apresentação para investidores...15 programa de combate às perdas 2015 ações plano original...
TRANSCRIPT
Apresentação para Investidores
EDP Escelsa
Serra, 24 de março 2015
2
A EDP Escelsa
Programa de combate às perdas não técnicas
Projetos de combate às perdas não técnicas
I
II
III
3
Área de Consessão 41,2 mil Km2
Número de consumidores 1,43 milhões
Energia distribuída 11,0 TWh
População atendida 3,3 milhões
Número de cidades atendidas 70
Colaboradores 870
89
61.412
99.833
646.823
3.559
A unidade do Espírito Santo cobre 90% do estado e compreendeuma grande área rural…
INFORMAÇÃO GERALÁrea de Concessão Mucurici
PresidenteKennedy
MarataizesMimoso do Sul
Jerônimo Monteiro
São José do CalcadoBom Jesus do Norte
Apiaca
MuquiAtílio
Vivacqua
Guaçuí
Dores do Rio Preto
Divino de São Lourenço
Ibitrama
IrupiIuna
Ibatida
Brejetuba
Conceição do Castelo
Muniz FreireCastelo
AlegreCachoeiro
de Itapemirim
Itapemirim
Piuma
Vargem Alta
Rio Novo do Sul
IconhaAnchieta
Alfredo ChavesGuarapari
Venda Nova do Imigrante Marechal Floriano
Viana Vilha Velha
Vitória
SerraSanta
Leopoldina
Domingos MartinsCariacica
Afonso Claudio
Santa Maria de Jetiba
Laranja da Terra
Baixo Guandu
Itaguaçu
Santa Teresa Fundão
AracruzJoão Neiva
Linhares
Ibiraçu
Rio Bananal
Sooterama
Conceição da Barra
Nova Venecia
Mantenópolis
Barra de São Francisco
Água Doce do norte
Ecoporanga
Montanha
Pedro CanárioPonto Belo
Pinheiros
Boa Esperança
Vila Pavão
Km de rede
Transformadores
Quantidade de Subestações
Número de postes
Potência (MVA)
INFORMAÇÃO DA REDE
4
Rural
7%Outros
11%
Comercial 13%
Industrial
11%
Livres
37%
Residencial
20%
+12%
2013
10.545
2012
10.130
2011
9.818
2014
10.992
2013
1.352
2012
1.332
2011
1.286
2014
1.426
+11%
… e com crescimento da energia distribuida ao longo dos anos…ENERGIA DISTRIBUÍDA(GWh)
NÚMERO DE CONSUMIDORES(milhares)
CONSUMO POR CLASSE DE CONSUMIDORES(%)
ENERGIA CONSUMIDA POR MUNICÍPIO(GWh)
807
3638
404243
4346
5355
555861
7585
9498
112171203
434652
674732
8881.035
1.174
2.599
Venda Nova do ImigrantePinheiros
Baixo GuanduMarataizesSooretama
Vargem AltaDomingos Martins
ItapemirimSanta Maria de Jetibá
JaguaréCastelo
Barra de São FranciscoNova Venécia
VianaSão Mateus
GuarapariLinhares
CariacicaAracruz
Cachoeiro de ItapemirimVila Velha
SerraAnchieta
Vitória
Demais Municípios (42)Atilio Vivacqua
AlegreRio Bananal
5
… alguns dos nossos grandes clientes…
6.
entretanto, o mapa da violência e a complexidade social….
7
20 a 30% - Amarelo> 30% - Vermelho
SERRA
VITÓRIA
Planalto SerranoJacaraípe
Vila Nova de ColaresFeu Rosa
Santo Antônio
Cabral
Ilha do Príncipe
…possuem relação com às perdas não técnicas…
8
Agenda
A EDP Escelsa
Programa de combate às perdas não técnicas
Projetos de combate às perdas não técnicas
I
II
III
Programa de Combate às Perdas Não Técnicas
2015 – 2017
Serra, 24 de março 2015
10
Perdas não técnicas – PNT/BT – evolução histórica
GWh
%
11
Energia em medidores – cálculo do não faturadoRealizar o ajuste no cálculo mensal das perdas comercias considerando aenergia distribuída e o faturamento em períodos correspondentes ao mêscivil, evitando distorções causadas pelo cronograma de faturamento e porvariações súbitas de carga.
• Energia distribuída – Já adequada ao mês civil• Energia faturada – Necessita de ajustes
A energia faturada segue o ciclo de faturamento dos diversos lotes deleitura, que diferem do mês civil.Torna-se necessário ajustar o valor faturado ao mês civil, podendo assim sercomparável com a energia distribuída, obtendo-se valores de perdas maispróximos ao real.
Mês civilCiclo de faturamento
tempo
Lote
s d
e le
itu
ra
12
Histórico financeiro
R$ x MM
Nota: PEE – Programa de Eficiência Energética
R$ MM
13
0,05% 41%
67
0,24% 17%3.596
0,91% 8,4%~13.285
98,8% 33,6%
~1.437.000
AT
MT
BT indireto
BT
Consumo Blindado
(60,6%)
Cachoeiro; 6,7%
Grande Vitória; 59,4%
Guarapari; 12,1%
Linhares; 8,8%
Nova Venécia;
13,0%
Distribuição das PerdasMatriz de Perdas
49%
29%
13%5%4%IP
Erros na Medição
Fraude
Manipulação
Clandestinos
Diagnóstico
Base jan/14
100%
100%
31%
1%
Nº de Clientes
% do Consumo Total% de Clientes
14
Situação do mercado e conceito do programa
Telemedição e Monitoramento do Mercado Pilares e Ações do Programa
Necessidade (fazer conta caber no bolso):� Tarifa Social � Eficiência Energética (lâmpadas e
geladeiras)� Inspeção de Consumo Sustentável
Facilidade (dificultar acesso):� Telemedição� Exteriorização da Medição� Rede SMC-BTZero
Impunidade (agir imediatamente):� Centro Integrado de Medição� Gestão de alarmes� Corte/Religa remoto (sem acúmulo de
débitos)
Base mercado Jan/15
Mercado UC’sMercado
Status GWh/mês
%%
acum.
AT 67 420,2 41 41 67 100% Blindado
MT 3.596 174,5 17 58 3.596 100% Blindado
BT ind 13.285 87,0 8 66 4.092 30,8% Blind. (em exec.)
BT Convencional
1.437.036 348,4 34 100 13.376 0,93% Blind. (em exec.)
Total 1.453.984 1.030,1 100 21.131
60,6% do mercadoblindado em Jan/2015
22%
48%
17%
7%7%
Consumo por classe Jan/2015
RESIDENCIAL
INDUSTRIAL
COMERCIAL
RURAL
OUTROS
Base mercado acum. 12 meses Jan/15
15
Programa de combate às perdas 2015
Ações
Plano Original Plano Ajustado Fev/15
Plano com Incremento (a)
Qt GWh Qt GWh Qt GWh
Inspeção BT Terceiro 107.453 7,7 112.545 8,1 183.545 13,2
Inspeção Próprio 15.000 7,2 15.000 7,2 15.000 7,2
Substituição medidor 11.997 2,7 23.012 5,1 38.012 8,4
Inspeção TL11 (imp. Leitura) 5.727 2,3 12.455 5,1 12.455 5,1
Instalação de TAD 1.264 0,5 1.900 0,7 1.900 0,7
Instalação de remota 1.796 (12m) 11,2 2.245 (5m) 14,0 9.245 39,6
Retirada de clandestinos 36.930 0,6 72.000 1,2 102.000 1,7
Regularização de clandestinos 16.800 (12m) 22,0 16.800 (9m) 19,5 22.800 26,5
BTZero 11.131 14,2 11.131 14,2 11.131 14,2
Boa energia na Irrigação 336 0,7 4.779 4,6 4.779 4,6
Iluminação Pública 0 0 16.997 7,8 16.997 7,8
Total 208.434 69,1 288.864 86,5 417.864 129,0
Equivalência em p.p. 1,6 2,0 2,9
(a) Plano de combate as PNT : Racionalização
16
InspeçõesInspeções
Telemedição (BT Indireta)
Telemedição (BT Indireta)
33
Retirada de
clandestinos
Retirada de
clandestinos
44
SMC-BTZeroSMC-BTZero22Boa Energia na
IrrigaçãoBoa Energia na
Irrigação11
Agentes da Boa Energia
Agentes da Boa Energia
55 66
Principais projetos e ações (2015 ajustado)
Situação Ucs %R. acum. TIRR. acum. 14 1.527 10%Prev.15 4.779 42%Universo 15.000 100%
32%
Situação Ucs %R. acum. TIRR. acum. 14 15.512 16%Prev.15 11.131 27%Universo 100.000 100%
28%
Situação Ucs %R. acum. TIRR. acum. 14 4.037 30%Prev.15 2.245 47%Universo 13.285 100%
28%
Situação Ucs % MWh/R$milReal 14 5.962 7%Prev.15 72.000 90%Universo 80.000 100%
1,3
Situação Ucs %R. acum.MWh/R$milR. acum. 14 20.998 17%Prev.15 16.800 31%Universo 120.000 100%
3,0
Situação Ucs % MWh/R$milReal 14 132.710 9%Prev.15 140.000 10%Universo 1.434.107 100%
2,3
**
* 600 instalações Compulsórias até junho * Realizar até maio
17
Agenda
A EDP Escelsa
Programa de combate às perdas não técnicas
Projetos de combate às perdas não técnicas
I
II
III
18
Causas das perdas – ligações clandestinas
Ligações clandestinas são as “gambiarras” conectadas na rede de baixa tensão da distribuidora.
19
AntesAntes DepoisDepois
SMC BTZero
Retirada de ligações
clandestinas
ProjetoProjeto
Causas das perdas – ligações clandestinas
20
Doação de Kits e Padrão
Agente da Boa Energia
AntesAntes DepoisDepoisProjetoProjeto
Causas das perdas – ligações clandestinas
21
A manipulação da medição refere-se a fraudes não passíveis de autuação. Estas fraudes são manipulações intermitentes da medição – como por exemplo, colocar o medidor fora de posição normal de funcionamento, impedindo que o consumo de energia real seja registrado.
Causas das perdas – manipulação da medição
22
A manipulação foi comprovada na implantação do sistema de medição centralizada (SMC). Deixados em série para comparação de consumo (SMC e medidor convencional) , 33% apontaram significativa diferença de consumo, mas somente 37% foram passíveis de autuação pelos eletricistas no ato das inspeções.
33%
67%
Furtam Não Furtam
37%
63%
Furtos Autuáveis Manipulação
Comparação eletromecânico com eletrônico Resultado das inspeções de campo
AntesAntes DepoisDepoisProjetoProjeto
SMC BTZero
Causas das perdas – manipulação da medição
23
Causas das perdas – fraudes
Fraude unidade inativa com medidor
Fraude unidade inativa sem medidor
�
Fraude medidor eletrônico Fraude na alvenaria
Fraudes são formas de obter energia sem o devidoregistro pelo equipamento de medição.
24
Frau
de
ligaç
ão d
iret
a co
m m
edid
or
Fraude dentro da alvenaria
Inspeções direcionadas
Boa Energia na Irrigação
AntesAntes DepoisDepoisProjetoProjeto
Causas das perdas – fraudes
25
Remotas
Conjuntos BT/MT
AntesAntes DepoisDepoisProjetoProjeto
Causas das perdas – fraudes
26
Causas das perdas – outros motivos
TAD-e
P&D IP / Inspeção IP
AntesAntes DepoisDepoisProjetoProjeto
Impedimento de leitura (TL11)
Iluminação Pública
Centro Integrado de Medição
28
AT
MT
BT indireto
BT
Atividades do Centro Integrado de Medição
CENTRO INTEGRADO DE MEDIÇÃOCENTRO DE OPERAÇÕES
Integração com COD
PLANEJAMENTO DE COMBATE ÀS PERDAS
Redes de Medição exteriorizada (SMC BT ZERO)
Telemedição das grandes cargas
Projetos do Programa de Combate as Perdas
MWh
MWh
Integração com Planejamento
Medição de Fronteira
29
Estratégia de Implantação da Telemedição e Blindagem da Rede
Ex: Mercado Industrial do Granito, Rural, Complexidade Social (BT)
30
Tecnologia Utilizada na blindagem maiores cargas – Telemedição
URC e Sensores
URC e Sensores
URC e Sensores
31
Medição Encapsulada-Relevante para Faturamento
Medição Encapsulada-Relevante para Faturamento
Medição Convencional –Desativada, instalado display
remoto
Medição Convencional –Desativada, instalado display
remoto
Medição Encapsulada-Relevante para Faturamento
Medição Convencional –Desativada, instalado display
remoto
Tecnologia Utilizada na blindagem maiores cargas – Telemedição +Exteriorização
32
Blindagem de rede – SMC ( Exteriorização de Medição BT) Irrigação e complexidade social
Reduzir a conta de energia -73% irrigante, -65% tarifa social
Exteriorização da medição individualBlindagem da BT SMC BTZero
Centro Integrado de Medição
NECESSIDADE
FACILIDADE IMPUNIDADE
Consumidor não fica sem energia (“é como o ar..”)
Sem ação imediata furto se perpetua e contagia
Rede e medição facilitam o furto
33
Tecnologia utilizada na blindagem da rede em áreas rurais (Irrigação)
• Exteriorização da medição, relé de corte/religa e TAD-E alarme. Região não dispõe de rede de celular.
34
Tecnologia utilizada na blindagem da rede em áreas complexas(SMC BTzero)
Rede BT ZERO
Rede baixa tensão
Transformador
Medidor
Ramal de
Ligação
Rede média tensão
Rede média tensão
Transformador
Medidores
Ramal de Ligação
medidos
Display
Rede Convencional
35
Blindagem Trafo - SMC
Sensor abertura e retorno potencial
Controle da IP
Sensor Presença e alarme local
PCM – Posto Concentrado de Medição
Tecnologia utilizada na blindagem da rede em áreas complexas(SMC BTzero)
36
Funcionalidades Rede Convencional x SMC BTzero
• Leitura local
• Corte local
• Religação local
• Consumo com base em leitura visual
• Vários pontos vulneráveis ao gato
• Teleleitura
• Corte remoto
• Religação remota
• Melhor controle do consumo
• Assistência consumo sustentável
• Rede protegida contra gatos
• Menor chance de falta de energia
• Se faltar energia o retorno é mais rápido
• Sensores de Monitoramento
Rede Convencional Rede NovaRede Convencional Rede Nova
37
Publico Alvo do Projeto BTzero
Minha casa Minha Vida Regularização de NúcleosClandestinos
Rede Existente com PNT > 40%
38
Premissas e Indicadores do CIM
Índice de Acerto das Inspeções
Análise
Integridade de Faturamento
Tempo da Anomalia
Regras de Validação
Faturamento Automático
Monitoramento
Telemedição
Execução do Corte
Redução de Custos
Qualidade Atendimento Comercial
Auto Religação
�
Qualidade Atendimento Técnico
�
�
�
Resultados
Instalação de Equipamentos
Fraudes e Falhas�
�
Clientes
Redução Risco – Consumo Sustentavel
Satisfação + Antecipação Defeito na rede
39
O Processo de Analise
Parque de Medidores
Faturamento CCS /Dados Comerciais
� UC´s Alvo de inspeção
� Uc´s alvos para CM´s –manipulação;
� Estudos carregamento de Traformadores;
� Balanço energético;
� Inspeções de Consumo sustentável;
� Manutenção nas medições;
Dados das Inspeções
Alarmes FísicosAlarmes lógicos
Memória de MassaPágina Fiscal
1 2
3Regras e Lógicas
40
Case de Fraude1
2
3
41
Manipulação da medição realizada em finais de semana, feriados e fora do horário comercial.
Case de Fraude
42
Fotos de fraudes
Circuito eletrônico instalado na placa do medidor. Fraude no Medidor.
43
Resultados Alcançados – Blindagem Maiores Cargas
4,4% 3,4% 3,4%9,2% 7,4%
13,1%22,3%
33,5%
78,7%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Índice de Acerto - Inspeções Direcionadas CIM
12 18 3 6 17
12
30 32
38
56
-
10
20
30
40
50
60
-
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
até 2010 2011 2012 2013 2014
MWh Energia Recuperada (GWh)
Energia Recuperada (MWh) Energia Acumulada MWh
Blindagem MT Blindagem BT ind - 30% (60,6% do Mercado)
44
Resultados Alcançados – SMC BT ZERO
DescriçãoAntes do
Projeto
Após
ProjetoClientes na Base 6.166 12.418
Clandestinos / Uc fora da base 4.842 0
TOTAL 11.008 12.418
Energia Requerida GWh/Ano 23,8 18,6
Energia Faturada GWh/Ano 7,9 18,6
PNT - GWh/Ano 15,91 0,00
PNT - (%) 67% 0%
6.166
12.418
4.842
00
5.000
10.000
15.000
Antes do Projeto Após Projeto
Clientes
Clientes na Base Clandestinos / Uc fora da base
+101 %
23,8 18,6 7,9 18,6 15,91 0,00 0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
Antes do Projeto Após Projeto
Energia Faturada
Energia Requerida GWh/Ano Energia Faturada GWh/Ano PNT - GWh/Ano
+135 %
- 22 %
45
Resultados Alcançados – SMC BT ZERO (Jabaeté)
Região da obra (iniciada em Out/13)
Diagnóstico:
PNT: 43% (Dez/12)* - Apurado através de conjunto de mediçãono trecho do alimentador, compreendendoa região da obra e 5 transformadores deregião adjacente onde a rede não foitransformada.
* Perda técnica EDP ESCELSA - SIG ABRADEE
• Trafos/UC BTzero: 76 / 1.806 (1,26 kVA/UC)• Trafos/UC Convencionais: 5 / 218 (1,17 kVA/UC)
43%
20%
4%
8,9%
8,9%
8,9%
52%
29%
13%
30,2%
20,8%
17,5%
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
35,0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
dez/12 dez/13 dez/14
Situação das Perdas
Perda Não técnica Perda técnica Perda total (conjunto) PNT da SE
-2 GWh/ Ano
46
A Evolução ... (integração Trafo + sistema de medição)
1 2 3635
Display
RF
Módulo de medição concentrada
Trafo BT0
• Desenvolvimento em P&D de dispositivo único (integrando medição e transformador de rede)
Plano de Melhoria da Qualidade de ServiçoEDP ESCELSA - 2015
HistóricoDiagnóstico do DEC
Aporte Financeiro (Incremento da Manutenção 2013)
250 mil podas/ano 2013
Implantação dos modos de Operação
Condições climáticas adversas em dez/2013 e jan/2014
Estratégia integrada de ManutençãoDEC
> 10,48 h
DEC
< 9,67 h (2013)
>10,37 h (2014)
2011 2013/2014
2
13,97
10,7212,46
11,43
16,45
11,28 11,3211,7011,49 11,18
10,78 10,4210,38
10,1711,44
9,16 10,48 9,88 9,67 10,37 10,28
7
9
11
13
15
17
2009 2010 2011 2012 2013 2014 jan/15
DEC_CHEIO DEC_ANEEL DEC OFICIAL
HistóricoEvolução do DEC e FEC
7,706,87 7,17 7,14
7,62 6,897,03
9,699,12 8,98
8,518,14
8,11 7,85
6,916,35 6,38 6,37
5,786,44
6,43
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
2009 2010 2011 2012 2013 2014 jan/15
FEC Cheio FEC_ANEEL FEC Oficial
3
CONTRIBUIÇÃO NO DEC 2ºSem.2014Causas gerenciáveis pela manutenção:
Total de 412 Alimentadores
Contribuição Alimentadores
27%
34%
39%
Top 30 Top100-Top30 Demais
CSD Alim. % DECITARANA SMJ04 1,68%GUARAPARI ITM02 1,55%CENTRO NORTE PRI03 1,34%LINHARES LIN16 1,32%CENTRO NORTE SSE10 1,26%LINHARES SMA03 1,20%CENTRO SUL IBE11 1,06%VENDA NOVA MFL01 1,02%GUARAPARI ITM04 1,01%GUARAPARI PKE04 0,94%CENTRO NORTE SSE12 0,93%GUARAPARI MRT03 0,92%ITARANA JNE05 0,87%LINHARES LIN06 0,80%CACHOEIRO MSU01 0,80%LINHARES PCA03 0,79%ITARANA BSA02 0,76%NOVA VENÉCIA NVE04 0,74%VENDA NOVA MFL02 0,74%GUARAPARI PIU07 0,73%VENDA NOVA MFL07 0,71%ITARANA STR04 0,69%CENTRO SUL CRC12 0,68%CENTRO NORTE JAC02 0,67%CENTRO SUL CEA21 0,66%GUARAPARI MRT04 0,65%GUARAPARI PIU03 0,64%ITARANA SMJ05 0,63%GUARAPARI PIU02 0,62%ITARANA FUN02 0,62%
�Realizado estudo nos alimentadores e priorizados considerando oimpacto no DEC, FEC e número de clientes afetados, gerando uma listaTOP 100 alimentadores (24% dos 412 alimentadores) que contribuíramcom 61% do DEC das causas gerenciáveis no segundo semestre/14.
4
Do total de 37.316 pontos de interrupção (2ºSem. 2014), temos:
Contribuição Blocos
BR
SZ 57 (0%)
CF 296 (1%)
RL 326 (1%)
BF 5.789 (16%)
370 (1%)
2%
19%
38%
2%
64%
3%
SZ
CF
RL
BF
BR
6.838 (18,4%) dos pontos de
interrupção
�Definidos 500 blocos prioritários com maior contribuição no DEC gerenciável pela manutenção
(38%);
�70% dos alimentadores TOP30 estão relacionados nos 500 blocos;
�OS TOP 500 blocos representam 1,8% das chaves instaladas na rede (26.310);
�Revisitar amostra trimestralmente
Contribuição no DEC Gerenciável Manutenção (2º Sem.2014)
TOP 500 BLOCOS
BF – chave fusível BR – chave fusível religadora 19.224 unid. instaladas na rede
RL – religador de rede - 844 un instaladasCF – chave faca - 6.126 un instaladasSZ – seccionalizador - 116 un instaladas
5
Estratégia de atuação
2015 (fev.) 2015 (4 Tri)
Reduzir ocorrência
Limitar Impacto
RestabelecerRápido
�Reforçar a manutenção preventiva �Priorizar circuitos críticos�Tratar as reincidências
� Ampliar automação da rede� Ampliar seccionamento da rede�Aumentar a flexibilidade operativa
� Otimizar recursos de campo� Otimizar despacho� Ampliar lógicas de recomposição automática�Elevar a disponibilidade da comunicação
Situação Atual
DEC 10,28 h
FEC 6,43
(jan/2015)
Objetivo Proposto
DEC 9,13h(Aneel 10,17h)
FEC 5,30(Aneel 7,85)
(dez/2015)
6
+ Estudo proteção+ Tratamento das reincidências
+ Inspeção especializada
+ Spacer+ Multiplex
Reduzir ocorrências
+ Linha viva
+ Podas
+ Bases fusíveis
Limitar Impacto
+ Flexibilidade
Iniciativa DEC programado
Localizar falha –ferramenta computacional Interplan
Ampliar lógicas de recomposição de redes, linhas e subestações
Restabelecer rápido
Deslocamento improcedente
Migração comunicação de telefonia móvel para radio
Ações propostas (2015)
+ Religadores
7