Prognósticos para o Setor Elétrico

Apresentação em tema: "Prognósticos para o Setor Elétrico"— Transcrição da apresentação:

1 Prognósticos para o Setor Elétrico 2015 - 2018
21 de Novembro de 2014 Brasília-DF

2 Capacidade instalada de geração no Brasil
Tipo Quantidade Potência (MW) % CGH 479 296,20 0,22 EOL 203 4.313,50 3,26 PCH 469 4.677,13 3,53 SOL 270 14,86 0,01 UHE 200 83.580,69 63,11 UTE 1.879 37.566,44 28,37 UTN 2 1.990 1,5 Subtotal 3.502 ,84 100 Fonte: Banco de informações gerenciais da ANEEL – dados de 19/11/2014

3 Evolução da capacidade instalada (MW)
Fonte: SFG/ANEEL – dados de out/2014

4 Previsão de acréscimo de potência instalada (MW)
Ano/Fonte UHE 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 25,00 32,90 57,90 Fonte: SFG/ANEEL – dados de 19/11/2014

5 Capacidade de Armazenamento / Relevância de cada Subsistema
5% 18% 70% 7% Fonte : ONS

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

7 Previsão de Expansão da Transmissão
Regiões Geoelétricas e Bipolo Extensão de LT (km) Sul 1.150 Norte - Nordeste 2.700 Sudeste / Centro – Oeste / Acre – Rondônia 4.050 Bipolo 2 ±800 kV Xingu – Terminal Rio 2.500 Total 10.400

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 – km SE Conversora CA/CC Xingu – MW SE Conversora CC/CA Terminal Rio – MW Investimentos: R$ 5,5 bilhões

9 Sistema Interligado Nacional
2015 124,2 mil Km 2003 73,7 mil Km Fonte : ONS

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.

11 Visão da transmissão Interligação Tucuruí - Macapá – Manaus
Lote A: LT Tucuruí – Xingu – Jurupari km /7/2013 Lote B: LT Oriximiná – Jurupari – Macapá km /9/2013 Lote C: LT Oriximiná – Silves- Lechuga km /7/2013

12 Aspectos técnicos 2.130 m

13 Aspectos técnicos 295 m 150 m 70 m 50 m

14 Aspectos técnicos Fabricação Atual

15 Dados da travessia do Rio Amazonas
Extensão - 8,56 Km Escavação m³ Armaduras – 641 Ton Concreto m³ 72 m 295 m 2.130 m 2 torres autoportantes Ton (2.200 cada) e 295 m de altura

16 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

17 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

18 7 26 17 10 1 Previsão das Revisões Tarifárias 2015 2016 2017 2018 2019
CPEE / CSPE Jaguari / Mococa Santa Cruz / Vale Santa Maria Bragantina Caiuá Nacional Paranapanema EMG / ENF Cocel / Copel CFLO / Celtins Celesc / Iguaçu Urussanga João Cesa CEB / Forcel Chesp / CEEE Sulgipe / Escelsa EBO Nova Palma Celpe Demei Eletrocar Hidropan Muxfeldt Cooperaliança Ceal Cemar Cepisa EPB Celg Amazonas Boa Vista Ceron Eletroacre Cemat Cemig CPFL Paulista Enersul AES SUL Coelba Cosern ESE RGE Light 2015 2016 2017 2018 2019 Coelce Eletropaulo Celpa Elektro Bandeirante Piratininga DMED Ampla 7 26 17 10 1 18

19 Qualidade do Serviço 19

20 Qualidade do Serviço 20

21 Incentivos regulatórios: Qualidade do Serviço
R$ 438 M R$ 397 M R$ 375 M R$ 198 M * * Dados até Agosto 21

22 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

23 21% 32% 9% 20% 18% 20% 5% 10% Incentivos regulatórios:
Redução de perdas 21% 32% 9% 20% 18% 20% Perdas na Distribuição Perdas Não-técnicas 5% 10% 12% 3% 23

24 Passos futuros O que vem por aí... 24

25 Bandeiras tarifárias Faixas de acionamento: 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 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

26 Bandeiras tarifárias 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. 26

27 2o Tarifa Branca Horas Tarifa convencional Tarifa branca 3 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 somente na parcela TUSD 27

28 Pré-pagamento Benefícios ao Consumidor: 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 28

29 Pré-pagamento Benefícios à Concessionária: 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 29

30 Mini e Microgeração Geração Distribuida
GD ≤1MW Biomassa CGH COG Resolução no 482/2012. Consumidor Fazer Solicitação de Acesso Compra/Instalar Geração Solicitar Vistoria Regularizar Aspectos Técnicos Pagar Diferença Medição Procedimentos 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

31 Mini e Microgeração Geração Distribuida
Celpe: 14 Coelce: 26 Cemig: 34 Enersul:13 Copel: 13 Áreas de Concessão 16 Celesc FONTE: SRD/ANEEL 17 de Setembro de 2014 31

32 Perspectiva de Investimentos Horizonte Decenal 2023
Fonte: EPE e BNDES 32

33 R$ 400 milhões de reais anuais em projetos buscando...
Prognósticos de P&D 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... 33

34 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