A EXPANSÃO DO SETOR ELÉTRICO NA VISÃO DAS CONCESSIONÁRIAS

Eng. Rafael Crochemore Ney

BOA TARDE!

2

rafael.ney@gmail.com

@Crochemore_Ney

Rafael Crochemore Ney

SOBRE O QUE VAMOS FALAR HOJE?

3

MODELO ATUAL DO SEB SETOR ELÉTRICO DO FUTURO

CASO CEEE – CERTIFICAÇÃO TÉCNICA E FINANCEIRA

MODELO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

4

1

Sistema Elétrico de Potência no Brasil

5

Linhas de Transmissão (Tensão >= 230 kV) Transmissoras

Centro de Operação do Sistema - COS

Linhas de Subtransmissão – 230 kV, 138 kV e 69 kV

Indústria (AT)

SE’s ParticularesSE

Distribuidora

Rede Primária 23.100V - 13.800V

Clientes

TR’s DistribuiçãoTR’s Particulares

Residencial

Rede Secundária 380/220V - 220/127V

Comercial/Industrial - MT

Usinas

Fonte:ONS

O planejamento do SEB

6

Visão Estratégica

Estudos de Longo Prazo

(20 a 30 anos)

Visão Tática

Estudos de Curto/Médio Prazo

(10 a 15 anos)

Referências/Diretrizes/Informações

Plano Nacional de Energia

Plano Decenal

de Expansão

Referências/Diretrizes

Fonte: EPE

2GERAÇÃO DE ENERGIA

Matriz Elétrica Brasileira – 2005 x 2016

8

Considerações : • Redução % de UHE’s na matriz (Pressões

socioambientais contra a implantação de UHE’s).

• Reduzida expansão térmica com CVU baixo (Restrições ao carvão e escassez de gás).

• Expansão de termelétricas com CVU elevado (óleo combustível e diesel).

• Crescimento da participação das fontes intermitentes eólica, solar e biomassa, com prioridade de despacho.

• Contratação de Energia de Reserva sem mercado associado.

Fonte:EPE

9

Demanda e Carga – Projeção

Fonte:EPE

10

Demanda e Carga – Déficit previsto

Fonte:EPE

11

Matriz Elétrica Brasileira 2017 x 2026

Fonte:EPE

12

Expansão Indicativa

Fonte:EPE

13

Investimentos e Leilões – Desde 2005

Fonte:EPE

OPORTUNIDADES: avanço no uso hídrico

Paises Andinos

Brasil

Cone-Sul

América Central

Caribe

México

TOTAL

245.533,00

260.093,00

80.384,00

25.147,00

12.458,00

53.000,00

676.615,00

33.681,30

91.650,00

5.983,35

959,59

171.254,44

211.851,70

168.443,00

53.431,64

19.163,65

11.498,41

40.972,16

505.360,56

POTENCIAL MW INSTALADOS MW RESTANTE MW % DESENVOL % RESTANTE

26.952,36

12.027,84

14%

35%

34%

24%

8%

23%

25%

86%

65%

66%

76%

92%

77%

75

Fonte:BID

15

OPORTUNIDADES: Repotencializações e Modernizações

Fonte:BID

16

OPORTUNIDADES: Geração Complementar

Serão necessários 12 GW até 2024 para atender as necessidades dos submercados S e SE na característica complementar

Fonte:EPE

17

Desafios

• Reduzir a volatilidade dos preços de curtoprazo (em abril/18 o PLD caiu 82% em umasemana e voltou a subir 106% na semanaseguinte);

• Adotar medidas para a desjudicialização doSetor Elétrico;

• Implantar uma solução estrutural para oGSF;

• Mitigar outros riscos regulatórios para os geradores e investidores (penalidades, insegurança jurídica, complexidade das regras, instabilidade da GF);

• Reconsiderar a retomada dos aproveitamentos hidrelétricos (Amazônia e demais regiões potenciais);

• Acesso a recursos para investimento;

• Autossuficiência energética por regiões;

18

Possíveis soluções

• Regras comerciais para máximoacoplamento entre formação de preço (PLD)e a operação do SIN Preço Horário;

• Necessidade identificada para viabilizarintegração de GD, Resposta do Mercado eDespacho por oferta de Preços;

• Possibilidade de contratação separada deLastro (confiabilidade do sistema, emprincípio a GF das usinas) e Energia (gestãode risco comercial).

• Solução à Resolução 2.827/2001 do Banco Central, com mitigação às Concessionárias Estatais Estaduais mediante elevação do nível de endividamento;

• Leilões de Energia Regionalizados.

19

3TRANSMISSÃO DE ENERGIA

20

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

130.000 km de linhas de transmissão235 concessionárias

21

EXPANSÃO DA REDE BÁSICA

22

Evolução Física do Sistema – 2017 x 2026

Fonte:EPE

23

Evolução Física do Sistema – 2017 x 2026

Fonte:EPE

24

Investimento em Transmissão– 2017 x 2026

Fonte:EPE

25

Leiloes de Concessões do SPTHistórico e Evolução da Regulação

Total Investimento : R$ 200 bilhões

• Empresas Não Licitadasrespondem por 60% dosinvestimentos realizados emleilões;

• Eletrobras, CEMIG, CTEEP e

COPEL controlam mais de 60% da

RAP licitada, próximo de R$ 6

bilhões;

• Empresas Não Licitadasrepresentam mais de 65% da RAPdo setor, mesmo após reduçãodevido à prorrogação;

Fonte: Abrate

26

Leiloes de Concessões do SPTHistórico e Evolução da Regulação

3

10

5

5

3

2

3

-

2

6

-

1

3

3

-

-

-

2

4

-

1

4

5

10

5

7

4

-

10

6

4

11

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Leilão 01/2011

Leilão 04/2011

Leilão 06/2011

Leilão 02/2012

Leilão 03/2012

Leilão 05/2012

Leilão 07/2012

Leilão 01/2013

Leilão 02/2013

Leilão 07/2013

Leilão 13/2013

Leilão 11/2013

Leilão 01/2014

Leilão 04/2014

Leilão 07/2014

Leilão 07/2015

Empresas Tradicionais

Demais Empresas e Lotes Vazios

Pré

MP

57

9P

ós M

P 5

79

66%

21%

Redução da participaçãodas ConcessionáriasTradicionais em Leilõesde 66 x 21 % durante ainstabilidade regulatória (MP 579 e IndenizaçãoRBSE)

Fonte: Abrate

27

Investimentos Obrigatórios do SPT

• Potencial de Investimento os próximos anos de R$ 11,4 bi;

• Garantia Financeira = Indenização

RBSE;

• Wacc de Reforço e melhoria sempre foi mais atrativo que de leilões devido a escala econômica;

• As empresas que não possuem

atrasos nas implantações de

Reforços e melhorias estão aptas a

participar dos Leilões;

Fonte: Abrate

28

Impactos na Operação e Transmissão do SPT

Disponibilidade do Sistema de aproximadamente 99,72 %, ou seja, 24 horas em um ano.

Fonte: Abrate

29

Desafios e Soluções

• Manter a atratividade do plano de Expansão através das novas Concessões (Leilões);

• Buscar equilíbrio regulatório e promover a melhoria dos procedimentos editalícios (Wacc e Licenciamentos), e a evolução dos Relatórios “R”;

• Ampliar a articulação do Planejamento da Expansão (MME e EPE);

• Envolvimento antecipado dos órgãos licenciadores ambientais (evita conflito com políticas publicas / Reestruturação de Órgãos envolvidos ex: Funai);

• Revisar a receita para Ativos que encerraram a Vida Útil Regulatória e que permanecem em Operação Comercial;

• Recompensar pelo custo evitado de investimento diferido para o consumidor e reconhecer custos extras de manutenção;

• Aprimorar o Banco de Preços Referência da ANEEL; • Distinção na tipologia por escala econômica (Leilões ,

Reforços e Melhorias).

30

Desafios e Soluções

• Implementar regulamentação específica para Sistema em Corrente Contínua.

• Reconhecer em novas normativas a distinção existente entre CA/CC;

• Desenvolver segurança regulamentar para a Tele Assistência de Instalações

• Aprimorar normativas para permitir a operação desassistida;

• Revisitar as regras de Qualidade da prestação do serviço

• Buscar mitigar as divergências existentes pelas REN

• Acesso a recursos para investimento; (Descontigenciamento)

• Revisitar uma solução à Resolução 2.827/2001 do Banco Central (Contingenciamento), Solução mitigadora às Concessionárias Estatais mediante elevação do nível de endividamento (MME/MF).

• Autossuficiência energética por regiões;• Promover Leilões de Transmissão e Geração

regionalizados

4DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

32

Desafios e Soluções

Consumidores

Número de novas ligações

Universalização

Empregados

População

Receita Bruta

Encargos e Tributos (Somente Distrib.)

Participação no PIB

Mercado (Livre e Cativo)

Investimentos Anuais

82,5 milhões

1,8 milhões

99,9% dos domicílios

196,3 mil

207 milhões de habitantes

R$ 243 bilhões

R$ 90 bilhões

R$ 90 bilhões

3,7%

R$ 16,1 bilhões

76,8% de Satisfaçãocom a qualidade

percebida

+ de 80 milhões de unidades

consumidoras

101 DistribuidorasDe Energia

33

Indicadores de continuidade

Redução de 64% FEC e 47% no DEC em 20 anos.

Em numeros globais o Sistema tem disponibilidade de 99,83% Fonte: Abradee

34

Investimentos no Setor ( em R$x1 bilhão)

8,7

9,5 9,010,9

11,3

13,312,1

11,5

12,4

14,4

16,1

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Média 11,7

Fonte: Abradee

35x

Satisfação dos Consumidores (Média 10 anos)

Fonte: Abradee

36

TARIFAS: Componentes de elevação últimos 14 anos

Fonte: Abradee

37

TARIFAS: Modicidade sem comprometer o setor

Compra de Energia

35%

Encargos e Tributos

41%

Distribuição18%

Transmissão6%

Tributos (ICMS, PIS, COFINS); 27,40%

CDE; 9,30%

PROINFA; 1,40%

ESS/ERR; 1,50%

P&D/EE; 0,80%

A parcela de tributos (estaduais e federais) na tarifa é maior do que as parcelas dos serviços de

redes (transmissão e distribuição).

Não há como falar em modicidade tarifária sem

pautar na agenda de trabalho a ‘MODICIDADE

TRIBUTÁRIA”

Fonte: Abradee

38

TARIFAS: Evidências Iniciais

Nos últimos 23 anos as tarifas de energia elétrica residenciais subiram menos do que diversos itens do orçamento familiar.

As tarifas de energia elétrica residenciais brasileiras estão no 2° quartil no contexto internacional, porém fortemente oneradas pelos tributos e encargos.

A parcela da atividade de distribuição foi protagonista na modicidade tarifária nos últimos 14 anos.

Fonte: Abradee

39

TARIFAS: Sinais Contraditórios

Fonte: Abradee

40

TARIFAS: Sinais Contraditórios

Condição para investimento

Demanda de Investimento

Fonte: Abradee

41

TARIFAS: Descompasso Financeiro

Fonte: Abradee

42

TARIFAS: Impactos no caixa

Fonte: Abradee

43

Desafios: Sustentabilidade das Distribuidoras

Diagnóstico convergente indicando redução da

sustentabilidade no setor nos anos recentes

34

4,9 4,1

6,4

14,4

2,3 2,9 2,9 2,7 2,94,24,3

5,6

8,57,2

12

26,7

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Dívida Líquida/Ebitda

Setor Privado Estatal Estadual

Fonte: Abradee

44

Desafios: Sustentabilidade das Distribuidoras

EFEITOS CAUSAS POSSÍVEIS• Aumento do endividamento;• Perda de produtividade.

• Descasamento da Parcela A;• Crescimento de Investimentos e OPE;• Contração do mercado pagante.

4 4 7 8 6 7

20 20 19 18 23 26

34 36 33 32 28

36

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Dívida Líquida

Estatal Federal Estatal Estadual Privado

-1 -1 -20

-3-5

5 42

22

1

1512

1112

98

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ebitda

Estatal Federal Estatal Estadual Privado

Fonte: Abradee

45

Desafios: Agendas

Agenda política de curtíssimo prazo: Pautar a MODICIDADE TARIFÁRIA nas tarifas de energia elétrica;

Agenda setorial de curto prazo: Regulamentação do Art19 da lei 12.783 variação cambial Itaipu) e extinção dos CCEAR-D com CVU >PLD teto;

Agenda politica e setorial de médio prazo: Debater a eficácia/necessidade dos subsídios tarifários vigentes e dar flexibilidade para estrutura tarifária.

Fonte: Abradee

5O SETOR ELÉTRICO DO FUTURO

A TRANSFORMAÇÃO

P&D / PEEX

Fonte: EPE

A TRANSFORMAÇÃO

Fonte: PWC

49

Os negócios do futuro

Fonte: ANEEL

50

Geração Distribuída

GD Compartilhada

AutoconsumoRemoto

CondomínioCom GD

GD junto àcarga

71 empreendimentos 571 recebendo créditos14,5 MW

2.842 empreendimentos 15.054 recebendo créditos97,5 MW

21 empreendimentos 45 recebendo créditos0,5 MW

27.908 empreendimentos27.908 recebendo créditos255,8 MW

30.842empreendimentos

43.578recebendo créditos

368,3 MW

Fonte: ANEEL

51

Geração Distribuída

Fonte: ANEEL

52

Geração Distribuída

Fonte: ANEEL

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Ambiental Econômica Social

Lógica de subsídio inverso: os consumidores

de menor renda subsidiam os

consumidores de maior renda

As atuais politicas oferecem subsídios

cruzados e a perda de valor para outros

segmentos do setor elétrico

Criar políticas públicas para estímulos às fontes

renováveis

Dimensão não

atendida

Dimensão não

atendida

Dimensão

atendida

54

Geração Distribuída

55

Modelos de Negócio: Alternativas

Fonte: PWC

56

Modelos de Negócio: O que está sendo feito?

Subprojeto 1Visão Estratégica

setorial

Perspectivas do setor de Distribuição para o futuro; Avaliação estratégica do repertório regulatório global,Mapeamento e análise de novos arranjos comerciais e modelos de negócios;Compatibilização da visão internacional e a realidade nacional.

Subprojeto 2Metodologia de desenho de

Tarifa para serviço fio e desafios de implementação

Subprojeto 3Análise de impactos

Estudos de casos e análise aprofundada da prática internacional;Análise dos aprimoramentos propostos na CP33/17 do MME;Priorização de alternativas de modalidades tarifárias desejáveis e factíveis;

Impacto econômico-financeiro sob a ótica de diferentes agentes (distribuidora, consumidores, outros);Aspectos de eficiência econômica X distribuitivos;Cronograma de implementação.

Fonte: ABRADEE

57

Modelos de Negócio: Tarifas Diárias

Fonte: Fraunhofer ISE

58

Modelos de Negócio: O Segredo do Sucesso –Consumidor Engajado

Preocupações dos Consumidores

Consumer Data Privacy

Supposed increase in electricity bills

Low-Income Comsumer strata

Traditional Attitude of consumers

Health Hazards

Fonte: IEEE

59

Modelos de Negócio: O Segredo do Sucesso –Consumidor Engajado

Expectativa dos Consumidores

Data Privacy and confidentiality

Transparency and Communication

Reliability of eletricity supply

An upgrated and efficient grid

Fonte: IEEE

60

Modelos de Negócio: O Segredo do Sucesso –Desejo dos consumidores

Fonte: IEADSM

6CASO CEEECertificação Técnico/Financeira

62

CASO CEEE: Programa Pró-Energia RS

Contrato de Empréstimo 2700/OC-BR – BID: USD 130.556.650,00 Dólares Americanos (2% a.a)Contrato de Empréstimo CBR 1045 01 M – AFD: USD 87.457.986,00 Dólares Americanos; (4,5% a.a)TOTAL : USD 218 milhões - 120 PROJETOS – RESTAM SOMENTE 21 EM EXECUÇÃO

Prazo Financiamento BID

Assinado em 19 de setembro de 2012.

Desembolsos até 19 de setembro de 2018.

Prestação de Contas: 19 de dezembro de 2018.

Em negociação prorrogação de prazo

Prazo Financiamento AFD :

Assinado em 26 de setembro de 2012.

Desembolsos até 26 de dezembro de 2017.

Prestação de Contas :30 de outubro de 2018.

Em negociação prorrogação de prazo

CEEE DISTRIBUIÇÃO

63

CASO CEEE: Programa Pró-Energia RSC

EE

E D

IST

RIB

UIÇ

ÃO

64

CASO CEEE: Programa Pró-Energia RSC

EE

E D

IST

RIB

UIÇ

ÃO

65

CASO CEEE: Programa Pró-Energia RS

Contrato de Empréstimo 2813/OC-BR – BID: USD 88.655.996,00 Dólares Americanos (2% a.a)Contrato de Empréstimo CBR 1043 01 K – AFD: USD 59.103.957,00 Dólares Americanos; (4,5% a.a)TOTAL: USD 147,7 milhões - TOTAL 80 PROJETOS – RESTAM SOMENTE 23 EM EXECUÇÃO

Prazo Financiamento BID

Assinado em 28 de dezembro de 2012.

Desembolsos até 28 de dezembro de 2018.

Prestação de Contas: 28 de março de 2019.

Em negociação prorrogação de prazo

Prazo Financiamento AFD :

Assinado em 21 de dezembro de 2012.

Desembolsos até 21 de dezembro de 2018.

Prestação de Contas: 21 de dezembro de 2019.

Em negociação prorrogação de prazo

CEEE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO

66

CASO CEEE: Programa Pró-Energia RSC

EE

E G

ER

AÇ

ÃO

E

TR

AN

SM

ISS

ÃO

67

CASO CEEE: Programa Pró-Energia RSC

EE

E G

ER

AÇ

ÃO

E

TR

AN

SM

ISS

ÃO

68

CASO CEEE: Programa Pró-Energia RSResultados

CE

EE

DIS

TR

IBU

IÇÃ

O

69

CASO CEEE: Programa Pró-Energia RSResultados

CE

EE

GE

RA

ÇÃ

O E

T

RA

NS

MIS

SÃ

O

70

OBRIGADO!Rafael Crochemore Ney

rafael.ney@gmail.com

@Crochemore_Ney

Rafael Crochemore Ney