II BTG Pactual Utilities Days. 24 de setembro de 2013

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1 II BTG Pactual Utilities Days 24 de setembro de 2013

2 Disclaimer Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros. As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação. Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.

3 Agenda Distribuição: Foco em eficiência e qualidade do serviço Índices de Qualidade Técnica Combate a Inadimplência Perdas Não Técnicas Projeto Reclamação Zero (Foco no Cliente) Projeto Inovcity

4 Agenda Distribuição: Foco em eficiência e qualidade do serviço Índices de Qualidade Técnica Combate a Inadimplência Perdas Não Técnicas Projeto Reclamação Zero (Foco no Cliente) Projeto Inovcity

5 Qualidade do Serviço EDP Bandeirante 1 Incrementar a manutenção preventiva, obras de melhoria e priorização dos circuitos críticos 2 Ampliar a automação, o seccionamento e a flexibilidade operativa da rede, para reduzir os clientes interrompidos 3 Maximizar o uso dos recursos de campo, otimizar despacho e instalar tecnologias de identificação de defeitos DEC - Duração Equivalente de Interrupções por Cliente FEC - Frequência Equivalente de Interrupções por Cliente 12,18 8,82 8,42 8,37 8,07 10,20 9,70 9,43 9,57 9,42 9,36 9,24 7,05 6,17 6,03 5, jun jun-13 DEC Bandeirante Limite ANEEL FEC Bandeirante Limite ANEEL 5

6 Qualidade do Serviço EDP Escelsa 1 Incrementar a manutenção preventiva, obras de melhoria e priorização dos circuitos críticos 2 Ampliar a automação, o seccionamento e a flexibilidade operativa da rede, para reduzir os clientes interrompidos 3 Maximizar o uso dos recursos de campo, otimizar despacho e instalar tecnologias de identificação de defeitos DEC - Duração Equivalente de Interrupções por Cliente FEC - Frequência Equivalente de Interrupções por Cliente 11,49 11,18 10,78 10,69 9,12 8,98 8,51 8,13 9,16 10,48 9,88 10,38 6,35 6,38 6,37 6, jun-13 DEC Escelsa Limite ANEEL FEC Escelsa Limite ANEEL 2012 jun-13 6

7 Comparativo Mercado - DEC e FEC DEC - Duração Equivalente de Interrupções por Cliente 102,0 33,8 35,7 5,6 7,5 8,1 8,4 9,4 9,8 9,9 10,3 12,7 14,1 14,3 14,5 14,7 16,5 16,9 18,2 19,3 19,4 20,0 20,2 21, EDP BAND. 6 EDP ESC Distribuidoras 51,0 FEC - Frequência Equivalente de Interrupções por Cliente 4,2 4,6 4,7 5,3 5,4 6,0 6,4 7,0 7,8 7,9 8,1 8,1 8,4 8,4 8,8 8,9 9,0 10,9 11,8 13,0 18,0 24,2 24, EDP EDP BAND. ESC. Distribuidoras Fonte: ABRADEE 7

8 1 Incrementar a manutenção preventiva, obras de melhoria e priorização dos circuitos críticos + Poda + Spacer Relação direta com o resultado do DEC; Spacer permite eliminar defeitos Poda menor em 2012 colocou O a meta resultado do DEC tem uma intempestivos; regulatória em risco. relação direta com a quantidade Ganhos confirmados de até 60% em das podas realizadas anualmente alimentadores recondutorados. Esse efeito comprovou-se em 2012 com risco elevado para atingir o DEC regulatório Inspeção Especializada + Tratamento das Reincidências Maior ganho de qualidade nas O inspeções volume de podas previsto Diminuir deslocamentos excessivos ao realizadas; para 2013 pode ser insuficiente mesmo local; Maior assertividade na detecção dependendo dos das condições Reduzir Tempo Médio Atendimento; defeitos prioritários; climáticas Minimizar o desgaste da imagem Melhor qualidade dos serviços Empresa/Pagamento multas; executados. substituição Regiões benchmarking no Brasil em relação ao DEC têm em comum + LV uma quantidade expressiva de + Rede Multiplexada rede spacer Manutenção nos troncos dos circuitos é crítica, demandando a execução em linha viva ; O Execução da manutenção em LV contribui para redução do DEC. Reduzir as ocorrências de BT que representam 30% do total; Diminuir o deslocamento excessivo de equipes de atendimento e o Tempo Médio de Atendimento. 8

9 2 Ampliar a automação, o seccionamento e a flexibilidade operativa da rede, para reduzir os clientes interrompidos + Religadores Ganho em até 20% nos indicadores de qualidade ; Evita o deslocamento das equipes de prontidão em caso de ocorrências transitórias; Reduz o número de clientes interrompidos. Seccionalizador Monofásico Melhora a confiabilidade da rede; Reduz custos operativos; Evita desligamentos ocasionados por ocorrências transitórias ; Diminui o número de clientes interrompidos. + Bases fusíveis Do total de BF s instaladas, 266 tem mais de clientes; Diminuem desligamentos de grandes blocos de clientes. + Chaves facas rede spacer Melhora a flexibilidade na operação da rede Aumenta opções de socorro O com alimentadores vizinhos, possibilitando manobras de emergência ; Possibilita reestabelecimento rápido de blocos de clientes. SE s de pequeno porte Melhora nível de tensão e qualidade do fornecimento ; Reduz o número de clientes interrompidos; Diminui as perdas; Aumenta a flexibilidade operativa. Regiões benchmarking no Brasil em relação ao DEC têm em comum uma quantidade expressiva de Iniciativa DEC programado Avaliar a utilização de Big Jumper e Geradores; Otimizar a utilização de linha viva na execução de obras. 9

10 3 Maximizar o uso dos recursos de campo, otimizar despacho e instalar tecnologias de identificação de defeitos Maior produtividade das equipes de campo Maximização da utilização dos recursos; Avaliação de desvios, feedback contínuo como estímulo à produtividade. Integração Hemera / Scada Detecção on-line de faltas de tensão nos clientes telemedidos; Redução da abertura de chamados pelos clientes através do Call Center; Informação do status de tensão. Indicador de falta Reduz o tempo de localização de faltas na rede; Diminui o trecho a ser inspecionado; Identifica falta passageira e permanente. Regiões benchmarking no Brasil em relação ao DEC têm em comum uma quantidade expressiva de Preparação de veículos leves rede para spacer Despacho das ocorrências em pontos de atendimento emergencial entregas pelas regionais O Aumento da capacidade de atendimento de ocorrências; Maior agilidade na mobilização das equipes; Redução de TMA. Gestão integrada das equipes de campo Maximiza utilização de recursos; Reduz TMA e Multas; Reduz custos; Maior agilidade no atendimento as ocorrências; Otimiza utilização de recursos; 10

11 Agenda Distribuição: Foco em eficiência e qualidade do serviço Índices de Qualidade Técnica Combate a Inadimplência Perdas Não Técnicas Projeto Reclamação Zero (Foco no Cliente) Projeto Inovcity

12 Mercado EDP Com as ações de mapeadas no âmbito do Revenue Assurance, a EDP conseguiu segurar a tendência da inadimplência de mercado 1,5% 1,1% 1,0% 1,2% 1,1% 1,2% Inadimplência/ Receita Bruta [%] 0,4% 0,7% 0,5% 0,7% EDP Bandeirante Até Jun EDP Escelsa Inadimplência do Consumidor 1) % Até Jun 1) Indicador que registra a quantidade (fluxo) mensal de anotações de inadimplência das pessoas físicas que sensibilizam a base de dados da Serasa Experian 12

13 Inadimplência: Implementação da segmentação e modelo de predição de Risco Dados Históricos (Arrecadação e faturamento) Análise dos pagamentos Perfil dos Clientes Modelos de corte e risco Segmentação Segmentação: Significa organizar as faturas já vencidas de acordo com seu grau de risco de inadimplemento, utilizando para isso um cálculo estatístico inserido em um código lógico, algoritmo. Existem dois algoritmos para a segmentação, um para classificar as faturas em self-cure e outro para diferenciar entre baixo e alto risco. Principal objetivo: é a diferenciação das ações de cobrança para os casos com diferentes riscos de inadimplemento. Sendo assim o processo não tratará todos os clientes da mesma forma, e sim utilizará métodos de cobrança mais brandos quando a fatura for classificada como baixo risco de inadimplemento e ações mais contundentes quando do contrário.

14 Agenda Distribuição: Foco em eficiência e qualidade do serviço Índices de Qualidade Técnica Combate a Inadimplência Perdas Não Técnicas Projeto Reclamação Zero (Foco no Cliente) Projeto Inovcity

15 Trajetória de perdas [Meta ANEEL] x Realizado na EDP Bandeirante 30% 25% 20% 15% 10% 20,3% 19,9% 20,2% 18,0% 16,1% 16,1% 15,3% 14,4% 15,4% 13,0% 11,6% 10,2% 5% 0% Meta ANEEL refere-se a trajetória ANEEL do 3º ciclo de RTP Até Jun Realizado 2014 Meta ANEEL

16 Mapa de perdas da EDP Bandeirante Matriz de Perdas Manipulação Fraudes Clandestino IP Outros Erro de medição 100% 48% 24% 12% 8% 6% 3% Distribuição das Perdas Vale Sul 13% Vale Norte 6% *Região Pitágoras 69% Alto Tietê Leste (sem FER e ITQ) 11% *Região Pitágoras: Guarulhos, Itaquaquecetuba e Ferraz de Vasconcelos 16

17 Plano de Combate as Perdas - EDP Bandeirante Clientes Alta Tensão Telemedição Blindagem Monitoramento Intervenções com equipe própria Programas Sociais Inspeções Gestão de códigos de irregularidade Clientes Média Tensão Clientes Baixa Tensão Ligação Indireta Clientes Baixa Tensão 1,3 % dos Clientes 70% do consumo 98,7% dos Clientes 30% do consumo Premissas: - Ações Especificas por segmento de Mercado - Priorização das Ações pelo potencial de Recuperação (do Topo para Base) -Ações de redução para a Base -Direcionamento mais assertivo das inspeções (menos inspeções e mais resultados) 17

18 Trajetória de perdas [Meta ANEEL] x Realizado na EDP Escelsa 30% 25% 20% 19,6% 18,1% 17,1% 18,4% 16,9% 15% 10% 5% 17,2% 16,5% 14,8% 13,1% 11,4% 9,9% 8,3% 7,4% 0% Até Jun Realizado Meta ANEEL Meta ANEEL refere-se a trajetória ANEEL do 3º ciclo de RTP 18

19 Plano de Combate as Perdas - EDP Escelsa Matriz de Perdas 100% 49% Ação Predominante Clandestinos Manipulação Fraudes Falha de medição Erro de cadastro e faturamento / IP 29% 13% 5% 4% Novo projeto IRRIGANTES Agentes Boa Energia + SCM BTZero Fiscalização CIM LINHARES 8,8% NOVA VENECIA; 13,0% GUARAPARI 12,1% CACHOEIRO; 6,7% GRANDE VITORIA 59,4% Telemedição MT e BT indireto contemplam unidades irrigantes, pedreiras,turismo, comercio e outras unidades alvo. 1) (ELFSM) Empresa Luz e Força Santa Maria Perdas Não Técnicas Por Região 19

20 Plano de Combate as Perdas - EDP Escelsa Clientes Alta Tensão Telemedição Blindagem Monitoramento Intervenções com equipe própria Rede Btzero Agentes Boa energia Inspeção Clientes Média Tensão Clientes Baixa Tensão Ligação Indireta Clientes Baixa Tensão em área complexa + Clientes Baixa Tensão 1,1 % dos Clientes 65% do consumo 98,9% dos Clientes 35% do consumo Premissas: - Ações Especificas por segmento de Mercado - Priorização das Ações pelo potencial de Recuperação (do Topo para Base) -Ações de redução para a Base (SMC Btzero + Agentes da Boa Energia) -Direcionamento mais assertivo das inspeções (menos inspeções e mais resultados) 20

21 Centro Integrado de Medição Integração com Centro de Medição BANDEIRANTE ESCELSA CENTRO INTEGRADO DE MEDIÇÃO CENTRO DE OPERAÇÕES 81 Clientes (Alta Tensão) Clientes (Média Tensão) Clientes (Baixa Tensão- medição indireta) Clientes (Baixa Tensão medição direta) Rede SMC BT Zero Telemedição das grandes cargas Telemedição inteligente de Edifícios Gestão do Programa de Perdas 21

22 Agenda Distribuição: Foco em eficiência e qualidade do serviço Índices de Qualidade Técnica Combate a Inadimplência Perdas Não Técnicas Projeto Reclamação Zero (Foco no Cliente) Projeto Inovcity

23 Projeto Reclamação Zero Número de reclamações 1) [qtd/mil] (*) EDP Escelsa EDP Bandeirante (*) Valores acumulados até Junho/2013 1) Em 2013 houve mudança no critério de apuração da quantidade de reclamações 23

24 Agenda Distribuição: Foco em eficiência e qualidade do serviço Índices de Qualidade Técnica Combate a Inadimplência Perdas Não Técnicas Projeto Reclamação Zero (Foco no Cliente) Projeto Inovcity

25 O projeto InovCity está a ser desenvolvido na cidade de Aparecida no estado de São Paulo Piloto InovCity Concessão EDP Bandeirante Aparecida Localizada no Vale do Paraíba habitantes pontos de consumo Composição urbana e rural 25

26 A primeira fase conta com 6 grandes áreas de desenvolvimento Medição Inteligente Substituição da totalidade do parque de medição dos clientes de baixa tensão do município de Aparecida Distribuição de lâmpadas, geladeiras e chuveiros eficientes Eficiência Energética Geração Distribuída Instalação, em parceria com a Universidade de São Paulo, de paineis solares fotovoltaicos Instalação de luminárias LED IP Eficiente Mobilidade Elétrica Sensibilização Comunidade Capacitação de professores Distribuição de kits escolares Palestras de Eficiência Energética para comunidade Instalação de pontos de recarga de veículos elétricos e doação de scooters e bicicletas elétricas 26

27 Solução de medição inteligente desenvolvida através do programa de P&D ANEEL P&D B30 MEDIÇÃO CONCENTRADA P&D B52 DESENVOLVIMENTO DE MÓDULO DE MEDIÇÃO ELETRÔNICO. P&D 004 MEDIDOR THS COM POWER QUALITY P&D 003 HOME CONTROL 27

28 Em paralelo foram implementas ações de Eficiência Energética através de recursos do PEE ANEEL Caminhão da Boa Energia Doação de lâmpadas e geladeiras eficientes Chuveiro inteligente e sistema com aquecimento solar 28

29 O projeto tem um horizonte temporal de médio prazo, com várias fases de desenvolvimento Fase 1 Iluminação Pública Eficiência Energética Geração Distribuída Mobilidade Elétrica Smart Metering Fase 2 Webportal Teste novas opções tarifárias Mobilidade Elétrica (expansão) Geração distribuída (expansão)... Fase 3 Demand Side Management Armazenamento de Energia anos 2-5 anos > 5 anos - + Automação e complexidade 29

30 Equipe de RI Telefone: +55 (11) Equipe Distribuição Michel Itkes - Diretor Comercial de Distribuição Marcos Campos Gerente Executivo de Distribuição

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