I ENCONTRO ESTADUAL DE QUALIDADE DE ENERGIA · EOL 96 2.107 1,63 SOL 19 6 0,01 UHE 192 82.771 64,33...

7 de novembro de 2013

Porto Alegre/RS

Visão do Futuro

Qualidade na Distribuição

I ENCONTRO ESTADUAL DE QUALIDADE DE ENERGIA

2

Missão da ANEEL

Proporcionar condições favoráveis para que o desenvolvimento do

mercado de energia elétrica ocorra com equilíbrio entre os

agentes e em benefício da sociedade

3

Tarifa justa

Qualidade do serviço

Garantia de direitos

Controle da Inflação

Universalização

Consumidores

GovernoAgentes Regulados

Remuneração adequada

Cumprimento dos contratos

Regras claras e estáveis

Missão da ANEEL

Empreendimentos em Operação

TipoQuantidad

ePotência

(MW)%

CGH 418 252 0,20

PCH 459 4.718 3,67

EOL 96 2.107 1,63

SOL 19 6 0,01

UHE 192 82.771 64,33

UTE 1.733 36.812 28,61

UTN 2 1.990 1,55

Total 2.919 128.656 100

Fonte: Banco de Informação da Geração (BIG/ANEEL) AGO/2013

O Brasil possui no total 2.919empreendimentos em operação,

gerando 128.656 MW de potência

CGH0,20%

EOL1,63%

PCH3,57%

SOL0,01%

UHE64,40%

UTE28,64%UTN

1,55%

Visão da geração

5

Geração mensal (Mwmédios)Final do período úmido

Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 52.194 3.835 99 56.128Participação 92,99% 6,83% 0,18% 100,00%

Geração RENOVÁVEL94,38%

Fonte: CCEE

Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 50.273 7.909 388 58.570Participação 85,84% 13,50% 0,66% 100,00%


Hidráulica Térmica Eólica TotalGeração 47.608 12.159 482 60.250

Participação 79,02% 20,18% 0,80% 100,00%


Abril/2011

Abril/2012

Abril/2013

6


Participação 88,07% 11,09% 0,84% 100,00%

Geração RENOVÁVEL

Fonte: CCEE


Participação 76,96% 21,76% 1,28% 100,00%

91,51%


Outubro/2011

Outubro/2012

Geração mensal (Mwmédios) Final do período seco

7

� Interligação Tucuruí -Macapá – Manaus

� Lote A: LT Tucuruí – Xingu – Jurupari 1.054 km 9/7/2013

� Lote B: LT Oriximiná – Jurupari – Macapá 1.426 km 30/9/2013

� Lote C: LT Oriximiná – Silves- Lechuga 1.172 km 9/7/2013

Visão da transmissão

2.130 m

Aspectos técnicos

0

50

100

150

200

250

300

Homem Castanheira Torre Tipica Travessia Canal TravessiaAmazonas

295 m

50 m

•

150 m

Aspectos técnicos

Aspectos técnicos

11

72 m

295 m

2.130 m

� Extensão - 8,56 Km� Escavação - 1.506 m³�Armaduras – 641 Ton�Concreto - 7.556 m³

• 2 torres autoportantes -4.400 Ton (2.200 cada) e 295 m de altura

Dados da travessia do Rio Amazonas

12

� Interligação Manaus – Boa Vista 500 kV

Visão da transmissão

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

Visão da distribuição

�63 Concessionárias de distribuição

�Tarifas diferenciadas por área de concessão

Características do Setor Elétrico Brasileiro

1.464 Agentes de Geração

107 Agentes de Transmissão

63 Concessionárias de Distribuição

38 Cooperativas de Distribuição*

128 Comercializadoras de energia

72 m Consumidores de energia

* Cooperativas de eletrificação rural que receberam outorga de permissão da

ANEEL para desempenharem serviços de distribuição de energia elétrica

15

Atuação Descentralizada

Agências Conveniadas Acordo de Interesses

ARCON (PA)

ARSEP (RN)

ARSESP (SP)

AGER (MT)

AGESC (SC)AGR (GO)

ARPE (PE)

AGEPAN (MS)

ARPB (PB)

ARSAL (AL)ATR (TO)

AGEAC (AC)

ASPE (ES)

AGERGS (RS)

ARCE (CE)

Qualidade da Energia

16,11 18,01

16,37 15,82 16,75 16,04 16,14 16,65 18,77 18,36 18,40 18,65

14,20 14,77 12,89 12,12 12,53 11,53 11,81 11,37 11,73 11,30 11,15 11,10

24,36

22,36 22,25 21,68

21,03 20,04

19,28 18,68

17,86 17,02

16,23 15,86

22,64

20,61

19,29 18,53 18,20

17,63 17,03

16,44 15,63

14,55 13,61 13,18

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

DEC e FEC - Brasil

DEC Apurado Brasil FEC Apurado Brasil DEC Limite Brasil FEC Limite Brasil


18,33 19,4420,91

16,56 17,46 17,44 17,2315,66 16,08

14,49 14,2 13,9716,48 17,43

16,1413,69 13,85 13,3 12,97

11,53 11,12 10,52 10,1 9,76

24,63

21,7820,86

18,69 19,1318,15

17,1616,24 16,37 15,87 15,32

14,66

22,75

20,19

18,72

16,96 17,0616,3

15,5214,74 14,86

14,0613,35

12,55

0

5

10

15

20

25

30

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

DEC e FEC - Região Sul

DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite


20,4219,75

18,94

14,08

21

17,31

20,5719,51

20,78

18,02

15,3514,11

20,07

24,7425,54

23,87

26,08

19,92

17,03

15,4314,43 14,71 15,08

14,33

24,75

22,0420,86

16,87

20,51

26,5425,79

24,51

26,99

21,63

17,57

19,36

0

5

10

15

20

25

30

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

DEC Maiores Concessionárias Rio Grande do Sul

AES-SUL RGE CEEE-D


18,85

16,38

13,27

10,48

12,511,4 11,48

12,37 11,9

10,099,27

8,41

16,97

20,6

15,4615,04 16,46

12,36 10,89

9,688,8

9,669,4

8,75

22,28

20,41

18,99

14,3215,6

16,98

18,63

16,52

15,18 15,03

13,21 12,96

0

5

10

15

20

25

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

FEC Maiores Concessionárias Rio Grande do Sul

AES-SUL RGE CEEE-D

Perdas por região

32%20%

21%9%

18%5%

20% 10%

12% 3%Perdas na Distribuição

Perdas Não-Técnicas

Fonte: ANEEL/PDD

Investimentos Distribuição

7,28

9,01

10,8510,44

1,17 1,23 1,49 1,40

0,13 0,10 0,15 0,110,12 0,14 0,20 0,390,20 0,20 0,16 0,26

2009 2010 2011 2012

R$.bilhões

Brasil Região Sul CEEE AES SUL RGE

Percentuais para as Distribuidoras

1% da ROL

0,50% PEE 0,50% P&D

0,20% ANEEL0,20% FNDCT 0,10% MMEAté 31/12/2015

A partir de 1º/01/2016

1% da ROL

0,25% PEE 0,75% P&D

0,30% ANEEL0,30% FNDCT 0,15% MME

Lei no 9.991, de 24 de julho de 2000

Percentuais para as Geradoras e Transmissoras

1% da ROL

P&D

0,40% ANEEL0,40% FNDCT 0,20% MME

Lei no 9.991, de 24 de julho de 2000

Tipologia ProjetosDemanda Retirada

de Ponta (MW)

Economia de Energia (GWh/ano)

Investimento

R$ Milhões % s/ Total

Aquecimento Solar 31 19,20 26,06 96,99 3,0%

Baixa Renda 286 730,90 2.063,76 1.964,07 61,7%

Cogeração 5 8,75 70,23 65,23 2,1%

Comércio e Serviços 167 19,29 61,72 63,67 2,0%

Educacional 49 1,60 5,54 106,22 3,3%

Gestão Energética 11 0,00 0,00 8,27 0,3%

Industrial 33 5,91 85,65 91,49 2,9%

Pela Oferta 1 0,32 0,48 5,56 0,2%

Poder Público 343 74,27 349,33 430,76 13,5%

Piloto 11 9,36 38,32 34,31 1,1%

Residencial 45 367,04 1.077,27 167,75 5,3%

Rural 53 15,82 33,70 21,75 0,7%

Serviços Públicos 113 25,84 118,04 125,70 4,0%

TOTAL 1.148 1.278,32 3.930,09 3.181,76 100%

Fonte: SPE/ANEEL - janeiro de 2013.

Eficiência Energética – 2008 a 2012

TemaQtd. de

Projetos

% Qtd. de

Projetos

Investimento

Previsto

% Investimento

Previsto

Fontes alternativas de geração de energia elétrica 77 10,24% 221.100.059,67 16,74%

Geração Termelétrica 23 3,06% 21.711.129,80 1,64%

Gestão de Bacias e Reservatórios 22 2,93% 68.237.881,23 5,17%

Meio Ambiente 50 6,65% 76.096.135,53 5,76%

Segurança 52 6,91% 63.904.844,27 4,84%

Eficiência Energética 48 6,38% 56.585.977,66 4,29%

Planejamento de Sistemas de Energia Elétrica 64 8,51% 73.014.329,06 5,53%

Operação de Sistemas de Energia Elétrica 81 10,77% 150.296.356,63 11,38%

Supervisão, Controle e Proteção de Sistemas de Energia Elétrica 145 19,28% 250.695.898,00 18,99%

Qualidade e Confiabilidade dos Serviços de Energia Elétrica 54 7,18% 117.449.428,67 8,89%

Medição, faturamento e combate a perdas comerciais 63 8,38% 78.974.490,35 5,98%

Outro 73 9,71% 142.361.511,77 10,78%

Total* 752 100% 1.320.428.042,64 100%

Pesquisa e Desenvolvimento – 2008 a 2012

Temas já regulamentados pela ANEEL

Power Line Communication (REN 375/2009)

Sistema de Informação Georeferenciada (PRODIST)

Tarifa Branca (PRORET)

Micro e minigeração (REN 482/2012)

Medidores eletrônicos (REN 502/2012)

Tratamento de Reclamações - DER/FER (REN 574/2013)

Tratamento de Reclamações (DER / FER)

Ano

Quantidade Reclamações Comerciais Recebidas

Reclamações Comerciais – (Teleatendimento da distribuidora)

Solucionadas Procedentes%

Procedentes/ Solucionadas

Improcedentes%

Improcedentes/ Solucionadas

2010 3.363.294 3.290.582 2.118.442 64,4% 1.172.140 35,6%

2011 3.047.682 3.066.227 1.861.752 60,7% 1.204.475 39,3%

2012 2.704.477 2.648.507 1.512.367 57,1% 1.136.140 42,9%

Variação2012/2010

-19,6% -19,5% -28,6% -11,3% -3,1% 20,4%

� Histórico de reclamações comerciais

� Será mantido para efeito de acompanhamento

� Não será utilizado para aplicação de penalidades às distribuidoras


� DER - Duração equivalente da reclamação

)(Pr_Re

)()(Pr_Re

1

1

iocedentesclamações

iPMSiocedentesclamações

DERn

i

n

i

∑

∑

=

=

×

= Duração (Prazo Médio Solução)

Não entram: interrupção do fornecimento de energia elétrica conformidade dos níveis de tensão ressarcimento de danos elétricos

Foram substituídas pelo sistema de créditos aoconsumidor (REN 414/2010) no caso de violação doprazo de solução individual de suas reclamações

� No prazo de quatro anos, a partir de 2014, ter desempenho igual ao atualmente praticado por 50% das empresas em cada grupo (mediana)

� As distribuidoras com histórico de FER médio inferior à mediana do grupo - deverão manter o seu nível histórico de reclamações


� FER - Frequência equivalente da reclamaçãoReclamações por grupo de 1.000 no intervalo de 1 ano.

N no de consumidores

Não entram: interrupção do fornecimento de energia elétrica conformidade dos níveis de tensão ressarcimento de danos elétricos

1000

)(Pr_Re1

×=

∑=

Ncons

iocedentesclamações

FER

n

i

Premissas Básicas:

Metodologia para os limites do FER:

§5o As distribuidoras serão segmentadas em quatro grupos:

I – > 400.000 UC´s ;

II – > 60.000 até ≤ 400.000 UC´s;

III – até ≤ 60.000 UC´s; e

IV – permissionárias;

32

1417

38


� FER - Frequência equivalente da reclamação



Metodologia para os limites do FER:

� Concessionárias: Histórico 2010 a 2012

� Permissionárias: Histórico 2012 a 2014

� O início da aplicação das penalidades por transgressãodos limites ocorre em 2015 com indicadores apuradosem 2014

20

25

30

35

40

2013 2014 2015 2016 2017 (...)

FER

Limites FER x Histórico

Ano 2013 2014 2015 2016 2017 (..)

Limites - Distribuidora XXX 38 36 30 28 26

FER máximo

(2010-2012)

Mediana do Grupo 1



Passos futuros

O que vem por aí...

Módulo 8 do PRODIST –Monitoramento da qualidadeMódulo 8 do PRODIST –Monitoramento da qualidade

3. Audiência Pública43/2013 3. Audiência Pública43/2013

Pré-pagamentoPré-pagamento

1. Audiência Pública93/20131. Audiência Pública93/2013

Aspectos comerciaisda Tarifa BrancaAspectos comerciaisda Tarifa Branca

4. Audiência Pública48/2012 4. Audiência Pública48/2012

Agenda Regulatória

Compartilhamento de postesCompartilhamento de postes

2. Audiência Pública7/20072. Audiência Pública7/2007

Módulo 8 do PRODIST – Monitoramento da qualidade

Audiência Pública 93/2013 - Contribuições de 19/8 a 18/10/2013 (DF) 17/10/2013

• Estabelecer como os indicadores DRP e DRC devem ser apurados para osconsumidores dotados do medidor com funcionalidades adicionais

Nível de Tensão (DRP e DRC)

• Estabelecer como os indicadores DIC, FIC e DMIC devem ser apuradospara os consumidores dotados do medidor com funcionalidadesadicionais

Continuidade (DIC, FIC e DMIC)

• Detalhamento de aspectos construtivos dos medidores

• Detalhamento de procedimentos para as distribuidoras

Orientações complementares

1o

Preço de referência e Regras para uso e ocupação dos pontos de fixação do poste

(SP) 4/10/2013 Audiência Pública 7/2007 - Contribuições de 6/8 a 19/9/2013 (DF) 11/10/2013

Preços de contratos firmados por distribuidoras

Máximo R$ 10,57

Mínimo R$ 0,30

Média R$ 4,54

Média Ponderada R$ 2,44

Desvio Padrão R$ 2,30Fonte: Nota Técnica no 51/2010-SRD/ANEEL.

2o

� A proposta deve ser neutra do ponto de vista do fluxo de receitase despesas entre as prestadoras de serviços telecomunicações edistribuidoras de energia elétrica;

� Fomentar a competição, eliminando barreiras de entrada egarantindo condições de acesso a novos prestadores;

� Racionalizar o uso e a ocupação da infraestrutura de postes;

� Alinhamento com preocupações urbanísticas.

Preço de referência a ser utilizado para solução de conflitos

Dispositivos para disciplinar a ocupação dos pontos defixação do poste.

Preço de referência e Regras para uso e ocupação dos pontos de fixação do poste22o

(SP) 4/10/2013 Audiência Pública 7/2007 - Contribuições de 6/8 a 19/9/2013 (DF) 11/10/2013

Aspectos comerciais da Tarifa Branca(DF) 3/7/2013

Audiência Pública 43/2013 - Contribuições de 9/5 a 26/8/2013 (SP) 19/8/2013

3o

• Discussão se os consumidores de baixa renda poderão optar pelatarifa branca

Abrangência

• O medidor da tarifa branca é pago pela distribuidora

• O medidor com funcionalidades adicionais é pago pelo consumidor

Responsabilidades

• Definição de prazos para migração, carência, atendimento, etc.

Procedimentos comerciais

Pré-pagamentoRealizada

Audiência Pública 48/2012 - Contribuições de 28/6 a 25/9/2012 10 Aps presenciais

4o

• Pagamento anterior ao consumo

Pré-pagamento

• Dados de consumo são armazenados e posteriormente sãoutilizados para o pagamento

Pós-pagamento eletrônico

• A distribuidora opta por oferecer, gratuitamente

• O consumidor opta por aderir

Caráter opcional

40

Muito Obrigado!

SGAN – Quadra 603 – Módulos “I” e “J”CEP: 70.830-030 /Brasília – DF

Tel.(61) 2192-8600

[email protected]

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