PROCESSO DE COMBATE ÀS

PERDASJANEIRO 2014

AGENDA

AÇÕES REALIZADAS

PLANO DE PERDAS

TRAJETÓRIA REGULATÓRIA

BENCHMARKING

DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA

AÇÕES COERCITIVAS

HISTÓRICO DE PERDAS

DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA

2,89

2,78 2,79

2,89

2,73 2,72

2,49

2,40

2,50

2,65

2,73

2,822,76 2,76 2,76

2,96

3,04 3,06

3,25

3,12

3,25

3,133,19 3,16

3,083,14

3,07

2,60

2,46

2,38 2,40

2,28

2,21

1,99

1,901,94

2,08

2,222,27 2,25

2,20 2,19

2,302,34

2,39

2,282,32

2,222,25 2,26 2,23 2,23

2,16

2,242,18

2,882,91

2,53

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Requerida/Cliente Faturada/Cliente

• Perda Consolidada ao longo dos anos

• Ausência de Investimentos no Combate às Perdas

• Tendência crescente ao longo dos anos

HISTÓRICO DE PERDAS

DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA

28,87%

28,69%

28,07%

29,00%

28,70%

28,68%

29,59%

29,99%30,01%29,76%

29,37%

29,82%

30,12%

30,46%

29,51%

25,48%

26,87%

01/05

02/05

03/05

04/05

05/05

06/05

07/05

08/05

09/05

10/05

11/05

12/05

01/06

02/06

03/06

04/06

05/06

06/06

07/06

08/06

09/06

10/06

11/06

12/06

01/07

02/07

03/07

04/07

05/07

06/07

07/07

08/07

09/07

10/07

11/07

12/07

01/08

02/08

03/08

04/08

05/08

06/08

07/08

08/08

09/08

10/08

11/08

12/08

01/09

02/09

03/09

04/09

05/09

06/09

07/09

08/09

09/09

10/09

11/09

12/09

01/10

02/10

03/10

04/10

05/10

06/10

07/10

08/10

09/10

10/10

11/10

12/10

Real Regulatória Planejado

27,97% 27,97%

26,92%

26,39%

25,52%

2005 2006 2007 2008 2009 2010

PERDAS REGULATÓRIAS

DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA

• Nível de Perdas acima da imposta pelo Regulador

• Impacto na Rentabilidade da Companhia

• Risco/Oportunidade na definição da trajetória – 2º Ciclo

BALANÇO ENERGÉTICO

DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA

1 Turú 122.113 14,74% NORTE SÃO LUÍS 2 (Imp. - IPA e IPC) 100.748 12,16% SUL IMPERATRIZ 3 (S. Inês) 100.426 12,12% NORTE, MIRANDA 4 S.L. 13,8Kv 79.602 9,61% NORTE 5 Forquilha 59.301 7,16% NORTE 6 (T. Marias) 54.044 6,52% NORTE MIRANDA 7 (P. Dutra) 40.335 4,87% CENTRO, SUL P. DUTRA 8 São Francisco 34.173 4,13% NORTE 9 Centro 32.877 3,97% NORTE 10 Maracanã 23.205 2,80% NORTE 11 Itaqui 23.184 2,80% NORTE 12 (Bacabal) 21.445 2,59% CENTRO PERITORÓ 13 (C. Neto) 20.387 2,46% NORTE, LESTE COELHO NETO 14 (Arari) 19.728 2,38% NORTE MIRANDA 15 (S. Novo) 18.787 2,27% SUL IMPERATRIZ 16 (Itapecurú) 18.693 2,26% NORTE, LESTE MIRANDA 17 (Coroatá) 14.219 1,72% CENTRO PERITORÓ 18 (Tabuleiro) 12.921 1,56% LESTE CEPISA 19 (Timon) 10.870 1,31% LESTE TERESINA 20 CEPISA OUT 10.178 1,23% LESTE CEPISA 21 (Estreito) 7.730 0,93% SUL PORTO FRANCO 22 (Açailândia) 7.322 0,88% SUL IMPERATRIZ 23 (Miranda) 5.581 0,67% LESTE MIRANDA 24 (Caxias) 4.596 0,55% LESTE TERESINA 25 (Pedreiras) 3.622 0,44% CENTRO 26 (Codó) 235 0,03% CENTRO 27 (Paraibano) 231 0,03% LESTE BOA ESPERANÇA 28 (F. Nogueiras) (279) -0,03% SUL PORTO FRANCO

SuprimentoOrdem Regional Elétrico

SÃO LUÍS

POTENCIAL (MWH - %)

SÃO LUÍS

PERITORÓ

Ponto de Suprimento

DESCRIÇÃO PESO MHW SÃO LUÍS 45,2% 374.456 MIRANDA 24,0% 198.472 IMPERATRIZ 15,3% 126.857 P. DUTRA 4,9% 40.335 PERITORÓ 4,8% 39.521 CEPISA 2,8% 23.098 COELHO NETO 2,5% 20.387 TOTAL 99,4% 823.126

84,5%

MATRIZ DE PERDAS

DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA

Perda 2008

16,15%

29,24%28,18%

11,78%1,83%

0,74%0,92%0,12%

13,09%1,06%

0,76%

Perda

Total

CNR

Perda

Real

Perda

Técnic

aPerd

a Não

-técn

ica LD

Gambia

rra

Clandes

tinos IP

Defei

to

Fraude

PERFIL DE MERCADO

DIAGNÓSTICO DO PROBLEMA

• Ações específicas por segmento de mercado

• Ações priorizadas por custo x potencial de recuperação (topo para a base)

• Ações de redução para a base

995 GWh (29,7%)

2.845 Clientes (0,2%)

814 GWh (24,3%)

35.167 Clientes (2,3%)

1.543 GWh (46,0%)

1.493.084 Clientes (97,5%)

AT e BT Indireto

Acima de 500 kWh (exceto AT e BT Indireto)

Abaixo de 500 kWh

GUARDIÃO DA CONTATELEMETRIA

BALANÇO ENERGÉTICOINSPEÇÕES NORMAIS

BLINDAGEM

BALANÇO ENERGÉTICOFAT. PELO MÍNIMODESLIGADOSCORTADOSFATURAMENTO NULOVARREDURA

Acima de 5000 kWh

Entre 1000 e 5000 kWh

Entre 300 e 1000 kWh

Abaixo 300 kWh

EQUIPES ESPECIAISBLINDAGEM

PLANEJAMENTO

PLANO DE PERDAS

• Ações de Redução

1) Inspecionar Clientes do Grupo B

Regularização de Clientes com Desvio Embutido

PLANEJAMENTO

PLANO DE PERDAS

• Ações de Redução

2) Inspecionar e Blindar Clientes do Grupo A e Medição Indireta

PLANEJAMENTO

PLANO DE PERDAS

• Ações Estruturantes

1) Regularizar Clientes em Gambiarra

2) Inspecionar e Atualizar o Cadastro de Iluminação Pública

3) Instalar e Monitorar Medição Fiscal

4) Regularizar Clientes Clandestinos

5) Eliminar Clientes sem Medição

6) Reduzir a Quantidade de Cortados e Desligados no SistemaComercial

7) Substituir Medidores Eletrônicos com defeito – Recall

8) Regularizar Clientes Faturados pelo Mínimo da Fase

9) Validar Cálculo de Perdas Técnicas

PLANEJAMENTO

PLANO DE PERDAS

• Ações de Consolidação

1) Consolidar Matriz de Perdas

2) Estruturar o Atendimento do Consumo Não Registrado

3) Evitar Perdas Administrativas oriundas do Faturamento

4) Garantir o Funcionamento do Balanço Energético

5) Elaborar Programa de Aproximação com Judiciário

6) Garantir Funcionamento do sistema - SMART

7) Garantir Funcionamento da Medição de Fronteira

8) Recuperar Medidores com Estrutura da Metrologia

9) Implantar Função Medição

10) Realizar Campanha de Medidas

QUANTIDADE DE AÇÕES

AÇÕES REALIZADAS: INSPEÇÕES BT

778.356

451.977

2008 2009 2010 2011 2012 2013*

Fraudes

Outros

172.881

408.454

631.717

842.837

1.049.341

1.230.333

68.644

89.122

237.376

8.979

215.154

89.075

2008 2009 2010 2011 2012 2013*

Gambiarras Clandestinos DS LD Recall Minimo

QUANTIDADE DE AÇÕES

AÇÕES REALIZADAS: ESTRUTURAÇÃO

91.010

251.798

389.501

531.216

623.358

708.350

DESVIOS EMBUTIDOS

AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B

DESVIOS EMBUTIDOS

AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B

DESVIOS EMBUTIDOS

AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B

DESVIOS EMBUTIDOS

AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B

DESVIOS EMBUTIDOS

AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B

279

5.663

23.117

29.629

34.28037.681

40.353

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Desvios Embutidos através de Incisão na Parede

FRAUDES NO MEDIDOR

AÇÕES REALIZADAS: GRUPO B

9.001

20.643

37.553

50.362

60.87266.752

73.860

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Fraudes no Medidor

AÇÕES REALIZADAS: ILUMINAÇÃO PÚBLICACONSUMO FATURADO

217.212

288.360

303.388314.349

334.132

348.476

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Consumo faturado da IP em todos os municípios (MWh)

NOVO PATAMAR DE PERDAS

RESULTADOS 2013

10,0%

11,3%

14,8%

17,0%

16,5%

18,3%

19,9%

20,6%21,9%

21,2%

18,5%

19,3%

18,2%

20,1%

20,7%

22,1%23,1%

21,8%

22,1%

26,8%28,5%

24,3%

23,7%

27,1%

29,9%

29,5%

29,8%

28,7%

28,9%

25,2%

22,5%

21,0%

20,7%

20,1%

Novo Patamar de Perdas Globais

GESTÃO ESTATALGESTÃO

COMPARTI-LHADA

PPLINTERVENÇÃO

GESTÃO ATUAL

NOVO PATAMAR DE PERDAS

RESULTADOS 2013

28,9%

25,2%

22,5%

21,0% 20,7%20,1%

2008 2009 2010 2011 2012 2013*

Novo Patamar de Perdas Globais

29,1%

27,9%

22,8%

18,7%17,4%

16,5%

16%

18%

20%

22%

24%

26%

28%

30%

Perda Anualizada - Ilha São Luís

ILHA SÃO LUÍS

RESULTADOS 2013

-12,6%

MAIOR EVOLUÇÃO DO NE

BENCHMARKING

3,4%2,9%

0,8% 0,7% 0,3%

-2,6% -3,0%

-5,5% -5,8%

-8,2%

Celpe Coelba Coelce Cosern Celtins EnergisaSergipe

Ceal EnergisaParaíba

Cepisa Cemar

Redução das Perdas Globais 2008 a 2012

Fonte: ABRADEE

AÇÕES COERCITIVAS

JORNAIS E TV

AÇÕES COERCITIVAS

10,12 11,89

13,11 15,32

18,53 19,64

31,26 31,65

34,20

Cosern Coelce Energisa

PB

Coelba Cemar Celpe Ceal Celpa Cepisa

Perdas no mercado BT e MT (%) - 2012

BENCHMARKING

Fonte: ABRADEE

MEDIÇÃO FISCAL

RESULTADOS 2013

Trafos em São Luís no início de 2012Situação atual

Legenda:• Verde = transformador na faixa adequada Amarelo = transformador na faixa de

atenção• Vermelho = transformador na faixa crítica Roxo = transformador na faixa inconsistente.

Trabalhando sem parar