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Netmetering no Brasil Setembro 2012 Gehrlicher Ecoluz Solar do Brasil, S.A. Niels Kleer – Diretor Comercial.

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1 Netmetering no Brasil Setembro 2012 Gehrlicher Ecoluz Solar do Brasil, S.A. Niels Kleer – Diretor Comercial

2 Breve historia – Desenvolvimento do marco regulatório Objetivo Principal Reduzir barreiras existentes de regulação para conectar pequenas usina de geração de energia elétrica nas redes de distribuição de energia (sendo o vetor principal o mercado fotovoltaico). Eventos Chamadas e notas públicas iniciadas em Nota Técnica No. 0004/2011-SRD/ANEEL de 09/02/2011 apresentou os resultados da analise de 577 contribuições submetidas por 39 agentes. Consulta Pública No. 42/2011-SRD/ANEEL de 8/08/2011 até 14/10/2011 recebeu 403 contribuições de 51 agentes das quais mais da metade foram consideradas para analise. Além disso, procedimentos foram estabelecidos para inclusão no PRODIST (Procedimentos para a Rede de Distribuição de Energia no Sistema Nacional de Energia Elétrica). Publicação da Resolução Normativa ANEEL Nº 482, no 17 de ABRIL Revisão e publicação da PRODIST Modulo 3 no 19 de ABRIL 2012.

3 Custos de Energia e FV Paridade tarifaria alcançada sem necessidade de subsídios. Redução de custos de CAPEX em FV muito agressiva Custo de Energia Custos de FV

4 Motivação ANEEL - A realidade brasileira para GD é diferente … Aumento de demanda para energia Saturação de redes de distribuição Necessidade de investimentos nas redes de distribuição.

5 Motivação ANEEL – TENDENCIA MUNDIAL DESENVOLVIMENTO DE REDES INTELLIGENTES, ALINHADO COM GD (GERAÇÃO DISTRIBUIDA)

6 BOTTOM LINE Reconhecimento da necessidade para desenvolver normativas para impor uma ordem e orientação para consumidores e distribuidoras de energia elétrica. REALIDADE Tendência uso FV é inevitável. FV continuará cair de preço. Brasil já possui mercados com paridade tarifaria. HORIZONTE CURTO PRAZO Outro mercados obterão paridade. Investimento financeiro altamente atrativo. LONGO PRAZO FV competirá diretamente com PCH, Eólica e Biomassa. Geração Distribuída em larga escala. Desenvolvimento de Smart Grids.

7 Overview – Conceitos e Procedimentos Terminologia adotada Sistema de Compensação de Energia Eletrica. Medidor Bidirecional Sem envolvimento de dinheiro, somente troca de energia (kWh´s)

8 Overview – Conceitos e Procedimentos Capacidade da Usina - Até 1 MW, dividida em Usinas de Micro (0-100kW) e Mini (>100 – 1000kW). Taxa mínima de conexão equivalente a 30KWh para mono-, 50KWh para bi- e 100KWh para trifásico por mês. Capacidade Instalada Tensão no ponto de conexão < 10 kWAté 1000V AC (mono-, bi- ou trifásico) kWAté 1000V AC (trifásico) kWAté 1000V AC (trifásico) / 15 ou 35kV 501 kW - 1 MW15 ou 35kV

9 Overview – Conceitos e Procedimentos 240 dias de ajuste para as distribuidoras elétricas (13/12/12). Registro da usina necessidade de interação somente com a distribuidora local. Usuário do sistema é financeiramente e tecnicamente responsável até o ponto de conexão. Eventuais reforços de rede serão custeados e executados pela distribuidora. A resolução permite usuários do sistema indicar e favorecer créditos de kWH para outros consumidores, dentro da mesma distribuidora, os quais são unidos através de interesse comum ou por lei (grupo econômico). Créditos de kWh permaneçam validos por 36 meses. Créditos de kWh podem ser trocados através de regras específicos de conversão em intervalos de tempo diferente de consumo e geração (fora ponta vs. ponta) Local de instalação do sistema não necessariamente precisa ser no local do consumo, todavia terá que estar dentro da mesma área de cobertura da distribuidora.

10 Tipo de Clientes ConsumerNotesVoltage Level Tariff Structure Contract LOW INCOME Low Income families (less than BR$120,00/ month per family member), entitled to a lower tariff. < 2,3 kVMonomonousConsumption A1Business consumer.> 230 kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand A2Business consumer kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand A3Business consumer.69 kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand A3aBusiness consumer kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand A4Business consumer2, kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand B1Residential Consumer< 2,3 kVMonomonousConsumption B2Rural Consumer< 2,3 kVMonomonousConsumption B3Commercial Consumer< 2,3 kVMonomonousConsumption B4Public Lighting Consumer< 2,3 kVMonomonousConsumption FREEConstant power demand higher than3MW.> 69 kV-- AS Consumer with power supply at voltages below 2.3 kV, served from a underground distribution system. < 2,3 kV, however through a subterrain network. Mono- or Binominous Consumption and/or Demand

11 Tipo de Clientes com paridade tarifária Consumidor ObservaçãoTensão Estrutura de Tarifa Contrato LOW INCOME Low Income families (less than BR$120,00/ month per family member), entitled to a lower tariff. < 2,3 kVMonomonousConsumption A1Business consumer.> 230 kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand A2Business consumer kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand A3Business consumer.69 kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand A3aBusiness consumer kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand A4Business consumer2, kV Mono- or Binominous Consumption and/or Demand B1Cliente Residencial< 2,3 kVMonômiaConsumo B2Rural Consumer< 2,3 kVMonomonousConsumption B3Cliente industrial / comercial< 2,3 kVMonômiaConsumo B4Public Lighting Consumer< 2,3 kVMonomonousConsumption FREEConstant power demand higher than3MW.> 69 kV-- AS Consumer with power supply at voltages below 2.3 kV, served from a underground distribution system. < 2,3 kV, however through a subterrain network. Mono- or Binominous Consumption and/or Demand Lojas (de Shoppings), restaurantes (cadeias), escritórios, condomínios verticais, postos de gasolina, centros de distribuição, etc (Clientes com baixa demanda e alto consumo regular).

12 Tarifas Atuais (B1 Residencial) – Custo Wp – 2011/2012 R$650,00 R$400,00

13 Nova situação (B1 Residencial) – Custo Wp – 2011/2012 R$545,00 R$335,00 -16,2%

14 Nova situação (B1 Residencial) – Custo Wp – 2013 R$545,00 R$335,00 Solar FV em 2013 ?

15 Tarifas Clientes B3 – 2012 e 2013 (estimado) Tarifa 2013 R$ 524,14 R$ 574,73 R$ 498,08 R$ 578,36 R$ 530,03 R$ 504,42 R$ 436,35 R$ 546,93 R$ 498,27 R$ 427,18

16 Location of Highest Tariffs (B1 & B3 Clients) * Size of Ball indicates Market Size and Potential.

17 Comparação Mudanças na Viabilidade Econômica CLIENTE B NETMETERING Tarifa R$ 550 MWh CAPEX R$10,00Wp 1350 kWh/kWp/ano 5% Inflação TIR +/- 10% CLIENTE B NETMETERING Tarifa R$ 460 MWh (-16,2%) 1350 kWh/kWp/ano 5% Inflação TIR +/- 10% CAPEX R$8,32Wp

18 Estrutura simplificada de Custos baseado no preço do módulo * 1 EURO = R$ 2,50 Taxas PIS/COFINS – 9,25% Custo geral de venda e lucro bruto – 30% Custo financeiro mensal 2,5% Transporte terrestre Outros TOTAL MARKUP 50% Preço de Venda EURO 1,22 Wp (or R$ 3,05) Definição Preço de venda do módulo CASO 1 MÓDULOS = 30% Custo total do sistema EURO 4,07 Wp (ou R$ 10,17) CASO 2 MÓDULOS = 40% Custo total do sistema EURO 3,05 Wp (ou R$ 7,63) CASO 3 MÓDULOS = 50% Custo total do sistema EURO 1,83 Wp (ou R$ 4,58) CASO 1 MÓDULOS = 30% Custo total do sistema EURO 4,07 Wp (ou R$ 10,17) CASO 2 MÓDULOS = 40% Custo total do sistema EURO 3,05 Wp (ou R$ 7,63) CASO 3 MÓDULOS = 50% Custo total do sistema EURO 1,83 Wp (ou R$ 4,58) Custo total do sistema FV Frete marítimo Imposto de importação – 14% Taxas, Cobranças portuárias Risco Cambial Transporte terrestre MARKUP TOTAL 25% Custo consolidado EURO 0,8125 Wp (ou R$ 2,03) Frete marítimo Imposto de importação – 14% Taxas, Cobranças portuárias Risco Cambial Transporte terrestre MARKUP TOTAL 25% Custo consolidado EURO 0,8125 Wp (ou R$ 2,03) Custo Importação no Brasil até almoxarifado local Custo Médio EURO 0,650 Wp (or R$ 1,63 *) Custo Médio EURO 0,650 Wp (or R$ 1,63 *) FOB Porto de Saída FOB Porto de Saída 2013 ?

19 Oportunidades e Ameaças – Industria, sob ponto de vista de mercado Oportunidades Mercado abundante de Clientes B3 Mercado abundante de Clientes B1 Previsão Entrada Clientes A4 (2014). Sinalizações de governos estaduais com programas de incentivo (Ex. Pernambuco). Ameaças Redução da atratividade econômica visto reduções na tarifa, reduzindo mercado atrativo. Tarifa BRANCA. Criação de burocracia excessiva para viabilizar instalações. Preparo técnico/administrativo insuficiente da distribuidora elétrica. Dificuldade para obtenção de financiamento do projeto. Falta e dificuldade de certificação de equipamentos. Revisão da Resolução ANEEL. Mudanças nas regras do Netmetering (questão ICMS, valorização da energia, etc.).

20 Oportunidades e Ameaças – Consumidor Final Oportunidades Investimento atrativo em mercados com paridade. Solução com tecnologia dominada: desde bem instalado, retorno com baixo risco. Futura Acessibilidade via soluções one-stop-shop. Melhoria imagem (da empresa). Valorização de patrimônio do imóvel. Ameaças Redução da atratividade econômica visto reduções na tarifa, reduzindo mercado atrativo. Dificuldades na homologação da instalação junta a distribuidora. Instaladores aventureiros. Mudanças nas regras do Netmetering (questão ICMS, valorização da energia, etc.). Instalações inadequadas e mal projetadas. Dificuldades para financiamento.

21 Oportunidades e Ameaças – Distribuidora Oportunidades Possibilidade de agregar mais serviços e valor para o consumidor ao se tornar um atuante deste mercado emergente e irreversível. Mantendo assim um maior controle sobre sua rede. Instalar FV onde interessa visando maior estabilidade de rede, postergação de reforços de rede. Peak-shaving. Alterações de horário ponta criando uma maior valorização à GD-FV. Ameaças Introdução de instalações de baixa qualidade na rede (poluição). Grande demanda de mercado, dificuldades no atendimento. Perda de controle na sua rede elétrica. Demanda imediata de capacitação dos equipes técnicos. Necessidade de eventuais reforços de rede para instalação de maior porte (acima de 250kWp).

22 Niels Kleer Diretor Comercial Gehrlicher Ecoluz Solar do Brasil, S.A. Av. Tancredo Neves, 620, Salas 914/915 Edificio Mundo Plaza Empresarial Caminho das Árvores Salvador – Bahia T F Muito Obrigado!


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