PROCESSO DE COMBATE ÀS PERDAS JANEIRO 2014
PROCESSO DE COMBATE ÀS
PERDASJANEIRO 2014
AGENDA
AÇÕES REALIZADAS
PLANO DE PERDAS
TRAJETÓRIA REGULATÓRIA
BENCHMARKING
DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA
AÇÕES COERCITIVAS
HISTÓRICO DE PERDAS
DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA
2,89
2,78 2,79
2,89
2,73 2,72
2,49
2,40
2,50
2,65
2,73
2,822,76 2,76 2,76
2,96
3,04 3,06
3,25
3,12
3,25
3,133,19 3,16
3,083,14
3,07
2,60
2,46
2,38 2,40
2,28
2,21
1,99
1,901,94
2,08
2,222,27 2,25
2,20 2,19
2,302,34
2,39
2,282,32
2,222,25 2,26 2,23 2,23
2,16
2,242,18
2,882,91
2,53
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 Faturada/Cliente
• Perda Consolidada ao longo dos anos
• Ausência de Investimentos no Combate às Perdas
• Tendência crescente ao longo dos anos
HISTÓRICO DE PERDAS
DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA
28,87%
28,69%
28,07%
29,00%
28,70%
28,68%
29,59%
29,99%30,01%29,76%
29,37%
29,82%
30,12%
30,46%
29,51%
25,48%
26,87%
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
Real Regulatória Planejado
27,97% 27,97%
26,92%
26,39%
25,52%
2005 2006 2007 2008 2009 2010
PERDAS REGULATÓRIAS
DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA
• Nível de Perdas acima da imposta pelo Regulador
• Impacto na Rentabilidade da Companhia
• Risco/Oportunidade na definição da trajetória – 2º Ciclo
BALANÇO ENERGÉTICO
DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA
1 Turú 122.113 14,74% NORTE SÃO LUÍS 2 (Imp. - IPA e IPC) 100.748 12,16% SUL IMPERATRIZ 3 (S. Inês) 100.426 12,12% NORTE, MIRANDA 4 S.L. 13,8Kv 79.602 9,61% NORTE 5 Forquilha 59.301 7,16% NORTE 6 (T. Marias) 54.044 6,52% NORTE MIRANDA 7 (P. Dutra) 40.335 4,87% CENTRO, SUL P. DUTRA 8 São Francisco 34.173 4,13% NORTE 9 Centro 32.877 3,97% NORTE 10 Maracanã 23.205 2,80% NORTE 11 Itaqui 23.184 2,80% NORTE 12 (Bacabal) 21.445 2,59% CENTRO PERITORÓ 13 (C. Neto) 20.387 2,46% NORTE, LESTE COELHO NETO 14 (Arari) 19.728 2,38% NORTE MIRANDA 15 (S. Novo) 18.787 2,27% SUL IMPERATRIZ 16 (Itapecurú) 18.693 2,26% NORTE, LESTE MIRANDA 17 (Coroatá) 14.219 1,72% CENTRO PERITORÓ 18 (Tabuleiro) 12.921 1,56% LESTE CEPISA 19 (Timon) 10.870 1,31% LESTE TERESINA 20 CEPISA OUT 10.178 1,23% LESTE CEPISA 21 (Estreito) 7.730 0,93% SUL PORTO FRANCO 22 (Açailândia) 7.322 0,88% SUL IMPERATRIZ 23 (Miranda) 5.581 0,67% LESTE MIRANDA 24 (Caxias) 4.596 0,55% LESTE TERESINA 25 (Pedreiras) 3.622 0,44% CENTRO 26 (Codó) 235 0,03% CENTRO 27 (Paraibano) 231 0,03% LESTE BOA ESPERANÇA 28 (F. Nogueiras) (279) -0,03% SUL PORTO FRANCO
SuprimentoOrdem Regional Elétrico
SÃO LUÍS
POTENCIAL (MWH - %)
SÃO LUÍS
PERITORÓ
Ponto de Suprimento
DESCRIÇÃO PESO MHW SÃO LUÍS 45,2% 374.456 MIRANDA 24,0% 198.472 IMPERATRIZ 15,3% 126.857 P. DUTRA 4,9% 40.335 PERITORÓ 4,8% 39.521 CEPISA 2,8% 23.098 COELHO NETO 2,5% 20.387 TOTAL 99,4% 823.126
84,5%
MATRIZ DE PERDAS
DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA
Perda 2008
16,15%
29,24%28,18%
11,78%1,83%
0,74%0,92%0,12%
13,09%1,06%
0,76%
Perda
Total
CNR
Perda
Real
Perda
Técnic
aPerd
a Não
-técn
ica LD
Gambia
rra
Clandes
tinos IP
Defei
to
Fraude
PERFIL DE MERCADO
DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA
• Ações específicas por segmento de mercado
• Ações priorizadas por custo x potencial de recuperação (topo para a base)
• Ações de redução para a base
995 GWh (29,7%)
2.845 Clientes (0,2%)
814 GWh (24,3%)
35.167 Clientes (2,3%)
1.543 GWh (46,0%)
1.493.084 Clientes (97,5%)
AT e BT Indireto
Acima de 500 kWh (exceto AT e BT Indireto)
Abaixo de 500 kWh
GUARDIÃO DA CONTATELEMETRIA
BALANÇO ENERGÉTICOINSPEÇÕES NORMAIS
BLINDAGEM
BALANÇO ENERGÉTICOFAT. PELO MÍNIMODESLIGADOSCORTADOSFATURAMENTO NULOVARREDURA
Acima de 5000 kWh
Entre 1000 e 5000 kWh
Entre 300 e 1000 kWh
Abaixo 300 kWh
EQUIPES ESPECIAISBLINDAGEM
PLANEJAMENTO
PLANO DE PERDAS
• Ações de Redução
1) Inspecionar Clientes do Grupo B
Regularização de Clientes com Desvio Embutido
PLANEJAMENTO
PLANO DE PERDAS
• Ações de Redução
2) Inspecionar e Blindar Clientes do Grupo A e Medição Indireta
PLANEJAMENTO
PLANO DE PERDAS
• 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 SistemaComercial
7) Substituir Medidores Eletrônicos com defeito – Recall
8) Regularizar Clientes Faturados pelo Mínimo da Fase
9) Validar Cálculo de Perdas Técnicas
PLANEJAMENTO
PLANO DE PERDAS
• 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
QUANTIDADE DE AÇÕES
AÇÕES REALIZADAS: INSPEÇÕES BT
778.356
451.977
2008 2009 2010 2011 2012 2013*
Fraudes
Outros
172.881
408.454
631.717
842.837
1.049.341
1.230.333
68.644
89.122
237.376
8.979
215.154
89.075
2008 2009 2010 2011 2012 2013*
Gambiarras Clandestinos DS LD Recall Minimo
QUANTIDADE DE AÇÕES
AÇÕES REALIZADAS: ESTRUTURAÇÃO
91.010
251.798
389.501
531.216
623.358
708.350
DESVIOS EMBUTIDOS
AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B
DESVIOS EMBUTIDOS
AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B
DESVIOS EMBUTIDOS
AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B
DESVIOS EMBUTIDOS
AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B
DESVIOS EMBUTIDOS
AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B
279
5.663
23.117
29.629
34.28037.681
40.353
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Desvios Embutidos através de Incisão na Parede
FRAUDES NO MEDIDOR
AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B
9.001
20.643
37.553
50.362
60.87266.752
73.860
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Fraudes no Medidor
AÇÕES REALIZADAS: ILUMINAÇÃO PÚBLICACONSUMO FATURADO
217.212
288.360
303.388314.349
334.132
348.476
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Consumo faturado da IP em todos os municípios (MWh)
NOVO PATAMAR DE PERDAS
RESULTADOS 2013
10,0%
11,3%
14,8%
17,0%
16,5%
18,3%
19,9%
20,6%21,9%
21,2%
18,5%
19,3%
18,2%
20,1%
20,7%
22,1%23,1%
21,8%
22,1%
26,8%28,5%
24,3%
23,7%
27,1%
29,9%
29,5%
29,8%
28,7%
28,9%
25,2%
22,5%
21,0%
20,7%
20,1%
Novo Patamar de Perdas Globais
GESTÃO ESTATALGESTÃO
COMPARTI-LHADA
PPLINTERVENÇÃO
GESTÃO ATUAL
NOVO PATAMAR DE PERDAS
RESULTADOS 2013
28,9%
25,2%
22,5%
21,0% 20,7%20,1%
2008 2009 2010 2011 2012 2013*
Novo Patamar de Perdas Globais
29,1%
27,9%
22,8%
18,7%17,4%
16,5%
16%
18%
20%
22%
24%
26%
28%
30%
Perda Anualizada - Ilha São Luís
ILHA SÃO LUÍS
RESULTADOS 2013
-12,6%
MAIOR EVOLUÇÃO DO NE
BENCHMARKING
3,4%2,9%
0,8% 0,7% 0,3%
-2,6% -3,0%
-5,5% -5,8%
-8,2%
Celpe Coelba Coelce Cosern Celtins EnergisaSergipe
Ceal EnergisaParaíba
Cepisa Cemar
Redução das Perdas Globais 2008 a 2012
Fonte: ABRADEE
AÇÕES COERCITIVAS
JORNAIS E TV
AÇÕES COERCITIVAS
10,12 11,89
13,11 15,32
18,53 19,64
31,26 31,65
34,20
Cosern Coelce Energisa
PB
Coelba Cemar Celpe Ceal Celpa Cepisa
Perdas no mercado BT e MT (%) - 2012
BENCHMARKING
Fonte: ABRADEE
MEDIÇÃO FISCAL
RESULTADOS 2013
Trafos em São Luís no início de 2012Situação atual
Legenda:• Verde = transformador na faixa adequada Amarelo = transformador na faixa de
atenção• Vermelho = transformador na faixa crítica Roxo = transformador na faixa inconsistente.
Trabalhando sem parar