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1 Projeto Estratégico de P&D Redes Elétricas Inteligentes Apresentação na FIEMG Nelson Fonseca Leite Belo Horizonte, 30 de março de 2012

2 Empresas Cooperadas Paraiba Borborema Sergipe Minas Gerais Nova Friburgo 2

3 Coordenação Parceiros e Padrinhos Suporte Apoio: Medição TI, Telecom, Interop. Automação Politicas Públicas GD, VE, Armaz. Perspectiva do Consumidor 3

4 Visão Geral do Projeto Início: 17 jan 2011 Objetivo: elaboração de uma proposta para um Plano Nacional para a migração tecnológica do setor elétrico brasileiro do estágio atual para a adoção plena do conceito de Rede Inteligente em todo o país. funcionalidades e requisitos associados ao conceito no Brasil; tecnologias e metodologias a serem adotadas; políticas públicas de P&D, industrial e de financiamento, incluindo o desenvolvimento da cadeia de equipamentos e serviços; adequação da legislação e da regulamentação necessárias à adoção plena do conceito; recomendação de ações para solução das deficiências da atual estrutura, sob os aspectos técnico, tecnológico, regulatório e da cadeia de suprimento, que deverão ser tratadas como premissas para a adoção do conceito de Rede Inteligente capacitação de mão-de-obra para as redes elétricas inteligentes; envolvimento de diversos atores do Setor Público; do Setor Privado e do Terceiro Setor. subsídios para a elaboração do Programa Nacional de implantação de Redes Inteligentes; 4

5 VISÃO DO SMART-GRID 5

6 25-Year Smart Grid Roadmap 3 Years 3-10 Years Years Smart Grid Vision Engagement and Communication Call Centre Support Online Publications Education and Training Open Forums Web Portal Environmental Campaigns Working Groups Partnerships and Collaborations Technical Publications Home Energy and Carbon Management System Understanding Customer Behaviours Smart Appliances High Penetration of Renewables Customer Choices and Control Communication into the Home Advanced Materials Participatory Network Best in Class Customer Service Fault Anticipation Microgrid Automatic Fault Location Power Conditioning Fully Integrated Network System Optimization Customer Participation Smart Metering Demand Response Distributed Generation Conservation In-Home Display Time-of-Use Rates Distributed Storage Lateral Reclosers Advanced Metering Infrastructure Plug-in Hybrid Vehicles Energy and Carbon Tracking Distribution Transformer Monitoring Feeder Automation Identity and Access Management Station Automation Power Quality Monitoring Communicating Sensors and Fault Indicator Network Automation Mobile Computing Utility Communications Real-Time Condition Monitoring Loss Reduction Cyber Security Advanced Asset Management Carbon Management Customer- Centric Planning Outage Management Policy and Standards Business Intelligence Supply and Demand Dispatch Integration Framework Service Oriented Architecture Data Handling and Validation Analytics and Decision Support Current State Distribution System Back Office

7 Japan s Smart Community Goal Japan has already established a world-leading electric power grid network. Japan aims to achieve a more convenient, reliable and greener social system by means of IT through coordination and cooperation between power suppliers and demand side users. Main Grid Wind Power Mega Solar Construct an energy system which is mutually beneficial for main grid operator and regional energy management provider. Zero Emission Buildings Connect BEMS with regional EMS. Na-S Battery Enable better use of heat in addition to electricity. Biogas GE Regional Energy Management Provider Energy Management System Information Network GE Storage Battery Cogeneration Solar Power Wind Power Wasted Heat Solar Power Construct charging stations for EVs. Newgeneration Gas Station EVs and PHEVs Utilize IT for peak cuts. Smart House Home Storage Battery Smart Meter: Visualization of home energy use and demand control 7

8 Principais Motivadores Eficiência Comercial Energética Redução Perdas Técnicas e Comerciais Relacionamento com o consumidor Mudança de comportamento do consumidor Segurança Operacional Sistêmica Sustentabilidade Econômica Ambiental Gestão de ativos Controle de acesso Qualidade da energia Redução da Energia não Distribuída Distribuição da geração Controle automático de contingências e auto-recomposição Sub-redes (microgrids) Diversificação do negócio novas oportunidades Diversidade tarifária novas modalidades Energias renováveis Micro geração distribuída Controle dos impactos negativos 8

9 Cenários 80,0% 70,0% Brasil - percentual de unidades consumidoras com medidor inteligente Cenário Acelerado Moderado 75,3% 60,0% 60,6% 50,0% 40,0% Conservador 52,0% 30,0% 20,0% FASE II : IMPLEMENTAÇÃO 10,0% 0,0% Conservador Moderado Acelerado FASE I : PROJETOS PILOTO E DE DEMONSTRAÇÃO 9

10 Etapa I - Diagnóstico Foram aplicados questionários e entrevistas a concessionárias e fabricantes e elaborados relatórios sobre: - Análise do mercado de serviços e produtos de medição - Atuais procedimentos técnicos e comerciais - Centros de Medição atualmente em operação - Medição de Energia Elétrica - Cenário regulatório atual - Análise de impacto ambiental do descarte de medidores eletrônicos - Situação da Automação da Distribuição - Sistemas de geração distribuída interligados à distribuição - Tendências tecnológicas associadas a GD, veículos elétricos e armazenamento - Situação das distribuidoras em termos de TI/Telecom - Políticas Públicas Nacionais - Programas Públicos Internacionais sobre Redes Inteligentes 10

11 Etapa II - Desenvolvimento Fase de exploração de modelos, conceitos e funcionalidades. Foram elaborados relatórios sobre: - Arquitetura do Sistema de Medição inteligente. - Requisitos de interoperabilidade da Medição. - Classificação do trafego de dados dos sistemas quanto ao tipo e disponibilidade. - Plano estratégico de implantação dos recursos para suporte aos serviços de Medição. - Proposta de reformulação de Procedimentos técnicos e Comerciais. - Estudo sobre o desenvolvimento dos Centros de Medição atualmente em Operação. - Proposta de revisão do modelo regulatório e tarifário de Medição de Energia Elétrica - Análise de impacto ambiental do descarte de medidores eletrônicos - Recursos e infraestrutura dos órgãos reguladores, normatizadores e metrológicos - Estudo da otimização das relações com os clientes - Cenários de implantação da automação da Distribuição no Brasil - Cenários de penetração de GD, veículos elétricos e armazenamento - Modelos e Arquiteturas de Sistemas de Telecomunicações e TI - Plataformas de Gerenciamento de Redes e Sistemas - Sistemas de Bancos de Dados - Perfis Funcionais de Sistemas, Protocolos e Padrões - Métodos e Procedimentos para Escalabilidade de Sistemas - Sistemas de Gestão do Conhecimento - Política de Segurança 11

12 Etapa III Análise de Investimentos, benefícios e Propostas Metodologia: Análise de custos e benefícios em 30 redes elétricas representativas de clusters de conjuntos elétricos visando observar as diferentes topologias e realidades das redes de distribuição no Brasil. Para cada uma das redes representativas foi definida uma penetração da medição inteligente em função das características do seu mercado, extensão da rede, área de cobertura, densidade de consumo. Do mesmo modo, foram definidas trajetórias de implantação dos recursos de automação para cada rede, considerando também o seu padrão atual de qualidade. A penetração de GD foi feita de forma regional e transposta para as redes representativas em função do grau de presença dessas redes nas regiões. Os sistemas de TI foram dimensionados para três portes de empresa e transpostos para as redes representativas de acordo com diferentes critérios. Os recursos de Telecom foram dimensionados para cada uma das redes em função dos requisitos de volume de dados e latência requeridos pelas funcionalidades de automação e medição. 12

13 Etapa III Análise de Investimentos, benefícios e Propostas Principais custos considerados: Medição Inteligente: Substituição dos medidores (equipamentos e serviços) Concentradores (link de comunicação de última milha) Automação: Equipamentos de manobra (religadores, chaves,..) Dispositivos de automação (IEDs) Geração Distribuída: Medição especial para GD Subsídios na compra dos equipamentos (desconto, desoneração tributária,...) Prêmio sobre energia gerada (apenas no cenário acelerado) Telecom: Investimentos e aluguel de redes públicas para a comunicação da automação e da medição (concentradores) até as subestações e dessas até o Centro de Operação (WAN, Backhaul, FAN, NAN) TI: Hardware e Software para suportar as funcionalidades de automação, medição e controle da GD, além da interoperabilidade dos sistemas e segurança cibernética. 13

14 Etapa III Análise de Investimentos, benefícios e Propostas Principais benefícios quantificados: Melhoria da qualidade: Redução da Energia não Distribuída. Redução de Perdas Comerciais: identificação mais precisa das fraudes e furtos. Redução de Perdas Técnicas Redução de custos operacionais Melhor gestão de ativos Custo evitado na expansão do parque de medidores convencionais Custo evitado na expansão dos sistemas de geração e transmissão pela presença da GD. Outros benefícios identificados porém não quantificados: Redução da ponta do sistema em função da mudança de comportamento do consumidor. Redução do consumo de energia em função do maior grau de informação. Corte seletivo/progressivo em caso de inadimplência Pré-pagamento Introdução de novas modalidades tarifárias e de relacionamento com o consumidor. Redução de emissões de gases de efeito estufa pela presença da GD. Redução das variações de tensão Possibilidade de utilização da infra-estrutura para medição de outros serviços (água/gás) Desenvolvimento tecnológico, novos aplicativos e novos negócios Integração com os futuros sistemas das Cidades Digitais 14

15 Resultados Penetração da Medição 80,0% 70,0% 60,0% Brasil - percentual de unidades consumidoras com medidor inteligente 75,3% 60,6% 50,0% 52,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0% Premissas: Tx crescimento mercado 4,0 % aa Tx crescimento consumidores 1,78% aa Conservador Moderado Acelerado 15

16 Resultados Penetração da Medição milhões de UC 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0, Brasil - número de unidades consumidoras com medidor inteligente 4, , , ,4 9,0 4, ,9 13,5 7, ,3 18,0 11, ,7 22,4 15, ,2 26,9 19, ,6 31,3 23, ,0 35,8 27, ,4 40,2 31, ,6 44,6 35, ,5 48,9 38, ,6 52,9 42, ,6 56,3 46, ,9 73,1 74,4 57,9 58,9 60,0 49,0 50,5 51, Conservador Moderado Acelerado 16

17 Resultados Mercado de medidores milhões de UC 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 Brasil - mercado anual de medidores inteligentes 5,8 5,9 6,0 6,1 6,2 6,4 6,5 6,6 6,7 6,8 6,9 7,1 7,0 4,8 4,9 4,9 5,0 5,1 5,2 5,3 5,4 5,5 5,6 5,7 5,8 5,7 4,2 4,2 4,3 4,4 4,5 4,5 4,6 4,7 4,8 4,9 5,0 5,1 5,0 7,2 7,4 5,9 7,5 7,7 7,8 6,1 6,2 6,3 5,2 5,3 5,4 3,0 2,0 1,0 0, Total no período: Acelerado 120,7 milhões Moderado 92,6 milhões Conservador 75,3 milhões Conservador Moderado Acelerado 17

18 Investimentos Cenário Acelerado Brasil - Investimentos correntes - Cenário Acelerado R$ milhões Investimentos Correntes em Medição, incluindo TI e Telecom Subsídios para GD, incluindo TI e Telecom Investimentos Correntes em Automação, incluindo TI e Telecom Investimento Total 18

19 Investimentos Cenário Moderado Brasil - Investimentos correntes - Cenário Moderado R$ milhões Investimentos Correntes em Medição, incluindo TI e Telecom Subsídios para GD, incluindo TI e Telecom Investimentos Correntes em Automação, incluindo TI e Telecom Investimento Total 19

20 Investimentos Cenário Conservador Brasil - Investimentos correntes - Cenário Conservador R$ milhões Investimentos Correntes em Medição, incluindo TI e Telecom Subsídios para GD, incluindo TI e Telecom Investimentos Correntes em Automação, incluindo TI e Telecom Investimento Total 20

21 Investimentos Totais Valor Corrente 21

22 Análise Custos x Benefícios Metodologia: Para a análise custo-benefício, os valores de investimento foram anualizados considerando as suas respectivas vidas úteis e depois trazidos a valores presentes de Considerou-se como taxa de desconto 11%, da mesma ordem de grandeza do WACC bruto regulatório definido pela ANEEL para o 3º ciclo de revisões tarifárias das distribuidoras (11,36%). Os benefícios anuais quantificados também foram trazidos a valor presente de

23 Análise Custos x Benefícios Metodologia: Para a análise custo-benefício, os valores de investimento foram anualizados considerando as suas respectivas vidas úteis e depois trazidos a valores presentes de Considerou-se como taxa de desconto 11%, da mesma ordem de grandeza do WACC bruto regulatório definido pela ANEEL para o 3º ciclo de revisões tarifárias das distribuidoras (11,36%). Os benefícios anuais quantificados também foram trazidos a valor presente de Para valoração dos benefícios relacionados à melhoria da qualidade considerou-se uma faixa de valores para o custo da energia não distribuída (80% a 120% dos multiplicadores utilizados pela ANEEL para definição dos montantes de compensação a ser paga por violação dos limites de DIC, FIC e DMIC, o que equivale a algo entre 4 mil e 6 mil R$/MWh) Para valoração dos benefícios relacionados à redução das Perdas Comerciais adotaram-se diferentes parâmetros de recuperação da energia e para a parcela da energia recuperada que se transforma em consumo regular. 23

24 Custos x Benefícios Ótica da Sociedade Sociedade Acelerado Moderado Conservador (VP em R$ milhões) Custos Benef Custos Benef Custos Benef Inf Sup Inf Sup Inf Sup Medição Automação GD Redução END Perdas NT Custo Evitado Med Ef Operacional Custo Evitado Exp GD Total Valor Presente Liquido

25 Custos x Benefícios Ótica do Consumidor Consumidor Acelerado Moderado Conservador (VP em R$ milhões) Custos Benef Custos Benef Custos Benef Inf Sup Inf Sup Inf Sup Medição Automação GD Redução END Perdas NT Custo Evitado Med Ef Operacional Custo Evitado Exp GD Total Valor Presente Liquido

26 Custos x Benefícios Ótica da Distribuidora com a Regulação Atual Distribuidora Acelerado Moderado Conservador (VP em R$ milhões) Custos Benef Custos Benef Custos Benef Inf Sup Inf Sup Inf Sup Medição Automação GD Redução END Perdas NT Custo Evitado Med Ef Operacional Custo Evitado Exp GD Total Valor Presente Liquido

27 Impacto sobre tarifas ,0% Brasil - Tarifa (Parcela B) - Acelerado + 5,0% Sem RI Com RI Benef sup Com RI Benef inf -6, 5%

28 Impacto sobre tarifas Brasil - Tarifa (Parcela B) - Moderado + 4,2% Sem RI Com RI Benef sup Com RI Benef inf -3,0%

29 Impacto sobre tarifas Brasil - Tarifa (Parcela B) - Conservador + 4,0% Sem RI Com RI Série3

30 Impactos Regulatórios e Tarifários Conclusões Os impactos tarifários poderão ser bastante distintos nas diferentes concessões. Não se deve afirmar que as Redes Inteligentes irão promover a modicidade tarifária. Há que se considerar também que a melhoria da qualidade do atendimento proporcionada pelas Redes Inteligentes pode justificar eventual incremento tarifário. 30

31 Análise Custos x Benefícios Conclusões Apenas considerando os benefícios quantificados, a implantação das Redes Elétricas Inteligentes se mostra viável para a sociedade brasileira em qualquer um dos cenários considerados. Essa conclusão se limita a uma visão geral do conjunto de todas as redes, não devendo ser transplantada para todas as concessionárias ou para todas as redes de cada concessão. É necessária uma análise mais detalhada em cada caso específico. A questão que se coloca é a correta e justa alocação de custos e benefícios. A implantação da Redes Elétricas Inteligentes não é somente um problema econômico. Alguns desafios, escolhas tecnológicas e ajustes regulatórios são ainda necessários. 31

32 Impactos Regulatórios e Tarifários Conclusões São necessários ajustes no arcabouço regulatório de modo a: Reconhecer a totalidade dos investimentos nas redes inteligentes e definir prazos de recuperação adequados para os novos componentes; Adequar a metodologia de consideração dos custos de TI e Telecom; Recompensar as concessionárias pelos investimentos realizados no período entre revisões; Possibilitar o desenvolvimento de novos negócios a partir das Redes Inteligentes. Os impactos sobre as tarifas poderão ser minimizados por adequadas políticas públicas que promovam a desoneração dos investimentos em Redes Inteligentes. 32

33 Conclusões Novo modelo de negócio Mudança de processos Necessidade de definição de politicas públicas Ainda é incerto como as Distribuidoras irão capturar valor implementando as novas tecnologias A chave do sucesso dependerá do modelo regulatório a ser adotado: - Quem pagará a conta? - Qual a depreciação dos ativos? As distribuidoras devem se preparar: -Organizando seus processos - Aprimorando suas capacidades - tendo reserva de capital 33

34 Muito Obrigado pela Atenção! Nelson Fonseca Leite Presidente Tel.: Fax.: ABRADEE - Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica Visite nosso Site : 34

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