ENERGISA SERGIPE
AP 010/2013
3 º Ciclo de Revisão Tarifária
08 de março de 2013
Auditório da Universidade Federal de Sergipe
Gioreli de Sousa Filho
Diretor Presidente
Visão Institucional
2
3
DADOS DA ÁREA DE CONCESSÃO
Área de Concessão
Zebú - Chesf
Fundação: 1960
Paulo Afonso - Chesf
Usina Xingó - Chesf
SE Xingó
Canindé do
São Francisco
Área de Concessão (Km²): 17.465
Poço Redondo
Estado de Alagoas
Porto da Folha
SE Porto da Folha
Gararu
Monte Alegre de Sergipe
N.S.de Lourdes
Nº de Consumidores (dez. 2012): 645 mil
Amparo do
São Francisco
SE Glória
Itabi
Canhoba
N.S. da Glória
SE Graccho Cardoso
Telha
Propriá
SE Propriá
SE São Brás / Ceal
Graccho Cardoso
Cedro de São João
Feira Nova
Estado da Bahia
Malhada dos Bois
Cumbe
Carira
Nº de Subestações: 29
Potência Instalada: 619 MVA
N.S. Aparecida
SE Penedo / Chesf
Japoatã
SE Carrapicho
Neópolis
São Francisco
São Miguel do Aleixo
Muribeca
Ilha das Flores
N.S. das Dores
Pacatuba
SE Dores
Ribeirópolis
Pinhão
Moita Bonita
Japaratuba
Siriri
Pedra Mole
SE Ribeira do Pombal / Coelba
Macambira
Malhador
Itabaiana
SE Itabaiana/Chesf
SE Carmópolis
Santa Rosa de Lima
Carmópolis
Divina Pastora
SE Riachuelo
Simão Dias
Riachuelo
Campo do Brito
SE
Poço Verde
Areia Branca
SE Simão Dias
Brejo Grande
Capela
Frei Paulo
SE Frei Paulo
Linhas de Distribuição (69 KV): 1.160 Km
Santana do São Francisco
Aquidabã
SE Maruim
Laranjeiras
São Domingos
Gal. Maynard
Rosário do Catete
SE Taiçoca
SE Porto
SE Cajaíba
N.S. do Socorro
SE Jardim / Chesf
Redes e Linhas de Média Tensão: 25.662Km
Aracaju
Itaporanga d’Ajuda
SE Itaporanga
SE Urubu
Barra dos Coqueiros
Lagarto
SE Lagarto
Salgado
Pirambu
Maruim
Santo Amaro
das Brotas
SE Jardim / Chesf
SE Aracaju
SE
São Cristóvão
SE Grageru
SE Salgado
SE Mosqueiro
SE Atalaia
Subestação
SE Estância / Energisa
Nº de trafos de distribuição: 36.020
SE Itabaianinha/Chesf
Área de concessão da ENERGISA
Área de concessão de outra distribuidora
SE Catu / Chesf
Potência Instalada Total: 685 MVA
SE Camaçari / Chesf
4
INVESTIMENTO – PROGRAMA LUZ PARA TODOS
60
12.000
10.688
50
10.000
40
8.000
5.840
30
6.000
48,4
3.634
20
4.000
2.903
Período 2008 – 2012
23,5
10
Total Ligações: 23.379
Investimento Total: R$94,4 milhões
2.000
10 1
10,1
10 6
10,6
314
0
1,8
0
2008
2009
2010
R$ milhões
2011
# Consumidores
2012
Período 2004 ‐ 2012
Total Ligações: 51.274
Investimento Total: R$234,4 milhões
5
INVESTIMENTO PRÓPRIO
6
PRINCIPAIS OBRAS - SUBESTAÇÕES
SE MOSQUEIRO
Entrada em Operação: 2009
Potência Instalada: 10/15/20 MVA
# Alimentadores: 4
L ld I
Local de Instalação: Aracaju/SE
l ã A
j /SE
SE LAGOA RASA
Entrada em Operação: 2010
Potência Instalada: 5 MVA
# Alimentadores: 3
# Alimentadores: 3
Local de Instalação: Aracaju/SE
7
PRINCIPAIS OBRAS - SUBESTAÇÕES
SE CURITUBA
Entrada em Operação: 2011
Potência Instalada: 5/6,25 MVA
# Alimentadores: 3
Local de Instalação: Canindé / SE
L l d I t l ã C i dé / SE
SE MOITA BONITA
Entrada em Operação: 2012
Potência Instalada: 10/12,5 MVA
# Alimentadores: 3
L l d I t l ã M it B it /SE
Local de Instalação: Moita Bonita/SE
8
PRINCIPAIS OBRAS - SUBESTAÇÕES
SE CONTORNO
Entrada em Operação: 2012
Potência Instalada: 20/25 MVA
# Alimentadores: 8
Local de Instalação: Aracaju/SE
/
SE SERIGY Entrada em Operação: março/2013
Entrada em Operação: março/2013
Potência Instalada: 2 x 20/25 MVA
# Alimentadores: 8
Local de Instalação: Aracaju/SE
9
PRINCIPAIS OBRAS – Linhas de Distribuição de
Alta Tensão ((69kV))
LD Lagoa Rasa / Porto da Folha
Entrada em Operação: 2011
Entrada em Operação: 2011
LD Jardim/Contorno /
Entrada em Operação: 2012 LD Jardim/Carmópolis
LD Jardim/Carmópolis
Entrada em Operação: 2012
LD Itabaiana/Lagarto
Entrada em Operação: 2012
10
REDES MT / EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO /
MELHORIA DE LOGÍSTICA
2010 - 2012
21 Novos Alimentadores em 13,8 kV
82 Km de Rede protegida
33 Bancos Reguladores de Tensão
137 Religadores / Chaves A
Automatizadas
i d
11
QUALIDADE DO SERVIÇO – INDICADORES COLETIVOS
DEC (h)
FEC (vezes)
‐ 33 %
23,66
21,92
‐ 4 %
22,28
12,68
11,24
12,11
14,58
11,67
16,66
15 74
15,74
2008
2009
2010
2011
2012
2008
2009
2010
2011
2012
12
QUALIDADE DO SERVIÇO E ATENDIMENTO
Qtde Violações Individuais (DIC/FIC/DMIC)
C
Compensações (R$ x mil)
õ (R$
il)
1.835.076
2.846
1.742.880
‐ 31%
2.518
‐ 38%
1.963
1.134.436
2010
2011
2012
2010
2011
2012
OS no Prazo
OS no Prazo
‐ 36%
98,61
96,74
6,7 %
92,44
2010
2011
2012
13
PERDAS E RECEBÍVEIS
SATISFAÇÃO DO CLIENTE
IDAR ‐ Informação e Comunicação
IDAT ‐ Esclarecimento sobre Direitos e Deveres
18 %
%
36 %
36 %
81,60
78,30
75,50
72,5
61,90
77,70
73,30
76,0
84,00
69,30
,
2008
2009
2010
Melhor do Nordeste
2011
2012
3ª melhor do Brasil
2008
2009
2010
Melhor do Nordeste
2011
2ª melhor do Brasil
IDAR Fornecimento de Energia
d
IDAR ‐
ISQP
19 %
18 %
88,10
70,70
81,90
81,8
83,90
83,70
2012
85,90
82,10
82,6
72,40
2008
2009
2010
2ª Melhor do Nordeste
2011
2012
10ª melhor do Brasil
2008
2009
2010
2ª Melhor do Nordeste
2011
2012
7ª melhor do Brasil
15
FOCO NO CLIENTE - ATENDIMENTO
16
FOCO NO CLIENTE - INOVAÇÃO
Índice de Adesão ‐ Ligo Já
25%
16.000
20%
20%
20%
20%
20%
14.000
18%
12.000
17%
10.000
15%
12%
13%
13%
12%
8.000
10%
9%
13.386
13.029
12.890
11.086
13.360
6.000
10.855
7.213
5%
7.872
8.471
4.000
6.691
5.134
2.000
0%
0
2012
2013
17
AÇÕES SOCIOAMBIENTAIS E DE RELACIONAMENTO
Convênio de Cooperação com Sec.
de Segurança Pública – Combate a
Perdas
Projetos de Eficiência Energética
em Órgãos da Administração
Pública
Programação da Execução de Obras
DNIT/DER/S
d Obras
Ob
Públi
– DNIT/DER/Sec.
de
Públicas
Projeto Natal Iluminado
Participação do Comitê de
Arborização de Aracaju
AÇÕES SOCIOAMBIENTAIS E DE RELACIONAMENTO
ARTE NA EMPRESA
ZÉ DA LUZ NA ESCOLA
Apresentações Teatrais 31 artistas locais (2008 – 2013)
‐ segurança com energia elétrica
‐ pipa na rede
‐ meio ambiente ‐ combate a dengue
‐ 412 apresentações (2005 –
412
õ (2005 2012)
‐ 57.000 alunos
ENERGIA TOTAL
ENERGIA TOTAL
ENERGISA EM MINHA CASA ENERGISA
EM MINHA CASA
PEE (2010 ‐2012)
‐ 6.084 consumidores beneficiados
‐ Substituição de 2.800 Substituição de 2 800
Geladeiras
‐ 760 instalações internas
‐ Instalação de 2.100 padrões de entrada
13 646 lâ
d
b tit íd
‐ 13.646 lâmpadas substituídas
29 apresentações (2008 a 2012)
• Apresentações Teatrais
• Oficina de recicláveis
• Oficina Cozinha Brasil
• Palestras:
Uso Racional
S úd (M i h )
Saúde (Marinha)
Distribuição de Brindes
18
Substituição de lâmpadas UNIDADE MÓVEL
(2010 ‐2012)
‐ 53 municípios atendidos
‐ 121.481 lâmpadas substituídas
19
RECONHECIMENTOS
Prêmio Excelência Sergipe – PEXSE
Prêmio ABRADEE
– Bronze em 2011
‐ Melhor Distribuidora do Nordeste ‐ 2002
– Ouro em 2012
Ouro em 2012
‐ Melhor Distribuidora do Nordeste Melhor Distribuidora do Nordeste ‐ 2004
‐ Melhor Qualidade da Gestão ‐ 2007
Prêmio IASC 2006
M lh Di t ib id
Melhor Distribuidora do Nordeste
d N d t
PNQ 2011
Destaque no critério clientes
Prêmio Internacional Socioambiental Chico Mendes ‐ 2012
Programa Zé da Luz na Escola
Programa Zé da Luz na Escola
DESAFIO: CONJUGAR EFICIÊNCIA DE CUSTO E
QUALIDADE DE SERVIÇO
Dados Preliminares
Dados Preliminares
Fonte: Nota Técnica 168/2012 Aneel
20
INVESTIMENTO PREVISTO
Valor Total Previsto: R$ 630,8 milhões
21
Obrigado!
g
Gioreli de Sousa Filho
[email protected]
(79) 2106 1501
22
Contribuição
Energisa
g
Sergipe
gp
AP 010/2013
3º Ciclo de Revisões Tarifárias
23
Temas
¾ Composição das tarifas da ESE.
¾ A evolução das tarifas da ESE e comparação com o Nordeste.
¾ Aspectos da Revisão Tarifária.
Tarifária
¾ Considerações à Respeito da Estrutura Tarifária.
24
Composição das tarifas
A seguir segue a repartição da tarifa
média proposta para a ESE considerando
os impostos (ICMS e PIS/CONFINS).
32,47%
GOVERNO
35,6%
30,41%
1,55%
25
Evolução das Tarifas
Residenciais ESE
Evolução da Tarifa para o Consumidor Residencial: ESE
Evolução da Tarifa para o Consumidor Residencial: ESE
70,8%
IGPM Acumulado no Período 62,2%
IPCA Acumulado no Período
Tarifa para o consumidor B1 Residencial
4,0%
2004
26
2005
R$ 296,90 / MWh
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
R$ 308,84 / MWh
Revisão Tarifária
Perdas Não Técnicas
9 Para a análise das Perdas Não-Técnicas, acredita-se que o efeito não
recorrente da energia recuperada, fruto das ações intensivas de combate às
perdas, deva ser levado em consideração no cálculo.
que q
quanto menores as p
perdas mais difícil e caro se
9 O entendimento de q
torna a redução, é compartilhado pelo Regulador no parágrafo 6 da Nota
Técnica nº035/2013-SRE/ANEEL, que trata da análise das contribuições da
Audiência Pública 094/2012, em que escreve:
“(...) Entende-se que, quanto mais próximas as empresas estejam
da faixa de saturação no combate as perdas, mais representativos
se tornam os efeitos atípicos de recuperação de energia, de modo
que pequenas correções se fazem necessárias para que a
metodologia mantenha sua consistência e as empresas com baixos
patamares
t
d perdas
de
d não
ã técnicas
té i
não
ã sejam
j
penalizadas
li d por suas
próprias ações de combate às perdas”.
27
Revisão Tarifária
Perdas Não Técnicas
9 Para manter coerência com a metodologia empregada de perdas não
técnicas da ANEEL, sugerimos que o efeito atípico da energia recuperada
seja normalizado nos anos do balanço energético em avaliação, de forma
a relativizar anos em que as ações foram intensificadas, mas
preservando
d a consideração
id
ã dos
d efeitos
f it positivos
iti
d ações,
das
õ
conforme
f
tabela abaixo:
Balanço ESE
Balanço
(+) Energia Injetada
(‐) Fornecimento Faturado
((‐) Fornecimento Livre
)
(‐) Suprimento
(‐) Normalização da Energia Recuperada
(=) Perda Total
(‐) Perda Técnica
( ) P d Nã Té i
(=) Perda Não‐Técnica
Mercado BT Faturado
Mercado BT Medido
28
Perdas Distribuição / Energia Injetada
e das st bu ção / e g a jetada
Perda Técnica / Energia Injetada
Perda Não Técnica / Mercado BT Faturado
Perda Não Técnica / Mercado BT Medido
2007
2.875.120
1.654.142
641.746
222.883
2.478
353.871
218.089
135 782
135.782
2008
2.945.335
1.819.191
555.587
210.730
762
359.064
222.396
136 668
136.668
2009
3.038.731
1.989.789
499.290
203.845
‐3.576 349.382
228.397
120 985
120.985
2010
3.268.728
2.044.695
634.943
228.631
1.756
358.703
244.553
114 150
114.150
2011
3.404.401
2.162.042
661.355
231.362
‐1.420 351.062
253.526
97 536
97.536
910.130
866.849
992.295
956.653
1.110.046
1.062.996
1.190.294
1.162.766
1.277.140
1.244.115
12,31%
,3 %
7,59%
14,92%
20,66%
12,19%
, 9%
7,55%
13,77%
18,01%
11,50%
,50%
7,52%
10,90%
15,81%
10,97%
0,9 %
7,48%
9,59%
12,18%
10,31%
0,3 %
7,45%
7,64%
10,49%
Revisão Tarifária
Exposição Setorial
9Exposição Involuntária =>
9E
i ã I
l tá i > subcontratação endêmica causada pelo fato de as b t t ã
dê i
d
l f t d
cotas não terem sido suficientes para atender ao Montante de Reposição de Energia Existente das distribuidoras. ESE se encontra subcontratada em 97%.
9Encargos de Serviços do Sistema – ESS => despacho das térmicas fora da ordem de mérito para atendimento das restrições operativas e manutenção do nível de segurança dos reservatórios
do nível de segurança dos reservatórios.
9Custo dos CCEARs por disponibilidade => pagamentos associados às parcelas variáveis dos CCEAR por disponibilidade e resultados das usinas
parcelas variáveis dos CCEAR por disponibilidade e resultados das usinas vendedoras na CCEE, assumidos pelas distribuidoras, na proporção dos respectivos contratos.
9Exposição das Cotas de Garantia Física e Potência ao PLD (GSF < 1) => exposição ao PLD dos geradores cotistas no caso de geração alocada no MRE inferior à 0,975 da garantia física sazonalizada (GSF < 0,975).
29
Há necessidade de se levar em conta estes riscos no processo de Revisão Tarifária.
Compra de Energia
Despacho Térmico
Despacho Térmico
Premissas:
9 PLD médio resultante do PMO de Março/13:
PLD médio resultante do PMO de Março/13:
9 Sudeste: R$ 274,83/MWh
9 Nordeste: R$ 255,73/MWh
9 Despacho termelétrico anual igual a 9,5 GWmédios.
Comparativo:
Leilões
Energia Contratada ‐ MWh
1º LEN ‐ Prod 2009‐2023
Preço médio ‐ R$/MWh
Custo médio ‐ R$
(1)
(2)
(1) (2)
(1) ‐ (2)
ANEEL
ENERGISA SE
45.874,93
180,05
212,00
8.259.780,98
9.725.402,12
‐1.465.621,14
1º LEN ‐ Prod 2010‐2024
54.070,33
181,38
232,34
9.807.276,73
12.562.727,24
‐2.755.450,51
2º LEN 2
LEN ‐ Prod 2009
Prod 2009‐2023
2023
85.839,41
184,30
300,42
15.820.203,28
25.787.633,28
‐9.967.430,00
9.967.430,00
3º LEN ‐ Prod 2011‐2025
41.464,40
197,83
264,46
8.202.901,33
10.965.703,04
‐2.762.801,71
4º LEN ‐ Prod 2010‐2024
16.996,81
193,35
302,53
3.286.332,51
5.141.970,82
‐1.855.638,31
5º LEN ‐ Prod 2012‐2026
86.156,37
179,22
231,30
15.440.944,35
19.927.539,37
‐4.486.595,02
6º LEN ‐ Prod 2011‐2025
8.371,22
179,97
170,05
1.506.568,94
1.423.524,23
83.044,71
338.773,46
183,97
252,48
62.324.008,12
85.534.500,10
‐23.210.491,98
TOTAL
ANEEL ENERGISA SE Diferença * Período: abr/13 a mar/14
A expectativa da ENERGISA SE é que o custo médio térmico fique acima do A
expectativa da ENERGISA SE é que o custo médio térmico fique acima do
previsto em R$ 23MM.
30
Suprimento para a Sulgipe
9 O processo de cálculo das tarifas de suprimento se realiza de maneira que reflita o
equilíbrio econômico e financeiro estabelecido na data do último processo de
reajuste/revisão da supridora.
9 Diferenças tarifárias entre as datas de aniversário das concessionárias são compensadas
através do cálculo de um componente financeiro a ser pago pela suprida à sua supridora.
supridora
9 Esse procedimento simplificado foi adotado pela ANEEL a partir de 2009, para evitar a
necessidade de cálculo de um novo reajuste para a supridora, na data de reajuste da
suprida.
suprida
9 Entretanto, na revisão tarifária da Sulgipe, em dezembro de 2012, a ANEEL não
homologou o valor do componente financeiro para o período de abril a dezembro de
2012 Solicitamos
2012.
S li it
d fi i ã da
definição
d ANEEL acerca da
d recomposição
i ã desta
d t receita.
it
Dezembro/2012: /
revisão Sulgipe
Abril/2012: b / 0
reajuste ESE
31
Componente financeiro
Estrutura Tarifária
9 A tarifa de energia de ponta dos consumidores A4 verde da
Energisa Sergipe – ESE está onerando demasiadamente os
consumidores desta modalidade tarifária, unicamente devido às
regras metodológicas vigentes.
9 A ESE entende que a diminuição desta tarifa, além de
aumentar o bem‐estar dos consumidores junto a distribuidora, é
capaz
p de competir
p
diretamente com o oferta de ggeração
ç ((diesel
ou gás) na ponta.
9A ESE apresenta em sua contribuição pontos a serem
flexibilizados no sentido de mitigar esta elevada oneração:
9Diminuição da relação P/FP;
9 Alterações na alocação dos custos médios.
32
Obrigado!
33