidade de adaptação

MUDANÇAS TECNOLÓGICAS E INSTITUCIONAIS DEMANDARÃO MUDANÇAS NO MODELO

ORGANIZACIONAL DOS OPERADORES INDEPENDENTES


▪ Multiplicidade de agentes

▪ Surgimento de novos players, com diferentes culturas

▪ Aumento do número de demandas

▪ Crescimento do impacto financeiro das decisões do Operador

▪ Maior controle da sociedade

▪ Maior controle da sociedade civil sobre custo da energia e das instituições

▪ Incremento do modelo de fiscalização do Operador

▪ Máxima transparência

▪ Procedimentos e resultados da operação

▪ Custo de operação do sistema

▪ Custo do operador e custo de cada serviço /produto

▪ Compliance interno e ouvidoria

▪ Cultura de prestação de serviço

▪ Entender as necessidades dos diferentes clientes em cada um dos vários serviços prestados

▪ Qualidade e velocidade no atendimento de demandas dos agentes (acesso, margem, disputas)

▪ Aumentar a eficiência / automatizar análises rotineiras

▪ Melhorar canais de atendimento

▪ Maior participação na discussão do futuro do setor

▪ Participação na discussão de soluções dos desafios do setor

▪ Fortalecimento das relações institucionais

▪ Proatividade na discussão da incorporação de novas tecnologias no setor

EQUILÍBRIO NA MISSÃO DOS OPERADORES INDEPENDENTES, COM CONSIDERAÇÃO DE

OBJETIVOS DE ECONOMICIDADE

21

Missão do Operador Independente

Segurança

Continuidade

Qualidade

Economicidade

Em muitos casos, impactos econômicos da operação não são acompanhados por indicadores, sejam de geração de

valor, sejam internos de gestão empresarial


ÍNDICE





Desafios


Desafios

PLANEJAMENTO

23

▪ Necessidade de tratamento das

incertezas devido a imprevisibilidade da

carga e do despacho centralizado

▪ Adoção de soluções que possibilitem a

utilização ótima dos sistemas existentes,

eliminando ociosidades, reduzindo

impactos socioambientais e

investimentos

▪ Priorizar alternativas de expansão que

retratem a maior economicidade, ciclo

de vida e facilidade de implantação

▪ Gerenciamento da demanda devido o

consumidor passar a ter um papel ativo

no sistema, sendo estimulado a reduzir o

consumo ou gerar energia quando

necessário

Exemplos: Banco de baterias de alta capacidade; tarifa

dinâmica

Planejamento

INVESTIMENTOS PREVISTOS PARA O PERÍODO DE 2016 A 2018

24

39 BIREAIS

0,4 BIREAIS

Modernizações **

Expansão *

* Programa de Investimentos em Energia Elétrica (PIEE) MME|EPE AGO 2015** Plano do Modernização de Instalações (PMI) ONS DEZ 2015

Melhor equilíbrio entre investimentos em expansão e em modernização das redes

Desafios

OPERAÇÃO

25

▪ Gestão dos ativos com foco no ciclo de

vida e performance dos ativos, buscando

remuneração adequada após o fim da

vida útil regulatória

▪ Modernização das instalações existentes,

permitindo redução de custos com a

alocação ótima de recursos para

operação e manutenção do sistema

▪ Necessidade do operador do sistema estar

preparado para maior exposição ao risco

evitando sobrecustos às empresas, ao

sistema e à sociedade devido a busca do

sistema 100% disponível (risco zero)

▪ Existência de indicadores demonstrando a

eficiência do Operador e os ganhos de sua

atuação para a sociedade

Exemplos: Automação e monitoramento das instalações;

Flexibilização das intervenções, minimizando o uso exclusivo

dos períodos de carga leve

CapacitaçãoMudança de Cultura

Comportamento Automação e

MonitoramentoAdequação da

Regulação

2006 Técnicos de

Operação

+ Técnicos de Manutenção

2016 Mantenedores

(Operação + Manutenção) F

utu

ro Instalações Desassistidas

+ Equipe de Mantenedores em posições estratégicas

Operação

EVOLUÇÃO DA OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO

26

2016 FUTURO2006

* Ref. ISA CTEEP

Desafios

REGULAÇÃO

27

▪ Estabilidade e Previsibilidade das Regras

▪ Regulação por incentivo

▪ Remuneração adequada e equânime para

investimentos em melhorias, reforços e

ampliações (leilões)

▪ Remuneração dos equipamentos em

operação após o final de vida útil

regulatório

▪ Revisão Tarifária com critérios objetivos,

interpretação simples e incentivos à

eficiência operacional

▪ Tratamento da indisponibilidade (Parcela

Variável) avaliando o desempenho

conforme disponibilidade média, sem

penalização da manutenção preventiva

Regulação

APRIMORAMENTOS FUNDAMENTAIS

• Regulação por Incentivos deve garantir a estabilidade do setor e gerar interesse dos agentes em investimentos futuros, preservando o equilíbrio econômico-financeiro das empresas.

Regulação Mandatória Regulação por Incentivos

Autorizações de Melhorias e Reforços, com caráter de obrigatoriedade, definidas com base em Banco de Preços reconhecidamente defasado

O Banco de Preços deve refletir os custos de mercado praticados pelas transmissoras, com atualização contínua

Banco de Preços

Melhorias

Melhorias indicadas pelas empresas são incluídas nos Planos Setoriais, com receita reconhecida pela ANEEL no reajuste tarifário

Melhorias diretamente realizadas pelas transmissoras, suportadas por montante provisório previamente definido pela ANEEL e com reconhecimento na receita para o ciclo tarifário

Eventuais atrasos no processo de licenciamento ambiental são por conta e risco do empreendedor

Reconhecimento do excludente de responsabilidade, nos casos em que se demonstre o nexo de causalidade entre o atraso e o processo de licenciamento ambiental

Excludente de responsabilidade

Parcela Variável

Incidência de desconto na receita decorrente da indisponibilidade da função transmissão

Definir faixa de disponibilidade aceitável, com bônus para a performance superior, aplicando PV em casos de baixa performance.Definir meta de Energia Não Suprida (ENS) com bônus para companhias que ficarem abaixo da meta.

ÍNDICE





Desafios



30

Planejamento considerando as incertezas, priorizando a utilização do sistema existente, promovendo a inserção dos recursos necessários para a melhor solução técnica com a rentabilidade adequada

Operação voltada para a gestão de ativos, analisando custos, desempenho, riscos e inserindo indicadores de eficiência

Regulação estável e previsível, que incentive os agentes econômicos a decisões pró eficiência e inovação, com remuneração adequada dos investimentos e prêmio aos melhores desempenhos

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