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Apresentação equatorial day comercial cemar 2014
- 1.
- 2. AGENDA DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA PLANODE PERDAS AÇÕES REALIZADAS TRAJETÓRIA REGULATÓRIA BENCHMARKING AÇÕES COERCITIVAS
- 3. DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA HISTÓRICODE PERDAS 3,25 3,25 3,19 3,13 3,12 3,16 3,14 3,08 3,04 3,06 3,07 2,96 2,89 2,89 2,82 2,78 2,79 2,73 2,72 2,91 2,76 2,76 2,76 2,73 2,88 2,65 2,60 2,53 2,50 2,49 2,40 2,46 2,38 2,40 2,39 2,28 2,22 2,21 2,30 2,27 2,25 2,20 2,19 2,34 2,32 2,28 2,22 2,25 2,26 2,23 2,23 2,24 2,16 2,18 2,08 1,99 1,90 1,94 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Requerida/Cliente • Perda Consolidada ao longo dos anos • Ausência de Investimentos no Combate às Perdas • Tendência crescente ao longo dos anos Faturada/Cliente
- 4. DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA HISTÓRICODE PERDAS
- 5. DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA PERDASREGULATÓRIAS 30,46% 30,01% 29,82% 29,99% 29,76% 30,12% 29,59% 29,51% 29,00% 29,37% 28,68% 28,70% 27,97% 28,87% 28,69% 27,97% 28,07% 26,92% 26,87% 26,39% 25,52% 01/05 02/05 03/05 04/05 05/05 06/05 07/05 08/05 09/05 10/05 11/05 12/05 01/06 02/06 03/06 04/06 05/06 06/06 07/06 08/06 09/06 10/06 11/06 12/06 01/07 02/07 03/07 04/07 05/07 06/07 07/07 08/07 09/07 10/07 11/07 12/07 01/08 02/08 03/08 04/08 05/08 06/08 07/08 08/08 09/08 10/08 11/08 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 07/09 08/09 09/09 10/09 11/09 12/09 01/10 02/10 03/10 04/10 05/10 06/10 07/10 08/10 09/10 10/10 11/10 12/10 25,48% 2005 2006 Real 2007 2008 Regulatória • Nível de Perdas acima da imposta pelo Regulador • Impacto na Rentabilidade da Companhia • Risco/Oportunidade na definição da trajetória – 2º Ciclo 2009 Planejado 2010
- 6. DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA BALANÇOENERGÉTICO Ordem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Ponto de Suprimento Turú (Imp. - IPA e IPC) (S. Inês) S.L. 13,8Kv Forquilha (T. Marias) (P. Dutra) São Francisco Centro Maracanã Itaqui (Bacabal) (C. Neto) (Arari) (S. Novo) (Itapecurú) (Coroatá) (Tabuleiro) (Timon) CEPISA OUT (Estreito) (Açailândia) (Miranda) (Caxias) (Pedreiras) (Codó) (Paraibano) (F. Nogueiras) POTENCIAL (MWH - %) 122.113 14,74% 100.748 12,16% 100.426 12,12% 79.602 9,61% 59.301 7,16% 54.044 6,52% 40.335 4,87% 34.173 4,13% 32.877 3,97% 23.205 2,80% 23.184 2,80% 21.445 2,59% 20.387 2,46% 19.728 2,38% 18.787 2,27% 18.693 2,26% 14.219 1,72% 12.921 1,56% 10.870 1,31% 10.178 1,23% 7.730 0,93% 7.322 0,88% 5.581 0,67% 4.596 0,55% 3.622 0,44% 235 0,03% 231 0,03% (279) -0,03% DESCRIÇÃO SÃO LUÍS MIRANDA IMPERATRIZ P. DUTRA PERITORÓ CEPISA COELHO NETO TOTAL Suprimento Regional Elétrico NORTE SUL NORTE, NORTE NORTE NORTE CENTRO, SUL NORTE NORTE NORTE NORTE CENTRO NORTE, LESTE NORTE SUL NORTE, LESTE CENTRO LESTE LESTE LESTE SUL SUL LESTE LESTE CENTRO CENTRO LESTE SUL SÃO LUÍS IMPERATRIZ MIRANDA PESO 45,2% 24,0% 15,3% 4,9% 4,8% 2,8% 2,5% 99,4% SÃO LUÍS MIRANDA P. DUTRA SÃO LUÍS PERITORÓ COELHO NETO MIRANDA IMPERATRIZ MIRANDA PERITORÓ CEPISA TERESINA CEPISA PORTO FRANCO IMPERATRIZ MIRANDA TERESINA PERITORÓ BOA ESPERANÇA PORTO FRANCO MHW 374.456 198.472 126.857 40.335 39.521 23.098 20.387 823.126 84,5%
- 7. DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA MATRIZDE PERDAS Perda 2008 29,24% 13,09% 0,76% au de 11,78% Fr ei to ef in st de an Cl am G 1,83% D os ra 0,74% IP 0,92% bi ar ic da Pe r Pe rd Nã a oté Té a rd 0,12% cn Re cn ic a a al NR C Pe Pe rd a To ta l 16,15% LD 1,06% 28,18%
- 8. DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA PERFILDE MERCADO Acima de 5000 kWh 995 GWh (29,7%) Entre 1000 e 5000 kWh 2.845 Clientes (0,2%) 814 GWh (24,3%) GUARDIÃO DA CONTA TELEMETRIA EQUIPES ESPECIAIS BLINDAGEM Entre 300 e 1000 kWh 35.167 Clientes (2,3%) 1.543 GWh (46,0%) BALANÇO ENERGÉTICO INSPEÇÕES NORMAIS BLINDAGEM Abaixo 300 kWh 1.493.084 Clientes (97,5%) AT e BT Indireto Acima de 500 kWh (exceto AT e BT Indireto) Abaixo de 500 kWh • Ações específicas por segmento de mercado • Ações priorizadas por custo x potencial de recuperação (topo para a base) • Ações de redução para a base BALANÇO ENERGÉTICO FAT. PELO MÍNIMO DESLIGADOS CORTADOS FATURAMENTO NULO VARREDURA
- 9. PLANO DE PERDAS PLANEJAMENTO •Ações de Redução 1) Inspecionar Clientes do Grupo B Regularização de Clientes com Desvio Embutido
- 10. PLANO DE PERDAS PLANEJAMENTO •Ações de Redução 2) Inspecionar e Blindar Clientes do Grupo A e Medição Indireta
- 11. PLANO DE PERDAS PLANEJAMENTO •Ações Estruturantes 1) Regularizar Clientes em Gambiarra 2) Inspecionar e Atualizar o Cadastro de Iluminação Pública 3) Instalar e Monitorar Medição Fiscal 4) Regularizar Clientes Clandestinos 5) Eliminar Clientes sem Medição 6) Reduzir a Quantidade de Cortados e Desligados no Sistema Comercial 7) Substituir Medidores Eletrônicos com defeito – Recall 8) Regularizar Clientes Faturados pelo Mínimo da Fase 9) Validar Cálculo de Perdas Técnicas
- 12. PLANO DE PERDAS PLANEJAMENTO •Ações de Consolidação 1) Consolidar Matriz de Perdas 2) Estruturar o Atendimento do Consumo Não Registrado 3) Evitar Perdas Administrativas oriundas do Faturamento 4) Garantir o Funcionamento do Balanço Energético 5) Elaborar Programa de Aproximação com Judiciário 6) Garantir Funcionamento do sistema - SMART 7) Garantir Funcionamento da Medição de Fronteira 8) Recuperar Medidores com Estrutura da Metrologia 9) Implantar Função Medição 10) Realizar Campanha de Medidas
- 13. AÇÕES REALIZADAS: INSPEÇÕESBT QUANTIDADE DE AÇÕES 1.230.333 1.049.341 451.977 842.837 631.717 Fraudes Outros 408.454 778.356 172.881 2008 2009 2010 2011 2012 2013*
- 14. AÇÕES REALIZADAS: ESTRUTURAÇÃO QUANTIDADEDE AÇÕES 708.350 623.358 89.075 531.216 215.154 389.501 8.979 251.798 237.376 91.010 89.122 68.644 2008 2009 Gambiarras 2010 Clandestinos 2011 DS LD 2012 Recall Minimo 2013*
- 15. AÇÕES REALIZADAS: GRUPOB DESVIOS EMBUTIDOS
- 16. AÇÕES REALIZADAS: GRUPOB DESVIOS EMBUTIDOS
- 17. AÇÕES REALIZADAS: GRUPOB DESVIOS EMBUTIDOS
- 18. AÇÕES REALIZADAS: GRUPOB DESVIOS EMBUTIDOS
- 19. AÇÕES REALIZADAS: GRUPOB DESVIOS EMBUTIDOS Desvios Embutidos através de Incisão na Parede 37.681 40.353 34.280 29.629 23.117 5.663 279 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
- 20. AÇÕES REALIZADAS: GRUPOB FRAUDES NO MEDIDOR Fraudes no Medidor 73.860 66.752 60.872 50.362 37.553 20.643 9.001 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
- 21. AÇÕES REALIZADAS: ILUMINAÇÃO PÚBLICA CONSUMOFATURADO Consumo faturado da IP em todos os municípios (MWh) 348.476 334.132 314.349 303.388 288.360 217.212 2008 2009 2010 2011 2012 2013
- 22. RESULTADOS 2013 NOVO PATAMARDE PERDAS Novo Patamar de Perdas Globais 29,9% 29,8% 28,5% 26,8% 27,1% 28,9% 29,5% 28,7% 25,2% 17,0% 18,3% 21,9% 20,6% 21,2% 20,1% 19,3% 22,1%23,1% 24,3% 23,7% 22,1% 20,7% 22,5% 21,0% 21,8% 19,9% 14,8% 18,5% 18,2% 16,5% 10,0% 11,3% GESTÃO ESTATAL GESTÃO COMPARTILHADA PPL INTE RVEN ÇÃO GESTÃO ATUAL 20,7% 20,1%
- 23. RESULTADOS 2013 NOVO PATAMARDE PERDAS Novo Patamar de Perdas Globais 28,9% 25,2% 22,5% 21,0% 2008 2009 2010 2011 20,7% 2012 20,1% 2013*
- 24. RESULTADOS 2013 ILHA SÃOLUÍS Perda Anualizada - Ilha São Luís 30% 29,1% 28% 27,9% 26% -12,6% 24% 22,8% 22% 20% 18,7% 18% 17,4% 16,5% 16%
- 25. BENCHMARKING MAIOR EVOLUÇÃO DONE Redução das Perdas Globais 2008 a 2012 3,4% 2,9% 0,8% Celpe Coelba 0,7% Coelce Cosern 0,3% Celtins Energisa Sergipe -2,6% Ceal Energisa Cepisa Paraíba Cemar -3,0% -5,5% -5,8% -8,2% Fonte: ABRADEE
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- 28. BENCHMARKING Perdas no mercadoBT e MT (%) - 2012 34,20 31,26 18,53 31,65 Ceal Celpa 19,64 15,32 10,12 Cosern 11,89 Coelce 13,11 Energisa PB Coelba Cemar Celpe Cepisa Fonte: ABRADEE
- 29. RESULTADOS 2013 MEDIÇÃO FISCAL Trafosematual Luís no início de 2012 Situação São Legenda: • Verde = transformador na faixa adequada Amarelo = transformador na faixa de atenção • Vermelho = transformador na faixa crítica Roxo = transformador na faixa inconsistente.
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