08 sme desenvolvimento - aes sul

DESENVOLVIMENTODA ENERGIA ELÉTRICA - AES SuL

08

152 DESENVOLVIMENTO DA ENERGIA ELÉTRICA

INTRODuÇÃO

O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, tem suas diretri-zes estabelecidas pelo MME e conta com a participação dos seguintes agentes institucionais: o ONS, que tem a atribuição de coordenar e controlar a operação do SIN; a CCEE, que é responsável pela contabili-zação e liquidação das transações no mercado de curto prazo e, sob a delegação da ANEEL, realiza os leilões de energia elétrica; e a EPE, que desenvolve os estudos e as pesquisas para o planejamento do setor.

Elaborado com o objetivo de assegurar o fornecimento de energia elétrica e a modicidade tarifária, o marco deste modelo setorial foi a promulgação da Lei n° 10.848/2004, que dispõe sobre a atuação dos agentes dos segmentos de geração, distribuição, transmissão e co-mercialização.

Nesse sentido, a ANEEL regula os serviços de distribuição por meio do Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elé-trico Nacional (PRODIST).

CENáRIO ESTADuAL DO SISTEMA DE DISTRIbuIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

CARACTERIzAÇÃO DA áREADE CONCESSÃO

A AES Sul é responsável pelo fornecimento de energia elétrica de 118 municípios entre a Região Metropolitana de Porto Alegre até a fronteira com o Uruguai e a Argentina, respectivamente nos municí-pios de Santana do Livramento, Uruguaiana e São Borja, no extremo oeste do Estado do Rio Grande do Sul.

No aspecto da gestão, a AES Sul é pautada pelo Modelo de Exce-lência da Gestão (MEG) gerido pela Fundação Nacional da Qualidade (FNQ). Pautado em 13 fundamentos de excelência, o MEG só é ple-namente seguido se acompanhado de um planejamento estratégico adequado. A FNQ reconheceu a AES Sul, em 2014, como vencedora do Prêmio Nacional da Qualidade.

INfORME TÉCNICO DA CONCESSÃO

Para atender à demanda de 1,3 milhão de unidades consumidoras em uma área de concessão de 99.512 km², a AES Sul conta com 1.635 colaboradores próprios, dispõe de uma estrutura com 60 subesta-ções, uma rede de subtransmissão de 2.047 km, 43.458 km e 21.252 km de redes de distribuição primária e secundária, respectivamente, e possui um total de 61.586 transformadores de distribuição.

As redes de distribuição de energia atendem a dois tipos de clien-tes: cativos e livres. No tocante à qualidade da energia e à segurança de sua oferta, não há diferença entre consumidores livres e cativos. Os consumidores livres pagam às companhias de distribuição pelo acesso e uso de suas redes, em valores equivalentes aos pagos pelos

consumidores cativos. A diferença está na compra da energia, pois, para o consumidor cativo, o distribuidor é o fornecedor compulsório, com tarifa regulada e isonômica para uma mesma classe.

HISTóRICO DOS úLTIMOS 10 ANOS E pROjEÇõES pARA O pERíODO 2016-2025, DA DEMANDA E DO CONSuMO DE ENERGIA ELÉTRICA

Considerando o consumo (MWh) e a demanda (kW), o gráfico a seguir mostra as curvas históricas e projeções até 2025 (consumo e demanda dos clientes cativos e livres), que estão detalhadas na tabela seguinte.

CONSuMO E DEMANDA DOS CLIENTES CATIVOS E LIVRES

CONSUMO MWh DEMANDA kW

12.000.000

10.000.000

8.000.000

6.000.000

4.000.000

2.000.000

–

2.000.000

1.800.000

1.600.000

1.400.000

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

–

CATIVO CATIVOLIVRE LIVRE

2005

2006

2007

2008

2008

2009

2009

2010

2010

2011

2011

2012

2012

2013

2013

2014

2014

2015

2015

2016

2016

2017

2017

2018

2018

2019

2019

2020

2020

2021

2021

2022

2022

2023

2023

2024

2024

2025

2025

153DESENVOLVIMENTO DA ENERGIA ELÉTRICA

ANOCATIVO LIVRE

CONSUMO MWh

DEMANDAkW(*)

CONSUMO MWh

DEMANDA kW(*)

2005 6.922.265 148.324

2006 6.973.905 198.381

2007 7.070.011 284.223

2008 7.425.429 1.297.335 311.405 99.487

2009 7. 339.898 1.335.625 272.083 94.154

2010 7.872.503 1.354.147 311.176 100.508

2011 8.225.795 1.372.317 335.474 102.439

2012 8.117.921 1.383.945 736.800 200.811

2013 7.927.042 1.339.577 1.049.241 311.752

2014 8.422.410 1.415.477 1.106.984 349.967

2015 8.227.995 1.452.855 1.135.970 363.065

2016 8.497.561 1.508.275 1.179.080 373.597

2017 8.661.458 1.536.850 1.208.256 378.580

2018 8.860.217 1.561.003 1.237.842 383.574

2019 9.065.551 1.570.272 1.267.495 388.578

2020 9.332.266 1.608.945 1.312.815 393.591

2021 9. 593.390 1.647.235 1.373.424 398.886

2022 9.876.715 1.692.379 1.420.758 404.269

2023 10.169.057 1.738.876 1.469.745 409.729

2024 10.466.712 1.784.677 1.523.138 415.262

2025 10.780.090 1.836.107 1.571.126 420.870

( *) Demanda Média Faturada

2014CATIVO LIVRE

CONSUMO MWh

DEMANDAkW(*)

CONSUMO MWh

DEMANDA kW(*)

Residencial 2.811.682 94

Comercial 1.340.427 202.379 37.776 14.322

Industrial 2.061.788 734.909 1.069.208 335.645

Rural 1.476.554 311.605

Iluminação Pública 220.780 --

Poderes Públicos 210.124 55.444

Serviços Públicos 224.043 80.425

Outras Concessionárias 74.430 30.294

Consumo Próprio 2.579 327

Total 8.422407 1.415.477 1.106.984 349.967

( *) Demanda Média Faturada

DISTRIbuIÇÃO ATuAL, DA DEMANDA E DO CONSuMO DE ENERGIA ELÉTRICA pOR CLASSE DE CONSuMO

As classes de consumo estão definidas na Resolução Normativa ANEEL n° 414 e suas distribuições de consumo e demanda podem ser visualizadas na tabela a seguir.

DEMANDA E CONSuMO ATuAL DE ENERGIA ELÉTRICA DA CLASSE INDuSTRIAL, DISTRIbuíDO pOR TIpO DE INDúSTRIA

O tipo de indústria é obtido pela Classificação Nacional de Atividades Econômicas (CNAE) e sua distribuição de consumo e demanda pode ser vi-sualizada na tabela a seguir.

2014

CATIVO+ LIVRE

2014

CATIVO + LIVRE

2014

CATIVO + LIVRE

CONSUMO MWh

DEMANDA kW(*)

CONSUMO MWh

DEMANDA KW(*)

CONSUMO MWh

DEMANDA KW(*)

Agricultura e pecuária 18.110 6.190 Produtos de metal excl. máquinas e equip. 133.585 45662 Intermediação financeira 18 6

Silvicultura e exploração florestal 44 15 Máquinas e equipamentos 199.088 68052 Seguros e previdência privada 63 22

Pesca, aquicultura e atividades relacionadas 2 1 Máquinas escrit. e equip. informática 417 143 Atividades aux. da intermediação financeira 20 7

Extração de carvão mineral 819 280 Máquinas, aparelhos e materiais elétricos 16.871 5767 Atividades imobiliárias 351 120

Extração de petróleo 1 0 Material eletrônico e comunicação 12.183 4164 Aluguel de veículos, máquinas e equipamentos 847 289

Extração de minerais metálicos 67 23 Instrum. médico-hospit., precisão, ópticos 3.489 1193 Atividades de informática e conexas 151 52

Extração de minerais não metálicos 42.468 14.516Montagem de veículos automotores, reboques e carrocerias

17.278 5906 Pesquisa e desenvolvimento 3 1

Produtos alimentícios e bebidas 816.772 279.186 Outros equipamentos de transporte 1.830 626 Serviços prestados às empresas 7.088 2423

Produtos do fumo 136.275 46.581 Móveis e indústrias diversas 221.361 75665 Administração pública, defesa e seguridade social 4 2

Produtos têxteis 46.706 15.965 Reciclagem 10.491 3586 Não relacionado 5.239 1791

Confecção artigos vestuário 8.631 2.950 Eletricidade, gás e água quente 906 310 Educação 39 13

Couros e calçados 242.972 83.052 Captação, tratamento e distribuição de água 178 61 Saúde e serviços sociais 14 5

Produtos de madeira 158.601 54.212 Preparação do terreno 8.703 2975 Residencial 1.197 409

Celulose e papel 45.807 15.658 Comércio e reparação de veículos 1.164 398 Limpeza urbana e atividades conexas 353 121

Edição, impressão e reprod. gravações 16.198 5.537 Comércio por atacado 12.959 4429 Atividades associativas 4.858 1661

Coque, refino de petróleo, nuclear e álcool 4.470 1.528 Comércio varejista 6.445 2203 Atividades recreativas, culturais e desportivas 113 39

Produtos químicos 105.862 36.185 Alojamento e alimentação 2.141 732 Serviços pessoais 365 125

Artigos de borracha e plástico 279.678 95.599 Transporte terrestre 28 10 Serviços domésticos - 0

Produtos de minerais não metálicos 164.318 56.167Atividades anexas e auxiliares do transporte e agências de viagem

2.585 884

Metalurgia básica 371.648 127.031 Correio e telecomunicações 77 26


CONSUMO MWh(*) 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Canoas 610.900 642.728 657.383 658.077 702.254 733.116 752.619 764.498 816.698 802.520 829.317 845.865 865.434 885.573 912.316 939.889 968.228 997.481 1.027.567 1.058.537

Novo Hamburgo 567.026 596.779 598.340 581.993 616.292 629.739 647.815 648.366 689.585 677.614 700.240 714.212 730.736 747.741 770.321 793.602 817.530 842.230 867.633 893.783

São Leopoldo 481.501 526.532 540.419 509.963 562.369 586.638 606.386 628.080 665.572 654.018 675.856 689.341 705.290 721.702 743.496 765.967 789.062 812.902 837.420 862.660

Lajeado 407.296 423.033 443.735 439.795 489.202 532.689 565.352 565.120 615.412 604.729 624.921 637.390 652.137 667.312 687.463 708.241 729.595 751.638 774.309 797.646

Sapucaia do Sul 580.320 578.906 598.615 516.572 583.766 595.793 608.152 581.979 587.333 577.137 596.408 608.308 622.382 636.865 656.097 675.927 696.306 717.344 738.980 761.253

Santa Maria 389.226 411.711 423.060 439.862 461.033 484.284 511.795 521.033 574.754 564.776 583.635 595.280 609.052 623.225 642.045 661.450 681.394 701.980 723.153 744.949

Santa Cruz do Sul 321.090 324.767 326.025 331.603 332.223 348.746 356.318 360.573 391.587 384.789 397.638 405.572 414.955 424.611 437.433 450.654 464.242 478.268 492.693 507.543

Montenegro 163.710 175.239 182.554 255.882 358.539 362.113 348.983 351.249 368.365 361.970 374.057 381.520 390.347 399.431 411.493 423.929 436.711 449.906 463.476 477.444

Esteio 296.947 295.953 303.572 270.372 281.104 293.384 302.995 304.196 316.384 310.892 321.273 327.683 335.264 343.066 353.426 364.108 375.086 386.418 398.073 410.071

Uruguaiana 269.812 239.307 290.335 281.044 283.261 291.397 293.676 305.276 304.168 298.888 308.868 315.031 322.319 329.820 339.780 350.049 360.603 371.498 382.703 394.238

Total 10 municípios 4.087.828 4.214.955 4.364.038 4.285.163 4.670.043 4.857.899 4.994.091 5.030.370 5.329.858 5.237.333 5.412.213 5.520.202 5.647.916 5.779.346 5.953.870 6.133.816 6.318.757 6.509.665 6.706.007 6.908.124

Área concessão 7.172.286 7.354.233 7.736.834 7.611.981 8.183.679 8.561.269 8.854.721 8.976.283 9.529.394 9.363.965 9.676.641 9.869.714 10.098.059 10.333.046 10.645.080 10.966.814 11.297.473 11.638.802 11.989.850 12.351.216

DEMANDA kW(*) 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Canoas — — 142.392 134.939 128.528 137.487 147.754 141.310 149.314 153.583 159.161 161.999 164.464 165.672 169.366 173.053 177.326 181.720 186.062 190.886

Novo Hamburgo — — 103.027 102.804 103.983 107.221 111.652 117.690 123.705 127.242 131.863 134.215 136.257 137.257 140.318 143.372 146.913 150.553 154.150 158.147

São Leopoldo — — 98.596 104.442 103.344 106.773 112.603 119.827 123.230 126.753 131.357 133.699 135.734 136.730 139.779 142.822 146.348 149.975 153.558 157.540

Lajeado — — 113.667 117.610 108.264 96.309 106.688 110.861 140.608 144.628 149.881 152.554 154.875 156.012 159.491 162.962 166.987 171.125 175.213 179.756

Sapucaia do Sul — — 58.199 57.198 57.352 60.560 103.731 127.811 124.648 128.212 132.868 135.238 137.296 138.303 141.388 144.465 148.032 151.701 155.325 159.352

Santa Maria — — 46.210 49.775 51.264 53.569 59.368 62.157 66.288 68.183 70.660 71.920 73.014 73.550 75.190 76.827 78.724 80.675 82.602 84.744

Santa Cruz do Sul — — 60.747 59.529 58.314 59.306 62.666 65.704 69.182 71.160 73.744 75.059 76.202 76.761 78.473 80.181 82.161 84.197 86.208 88.444

Montenegro — — 31.918 58.899 79.328 77.736 85.948 84.211 86.374 88.844 92.070 93.712 95.138 95.836 97.974 100.106 102.578 105.120 107.632 110.422

Esteio — — 60.231 55.591 57.586 58.453 59.134 62.149 62.864 64.661 67.010 68.205 69.243 69.751 71.306 72.858 74.658 76.508 78.336 80.367

Uruguaiana — — 50.510 50.498 52.002 54.888 59.581 62.407 58.454 60.125 62.309 63.420 64.385 64.858 66.304 67.747 69.420 71.141 72.840 74.729

TOTAL 10 municípios — — 765.497 791.285 799.965 812.302 909.125 954.127 1.004.667 1.033.391 1.070.923 1.090.021 1.106.608 1.114.730 1.139.589 1.164.393 1.193.147 1.222.715 1.251.926 1.284.387

Área Concessão — — 1.396.822 1.429.779 1.454.655 1.474.756 1.584.756 1.651.330 1.765.443 1.815.919 1.881.872 1.915.430 1.944.577 1.958.850 2.002.536 2.046.121 2.096.647 2.148.605 2.199.939 2.256.977

HISTóRICO DOS úLTIMOS 10 ANOS E pROjEÇõES pARA O pERíODO 2016-2025 DA DEMANDA E DO CONSuMO DE ENERGIA ELÉTRICA DOS 10 pRINCIpAIS MuNICípIOS DA áREA DE CONCESSÃO

O histórico de consumo dos principais municípios consta na tabela a seguir.


COMpORTAMENTO DO íNDICE pESquISA AbRADEE, SATISfAÇÃO DOS CLIENTES NOS úLTIMOS 10 ANOS

A AES Sul conta com o programa Jeito AES de Atender (JAAT) para disseminar a cultura do cliente dentro da organização, além de uma programação para que todos os colaboradores recebam treinamen-tos de técnicas de relacionamento com o cliente. Para acompanhar a efetividade dos treinamentos, as lideranças realizam mensalmente as Caminhadas do Cliente, ferramenta desenvolvida para acompanhar os colaboradores no momento de interação com os clientes. As pes-quisas direcionadas a cada um dos segmentos de mercado acompa-nham o nível de satisfação dos clientes. Para clientes de baixa tensão, a companhia utiliza desde 1999 a pesquisa da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE), realizada no primeiro semestre do ano. Desde 2013, a empresa realiza uma pesquisa inter-mediária no segundo semestre seguindo a mesma metodologia da ABRADEE.

Em 2014, o Índice de Satisfação da Qualidade Percebida (ISQP) da ABRADEE atingiu 74,8%, contra 89,4% em 2013, já, no segundo se-mestre de 2014, o resultado foi de 88,3%, voltando ao patamar de excelência.

Também é utilizado para medir a satisfação do cliente residencial o Índice ANEEL de Satisfação de Clientes (IASC), sendo que, em 2014, a AES Sul obteve uma performance de 66,1%. Em 2013, o desempenho da companhia foi de 67,3%.

O índice de satisfação está diretamente ligado ao momento em que são feitas as pesquisas. As condições climáticas adversas do ano de 2014 contribuíram para a redução do percentual de satisfação dos consumidores.

Aos clientes corporativos, é aplicada uma pesquisa que possui atributos como: fornecimento de energia; informações e orientações para o cliente; fatura de energia; atendimento ao cliente no call center, site, equipes de serviço, agência virtual e gerente de contas; e imagem da empresa. O resultado obtido na Pesquisa de Clientes Corporativos em 2014 foi de75,9% de satisfação, enquanto em 2013 o resultado foi de 86,4%.

TARIfA DE ENERGIA ELÉTRICA E CObERTuRA DOS CuSTOS ENVOLVIDOS

A tarifa de energia elétrica é a composição de valores calculados que representam cada parcela dos investimentos e das operações técnicas realizadas pelos agentes da cadeia de produção e da estrutu-ra necessária para que a energia possa ser utilizada pelo consumidor.

A tarifa representa, portanto, a soma de todos os componentes do processo industrial de geração, transporte (transmissão e distribui-ção) e comercialização de energia elétrica. São acrescidos ainda os encargos direcionados ao custeio da aplicação de políticas públicas.

Os impostos e encargos estão relacionados na conta de luz, trazen-do transparência aos consumidores quanto à carga tributária. A figura a seguir apresenta a composição da tarifa de energia elétrica.

O quE ESTá EMbuTIDO NO CuSTO DE ENERGIA quE CHEGA ÀS RESIDÊNCIAS?

01GERAÇÃODE ENERGIA

02TRANSPORTE DE ENERGIAATÉ AS CASAS (FIO)TRANSMISSÃO + DISTRIBUIÇÃO

03ENCARGOS E TRIBUTOS

Cada custo corresponde a um componente tarifário: a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e a Tarifa de Energia (TE) são as ma-crocomponentes tarifárias, as quais são detalhadas a seguir:

TARIfA DE uSO DO SISTEMA DE DISTRIbuIÇÃO – TuSD

Definições:

• aTUSDéaplicadaatodososclientes:cativos/supridas,livres/usodistribuidora/geradores;

• atarifadefornecimento,aplicadaaomercadocativoesupridas,é a soma de TUSD com a TE.

As funções de custo da TUSD são:

I. TUSD TRANSPORTE – Parcela da TUSD que compreende a TUSD FIO A e a TUSD FIO B, sendo: a. TUSD FIO A – Formada por custos regulatórios pelo uso

de ativos de propriedade de terceiros, compreendida por: i) uso dos sistemas de transmissão da rede básica; ii) uso dos transformadores de potência da rede básica com ten-são inferior a 230 kV e das DITs compartilhadas; iii) uso dos sistemas de distribuição de outras distribuidoras; e iv) co-nexão às instalações de transmissão ou de distribuição.

b. TUSD FIO B – Formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de propriedade da própria distribuidora que com-põem a Parcela B, compreendida por: i) custo anual dos ativos (CAA); ii) custo de administração, operação e manu-tenção (CAOM).

II. TUSD ENCARGOS – Parcela da TUSD que recupera os custos de: a) Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética (P&D – EE); b) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TF-SEE); c) contribuição para o ONS; d) quota da Conta de Desenvol-vimento Energético – CDE; e e) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.

III. TUSD PERDAS – Parcela da TUSD que recupera os custos regu-latórios com: a) perdas técnicas do sistema da distribuidora; b) perdas não técnicas; e c) perdas na rede básica devido às perdas regulatórias da distribuidora.

A figura a seguir apresenta a TUSD.


TRANSPORTE PERDAS

FIO B

REDE

BÁSIC

A

CUSD

CONE

XÃO T

CONE

XÃO

D

FRON

TEIR

A

TFSE

E

ONS

P&D_

EE

CDE

PROI

NFA

TÉCN

ICAS

NÃO

TÉCN

ICAS

PERD

AS

RB/DFIO A

ENCARGOS

TUSD

TARIfA DE ENERGIA ELÉTRICA – TE

A TE é aplicada exclusivamente ao mercado cativo e supridas. A TE é composta das despesas com compra de energia, mas inclui também as despesas com transporte de Itaipu e uso de rede básica pelo gerador Itaipu (apenas para as distribuidoras que têm contrato com este gerador). Inclui ainda perdas na rede básica sobre o mer-cado cativo e os encargos CFRH, ESS/EER e P&D sobre a receita de TE (figura a seguir).

TRANSPORTE PERDASENERGIA

TRAN

SPOR

TEITA

IPU

REDE

BÁSIC

A ITA

IPU

RB SO

BRE

CATIV

O

ENCARGOS

TE

CF U

RH

ESS/

EER

P&D_

EE

CDE

CONT

A - AC

R

DECR

ETO 7

.945

GARANTIA DOS NíVEIS DE REGuLARIDADE, CONTINuIDADE, EfICIÊNCIA E SEGuRANÇA NA pRESTAÇÃO DE SERVIÇOS

A companhia investe continuamente na expansão do seu sistema de distribuição, realizando estudos para atendimento ao mercado de energia tanto em condições normais de operação como em con-

dições de emergência, de forma a garantir o pleno atendimento ao fornecimento de energia. Além disso, na busca por oferecer níveis crescentes de qualidade aos seus clientes, a companhia investe na automação e modernização da sua rede, com a adoção de um novo padrão de construção a partir de 2008. O padrão de rede adotado até o ano de 2007 utilizava, de forma predominante, postes de madeira para sustentação das redes.

Para melhorar a confiabilidade e a qualidade na distribuição de energia, a AES Sul mudou seu padrão de rede, passando a utilizar pos-tes de concreto do tipo Duplo T ou Cônicos, conforme o fim a que se destinam. Assim, a partir do ano 2008, todas as novas redes construí-das e as substituições de postes quando das manutenções passaram a adotar o posteamento de concreto. Esse tipo de poste apresenta maior vida útil, além da resistência mecânica superior, por isso, pos-sibilita uma redução dos desligamentos não programados causados por queda de postes em temporais e, consequentemente, contribui para a melhoria dos indicadores técnicos de continuidade e satisfa-ção dos clientes. Outra mudança de padrão diz respeito à adoção de redes com cabo protegido ou spacer cable em áreas urbanas, um pa-drão que reduz desligamentos e convive mais harmonicamente com regiões arborizadas, uma das características da sua área de concessão. Além disso, em parceria com os órgãos ambientais e governos mu-nicipais, houve um incremento no volume de podas de árvores e na manutenção preventiva de redes primárias e secundárias.

ESTADO DA ARTE DA MODICIDADE TARIfáRIA, DA REVISÃO TARIfáRIA E DOS REAjuSTES DAS TARIfAS

Além dos pontos já explanados, o tema da tarifa é tratado ao longo deste capítulo.

SITuAÇõES DE SuSpENSÃO DO fORNECIMENTO DE ENERGIA

Das possibilidades de suspensão/corte do fornecimento de forma ativa, estão elencadas aquelas que envolvem a eliminação de risco, eliminação de fonte causadora de distúrbios, corte por falta de paga-mento, corte a pedido do cliente e eliminação de ligações clandesti-nas à rede.

Em condições de defeito interno da unidade consumidora ou quaisquer defeitos que possam provocar risco à própria unidade, às demais ou à rede elétrica, a companhia atua para garantir a segurança das pessoas e instalações.

No caso de inadimplência, as condições para suspensão do forne-cimento de energia são estabelecidas pela Resolução n° 414/2010 da ANEEL. Em caso de inadimplência, uma notificação é enviada ao cliente, na qual é informado que, após o prazo de 15 dias, não ocor-rendo o pagamento da dívida, a unidade consumidora estará su-jeita à suspensão do fornecimento de energia elétrica. Por meio de um processo automatizado, são identificadas as unidades consumi-doras passíveis de suspensão do fornecimento de energia devido à inadimplência e são geradas ordens de serviço para a execução da suspensão, que são realizadas com base na capacidade de execução e de acordo com a estratégia de combate à inadimplência. Em 2014, foram executadas aproximadamente 152 mil suspensões por falta de pagamento.

Ainda, a AES Sul dedica especial atenção às perdas elétricas, acom-panhando de perto a sua evolução, direcionando os recursos neces-sários para mantê-las sob controle e em nível de benchmarking do setor elétrico brasileiro. No período de 2010 a 2014, foram realizadas aproximadamente 283 mil inspeções, identificando mais de 45 mil ir-regularidades nos sistemas de medição.

ATENDIMENTO AOS NOVOS CONSuMIDORES NOS pRAzOS E NAS CONDIÇõES ESTAbELECIDAS NA REGuLAÇÃO

As principais etapas do processo de atendimento a clientes com a execução de obras em redes de distribuição são demonstradas na figura a seguir (etapas do processo de obras para atendimento ao cliente).

Descrição dessas etapas:

• Pré-ExecuçãoProjeto – Etapa relativa à elaboração dos projetos elétricos neces-

sários para o atendimento das demandas internas e externas, incluin-do as obras de atendimento a clientes, obras promovidas por Recla-mações de Níveis de Tensão (RNT), obras de manutenção e obras de expansão do sistema de distribuição.


CApEX AES SuL - R$ MM

• PlanejamentodaExecuçãoRefere-se ao planejamento e à programação da execução das

obras. Nela, além do atendimento às premissas técnicas e regulató-rias aplicáveis, a gestão procura o adequado direcionamento e/ou a otimização dos recursos disponíveis para a execução das obras.

• ExecuçãodaObraExecução – Trata da execução das obras planejadas e programa-

das, sem descuido dos requisitos técnicos e regulatórios pertinentes.

Fiscalização – Refere-se à fiscalização das obras executadas para validação do atendimento às normas técnicas e demais requisi-tos técnicos e de segurança aplicáveis. Nessa etapa, o objetivo da gestão é assegurar a qualidade construtiva das obras executadas, garantindo a integralidade, a correta instalação e o funcionamento dos materiais e/ou dos equipamentos que passarão a integrar os ativos da distribuidora.

• Pós-ExecuçãoTombamento/cadastro técnico – Refere-se à validação dos re-

cursos aplicados na execução (materiais, equipamentos e serviços) perante os recursos projetados pela distribuidora na fase de projeto. Essa fase inclui o cadastro técnico, que consiste em transformar a ver-são de projeto em uma versão de cadastro, por meio de uma platafor-ma georreferenciada.

Encerramento técnico – Essa etapa refere-se à validação dos re-gistros sistêmicos da obra, identificação e solução de pendências de inventário e/ou ajustes técnicos finais, sejam eles sistêmicos ou docu-

mentais. É realizada a conferência do adequado trâmite técnico para o posterior encaminhamento das obras para encerramento contábil, transformando o ativo imobilizado em curso (AIC) em ativo imobiliza-do em serviço (AIS).

REALIzAÇÃO DE INVESTIMENTOS ESTAbELECIDOS pELA LEGISLAÇÃO

Em 2014, as aquisições de bens vinculados à concessão e outros ativos somaram R$ 206,5 milhões, dos quais R$ 8,6 milhões corres-pondem aos projetos financiados por clientes e R$ 197,9 milhões fo-ram investidos com recursos próprios da companhia.

Os investimentos realizados pela companhia focaram na melhoria da confiabilidade das redes, na ampliação da capacidade de atendi-mento à carga e no aumento da segurança das redes, melhorando os níveis de qualidade e eficiência do sistema elétrico.

Principais investimentos em 2014:

• Expansãodosistemaeserviçosaoconsumidor:Foraminvesti-dos R$ 89,7 milhões, destacando-se: a expansão do sistema, os investimentos para as obras de implantação da Nova SE Santa Cruz 3 (a subestação beneficia cerca de 55 mil clientes), a amplia-ção da SE Cachoeira do Sul, a reforma da linha de transmissão Scharlau – São Leopoldo e a linha de transmissão São Vicente – Jaguari. O investimento em serviços ao consumidor atendeu à adição de 41 mil clientes em 2014.

• Confiabilidadedo sistema: Foram investidosR$97,1milhões,principalmente na substituição de postes, modernização de li-nhas de transmissão e subestações, além de aquisição e substi-tuição de equipamentos de campo.

A curva de investimentos dos últimos anos e a projeção para 2015 podem ser visualizadas no gráfico a seguir (valores nominais, sem cor-reção monetária – CapEx AES Sul 2006 a 2015).

TRATAMENTO DADO A pROjETOS E ObRAS NECESSáRIAS AO fORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA AOS INTERESSADOS ATÉ O pONTO DE ENTREGA E MANTIMENTO DAS INfORMAÇõES DO SISTEMA DE DISTRIbuIÇÃO E DOS ACESSANTES EM SISTEMAS DE INfORMAÇÃO GEOpROCESSADO

No item sobre Atendimento aos Novos Consumidores nos Prazos e nas Condições Estabelecidas na Regulação, pode ser visualizado todo o processo de obras desde a concepção até o fechamento dos proje-tos, contemplando, assim, o presente item.

350,0

300,0

250,0

200,0

150,0

100,0

50,0

–Real2006

Real2007

Real2008

Real2009

Real2010

Real2011

Real2012

Real2013

Real2014

Real2015

145,3

178,6 176,3

136,9

236,2

271,4

342,1

277,3

206,5 201,9

PRÉ-EXECUÇÃO PóS-EXECUÇÃOEXECUÇÃO

•Projeto•Planejamento da Execução

•Execução da Obra•Fiscalização

•Tombamento Cadastro Técnico•Encerramento Técnico


TAXAS DE CRESCIMENTO DE MERCADO pOR CLASSE DE CONSuMO

GLOBAL A4+BTA4 BT

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

3.50%

3,00%

2,50%

2,00%

1,50%

1,00%

0,50%

0,0%

1,96% 1,99%

2,31% 2,31%

3,01%3,01%

3,01%3,00% 3,00%3,00%

A tabela a seguir apresenta as projeções para subestações na área de concessão da AES Sul.pREVISõES DE DEMANDA COMpATíVEL COM OS pLANOS DIRETORES MuNICIpAIS E pLANOS REGIONAIS DE DESENVOLVIMENTO

As projeções de crescimento de toda a área de concessão da AES Sul são efetuadas utilizando como base diversos fatores, dos quais se destacam: tendência histórica de crescimento, previsão de locação de grandes blocos de carga, desempenho do PIB, taxa Selic, projeção de inflação, pressão tarifária no setor, etc.

Na AES Sul, as projeções de demanda são elaboradas de forma segregada por cada subestação de distribuição. Dessa forma, obtém-se um perfil de crescimento do mercado energético focado em cada região de atendimento. O atual ciclo de projeções de demanda con-templa os anos de 2016 a 2025, conforme as disposições do Módulo 2 do PRODIST da ANEEL.

Quando há a previsão da inserção de grandes blocos de carga, tais blocos devem ser considerados nas projeções de demanda elabora-das. Contudo, só são considerados blocos de carga que já possuem formalização de sua entrada em operação, seja por meio da assina-tura de CUSD, seja por meio da formalização da opção pela execução própria de obras relacionadas ao acesso. Esse procedimento é neces-sário, tendo em vista as orientações do órgão regulador no que se re-fere à prudência dos investimentos, bem como ao tratamento isonô-mico dos clientes (projeção de crescimento do mercado energético da concessão por segmento de consumo – ciclo 2016-2025).

SubestaçãoCrescimento por ano – Novo Ciclo

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Agudo 13,8 kV 2,78% 2,83% 3,22% 3,22% 3,89% 3,64% 3,88% 3,88% 3,81% 3,92%

Agudo 23 kV 2,82% 2,87% 3,26% 3,26% 3,93% 3,68% 3,92% 3,92% 3,85% 3,96%

Alegrete 1 (ESUL) 1,34% 1,40% 1, 77% 1, 77% 2,43% 2,19% 2,43% 2,43% 2,35% 2,47%

Alegrete 3 1,11% 1,16% 1,54% 1,54% 2,20% 1,95% 2,19% 2,19% 2,12% 2,23%

Alegrete 413,8 kV 3,26% 3,31% 3,70% 3,70% 4,37% 4,12% 4,37% 4,37% 4,29% 4,41%

Alegrete 423 kV 0,97% 1,02% 1,40% 1,40% 2,06% 1,82% 2,05% 2,05% 1,98% 2,09%

Alegrete 5 1,32% 1,38% 1,75% 1,75% 2,41% 2,17% 2,41% 2,41% 2,33% 2,45%

Caçapava do Sul 13,8 kV 1,13% 1,19% 1,57% 1,57% 2,23% 1,98% 2,22% 2,22% 2,15% 2,26%

Caçapava do Sul 23 kV 1,19% 1,25% 1,63% 1,63% 2,28% 2,04% 2,28% 2,28% 2,21% 2,32%

Cacequi -0,23% -0,17% 0,20% 0,20% 0,85% 0,61% 0,85% 0,85% 0,77% 0,89%

Cachoeira do Sul 13,8 kV 2,23% 2,29% 2,67% 2,67% 3,33% 3,09% 3,33% 3,33% 3,25% 3,37%

Cachoeira do Sul 23 kV 1,31% 1,37% 1,74% 1,74% 2,40% 2,16% 2,40% 2,40% 2,32% 2,44%

Campo Bom (CEEE-GT) 1,03% 1,08% 1,46% 1,46% 2,12% 1,87% 2,11% 2,11% 2,04% 2,15%

Candelária 13,8 kV 3,39% 3,45% 3,84% 3,84% 4,51% 4,26% 4,50% 4,50% 4,43% 4,55%

Candelária 23 kV -0,28% -0,23% 0,14% 0,14% 0,79% 0,55% 0,79% 0,79% 0,71% 0,83%

Canoas 1 (CEEE-GT) 2,14% 2,20% 2,58% 2,58% 3,24% 3,00% 3,24% 3,24% 3,16% 3,28%

Canoas 3 2,14% 2,20% 2,58% 2,58% 3,24% 3,00% 3,24% 3,24% 3,16% 3,28%

Canudos 1,03% 1,08% 1,46% 1,46% 2,12% 1,87% 2,11% 2,11% 2,04% 2,15%

Centro Serra 0,29% 0,34% 0,72% 0,72% 1,37% 1,13% 1,36% 1,36% 1,29% 1,41%

Cid. Industrial (CEEE-GT) 0,74% 0,80% 1,17% 1,17% 1,83% 1,59% 1,82% 1,82% 1,75% 1,87%

Dois Irmãos 2,55% 2,61% 2,99% 2,99% 3,66% 3,41% 3,65% 3,65% 3,58% 3,70%

Encantado 2,28% 2,34% 2,72% 2,72% 3,38% 3,14% 3,38% 3,38% 3,30% 3,42%

Estância Velha 1,10% 1,15% 1,53% 1,53% 2,19% 1,94% 2,18% 2,18% 2,11% 2,22%

Esteio 1,51% 1,56% 1,94% 1,94% 2,60% 2,36% 2,60% 2,60% 2,52% 2,64%

Estrela 213,8 kV 3,06% 3,12% 3,50% 3,50% 4,17% 3,93% 4,17% 4,17% 4,09% 4,21%

Estrela 223 kV 3,89% 3,95% 4,34% 4,34% 5,01% 4,77% 5,01% 5,01% 4,93% 5,05%

Faxinal do Soturno 13,8 kV 2,43% 2,48% 2,86% 2,86% 3,53% 3,29% 3,53% 3,52% 3,45% 3,57%

Faxinal do Soturno 23 kV 0,94% 0,99% 1,37% 1,37% 2,03% 1,79% 2,02% 2,02% 1,95% 2,06%

Fecotrigo (Particular) -2,16% -2,11% -1,74% -1,74% -1,11% -1,34% -1,11% -1,11% -1,18% -1,07%

Formigueiro 1,29% 1,35% 1,72% 1,72% 2,38% 2,14% 2,38% 2,38% 2,30% 2,42%

Gravataí 2 (CEEE-GT)* 1,75% 1,81% 2,19% 2,19% 2,85% 2,60% 2,84% 2,84% 2,77% 2,89%(CONTINUA)



2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Harmonia 0,45% 0,50% 0,88% 0,88% 1,53% 1,29% 1,53% 1,53% 1,45% 1,57%

Itaqui 1,53% 1,58% 1,96% 1,96% 2,62% 2,38% 2,62% 2,62% 2,54% 2,66%

Jacuí (CEEE-GT)* 0,86% 0,92% 1,29% 1,29% 1,95% 1,71% 1,94% 1,94% 1,87% 1,99%

Jaguari 1,86% 1,91% 2,29% 2,29% 2,96% 2,71% 2,95% 2,95% 2,88% 2,99%

Lajeado 1 3,92% 3,98% 4,37% 4,37% 5,04% 4,79% 5,04% 5,04% 4,96% 5,08%

Lajeado 2 (CEEE-GT) 2,47% 2,52% 2,90% 2,90% 3,57% 3,32% 3,56% 3,56% 3,49% 3,61%

Livramento 1 -0,70% -0,65% -0,28% -0,28% 0, 37% 0,13% 0,36% 0,36% 0,29% 0,40%

Livramento 2 (CEEE-GT) -0,11% -0,05% 0,32% 0,32% 0,97% 0,73% 0,96% 0,96% 0,89% 1,01%

Maçambará (CEEE-GT) 1,60% 1,66% 2,04% 2,04% 2,70% 2,46% 2,69% 2,69% 2,62% 2,74%

Manoel Vianna 0,94% 1,00% 1,37% 1,37% 2,03% 1,79% 2,03% 2,03% 1,95% 2,07%

Montenegro 1,46% 1,51% 1,89% 1,89% 2,55% 2,31% 2,55% 2,55% 2,47% 2,59%

Novo Hamburgo 1 1,06% 1,12% 1,49% 1,49% 2,15% 1,91% 2,15% 2,15% 2,07% 2,19%

Novo Hamburgo 2 1,75% 1,80% 2,18% 2,18% 2,85% 2,60% 2,84% 2,84% 2,77% 2,88%

Parque Industrial 1,87% 1,92% 2,30% 2,30% 2,97% 2,72% 2,96% 2,96% 2,89% 3,00%

Quaraí 1,49% 1,54% 1,92% 1,92% 2,58% 2,34% 2,58% 2,58% 2,50% 2,62%

Rio Pardo 13,8 kV 1,57% 1,62% 2,00% 2,00% 2,66% 2,42% 2,66% 2,65% 2,58% 2,70%

Rio Pardo 23 kV 2,97% 3,03% 3,41% 3,41% 4,08% 3,84% 4,08% 4,08% 4,00% 4,12%

Roca Sales 2,28% 2,34% 2,72% 2,72% 3,38% 3,14% 3,38% 3,38% 3,30% 3,42%

Rosário 0,75% 0,81% 1,18% 1,18% 1,84% 1,60% 1,83% 1,83% 1,76% 1,88%

Santa Cruz 1 (CEEE-GT) 0,64% 0,69% 1,07% 1,07% 1,72% 1,48% 1,72% 1,72% 1,64% 1,76%

Santa Cruz 2 2,94% 3,00% 3,38% 3,39% 4,05% 3,81% 4,05% 4,05% 3,97% 4,09%

Santa Maria 1 (CEEE-GT) 2,40% 2,45% 2,83% 2,83% 3,50% 3,26% 3,50% 3,50% 3,42% 3,54%

Santa Maria 2 3,30% 3,35% 3,74% 3,74% 4,41% 4,16% 4,41% 4,40% 4,33% 4,45%

Santa Maria 4 2,57% 2,63% 3,01% 3,01% 3,68% 3,43% 3,67% 3,67% 3,60% 3,72%

Santa Maria 5 4,31% 4,37% 4,76% 4,76% 5,44% 5,19% 5,43% 5,43% 5,36% 5,48%

Santiago 1,43% 1,48% 1,86% 1,86% 2,52% 2,28% 2,52% 2,52% 2,44% 2,56%

São Borja 1 1,67% 1,73% 2,11% 2,11% 2,77% 2,53% 2,76% 2,76% 2,69% 2,81%

São Borja 2 (CEEE-GT) 1,60% 1,66% 2,04% 2,04% 2,70% 2,46% 2,69% 2,69% 2,62% 2,74%

São Borja 3 1,52% 1,57% 1,95% 1,95% 2,61% 2,37% 2,61% 2,61% 2,53% 2,65%

São Francisco 0,12% 0,17% 0,54% 0,55% 1,20% 0,96% 1,19% 1,19% 1,12% 1,23%

São Gabriel 2,30% 2,35% 2,74% 2,74% 3,40% 3,16% 3,40% 3,40% 3,32% 3,44%

São Leopoldo 2,19% 2,25% 2,63% 2,63% 3,29% 3,05% 3,29% 3,29% 3,21% 3,33%

São Pedro 0,79% 0,85% 1,22% 1,22% 1,88% 1,64% 1,87% 1,87% 1,80% 1,92%(CONTINUA)

(CONTINUAÇÃO)



2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

São Sebastião do Caí 3,47% 3,53% 3,91% 3,92% 4,59% 4,34% 4,58% 4,58% 4,51% 4,63%

São Sepé 2,18% 2,24% 2,62% 2,62% 3,28% 3,04% 3,28% 3,28% 3,20% 3,32%

São Vicente (CEEE-GT) 1,44% 1,49% 1,87% 1,87% 2,53% 2,29% 2,53% 2,53% 2,45% 2,57%

Sapiranga 2,55% 2,61% 2,99% 2,99% 3,66% 3,41% 3,65% 3,65% 3,58% 3,70%

Sapucaia 1,75% 1,81% 2,19% 2,19% 2,85% 2,60% 2,84% 2,84% 2,77% 2,89%

Scharlau (CEEE-GT) 138 kV 2,44% 2,49% 2,87% 2,87% 3,54% 3,30% 3,54% 3,53% 3,46% 3,58%

Scharlau (CEEE-GT) 230 kV 0,50% 0,55% 0,93% 0,93% 1,58% 1,34% 1,58% 1,58% 1,50% 1,62%

Sinimbu 3,25% 3,30% 3,69% 3,69% 4,36% 4,11% 4,36% 4,36% 4,28% 4,40%

Taquari 1,85% 1,90% 2,28% 2,28% 2,95% 2,70% 2,94% 2,94% 2,87% 2,98%

Triunfo 1,02% 1,07% 1,45% 1,45% 2,11% 1,86% 2,10% 2,10% 2,03% 2,14%

Tuparay 1,57% 1,62% 2,00% 2,00% 2,66% 2,42% 2,66% 2,65% 2,58% 2,70%

Uruguaiana 1 13,8 kV 2,08% 2,14% 2,52% 2,52% 3,18% 2,94% 3,18% 3,18% 3,10% 3,22%

Uruguaiana 1 23 kV 2,47% 2,52% 2,90% 2,90% 3,57% 3,32% 3,56% 3,56% 3,49% 3,61%

Uruguaiana 2 2,05% 2,11% 2,49% 2,49% 3,15% 2,91% 3,15% 3,15% 3,08% 3,19%

Uruguaiana 3 2,36% 2,41% 2,80% 2,80% 3,46% 3,22% 3,46% 3,46% 3,38% 3,50%

Uruguaiana 4 1,89% 1,94% 2,32% 2,32% 2,99% 2,74% 2,98% 2,98% 2,91% 3,02%

Uruguaiana 7 2,08% 2,14% 2,52% 2,52% 3,18% 2,94% 3,18% 3,18% 3,10% 3,22%

Vale do Sol 0,06% 0,11% 0,49% 0,49% 1,14% 0,90% 1,13% 1,13% 1,06% 1,17%

Venâncio Aires (CEEE-GT) -0,18% -0,12% 0,25% 0,25% 0,90% 0,66% 0,89% 0,89% 0,82% 0,94%

Venâncio Aires 2 2,62% 2,68% 3,06% 3,06% 3,73% 3,48% 3,72% 3,72% 3,65% 3,77%

Zoológico 2,10% 2,16% 2,54% 2,54% 3,20% 2,96% 3,20% 3,20% 3,12% 3,24%

pREVISõES DE DEMANDA CONSIDERANDO AS SOLICITAÇõES DE ACESSO E OS pEDIDOS DE fORNECIMENTO, bEM COMO OS ACRÉSCIMOS DE CARGA

Este item está contemplado no item Previsões de Demanda Com-patível com os Planos Diretores Municipais e Planos Regionais de De-senvolvimento.

quALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA, fATOR DE pOTÊNCIA MEDIDO EM SubESTAÇõES Ou VALOR CARACTERIzADO pELA CARGA

O fator de potência medido nas subestações de fronteira com a rede básica deve ficar dentro dos valores predefinidos nos proce-dimentos de redes emitidos pelo ONS, os quais podem ser verifi-cados na tabela a seguir (fator de potência operacional nos pontos de conexão).

Tensão nominal dopontodeconexão Faixadefatordepotência

Vn ≥ 345 kV 0,98 indutivo a 1,0 capacitivo

69 kV ≤ Vn<345 kV 0,95 indutivo a 1,0 capacitivo

Vn < 69 kV 0,92 indutivo a 0,92 capacitivo

Fonte: ONS

HISTóRICO CONSOLIDADO DE CARGA NOS úLTIMOS 5 ANOS, bEM COMO DE pERDAS TÉCNICAS E DE GANHOS RELATIVOS AOS pLANOS DE EfICIÊNCIA ENERGÉTICA

Na tabela a seguir, podem ser visualizados os dados de carga, as perdas técnicas e os ganhos obtidos por meio dos programas de efi-ciência energética.

Ano 2010 2011 2012 2013 2014

Carga AES Sul (MWh) 8.804.948,67 9.166.079,53 9.025.268,00 8.980.900,16 9.285.005,31

Perda técnica (MWh) 786.497,79 841.733,74 813.809,15 825.534,86 903.534,21

Ganhos eficiência energética (MWh)

18.831,00 1.272,00 11.743,00 2.300,00 10.080,00

Perdaselétricas:

• atendimentoaosprocedimentosespecíficosdefinidospelaANEEL;

• programasespecíficosdeeficiênciaenergética.

O papel da AES Sul em relação ao desafio de oferecer mais alterna-tivas de energia sustentável passa pelo tema da eficiência energética. O negócio da companhia é distribuir energia elétrica, buscando fazer isso de forma equilibrada, tendo como principais objetivos a redução das perdas técnicas do sistema de distribuição, a racionalização do uso da energia elétrica e o aumento da eficiência energética dentro das residências e dos locais de trabalho dos clientes. Para cumprir esses objetivos, é destinado 0,5% da receita operacional líquida ao programa de eficiência energética, atendendo à determinação da ANEEL. Na tabela a seguir, estão citados os principais projetos desen-volvidos ao longo do período (projetos de eficiência energética).

(CONTINUAÇÃO)


ANO PROJETO

2014

Transformando consumidores em clientes IV (Ano 2)

Substituição de lâmpadas - clientes residenciais 2014

Substituição de lâmpadas - clientes residenciais 2013

Recicle Mais

2013

Transformando consumidores em clientes IV (Ano 1)

Eficientização SEMAE

Eficientização do Parque de Exposições Assis Brasil

Eficientização do Hospital Uruguaiana

Eficientização do Hospital São Borja

2012

Transformando consumidores em clientes III (Ano 3)

Substituição de lâmpadas - LED

Programa Recicle Mais, Pague Menos

Conforto artefatos de couro

Eficientização da lavoura Washington

Eficientização do Hospital Uruguaiana

Eficientização Hospital São Borja

Eficientização escolas Campo Bom

2011

Efientização do Hospital Venâncio

Eficientização do Hospital Ivoti

Eficientização do Hospital São Sebastião do Caí


2010

Eficientização de lavouras

Eficientização do Hospital Arroio do Tigre

Eficientização do Hospital Itaqui

Eficientização de escolas estaduais

Eficientização do Hospital Candelária

Eficientização do Hospital Cacequi

Eficientização do Hospital Portão

Eficientização do Hospital São Francisco de Assis

Eficientização do Hospital Santana do Livramento


SISTEMA DE DISTRIbuIÇÃO DE ALTA TENSÃO – SDAT

O SDAT da AES Sul é planejado conforme as disposições estipu-ladas pelo Módulo 2 do PRODIST da ANEEL, considerando ainda as disposições das Resoluções Normativas n° 506/2012 e n° 068/2004. O horizonte de planejamento é decenal, reavaliado anualmente. As simulações utilizam softwares consagrados no setor elétrico, caracte-rizando as cargas por meio de suas demandas ativa e reativa em três patamares: leve, média e pesada. Englobam esse sistema os barra-mentos secundários de subestações de rede básica, DIT e SDAT. Na AES Sul, o SDAT opera com tensões de 69 kV, 138 kV e 230 kV.

O processo de acesso ao SDAT é regido pelo Módulo 3 do PRODIST da ANEEL e pelas Resoluções Normativas n° 414/2010 e n° 506/2012. Os procedimentos se aplicam a consumidores novos ou em processo de elevação de demanda contratual, cuja classificação, em termos de aquisição energética, pode ser cativo, livre ou potencialmente livre. Estão inseridos nesse processo também os agentes geradores, que podem ser classificados como: produtor independente, autoprodu-tor, cogerador, serviço público, entre outros.

SISTEMA DE DISTRIbuIÇÃO DE MÉDIA TENSÃO – SDMT

O SDMT da AES Sul é planejado conforme as disposições estipu-ladas pelo Módulo 2 do PRODIST da ANEEL. O horizonte de planeja-mento é de 5 anos, reavaliado anualmente. As simulações utilizam softwares consagrados no setor elétrico, caracterizando as cargas por meio de suas demandas de potência ativa e reativa e da curva de carga em dois patamares: ponta e fora-ponta. Os pontos de interesse desse sistema são os alimentadores, o atendimento a outras distribui-doras e a conexão de geração distribuída. Na AES Sul, o SDMT opera com tensões de 13,8 kV e 23,1 kV.

A conexão de geração distribuída no SDMT depende da capacida-de de geração a ser instalada. A geração até 1.000 kW segue a Nor-ma de Conexão de Mini e Microgeração ao Sistema de Distribuição (NTD 014) da AES Sul, de acordo com a Resolução ANEEL n° 482/2012. Essa norma fornece as diretrizes básicas para interligação entre a rede da AES Sul e os sistemas de geração, indicando os tipos de equipa-mentos que devem ser utilizados. Caso o interesse seja gerar acima

de 1.000 kW, o processo é diferente. Esse potencial de geração já se caracteriza como produção independente de energia. Dessa forma, o agente gerador deve encaminhar documento à AES Sul intitulado Consulta de Acesso, onde devem ser destacadas, em linhas gerais, as características técnicas do empreendimento. De posse do documen-to, a AES Sul emitirá o documento intitulado Informação de Acesso, onde serão definidas as condicionantes para a disponibilização da in-fraestrutura da distribuidora no escoamento da produção da energia do agente gerador, de acordo com o critério de mínimo custo global para a sociedade. Após, o agente gerador deve buscar a obtenção de outorga (registro, autorização ou concessão) junto à ANEEL. Com o requerimento de solicitação de outorga, o agente gerador deve enca-minhar documento à AES Sul intitulado Solicitação de Acesso. A AES Sul emitirá o documento intitulado Parecer de Acesso, onde consta-rão as responsabilidades físicas e financeiras de cada parte no proces-so. Todo o processo é regido pelo Módulo 3 do PRODIST da ANEEL e pela Resolução Normativa n° 506/2012.

CRITÉRIOS E ESTuDOS DE pLANEjAMENTO

Os diversos critérios de expansão do sistema elétrico da AES Sul po-dem ser agrupados no seguinte modelo:

• Segurançaoperativa:- São previstas obras sempre que detectadas situações inseguras

no SEP, em quaisquer níveis de tensão. Essas situações insegu-ras podem ser tanto relativas a equipamentos como a pesso-as. Enquadram-se nessa classificação os equipamentos com possibilidade de explosão devido a condições operativas que extrapolam suas capacidades nominais, redes aéreas nuas com condutores com altura de segurança abaixo dos valores deter-minados por normas, etc.

• Carregamentos:- Transformadores de potência: 95% da capacidade nominal

de placa, respeitando os critérios do IAS (indicador definido pela ANEEL).

- Linhas de distribuição: 100% da capacidade térmica.- Alimentador com possibilidade de troca de carga: 80% da ca-

pacidade nominal do condutor.- Demais alimentadores: 90% da capacidade nominal do

condutor.


Tensão Nominal Classificação da Tensão de Atendimento

FaixadevariaçãodaTensãodeLeitura(TL)em relação à Tensão Nominal (TN)

Igual ou superior a 230 kV

Adequada 0,95 TN ≤ TL ≤ 1,05 TN

Precária0,93 TN ≤ TL < 0,95 TN

ou 1,05 TN < TL ≤ 1,07 TN

CríticaTL < 0,93 TN

ou TL > 1,07 TN

Igual ou superior a 69 kVe inferior a 230 kV


Precária0,90 TN ≤ TL < 0,95 TN

ou 1,05 TN < TL ≤ 1,07 TN


ou TL > 1,07 TN

Superior a 1 kV e inferior a 69 kV


Precária 0,90 TN ≤ TL < 0,93 TN


ou TL > 1,05 TN

Fonte: ANEEL

• Tensão:- É utilizada como referência a tabela disposta no Anexo I do Mó-

dulo 8 do PRODIST, que pode ser visualizada a seguir.- Para o SDAT, em 69 kV e 138 kV, são admitidas tensões inferiores

aos níveis da faixa considerada como adequada, desde que os transformadores das subestações tenham TAPs adequados para permitir tensão secundária nominal e que a tensão primária não seja inferior a 0,9 p.u. na base do sistema em análise.

• Qualidadeeconfiabilidade:- Novos alimentadores urbanos: Mínimo de dois novos pontos de

interligação com dois pontos de seccionamento (uso de quatro chaves telecomandadas).

- Novos alimentadores rurais: Mínimo de um novo ponto de sec-cionamento (uso de duas chaves telecomandadas).

• Restriçõesambientais:- Embora as restrições não se caracterizem exatamente como

critérios de planejamento, são consideradas na elaboração dos projetos de expansão. Além disso, o planejamento utiliza um

horizonte de implantação do reforço ou da ampliação um hori-zonte de um a três ciclos de planejamento, com o intuito de miti-gar a morosidade dos processos de licenciamento ambiental no Estado.

É importante ressaltar que os critérios descritos se referem ao pla-nejamento do sistema elétrico, servindo de base para diretrizes de ex-pansão da capacidade de atendimento no longo prazo. Em ambiente de operação sistêmica, verificam-se outros limites operativos, os quais consideram as reais limitações dos equipamentos envolvidos.

pLANO DE DESENVOLVIMENTO DA DISTRIbuIÇÃO – pDD

Muito embora o foco da distribuidora seja a construção e operação de sistemas elétricos com tensão inferior a 230 kV, há uma forte inte-ração das distribuidoras com as empresas de transmissão e os órgãos de operação (ONS) e planejamento (EPE) do SIN. Dessa interação, são gerados grupos de estudos que têm a finalidade de diagnosticar

problemas de suprimento e de propor obras que os eliminem. Essas obras que, via de regra, são de caráter sistêmico, ou seja, que atendem a uma ou mais distribuidoras, são geralmente construídas e operadas por empresas concessionárias de transmissão de energia elétrica. Nesses estudos, também são propostas obras de caráter exclusivo para o atendimento dos clientes da distribuidora, porém concatena-das com as obras sistêmicas que visam o atendimento regional.

Assim, torna-se fundamental conhecer os dados dos sistemas elétricos envolvidos, bem como as condições em que ocorreram as piores situações de operação, ou seja, são verificadas as limitações técnicas para o atendimento das cargas. De posse desses dados e das projeções de crescimento obtidas junto aos órgãos regionais (como associações de empresas, agricultores e comunidades afins), são ge-radas expectativas de crescimento de carga que irão balizar os estu-dos das obras a serem implantadas.

Com a interdependência de vários fatores e agentes para a efeti-va execução de determinada obra planejada, verifica-se um cenário dinâmico caracterizado por um estudo permanente e reciclado com base em novas informações.

INDICADORES DE quALIDADE DO fORNECIMENTO

Os critérios de cálculo das medidas de DEC e FEC, definidos pela ANEEL, consideram interrupções acima de 3 minutos e, desse resul-tado, são expurgados os dias com volume atípico de ocorrências. O gráfico a seguir mostra os indicadores de qualidade do fornecimento DEC e FEC.

Conforme se observa no gráfico de indicadores de qualidade do fornecimento DEC e FEC, o ano de 2014 teve um acréscimo na fre-quência e na duração das interrupções, causado por eventos climá-ticos atípicos e mais severos que assolaram o Estado. Esse aumento das interrupções levou também a um aumento nas compensações realizadas em favor dos clientes em razão da falta de energia, con-forme os critérios determinados pela ANEEL para sua apuração. Em 2014, foram totalizados R$ 14,4 milhões pagos em compensação referentes aos indicadores de qualidade individual dos clientes (DIC, FIC e DMIC), que retratam a duração, frequência e duração máxima das interrupções.


2010 2011 2012 2013 2014

DEC (HORAS) - ÚLTIMOS 12 MESES FEC (VEZES) - ÚLTIMOS 12 MESES

REFERÊNCIA ANEEL REFERÊNCIA ANEEL

DEC Padrão ANEEL para 2014: 13,58 horas FEC Padrão ANEEL para 2014: 11,54 vezes

DEC FEC

15,10

18,05

15,37 14,11 14,08

17,76

10,119,28

8,427,42

8,8814,68 14,34 14,00

13,58

13,16 12,77 12,39 12,1411,54

2010 2011 2012 2013 2014

INDICADORES DE quALIDADE DO fORNECIMENTO DEC fEC

fATORES INERENTES AO NíVEL DAS TARIfAS

A estabilidade e o equilíbrio financeiro das distribuidoras estão in-trinsecamente ligados à tarifa e aos fatores que a afetam. Assim, po-dem ser relacionados como fatores inerentes ao nível das tarifas:

• adisponibilidadedecapitalabaixocusto;• adisponibilidadederecursosenergéticos;• ascaracterísticasdemercado;• aeficiênciaoperacionaldosagentes;• aqualidadeeaconfiabilidadedofornecimento;• anaturezaeaestabilidadedomarcoregulatório;• apolíticatributáriaedeencargossetoriais.

MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIfAS

A Lei n° 8.987, de 13/02/1995, que dispõe sobre o regime de con-cessão e permissão da prestação de serviços públicos, instituiu o re-gime de preços máximos (pricecap) para as tarifas de concessões de serviços públicos.

Nos contratos de concessão das distribuidoras de energia elétri-ca, foram estabelecidas as tarifas iniciais e os mecanismos de sua alteração:

• reajustetarifárioanual;• revisãotarifáriaextraordinária;• revisãotarifáriaperiódica.

Tais mecanismos tiveram sua origem na política tarifária aprovada pelo Conselho Nacional de Desestatização (CND), em novembro de 1995. Segundo o contrato de concessão, a receita da concessionária é dividida em duas parcelas:

• parcelaA,formadapelosdenominadoscustosnãogerenciáveispela concessionária, compreende os custos da energia elétrica adquirida para atendimento aos clientes (CE), os custos de trans-missão (CT) e os encargos setoriais (CES);

• parcelaB,quecompreendeosdenominadoscustosgerenciá-veis, corresponde aos custos da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes, que estão sujeitos ao controle ou à influência das práticas gerenciais adotadas pela concessioná-ria – ou seja, os custos de operação (pessoal, material e serviços de terceiros). Além destes, a parcela B inclui a remuneração e de-preciação do capital.

Com a implantação do modelo atual, foram assinados os contratos de concessão, nos quais foi reconhecido que as tarifas na época vi-gentes eram suficientes para a adequada prestação do serviço e ma-nutenção do equilíbrio econômico e financeiro. Essas tarifas aplicadas ao respectivo mercado de cada concessionária definiram a receita anual do primeiro ano do período tarifário (RA).

Nos contratos de concessão, ficou também estabelecido que os valores dessas tarifas seriam reajustados com periodicidade anual até a data da Revisão Tarifária Periódica (RTP), quando a ANEEL procede as revisões dos valores das tarifas, alterando-as para mais ou para me-nos, considerando as alterações na estrutura de custos e de mercado da distribuidora. Ficou ainda definido o cronograma de revisões de cada distribuidora nos respectivos contratos.

Em cada Reajuste Tarifário Anual (RTA), o novo valor da parcela A (VPA) é obtido pelas condições vigentes de cada um dos itens de custos não gerenciáveis (compra de energia, transporte de energia e encargos). O novo valor da parcela B (VPB) é obtido pela diferença entre RA e VPA, observada nos 12 meses anteriores à data do reajuste, ajustada pelo fator X e corrigida pela variação do IGP-M.

A RTP está estabelecida em lei e nos contratos de concessão do ser-viço público de distribuição de energia elétrica, portanto, trata-se de obrigação legal e contratual, cabendo à ANEEL sua implementação.


O processo de revisão tarifária é realizado em duas etapas. Na pri-meira etapa, denominada reposicionamento tarifário, são definidos custos regulatórios operacionais, de capital (VPB) e estrutura tarifária para composição das tarifas seguindo regras estabelecidas nos Proce-dimentos de Regulação Tarifária (PRORET), as quais são discutidas no âmbito dos processos de audiências públicas. O processo de apura-ção da parcela A segue a mesma regra dos reajustes anuais.

A segunda etapa consiste no cálculo do fator X, que é a estimativa de ganhos de produtividade e eficiência compartilhados com os con-sumidores no período entre revisões.

REAjuSTE TARIfáRIO

• RevisãoTarifáriaExtraordinária–RTE1

Além dos reajustes anuais e das revisões periódicas, a ANEEL também pode realizar a Revisão Tarifária Extraordinária a qualquer tempo, a pedido da distribuidora, quando algum evento provocar significativo desequilíbrio econômico-financeiro. Também pode ser solicitada em casos de criação, alteração ou extinção de tributos ou encargos legais, após a assinatura dos contratos de concessão, e desde que o impacto sobre as atividades das empresas seja devida-mente comprovado.

Por exemplo, a revisão extraordinária de 23 de janeiro de 2013 foi motivada por uma quebra estrutural nos custos das distribuidoras, que foi prontamente repassada aos consumidores. Os principais itens de redução foram:

• alocaçãodecotasdeenergia, resultantesdasgeradoras comconcessão renovadas, a um preço médio de R$ 32,81/MWh;

• reduçãodoscustosdetransmissão;

• reduçãodosencargossetoriais;

• retiradadesubsídiosdaestruturadatarifa,comaportediretodoTesouro Nacional.

Já a revisão extraordinária de março de 2015 foi motivada pelo aumento significativo dos custos da parcela A (compra de energia e CDE) sem a contrapartida do repasse para as tarifas. Esse cenário cau-sou problemas de caixa para as empresas de distribuição de energia

elétrica, uma vez que o custo era corrente e o repasse para as tarifas ocorreria somente no futuro. Em função de o problema ser geral para as empresas do Brasil, a ANEEL promoveu a RTE única para todas as distribuidoras.

• RevisãoTarifáriaPeriódica

Toda metodologia e os procedimentos do processo de RTP das concessionárias de distribuição de energia elétrica estão definidos no Módulo 2 do PRORET, cujos submódulos estão descritos na figura a seguir (Módulo 2 ANEEL – RTP):

MóDuLO 2 ANEEL – REVISÃO TARIfáRIA pERIóDICA

MóDUlO 2

Revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica

•Submódulo2.1-Procedimentosgerais•Submódulo2.2-Custosoperacionais•Submódulo2.3-Basederemuneraçãoregulatória•Submódulo2.4-Custodecapital•Submódulo2.5-FatorX•Submódulo2.6-Perdasdeenergia•Submódulo2.7-Outrasreceitas•Submódulo2.8-Geraçãoprópriadeenergia

A figura a seguir apresenta o processo de apuração da receita re-querida no momento da RTP, que irá definir o nível das tarifas a serem aplicadas ao mercado.

pROCESSO DE ApuRAÇÃO DA RECEITA REquERIDA

MERCADO TRANSPORTE

COMPRA ENERGIA

ENCARGOS SETORIAIS

PERDAS NÃOTÉCNICAS

PERDASTÉCNICAS

RECEITA REQUERIDA

lÍQUIDA

TAXA DEP. BASE BRUTA QUOTA REINTEGRAÇÃO

OUTRAS RECEITAS

CUSTOSEFICIENTES

RECEITASIRRECUPERÁVEIS

CUSTOS OPERACIONAIS

WACC BASE lÍQUIDAREMUNERAÇÃO

A revisão tarifária é, de fato, a recomposição dos custos da parcela B, que compreende três itens principais: remuneração, depreciação e custos operacionais, que englobam todas as atividades operacionais da distribuidora.

pARCELA A – CuSTOS NÃO GERENCIáVEIS

Compradeenergia

O repasse tarifário de compra de energia considera os contratos futuros da distribuidora (12 meses), assim como as expectativas de preços desses contratos, que, no caso dos contratos de usina térmica, dependem das condições de despacho esperadas.

Como o repasse dos custos de compra de energia é uma previsão, as eventuais diferenças são ajustadas no processo tarifário seguinte por meio da CVA.

Transporte

Os custos com transporte referem-se ao custo de transmissão da energia elétrica das usinas até as redes de distribuição da concessio-nária e também ao uso do sistema de outras distribuidoras.

Encargossetoriais

O custo dos atuais encargos reconhecidos em tarifas é composto dos seguintes encargos:

CDE: Lei n° 10.438, de 26/4/2002, com as devidas alterações, em especial da Lei n° 12.783, de 11/1/2013, e o repasse de recursos, re-gulamentado pela Resolução n° 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória n° 605, de 23/1/2013, e o Decreto n° 7.945, de 7/3/2013; descontos tarifários regulamentados pelo Decreto n° 7.891, de 23/1/2013;

TFSEE: Lei n° 9.427, de 26/12/1996, alterado pela Lei n° 12.783/2013;

PROINFA: Lei n° 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decre-to n° 5.025/2004 e detalhado pelo Submódulo 5.3 do PRORET;

________________________1 Fonte: ANELL


EncargodeServiçosdoSistema(ESS)eEncargodeEnergiade Reserva (EER): Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, e Decreto n° 6.353, de 16/1/2008, respectivamente;

Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (CFURH): criada pela Lei n° 7.990/1989;

P&D–PEE: criada no ano 2000;

ONS: corresponde à contribuição anual de responsabilidade da distribuidora, do ano do processo tarifário, para cobrir o orçamento anual do ONS.

A descrição dos encargos se dará em item posterior dentro deste capítulo.

pARCELA b - CuSTOS GERENCIáVEIS

A parcela B considera a soma dos itens de Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) e do Custo Anual dos Ativos (CAA), aplicado sobre estes um fator de ajuste de mercado (Pm) e Mecanis-mo de Incentivo à Qualidade (MIQ), deduzindo outras receitas para efeito de modicidade:

VPB=(CAOM+CAA)×(1-P_m-MIQ)-OR

O CAOM, que está defi nido no Submódulo 2.2, é obtido pela soma das parcelas dos custos operacionais e das receitas irrecuperáveis, conforme demonstrado na fi gura a seguir.

COMpOSIÇÃO DO CAOM

CO RI CAOM

A regra de aplicação para defi nição dos custos operacionais pode ser resumida em:

• identificarumpontodereferênciaparaoscustosoperacionaisde partida;

• definirumametaregulatória;• traçarumatrajetóriaparaqueessametasejaatingida.

O Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma de remuneração, tributos, depreciação e anuidades, conforme a formulação apresenta-da na fi gura a seguir.

COMpOSIÇÃO DO CAA

RC QRR CAIMI CAA

Onde:• RC: Remuneração do Capital;• QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação);• CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (anui-

dades).

Para o cálculo do CAA ou custo de capital, é necessária a defi nição da base de remuneração regulatória, cujos procedimentos estão defi -nidos no Submódulo 2.3 do PRORET.

As outras receitas são divididas em duas categorias, conforme sua natureza: receitas inerentes ao serviço de distribuição de ener-gia elétrica e receitas de outras atividades empresariais ao serviço de distribuição.

As receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elé-trica são adicionais à receita do transporte de energia, mas fazem parte do serviço de distribuição de energia elétrica, para as quais as despesas incorridas em sua prestação já estão contempladas na receita requerida:

• receitascomencargosdeconexão;• serviçoscobráveis;• receitasauferidaspelaultrapassagemdedemandaeexcedente

de reativos.

As receitas de outras atividades empresariais são todas e quaisquer atividades desenvolvidas pela própria concessionária e que não estão diretamente relacionadas à atividade-fi m da concessão.

A tabela a seguir mostra a parcela B da revisão tarifária da AES Sul de 2013, resultado da Audiência Pública ANEEL n° 005 de 2013.

Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) R$ 287.538.720,09

Custos Operacionais (CO3) R$ 274.874.226,91

Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi)

R$ 1.627.997,04

Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) R$ 11.036.496,15

Custo Anual dos Ativos (CAA) R$ 284.015.846,19

Remuneração do Capital (RC) R$ 160.482.535,52

Quota de Reintegração Regulatória (QRR) R$ 92.862.539,86

Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI)

R$ 30.670.770,81

Parcela B (VPB) R$ 571.554.566,28

Ajusteemfunçãodosinvestimentosrealizados R$ (2.614.886,64)

Diferencial de X (ΔX) 0,19%

Multiplicador (m) 2,43

ParcelaBcomajustedo2CRTP(VPB’) R$ 568.939.679,64

Índice de Produtividade da Parcela B 1,12%

ParcelaBcomajustedemercado R$ 562.550.858,72

• Tributos(IRPJeCSLL)

As tarifas defi nidas pela ANEEL são líquidas de impostos.

• Remuneraçãosobreocapital

A remuneração sobre o capital é defi nida em cada revisão tarifária pela metodologia WACC. Para o quarto ciclo de revisões tarifárias, o WACC (antes dos impostos) é de 8,09% e será aplicado sobre a base líquida de ativos de cada distribuidora.

Onde:• CO: Custo Operacional• RI: Receitas Irrecuperáveis


Para detalhamento do cálculo, é possível acessar o submódulo 2.4 do PRORET no seguinte endereço eletrônico:

http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/Proret_Submodulo_2_4_aprimoramentos_v2.pdf

• DepreciaçãoA taxa de depreciação média da distribuidora é definida a partir da

composição de seus ativos, cuja definição é dada por meio de laudo de avaliação. Para detalhamento da metodologia, é possível acessar o submódulo 2.3 do PRORET no seguinte endereço eletrônico:http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/Proret_Submodulo_2_4_aprimoramentos_v2.pdf

• Custosdeoperaçãoemanutenção

Pelo modelo de regulação por incentivos, o custo de O&M regula-tório, com repasse para as tarifas dos consumidores finais, é definido por meio de técnica de benchmark, ou seja, pela comparação entre os custos das distribuidoras de energia elétrica do Brasil, com ajustes em função das características individuais. Assim, as empresas inefi-cientes não terão o reconhecimento tarifário de todos os seus custos reais, ao contrário das empresas eficientes, que não terão glosas no seu custo real.

Para mais detalhamento da metodologia, é possível acessar o sub-módulo 2.2 do PRORET no seguinte endereço eletrônico:http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=702

• FatorX O objetivo principal da aplicação do fator X é repassar para modi-

cidade os ganhos potenciais de produtividade e eficiência – compo-nente XPd. No 3CRTP, o regulador inseriu o componente XQ, para es-timular a melhoria do serviço e outra para definir a transição do custo operacional regulatório (empresa de referência atualizada) para o cus-to eficiente definido por técnica de benchmark (comparação) – XT.

Na atual metodologia, o fator X é composto por três componentes que podem ser verificados na figura a seguir.

COMPONENTES

PEX-ANTE EX-ANTEEX-POST

Q T

PRODUTIVIDADE:COMPONENTE DE DISTRIBUIÇÃO (P)

QUAlIDADE:COMPONENTE Q

TRAjETóRIA DE CONVERGêNCIA:COMPONENTE T

O componente P consiste nos ganhos de produtividade das distri-buidoras de energia elétrica no período histórico analisado, ajustado pela variação observada do mercado e das unidades consumidoras, pois esses são fatores que afetam os ganhos de produtividade das distribuidoras.

O valor do componente Q é resultado da qualidade dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora aos seus con-sumidores. Esse componente está inserido no contexto do Mecanis-mo de Incentivo (MI), que envolve outras ações da ANEEL. Seu cálculo considera a variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.

A componente T ajusta, ao longo de um período definido, os cus-tos operacionais observados de cada concessionária ao custo opera-cional eficiente.

CONSIDERAÇõES

Neste documento, foram abordados os investimentos previstos e a metodologia de planejamento utilizada nos estudos do setor. Nessa abordagem, ainda foi possível verificar a dinâmica do planejamento que envolve diferentes agentes do setor elétrico e a necessidade da interação entre esses agentes, por meio da EPE, visando a colabora-ção e integração para melhoria das condições regionais em uma visão mais ampla do sistema elétrico, contemplando assim os 28 COREDES do Estado do Rio Grande do Sul. Ainda, quando convidada, a AES Sul mantém uma participação ativa junto aos 118 municípios de sua con-cessão nas reuniões, seja na câmara municipal ou em reuniões espe-cíficas com secretários e prefeitos, além de participar das reuniões de conselhos e associações, como exemplo a Associação dos Arrozeiros de Alegrete e a Associação Comercial e Industrial de Novo Hamburgo.

08 sme desenvolvimento - aes sul

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