Prognósticos para o Setor
Elétrico 2015 - 2018
21 de Novembro de 2014
Brasília-DF
Capacidade instalada de geração
no Brasil
0,22%
1,5%
28,37%
EOL
PCH
3,26%
0,01%
SOL
Quantidade
CGH
EOL
PCH
SOL
UHE
UTE
UTN
Subtotal
479
203
469
270
200
1.879
2
3.502
3,53%
63,11%
CGH
Tipo
UHE
UTE
Potência
(MW)
296,20
4.313,50
4.677,13
14,86
83.580,69
37.566,44
1.990
132.438,84
%
0,22
3,26
3,53
0,01
63,11
28,37
1,5
100
UTN
Fonte: Banco de informações gerenciais da ANEEL – dados de 19/11/2014
2
Evolução da capacidade instalada (MW)
140,000
120,000
100,000
5.438
3.492
2.187 3.429
6.871
3.694
4.058 2.257
6.099
4.735
3.970
5.650
5.683
80,000
60,000
40,000
20,000
0
Potência (MW)
2001
74,877
2002
80,315
2003
83,807
2004
90,679
2005
92,866
Fonte: SFG/ANEEL – dados de out/2014
2006
96,294
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
100,352 102,610 106,301 112,400 117,135 121,104 126,755 132,438
3
Previsão de acréscimo de potência
instalada (MW)
MW
6,000.00
Ano/Fonte UHE
5,000.00
4,000.00
3,000.00
UTE
PCH
EOL
TOTAL
2014
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
2,000.00
1,000.00
0.00
2014
2015
2016
2017
2018
UHE
UTE
PCH
EOL
Fonte: SFG/ANEEL – dados de 19/11/2014
2019
2020
4
Capacidade de Armazenamento /
Relevância de cada Subsistema
Fonte : ONS
5
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
6
Previsão de Expansão da Transmissão
Regiões Geoelétricas e Bipolo Extensão de LT (km)
Sul
1.150
Norte - Nordeste
2.700
Sudeste / Centro – Oeste /
4.050
Acre – Rondônia
Bipolo 2 ±800 kV Xingu –
2.500
Terminal Rio
Total
10.400
7
Leilões em andamento e futuros
Leilão nº 004/2014:
Leilão nº 007/2014:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
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
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:
Leilão nº 002/2015 (maio):
•
•
•
•
•
•
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
•
•
•
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
8
Investimentos: R$ 5,5 bilhões
Sistema Interligado Nacional
2015
124,2 mil Km
2003
73,7 mil Km
Fonte : ONS
9
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.
10
Visão da transmissão
 Interligação Tucuruí Macapá – Manaus
 Lote A: LT Tucuruí – Xingu – Jurupari
 Lote B: LT Oriximiná – Jurupari – Macapá
 Lote C: LT Oriximiná – Silves- Lechuga
1.054 km
1.426 km
1.172 km
9/7/2013
30/9/2013
9/7/2013
11
Aspectos técnicos
2.130 m
Aspectos técnicos
300
295 m
250
200
150
150 m
100
50
0
50 m
•
Homem
Castanheira
Torre Tipica
Travessia Canal
Travessia
Amazonas
Aspectos técnicos
Dados da travessia do Rio Amazonas
 Extensão - 8,56 Km
 Escavação - 1.506 m³
 Armaduras – 641 Ton
 Concreto - 7.556 m³
295 m
72 m
• 2 torres autoportantes 4.400 Ton (2.200 cada) e
295 m de altura
2.130 m
15
Visão da transmissão
 Interligação Manaus
– Boa Vista 500 kV
Contrato de Concessão no 3/2012, de 25/1/12
Prazo de construção: 36 meses (entrada em 25/1/15)
Investimento estimado: R$ 1,061 bilhões
Receita Anual Permitida (RAP) = R$ 121,128 milhões
16
Prognósticos da distribuição e P&D
› Aprimorar os procedimentos
de acesso ao sistema de
distribuição (acesso de
geradores e grandes
consumidores)
› Aprimorar a Resolução
Normativa nº 482/2012, que
trata de micro e minigeração
distribuída
17
Previsão das Revisões Tarifárias
CPEE / CSPE
Jaguari / Mococa
Santa Cruz / Vale
Santa Maria
Bragantina
Caiuá
Nacional
2015
Coelce
Eletropaulo
Celpa
Elektro
Bandeirante
Piratininga
DMED
7
2016
Paranapanema
EMG / ENF
Cocel / Copel
CFLO / Celtins
Celesc / Iguaçu
Urussanga
João Cesa
CEB / Forcel
Chesp / CEEE
Sulgipe / Escelsa
26
EBO
Nova Palma
Celpe
Demei
Eletrocar
Hidropan
Muxfeldt
2017
Cooperaliança
Ceal
Cemar
Cepisa
EPB
Celg
Amazonas
Boa Vista
Ceron
Eletroacre
17
Cemat
Cemig
CPFL Paulista
Enersul
AES SUL
Coelba
Cosern
2018
2019
Ampla
ESE
RGE
Light
10
1
18
Qualidade do
Serviço
19
Qualidade do Serviço
20
Incentivos regulatórios:
Qualidade do Serviço
R$ 438 M
R$ 397 M
R$ 375 M
R$ 198 M
*
* Dados até Agosto
21
Incentivos regulatórios:
Qualidade do Serviço
R$ 26,5 M
R$ 24,5 M
R$ 16,4 M
R$ 12,6 M
*
* Dados até Setembro
22
Incentivos regulatórios:
Redução de perdas
Perdas na Distribuição
Perdas Não-técnicas
23
Passos futuros
O que vem por aí...
24
1o
Bandeiras tarifárias
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
Faixas de acionamento:
=> Bandeira Verde = CMO + ESS_SE < 200
=> Bandeira Amarela = 200 < CMO + ESS_SE < 350
=> Bandeira Vermelha = 350 < CMO + ESS_SE
TE (mix)
+ 15
R$/MWh
+ 30
R$/MWh
25
1o
Bandeiras tarifárias
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.
26
2o
Tarifa Branca
 Tarifa monômia (R$/MWh)
com três postos tarifários:
Ponta, Intermediário
e
Fora Ponta
 Relação Ponta/Fora Ponta
de 5 e Intermediário/FP de
3 - somente na parcela
TUSD
R$/MWh
Tarifa convencional
5
3
Tarifa branca
Horas
27
3o
Pré-pagamento
Benefícios ao Consumidor:
 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
28
3o
Pré-pagamento
Benefícios à Concessionária:
 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
29
4o
Mini e Microgeração Geração
Distribuida
GD ≤1MW
Procedimentos
Resolução no 482/2012.
Biomassa
CGH
COG
Consumidor
Fazer
Solicitação
de Acesso
Compra/Ins
talar
Geração
Solicitar
Vistoria
Regularizar
Aspectos
Técnicos
Pagar
Diferença
Medição
Distributidora
Emitir
Parecer de
Acesso
Fazer
Vistoria
Entregar o
Relatório
de Vistoria
Aprovar o
ponto de
conexão
Efetivação
da Conexão
30
dias*
30
dias
15
dias
7
dias
82
dias
30
60 dias para mini GD
4o
Mini e Microgeração Geração
Distribuida
Celpe: 14
Coelce:
26
Enersul:
13
Cemig:
34
Copel: 13
16 Celesc
Áreas de Concessão
FONTE: SRD/ANEEL
17 de Setembro de 2014
31
Perspectiva de Investimentos
Horizonte Decenal 2023
Fonte: EPE e BNDES
32
Prognósticos de P&D 2015-2018
› Diversificação da matriz energética
R$ 400
milhões de
reais anuais
em projetos
buscando...
› 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
33
Desafios
 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