A Visão das Distribuidoras para a Implantação das Redes Inteligentes

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2 A Visão das Distribuidoras para a Implantação das Redes Inteligentes 2

3 Panorama do setor de distribuição de Energia Elétrica 63 concessionárias - dados de 2012 Consumidores 72,1 milhões Nº de novas ligações/ano 2,1 milhões Taxa de Atendimento Empregados Receita Bruta Encargos e Tributos *Somente na Distribuição Investimentos Anuais 99,3% dos domicílios 180 mil R$ 152 bilhões R$ 56 bilhões R$ 13,0 bilhões Índice de Satisfação do Consumidor 78,7 % 3

4 PANORAMA DO SETOR DE DISTRIBUIÇÃO DE E. ELÉTRICA ABRADEE: 41 CONCESSIONÁRIAS (99% dos consumidores do país) 4

5 ISQP da Pesquisa Abradee de Satisfação do Cliente Residencial Fase de sustentação Fase de crescimento 5 Fonte: Instituto Innovare e Abradee

6 Pesquisa CNI-IBOPE- RETRATOS DA SOCIEDADE BRASILEIRA SATISFAÇAO DO CLIENTE Serviços Públicos (jul/2013) 76% 6

7 Projeto Estratégico de P&D Redes Elétricas Inteligentes 7

8 Início: 17 jan 2011 Visão Geral do Projeto 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; 8

9 Estrutura do Projeto: Bloco 1 Governança e integração do projeto Bloco 2 Medição Bloco 5 Telecom, TI e Interoperabilidade Bloco 6 Políticas Públicas e Regulação Bloco 7 Perspectiva do consumidor Bloco 3 Automação Bloco 4 Ger., Distrib, Armazenamento e Veic. Elétricos O projeto está estruturado em 7 Blocos de Pesquisa (BP) com metodologias próprias, mas completamente integradas entre si: 9

10 Etapa I Diagnóstico Etapas Etapa II Desenvolvimento Etapa III Análise de Investimentos, benefícios e Propostas 10

11 80,0% 70,0% 60,0% Resultados Penetração da Medição 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 11

12 Investimentos Totais Valor Corrente Acelerado - Total: R$ 91 bi Conservador - Total: R$ 46 bi 21,7 1,1 1,4 5,2 0,1 0,0 0,2 5,9 1,5 2,1 45,6 9,2 28,8 13,6 0,5 0,4 1,8 1,5 Moderado - Total: R$ 61 bi 5,3 0,2 5,6 Medição Telecom Medição TI Medição Automação 10,9 35,4 TI Automação Telecom Automação 0,5 12 TI GD/VE Incentivos GD

13 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

14 Metodologia: Análise Custos x Benefícios 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. 14

15 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

16 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

17 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

18 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. 18

19 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. 19

20 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. 20

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25 Eixos de atuação do Governo junagenda do Governo junto ao setor elétrico NECESSIDADES DE DESENVOLVIMENTO Modicidade tarifária Prioridade atual Sustentabilidade Qualidade >Temas relevantes, com prioridade intercambiável conforme contexto sócioeconômico e desenvolvimento tecnológico NECESSIDADES BÁSICAS Garantia de suprimento Foco permanente Universalização Objetivo endereçado >Temas permanentes na Agenda, atenção constante Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants 25

26 Impactos do 3º Ciclo Revisional 42 distribuidoras 40% 30% 20% 10% 0% -10% 5,5% 12,1% 5,7% 1,0% 3,0% 0,4% 0,1% 0,9% -7,6% -0,7% -0,7% -20% -21,1% -30% -40% Forte redução da parcela das distribuidoras na composição final das tarifas 26

27 I Agenda ABRADEE para o 4º CRTP Estabelecimentode um Plano de investimentos para renovação e modernizaçãode ativos > > > > Enquadramento por adesão Reconhecimento garantido Incentivos diferenciados Tratamento das especificidades Garantia de sinais econômicoscorretos para o setor > Qualidade > Perdas > Base Regulatória > WACC > Opex > Riscos não remunerados > > Estrutura tarifária Tributos Estimulo a evolução do modelo de negócios > Incentivos materiais para o desenvolvimento de outros serviços > Reflexão sobre modelos de negócios alternativos que estimulem a efetividade empresarial > Eficiência Energética Fonte: Agenda ABRADEE para o 4º CRTP; Roland Berger Strategy Consultants 27

28 Conclusões Novo modelo de negócio surgirá, mas ainda é incerto como as Distribuidoras irão agregar valor implementando as novas tecnologias Necessidade de definição de políticas públicas A chave do sucesso dependerá do modelo regulatório a ser adotado que deverá responder questões como: Quem pagará a conta? Como será a remuneração dos ativos? As distribuidoras devem se preparar: Reorganizando seus processos Aprimorando suas práticas e capacitando seu pessoal Tendo reserva de capital e capacidade de alavancagem financeira 28

29 Nelson Fonseca Leite Obrigado! SCN -Quadra 02 -Bloco D -Torre A Sala Edifício Liberty Mall CEP Brasilia DF Brasil Tel Fax

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