RODRIGO LIMP NASCIMENTO

DIRETOR DA ANEEL

Rio de Janeiro, 29 de agosto de 2019

O futuro da distribuição e avanço da geração

distribuída.

CP nº 003/2019 – Diagnóstico da regulação da distribuição

O QUE É UMA ANÁLISE DE RESULTADO REGULATÓRIO - ARR?

• “AIR ex-post”o Estudo a partir de evidências empíricas para aprimorar a regulação

• Diversas ARRs em desenvolvimento

oNa ANEEL, mecanismo previsto na Norma de Organização nº 40/2013, atualizada pela REN 798/2017

ARR não propõe qualquer norma ou solução – seus resultados subsidiarão AIRs futuras.

• 1 ano de estudoso 150 páginas, 116 gráficos, 27 tabelas

o 8 reuniões técnicas com as Distribuidoras

o 4 reuniões técnica com a Diretoria

• Estrutura:1) Avaliação integrada dos indicadores operacionais

2) Mapeamento de todos incentivos para investimentos

3) Modelagem Financeira na perspectiva Empresarial

4) Análise dos retornos de cada mecanismo

5) Ambiente Regulatório para Eficiência Energética

VISÃO GERAL

EVOLUÇÃO DA TARIFA MÉDIA (valor nominal)

10 12 14 18 20 26 21 23 26 33 37 32 15 16 1961 76 82 70 79

9 13 16 19 19 18 18 18 20 21 22 239 10 12

1314 15 35 35

6580 88

93 97 102 110 116 125128 133 151

132157

189

224 206 204216

233

6456

7276 78

83 82 7475

7980

80

77

73

77

77 82 9196

106

00

00 0

0 2 914

8 56

6

10

1039 17

4

30

43

43

1020

22

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550Tarifa Média Nominal Brasil por Componente (R$/MWh)

Encargos (R$/MWh) Transmissão (R$/MWh) Energia (R$/MWh) Distribuição (R$/MWh)

Financeiros (R$/MWh) Bandeiras Tarifárias (R$/MWh) IPCA IGPM

DESEMPENHO DO SETOR DE DISTRIBUIÇÃO

Tarifa de distribuição caiu significativamente…

DESEMPENHO DO SETOR DE DISTRIBUIÇÃO

DEC permaneceu estável até 2015, melhorando a partir de então...

DESEMPENHO DO SETOR DE DISTRIBUIÇÃO

FEC caiu consistentemente no período analisado...

Reconhecimento de investimentos na

BRL

Benchmark de Custos

OperacionaisLimite de Perdas

Compensações DIC/FIC, Tensão e

Comerciais

Fator X

(Pd e Xq)

Tarifa

volumétrica

Limite de Inadimplência

Prazos de Universalização

Recursos

P&D e Eficiência Energética

Recursos da

CDE

Limite Econômico-Financeiro

MultasRestrição ao

pagamento de dividendos

Intervenção/

CaducidadeRankings Públicos

WACC Regulatório ±INCENTIVOS REGULATÓRIOS PARA INVESTIMENTOS NO SETOR DE DISTRIBUIÇÃO

ANÁLISE EMPÍRICA DO IMPACTO DOS INCENTIVOS NO RETORNO EMPRESARIAL

2013 2014 2015 2016 2017

Retornos empresariais em média de ganhos e de perdas*

Multas Emitidas

Receitas Irrecuperáveis

Compensações por Tensão

Compensações Comerciais

Compensações de Continuidade

Xq Técnico

Xq Comercial

Perdas (Estimativa de mercado agregado)

Perdas Técnicas e Não Técnicas

CAPEX

OPEX

24%

20%

16%

12%

8%

4%

0%

-4%

Custo Operacional

WACC Reg.

QRR/RC

* Exceto distribuidoras da Eletrobrás

PRINCIPAIS CONCLUSÕES DA ARR

Alta dispersão dos retornos de cada incentivo

Risco de mercado pode distorcer a

estratégia por trás de cada incentivo

Quantificação de possível barreira a novas tecnologias (investimentos intraciclo e eficiência energética)

Qualidade gera pouco impacto na receita

Custo Operacionalsupera o impacto de

todos incentivos

O Futuro do Setor Elétrico

Geração

Transmissão

Distribuição

Geração DistribuídaGD Gás

Armazenamento de

Energia

Operação Inteligente e

remota – Despacho

descentralizado

Veículos Elétricos

Armazenamento de

Energia - Escala

Novas fontes de geração

Resposta da demanda

Presente FuturoPassado

A Transformação da Rede é inevitável. Resta saber o QUANDO e o COMO.

A ANEEL deve atuar como FACILITADOR para a entrada de novas tecnologias, garantindo o EQUILÍBRIO DO SETOR

O NOVO SETOR ELÉTRICO

Recursos Energéticos Distribuídos

Armazenamento de água

Armazenamento de Gelo

SMES

Supercapacitores

Flywheel

Célula Combustível

Ar Comprimido

Baterias

Armazenamento

Solar Fotovoltaica

Biomassa

PCH

Eólica

Solar Térmica

Geotérmica

Geração do Lixo

Energia das Marés

Geração Distribuída

Carros Elétricos

Ônibus Elétricos

Motos Elétricas

Bicicletas Elétricas

Patinetes Elétricos

Veículos ElétricosArmazenamento

RECURSOS ENERGÉTICOS DISTRIBUÍDOS

• Eficiência energética

• Melhoria da qualidade

• Prestação de novos serviços

• Combate a perdas não técnicas

• Aperfeiçoamento da gestão de ativos

• Participação mais ativa dos consumidores

EVOLUÇÃO DA REGULAÇÃO DA ANEEL

Sistema de Informações Geográficas

Tarifas Horosazonais

Recarga de Veículos Elétricos

Micro e Mini Geração Distribuída

Pré-pagamento

Medidores Eletrônicos

REN 819/2018

REN 502/2012 (732/2016)

REN 482/2012 (687/2015)

REN 610/2014

REN 464/2012

REN 345/2008

Comercialização VarejistaREN 570/2013

APRIMORAMENTOS REGULATÓRIOS EM CURSO

AP nº 059/2018

Obter subsídios para a Análise de Impacto Regulatório – AIR sobre o aprimoramento da Estrutura Tarifária aplicada aos consumidores do Grupo B – Baixa Tensão – Tarifa Binômia.

AP nº 001/2019

Obter subsídios para a Análise de Impacto Regulatório - AIR sobre o aprimoramento das regras aplicáveis à micro e minigeração distribuída (Resolução Normativa nº 482/2012).

Item 1 –Agenda

Regulatória

Revisar o Módulo 5 do PRODIST de modo a consolidar os dispositivos regulatórios sobre medição aplicáveis ao sistema de distribuição e aprimorar as regras e procedimentos relacionados ao processo de Leitura constantes da REN nº 414/2010.

Item 5 -Agenda

Regulatória

Consolidar as disposições relacionadas ao acesso na distribuição. (REN nº 414/2010 , nº 506/2012 e Módulo 3 do PRODIST).

Item 35 –Agenda

Regulatória

Avaliar o ambiente regulatório quanto à utilização de tecnologias na melhoria do serviço, na eficiência energética e no desenvolvimento do negócio de distribuição

Item 14 –Agenda

Regulatória

Novos instrumentos de estímulo à inovação nas empresas visando o avanço dos resultados do Programa de P&D regulado pela ANEEL e aprimoramento dos Procedimentos do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento – PROP&D.

Obrigatoriedade de Análise de Impacto Regulatório – AIR

Norma de Organização nº 40

EVOLUÇÃO DOS MODELOS TARIFÁRIOS

Decreto nº 62.724/1968, art. 13, definia a tarifa monômia para os consumidores do Grupo B, que considera uma única componente multiplicada

pelo volume de energia registrado.

Foi revogado pelo Decreto nº 8.828, de 2 de agosto de 2016, permitindo a modernização da estrutura

tarifária.

MOTIVADORES PARA TARIFA BINÔMIA

Viabilização da abertura de mercado – escolha do

fornecedor de energia pelo consumidor.

Redução de barreiras às novas tecnologias.

Alinhamento de incentivos entre distribuidoras e eficiência energética

Alocação eficiente e remuneração dos custos fixos

Sustentabilidade da operação e

expansão do sistema de distribuição

TARIFA BINÔMIA PELO MUNDO

• 0. Manter atual modelo

• 1. Atualizar Franquia Mínima

• 2. Custo Comercial• 3. Tarifa Binômia

• (sem diferenciar consumidores)

• 4. Tarifa Binômia• (diferenciando consumidores)

✓ Fase✓ Faixa de consumo

• 5. Demanda medida

• 6 . Qualidade

❑Custos cobrados por UC – correlação com o custo do fio e custos fixos.

❑Estratégia para inserção de medidores inteligentes.

❑Novas funcionalidades (consumidor).

❑Riscos de mercado – formas de tratamento regulatório.

❑Dificuldade por parte do consumidor de entender “demanda”.

❑Tratamento de grupos específicos – (ex. baixa renda).

ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES – FATORES QUE ESTÃO SENDO CONSIDERADOS

AP nº 001/2019 - REVISÃO DA REN nº 482/2012

MICRO E MINI GD – SISTEMA DE COMPENSAÇÃO (NET METERING)

Quadro de

energia

Energia consumida

kWh kWhkWh

kWh Energia injetada

kWh kWh

Qualquer fonte renovável ou cogeração qualificada

Micro (até 75 kW) e Minigeração (até 5.000 kW)

Troca de energia – não é comercialização

REN nº 482/2012 (Atualizada pela REN nº

687/2015)

VANTAGENS DA MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Descarbonização da geração de energia

Geração de empregos

Redução de perdas no sistema elétricos

Menor dependência da geração

centralizada

Baixo impacto ambiental

Empoderamento do consumidor

1

GD JUNTO À CARGA

4

GERAÇÃO COMPARTILHADA

Diferentes titularidades(consórcio/cooperativa)

Mesm

a área de co

ncessão

3

AUTOCONSUMO REMOTO

Mesma titularidade

Mesm

a área de co

ncessão

2

CONDOMÍNIO COM GD

Áre

a com

um

REN 482/2012 – MODALIDADES GD

114 169 264 373 538 761 1189 1835 1.966 4.467 6.115 8.011 10.185 12.74716.461

21.40027.057

30.842

38.746

57.686

71.749

93.092

102.035

131 188 289 415 598 855 13952152 3417 5210 7131

919811644 14686 19072

30930

3912743578

54.359

78.713

99.715

128.361

139.513

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

Nº Acumulado de Conexões Nº Acumulado de Consumidores que Recebem Créditos

EVOLUÇÃO GD

Fonte: ANEEL (www.aneel.gov.br/scg/gd).* Dados atualizados até 27/08/2019

** Dados médios, por dia útil, referentes ao mês de julho de 2019.

298 novos sistemas por dia**

3.625 kW conectados por dia**

Geração

compartilhada

Autoconsumo

remoto

Condomínio

com GD

GD junto à

carga86.621

empreendimentos

86.621 recebendo

créditos930 MW

32 empreendimentos

205 recebendo

créditos0,66 MW

303 empreendimentos

1.260recebendo

créditos

24,7 MW

15.163 empreendimentos

51.525 recebendo

créditos279 MW

102.119

empreendimentos

139.611 recebendo

créditos1.234 MW

*Dados atualizados em 27/08/2019. Atualizações diárias em www.aneel.gov.br/geracao-distribuida

REN 482/2012 – MODALIDADES GD

• Sustentabilidade dos serviços de operação, manutenção e ampliação da rede de distribuição.

• Evitar transferência de custos aos demais consumidores

Equilibrar custos e benefícios do Sistema de

Compensação

• Previsibilidade das alterações

• Mudanças regionais (gatilhos separados por distribuidoras)

Desenvolvimento sustentável da GD

• Mecanismos que dificultem práticas irregulares de comercialização de energia

• Maior proteção ao empreendedorMitigar distorções

REVISÃO REN 482/2012 – MOTIVADORES

Compensação local diferente de compensação remota

Visto que as características desses tipos de geração podem ser bem distintas, levando a impactos diferentes

Segurança regulatória e previsibilidade

Permitir que a regra se modifique gradativamente e de maneira previamente conhecida por todos

REVISÃO REN 482/2012 – PREMISSAS

REVISÃO 482/2012 – ALTERNATIVAS PROPOSTAS AIR

Cenário Atual: GD injetada compensa todas as componentes da TUSD e TE

Alternativa 0 Alternativa 1 Alternativa 2

Alternativa 3 Alternativa 4 Alternativa 5

Transporte Fio B: Custos da Distribuidora, não são objetos de compensação.

Custos da Distribuidora e da Transmissão, não são objetos de compensação.

Custos da Distribuidora, da Transmissão e Encargos, não são objetos de compensação.

Toda a TUSD não é objeto de compensação. Somente a componente de energia é objeto de compensação.

SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Quadro de

energia

Energia consumida

kWhkWhkWh

kWh

Energia injetada

kWh kWh

Parcela Autoconsumo (Alternativa 0)

Parcela Injeção

Qual o problema do modelo atual?

Abatimento de componentes da tarifa que têm caráter de custo fixo

Faturamento do consumo líquido

Redistribuição dos custos entre os demais usuários da rede

injetadaconsumida

kWh

Qual é o trade-off?

Prover um prazo para o

mercado de GD se consolidar

Desoneração tarifária

ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES – DESAFIOS A RESPONDER

Dados de Entrada e Premissas

Alternativas para o sistema de

compensação

Análise de custo benefício

Valor Presente Líquido – VPL

Alternativa selecionada com

base no VPL

Elevada incerteza sobre os dados de entradaVisões antagônicas sobre o mesmo ponto

Resultados

muito

sensíveisResultados frágeis

Análise Determinística

Dados de Entrada e Premissas

Alternativa selecionada com

base no VPL

CRITÉRIOS DE AVALIAÇÃO DO TRADE-OFF NA 1ª FASE

NOVO DO MODELO DE AVALIAÇÃO

VPL – energia injetada

Custo demais agentes - energia injetada

Potência Instalada e quantidade de GD

TIR e Payback para GDProbabilidade de ocorrência

Análise

probabilística

IMPACTO DAS ALTERNATIVAS SOBRE O PAYBACK DE INVESTIMENTOS EM GD (LOCAL)

4,7

5,76,0

6,46,9 7,5

5,8

7,78,3

9,1

10,5

13,3

3,74,2 4,3 4,5 4,7 4,9

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

0 1 2 3 4 5

Pay

bac

k (a

no

s)

Alternativa aplicada em 2020

Payback descontado para entrantes em 2020

Mais provável Máximo Mínimo

IMPACTO DAS ALTERNATIVAS SOBRE O PAYBACK DE INVESTIMENTOS EM GD (REMOTA)

4,8

8,09,3

11,7

22,1

7,7

21,3

26 26 2626

3,55,3 6,0

7,2

9,5

14,6

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

0 1 2 3 4 5

Pay

bac

k (a

no

s)

Alternativa aplicada em 2020

Payback descontado para entrantes em 2020

Mais provável Máximo Mínimo

ANÁLISES PRELIMINARES

Impactos da aplicação da alternativa 5 – Compensação somente da energia (GD Local)

Baixo risco de não agregar valor ao

setor elétrico

Baixo impacto aos demais

consumidores

Permanece atratividade para o empreendedor em

GD

Garante a continuidade da implantação da

tecnologia

Atual: Fase de análise das contribuições.

2º sem 1º sem 2º sem

Reunião publica2018 2019 2019

Consulta Pública premissas e método para realização da Análise de Impacto

Regulatório - AIR

Audiência Pública para discussão da AIR realizada, seus

resultados e a forma de

monitoramento

Audiência Pública para discussão da

minuta de texto da REN que reflete a

escolha da AIR

Para aprovação das novas regras pela

Diretoria Colegiada da Agência

REVISÃO 482/2012 – CRONOGRAMA

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

CEP: 70830-110

TELEFONE GERAL: 061 2192 8606

OUVIDORIA SETORIAL:167

RODRIGO LIMP NASCIMENTODIRETOR DA ANEEL