Apresentação. EDP Escelsa. Serra, 30 de março 2016

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1 Apresentação EDP Escelsa Serra, 30 de março 2016

2 I A EDP Escelsa II Programa de combate às perdas não técnicas e técnicas III Projetos de combate às perdas não técnicas IV Combate à inadimplência 2

3 A unidade do Espírito Santo cobre 90% do estado e compreende uma grande área rural Área de Concessão Dados Gerais 2015 Mucurici Água Doce do norte Mantenópolis Barra de São Francisco Ecoporanga Ponto Belo Vila Pavão Nova Venecia Montanha Pinheiros Boa Esperança Pedro Canário Conceição da Barra São Mateus Área de Concessão 41,4 mil km 2 Municípios Atendidos 70 População Atendida 3,6 milhões Clientes Atendidos 1,476 milhões Sooterama Jaguaré Energia Distribuída GWh Rio Bananal Linhares Energia Vendida GWh Ibitrama Divino de São Lourenço Dores do Rio Preto Guaçuí Ibatida Irupi Conceição Iuna do Castelo São José do Calcado Bom Jesus do Norte Laranja da Terra Afonso Claudio Brejetuba Jerônimo Monteiro Baixo Guandu Muniz Freire Vargem Alta Guarapari Castelo Alfredo Chaves Alegre Cachoeiro Iconha Anchieta de Itapemirim Piuma Muqui Rio Novo do Sul Atílio Itapemirim Apiaca Vivacqua Marataizes Mimoso do Sul Santa Maria de Jetiba Itaguaçu Domingos Martins Vitória Cariacica Venda Nova Viana Vilha Velha do Imigrante Marechal Floriano Presidente Kennedy Santa Teresa Santa Leopoldina João Neiva Aracruz Ibiraçu Fundão Serra Dados de Redes 2015 Potência Instalada (MVA) Subestações 89 Linhas e Redes (Km) Transformadores Distribuição Postes

4 e com crescimento da energia distribuida ao longo dos anos ENERGIA DISTRIBUÍDA (GWh) % Outros Comercial 13% Industrial Rural 11% 11% % NÚMERO DE CONSUMIDORES (milhares) 20% % Residencial Livres CONSUMO POR CLASSE DE CONSUMIDORES (%) +15% ENERGIA DISTRIBUIDA POR MUNICÍPIO EM 2015 (GWh) Vitória Anchieta Serra Vila Velha Cachoeiro de Itapemirim Aracruz Cariacica Linhares Guarapari São Mateus Viana Nova Venécia Barra de São Francisco Castelo Jaguaré Santa Maria de Jetibá Domingos Martins Sooretama Itapemirim Vargem Alta Rio Bananal Pinheiros Marataizes Baixo Guandú Venda Nova do Imigrante Alegre Marechal Floriano Demais Municípios (42)

5 alguns dos nossos grandes clientes 5

6 entretanto, o mapa da violência e a complexidade social.. 6

7 possuem relação com às perdas não técnicas Planalto Serrano Jacaraípe SERRA Vila Nova de Colares Feu Rosa VITÓRIA Santo Antônio Cabral Ilha do Príncipe 20 a 30% - Amarelo > 30% - Vermelho 7

8 Percentual de domicílios subnormais por empresa Planalto Serrano VITÓRIA A porcentagem de domicílios subnormais na área de concessão da ESCELSA parte de 0,43% da população no CENSO 2000 para 7,15% no CENSO 2010, aumento de 1.551%. Ilha do Príncipe 8

9 Comparação 3º e 4º ciclos de revisão tarifária 3º Ciclo º Ciclo

10 Evolução da carga do sistema 10

11 Agenda I A EDP Escelsa II Programa de combate às perdas não técnicas III Projetos de combate às perdas não técnicas IV Combate à inadimplência 11

12 Programa de Combate às Perdas Não Técnicas Serra, 30 de março 2016

13 20,27% 19,93% 17,24% 16,96% 16,83% 17,24% 19,56% 18,07% 17,24% 18,10% 18,53% 15,52% 13,79% 12,07% 10,67% 9,27% 7,87% 17,07% 16,69% 18,36% 17,53% 15,92% 17,26% 17,87% 17,22% 14,89% 14,25% Perdas não técnicas PNT/BT evolução histórica CAPEX R$ 20 OPEX+PEE R$ 6,8 R$ 17 R$ 9,8 R$ 10 R$ 10 R$ 32 R$ 14 R$ 4,5 R$ 8,4 R$ 7,3 R$ 9,0 R$ 11,7 R$ 16,7 R$ 24,5 R$ 10,6 R$ 25,0 R$ 18,7 em R$ milhões 20% 15% 10% 5% 0% dez/07 dez/08 dez/09 dez/10 dez/11 dez/12 dez/13 dez/14 dez/15 Real s/ não fat Real c/ não fat Meta Aneel PNT (GWh) PNT c/ não fat (GWh) PNT 12m 14,89 Gap 676 7,02 pp 7, Gap 319 GWh Valorização do Gap Compra Gap x PMC * 319 x 179,44 R$57,2MM/ano *Preço médio de compra (contratado) Preço médio de compra (PLD) % GWh Cada pp 676GWh/14,89% 45,4GWh dez/15 Aneel 13

14 Lotes de leitura Energia em medidores cálculo do não faturado Realizar o ajuste no cálculo mensal das perdas comercias considerando a energia distribuída e o faturamento em períodos correspondentes ao mês civil, evitando distorções causadas pelo cronograma de faturamento e por variações súbitas de carga. Energia distribuída Já adequada ao mês civil Energia faturada Necessita de ajustes A energia faturada segue o ciclo de faturamento dos diversos lotes de leitura, que diferem do mês civil. Torna-se necessário ajustar o valor faturado ao mês civil, podendo assim ser comparável com a energia distribuída, obtendo-se valores de perdas mais próximos ao real. Ciclo de faturamento Mês civil tempo 14

15 Perdas não técnicas PNT/BT evolução 2015 Trajetória do planejamento de PNT/BT 2015 [%] Programa de combate às PNT 17,87%17,32% 17,18% 17,09% 16,99% 16,87% 16,75% 16,62% 16,50% 16,39% 16,27% 16,11% 15,92% 16,93% 17,32% 16,93% 16,73% 16,34% 15,55% 15,29% 15,36% 15,22% 15,17% 15,10% 15,06% 14,89% 9,27% 9,27% 9,27% 9,27% 9,27% 9,27% 9,27% 9,27% Trajetória do planejamento de PNT/BT 2015 [GWh] 7,87% 7,87% 7,87% 7,87% 7,87% dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/ Meta Aneel 2015 Planejado 2015 Realizado dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Meta Aneel 2015 Planejado 2015 Ações Inspeção BT Terceiro Inspeção Próprio Substituição medidor Inspeção TL11 Instalação de TAD Instalação de remota Retirada de clandestinos Regul. de clandestinos Qt Prev ,3 Real ,6 Prev ,2 Real ,3 Prev ,4 Real ,5 Prev ,6 Real ,8 Prev ,7 Real ,7 Prev ,8 Real ,4 Prev ,2 Real ,3 Prev ,5 Real ,9 Total até Dez/15 r GWh Qt r GWh 4% 32% 85% 112% 5% 25% -4% 106% 21% 142% 18% 56% 4% 90% 11% 2% Inspeção IP Prev ,8 79% 412% Real ,9 Irrigação Prev ,6 Real ,1 17% 33% SMC BTZero Prev ,8 3% 43% Real ,5 Orçado 2015 Qt GWh , , , , , , , , , , ,8 Total Prev ,2 Real ,1 14% 89% ,0 15

16 Estratégia de atuação Irrigantes Ação Predominante 2007 EDP/ McKinsey 2012 EDP/ UFES Novo projeto IRRIGANTES Nova Venécia; 10,0% Pedras Turismo Social Agentes Boa Energia + SCM BTZero Cachoeiro; 6,6% Linhares; 17,2% Guaraparí; 11,2% Grande Vitória; 55,0% Telemedição MT e BT indireto contemplam unidades irrigantes, pedreiras,turismo, comercio e outras unidades alvo. Fiscalização CIM Perdas Não Técnicas Por Região 16

17 Situação do mercado e conceito do programa Mercado Telemedição e Monitoramento do Mercado UC s GWh/ mês Mercado % % acum. Status AT ,4 32,3 32, % Blindado MT ,0 19,1 51, % Blindado BT ind ,0 8,7 60, ,0% Blind. BT Convencional ,6 39, ,6 % Blind. (em exec.) Total , Pilares e Ações do Programa Necessidade (fazer conta caber no bolso): Tarifa Social Eficiência Energética (lâmpadas e geladeiras) Inspeção de Consumo Sustentável Facilidade (dificultar acesso): Telemedição Exteriorização da Medição Rede SMC-BTZero 60,7% do mercado blindado em Dez/2015 Base mercado Dez/15 Impunidade (agir imediatamente): Centro Integrado de Medição Gestão de alarmes Corte/Religa remoto (sem acúmulo de débitos) Consumo Blindado (60,7%) AT 68 0,005% 32,3% 100% MT ,26% 19,1% 100% Base dez/15 BT indireto ~ ,9% 8,7% BT ~ ,8% 39,9% 100% 1,6% 17

18 Principais projetos e ações 1 Boa Energia na Irrigação 2 SMC-BTZero 3 Telemedição (BT Maiores Cargas) Situação Ucs %R. acum. TIR R. acum % Prev % 32% Universo % Situação Ucs %R. acum. TIR R. acum % Prev % 28% Universo % Situação Ucs %R. acum. TIR R. acum % Prev % 28% Universo % 4 Retirada de clandestinos 5 Agentes da Boa 6 Inspeções Energia Situação Ucs % MWh/R$mil Real % Prev % 1,3 Universo % Situação Ucs %R. acum.mwh/r$mil Real % Prev % 3,0 Universo % Situação Ucs % MWh/R$mil Real % Prev % 2,3 Universo % 18

19 Programa de combate às perdas Regularização de Clandestinos - Boa energia UC's Retirada de ligações clandestinas SRV Inspeção Programa de inspeções - Próprio SRV Programa de inspeções (Terceiros exceto TL11 ) SRV Inspeções de med com defeito - TL11 SRV Substituição de medidores Boa Energia na Irrigação Projeto de telemedição - Remotas UC BT0 7.1 BT0 - Construção UC BT0 - Ativação CIM UC Recadastramento de IP UND Conjuntos de Medição UND ,9GWh 1,20 pp 187,1GWh 4,15 pp 124,0GWh 2,76 pp 19

20 Perdas Técnicas ponto de situação Evolução Mensal das Perdas Técnicas [%] 7,77% 7,79% 7,74% 7,84% 8,04% 7,82% 7,73% 7,60% 7,67% 7,57% 7,51% 7,63% 7,78% 7,90% 7,81% 7,86% 7,94% 8,22% 7,26% 6,70% Perdas Técnicas Meta ANEEL Evolução Anual das Perdas Técnicas [%] Evolução Anual das Perdas Técnicas [GWh] +0,60 p.p. +1,52 p.p. +83 GWh +195 GWh 7,81% 7,62% 8,22% 6,70% Meta Aneel Custo da Meta Aneel GAP Regulatório Energia Custo das Perdas MWh 179,44 R$ 34,96 MM R$/MWh 20

21 Perdas Técnicas - Projeção de Perdas 2016 Expectativa de Plano de Obras 2015 Redução de Perdas em 2016 [MWh] SD Aracruz Ampliação de 21,5 MVA SD Rio Bananal Ampliação de 7,5 MVA 481 Instalação de 6 MVAr SD São Mateus 80 Ampliação de 7,5 MVA SD Carapina Ampliação de capacidade no 34,5 kv SD Muniz Freire Ampliação de 7,5 MVA 272 LD 34,5 kv Castelo - Muniz Freire - Iúna Elevação de tensão para 69 kv Rede 15 kv 6 novos alimentadores Construção de 13 km Recondutoramento de 27,9 km Instalação de 2,1 MVAr Instalação de 36,3 MVAr (extras) Total Expectativa de Expectativa de Plano de Obras 2016 Redução de Perdas Redução de Perdas em 2016 [MWh] 12 meses [MWh] LD 138 kv Jaguaré - São Mateus (op. 69 kv) SD São Mateus Ampliação de 50 MVA LD 34,5 kv Ibes - Barra do Jucu SD Barra do Jucu Ampliação de 24 MVA Rede 15 kv SD Alto Lage Ampliação de 41,5 MVA Rede 15 kv SD Canivete Ampliação de 34,8 MVA Rede 15 kv SD Fundão Ampliação de 5,8 MVA LD 138 kv Linhares 2 - Linhares Construção de 8,0 km LD 138 kv Linhares - Nova Venécia Recapacitação de 50 C para 80 C Rede 15 kv* novos alimentadores Construção de 43,8 km Recondutoramento de 94,9 km Instalação de 14,7 MVAr Total * Parte do montante de benefício de perdas das obras de rede 15 kv está distribuído em obras de subestação. Redução devido a Obras ,6 GWh Redução devido a Obras ,3 GWh Redução de Perdas Técnicas 33,9 GWh 21

22 Perdas Técnicas - Cálculo das perdas técnicas regulatória 4º Ciclo de Revisão Tarifária Alta Tensão: Medição. Redes MT, Redes BT, Transformadores e Ramais de Ligação: Cálculo detalhado de fluxo de potência através do software OpenDSS em conjunto com Regras regulatórias do prodist. Medidores: Valor fixo por elemento (eletrodinâmico ou eletrônico). 22

23 Agenda I A EDP Escelsa II Programa de combate às perdas não técnicas e técnicas III Projetos de combate às perdas não técnicas IV Combate à inadimplência 23

24 Causas das perdas ligações clandestinas Ligações clandestinas são as gambiarras conectadas na rede de baixa tensão da distribuidora. 24

25 Causas das perdas ligações clandestinas Antes Projeto Depois SMC BTZero Retirada de ligações clandestinas 25

26 Causas das perdas ligações clandestinas Antes Projeto Depois Doação de Kits e Padrão Agentes da Boa Energia 26

27 Causas das perdas manipulação da medição A manipulação da medição refere-se a fraudes não passíveis de autuação. Estas fraudes são manipulações intermitentes da medição como por exemplo, colocar o medidor fora de posição normal de funcionamento, impedindo que o consumo de energia real seja registrado. 27

28 Causas das perdas manipulação da medição Antes Projeto Depois SMC BTZero Comparação eletromecânico com eletrônico 33% 67% Furtam Não Furtam Resultado das inspeções de campo 37% 63% Furtos Autuáveis Manipulação A manipulação foi comprovada na implantação do sistema de medição centralizada (SMC). Deixados em série para comparação de consumo (SMC e medidor convencional), 33% apontaram significativa diferença de consumo, mas somente 37% foram passíveis de autuação pelos eletricistas no ato das inspeções. 28

29 Causas das perdas fraudes Fraudes são formas de obter energia sem o devido registro pelo equipamento de medição. Fraude unidade inativa sem medidor Fraude medidor eletrônico Fraude na alvenaria Fraude unidade inativa com medidor 29

30 Fraude ligação direta com medidor Causas das perdas fraudes Antes Projeto Depois Inspeções direcionadas Boa Energia na Irrigação APZ Rural Fraude dentro da alvenaria 30

31 Causas das perdas fraudes Antes Projeto Depois Remotas Conjuntos BT/MT 31

32 Fluxo no Gauss Direcionamento dos Laudos de inspeção 32

33 Causas das perdas outros motivos Antes Projeto Depois TAD-e Impedimento de leitura (TL11) Leitura com coordenada e foto 33

34 Recontagem de pontos de iluminação pública 34

35 Recontagem de pontos de iluminação pública Lâmpada Placa Reator 35

36 Agenda I A EDP Escelsa II Programa de combate às perdas não técnicas e técnicas III Projetos de combate às perdas não técnicas IV Combate à inadimplência 36

37 Histórico de PDD 30 Histórico de PDD (R$ Milhões) PDD / Receita operacional bruta (%) 1,12 0,96 0,54 0,67 0,37 0,

38 R$ Milhões Histórico de inadimplência V+30 dias / Faturamento bruto 12m (%) 7,0 6,5 6,0 5,5 5,7 6,6 6,6 6,4 6,1-17,19% (-1,1) 5,9 5,3 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, ºT15 2ºT15 3ºT15 4ºT15 38

39 Régua de Cobrança REGUAS DE COBRANÇA Suspensão de Fornecimento 25 dias 15 dias 5 dias 1 a 5 dias Após prazo de suspensão Vencimento Reaviso Pré Corte SMS Geração de nota Cancelamento das notas de SF não executadas Cobrança Administrativa 10 dias Execução e digitação das notas de Suspensão de fornecimento 80 dias 30 dias Vencimento Alto Risco Baixo Risco Baixo Risco < R$100,00 Negativação 30 dias 60 dias Vencimento Negativação 2ª Negativação 39

40 Ações de Suspensão de fornecimento Suspensão de fornecimento Seleção de alvos por algoritmos avançados de classificação do inadimplente; Suspensão em clientes ligados em média tensão exclusivamente com quadro próprio; Pagamento do serviço apenas quando da execução da religação ou da apresentação da conta paga, alinhado com a recuperação do débito. Suspensão (Quantidade x mil) 14,8 Média ,0 Média ,3% 23,0 Média Prevista 2016 Corte no disjuntor Projeto piloto iniciado em dez/15: notas executadas; 73% de efetividade de pagamento; Ampliação do projeto em 2016 atendendo 185 bairros (461 mil clientes); Acompanhamento da Inadimplência por bairro. Aviso Pré Corte Início em Julho/15; Envio de SMS com 7 dias antes do corte, evitando a geração de corte para os clientes que pagaram com aviso; Custo R$0,10 por contato; Evitada a geração de 580 mil cortes. 40

41 Ações de Cobrança Administrativa e Negativação Cobrança Administrativa Cobrança efetuada por duas agências especializadas; Medição mensal da eficiência e redistribuição da carteira conforme performance; Régua de cobrança programada de acordo com o risco de cada consumidor em débito; Para clientes já em débito envio de SMS 5 dias antes do vencimento da segunda conta. Negativação Desde 2010, com forte incremento da carteira 2015; Base Clientes Serasa: 182.1Mil ( Inst.199 mil / Faturas 1,1 MM); Inclusão de nova empresa de restrição de crédito em 2016 replicando Base do Serasa sem Custo; Ampliar quantidade de Clientes Negativados em Negativação (Quantidade x mil) Cobrança Administrativa (Quantidade x mil) 249,7 +158,8% 646,2 +58,8% 1.026,0 +32,0% +10,6% 619,0 423,9 469,

42 Protesto de título e Cobrança Judicial Protesto de títulos: Restrição Cadastro eficaz e Nível Brasil; Protesto na praça do devedor ou credor; Atualmente é realizado protesto para clientes MT, está em análise a implementação, também para clientes BT. Cobrança Judicial Cobrança efetuada por dois escritórios de advocacia especializados; Consumidor com restrição cadastral, que encontra-se na cobrança administrativa, com unidade consumidora suspensa e sem garantia de fornecimento. Cobrança Danos Patrimoniais a Rede Elétrica 42

43 Feirões de Negociação Participação ativa em feirões de negociação nos órgãos governamentais e municipais durante o ano de Negociação de Débitos Feirão Local Acordos Valor Parcelado Realizados (R$ - MM) Procon Estadual (1º Feirão) 137 0,5 Procon Estadual (2º Feirão) ,4 Feirão Procon Serra 122 0,3 Feirão Rec. Seu Crédito CDL/SPC 974 2,8 Demais ,5 TOTAL ,6 43

44 Negociação em Agências Feirão nas agências 2016 início em 15/fev/2016, antecipando as iniciativas em conjunto com demais empresas. Negociação de Débitos Feirão Agências Dia Acordos Realizados Valor Parcelado (R$ - MM) 15/fev a 29/fev ,0 01/mar a 29/mar ,2 TOTAL ,2 44

45 Rede de Agentes Arrecadadores Pague Fácil Rede de Arrecadação própria: 423 pontos credenciados em locais mais próximos aos clientes (farmácias, padarias, supermercados, entre outros) Arrecada 5,4 milhões de faturas por ano, totalizando 32% das contas recebidas. Credenciamento contínuo de novos pontos de arrecadação, evitando o custo de deslocamento para o cliente efetuar o pagamento. Beneficio adicional em relação de tarifa média de bancos (37% menor). 45

46 I Qualidade do serviço 46

47 Histórico Evolução DEC e FEC DEC 13,97 11,70 11,4910,72 11,44 9,16 16,45 12,46 11,43 11,84 11,28 11,18 10,78 10,42 10,38 10,17 10,48 9,88 9,67 10,37 9, DEC_CHEIO DEC_ANEEL DEC OFICIAL FEC 9,69 7,70 6,91 9,12 8,98 8,51 6,87 7,17 7,14 6,35 6,38 6,37 8,14 8,11 7,85 7,62 6,89 6,10 6,44 5,78 5, FEC Cheio FEC_ANEEL FEC Oficial 47

48 1º - CEMAR 2º - EPB 3º - CPFL SANTA 4º - AME(1) 5º - ESCELSA 6º - EMG 7º - ELEKTRO 7º - CPFL-PAULISTA 9º - CPFL- 10º - BANDEIRANTE 11º - ESE 11º - COSERN 13º - CEMIG-D 13º - COELCE 15º - EMS 16º - ETO 17º - CELPA(1) 18º - RGE 19º - CELPE 20º - CELESC-DIS 21º - COPEL-DIS 22º - EEB Média Nacional 23º - AES-SUL 24º - EMT(1) 25º - COELBA 26º - LIGHT 27º - CEEE-D 27º - CEPISA 27º - CAIUÁ-D 30º - CEB-DIS 31º - CERON(1) 32º - CEAL 33º - AMPLA 34º - 35º - CELG-D 36º - CEA(1) Desempenho Relativo Global 2014 Ranking Aneel da Continuidade do Serviço ,5 2 DGC Desempenho Global de Continuidade 1,5 1 0,77 10 posições 1,12 0,5 0 *Na região sudeste a EDP Escelsa é a 2ª distribuidora no ranking de continuidade Forecast de Remuneração na Revisão tarifária de AGO/16 entre R$2,5MM e R$3,0 MM 48

49 Contribuição Alimentadores TOP 30 CONTRIBUIÇÃO NO DEC Jul15 à Dez15 Causas gerenciáveis pela manutenção: 28,7% 75,8% 35,7% % Alimentadores TOP 30 7,2% 16,9% % DEC 35,7% CSD CIRCUITO % DEC % FEC CACHOEIRO GUI03 2,1% 1,6% GUARAPARI ITM02 1,6% 0,9% VENDA NOVA MFL04 1,6% 0,7% CACHOEIRO GUI04 1,5% 1,4% VENDA NOVA VNO13 1,5% 1,0% GUARAPARI JAB01 1,4% 0,5% CENTRO SUL IBE11 1,4% 2,0% VENDA NOVA AFC06 1,3% 1,4% VENDA NOVA MFL01 1,3% 0,8% VENDA NOVA VNO14 1,3% 0,9% ITARANA SMJ04 1,2% 1,0% NOVA VENÉCIA VPA02 1,2% 0,2% VENDA NOVA VSA01 1,2% 0,5% VENDA NOVA VNO10 1,2% 0,7% VENDA NOVA IUN07 1,1% 0,8% CACHOEIRO MSU01 1,1% 1,1% CACHOEIRO FRU01 1,1% 1,5% ITARANA SMJ05 1,1% 1,0% VENDA NOVA VNO15 1,1% 0,6% GUARAPARI PIU02 1,1% 1,1% VENDA NOVA MFL02 1,1% 0,9% ITARANA FUN02 1,0% 0,7% NOVA VENÉCIA PBE01 0,9% 0,2% GUARAPARI MRT03 0,9% 0,8% CACHOEIRO FRU05 0,9% 0,8% ITARANA JNE05 0,9% 0,5% CENTRO SUL IBE10 0,9% 1,0% NOVA VENÉCIA ECP04 0,9% 0,4% VENDA NOVA MFL08 0,9% 0,8% LINHARES SMA04 0,9% 2,0% 49

50 Contribuição Blocos TOP 500 CONTRIBUIÇÃO NO DEC Jul15 à Dez15 Causas gerenciáveis pela manutenção: DEC Principais Blocos 45% 70% Nº Pontos de Interrupção 33,2% (5.292) 66,8% BF, RL, CF, SZ (10.633) Demais 20% 2% SZ 3% C F RL BF % DEC Total Parque instalado de equipamentos (RL, CF, BF, SZ) Definidos 500 blocos prioritários com maior contribuição no DEC gerenciável pela manutenção (43%); 100% dos alimentadores TOP30 estão relacionados à 35% dos 500 blocos; OS TOP 500 blocos representam 1,7% das chaves instaladas na rede (28.184); Revisitar trimestralmente a amostra 50

51 Estratégia de Atuação Pilares Reduzir Ocorrências Limitar Impacto Restabeler Rápido 51

52 Reduzir Ocorrências 1-INSPEÇÃO Realizar inspeção especializada. 2- REINCIDÊNCI A Plano para controle do tratamento de reincidências 3-PODAS Executar podas de árvores 4-MT / BT Substituir rede nua por rede isolada (Qtd.) 1 veículo equipado Processo un 114 Km 2015 (Qtd.) 2 termovisores Processo un 22 Km 52

53 Limitar Impacto 1-RELIGADOR 2-SELF-HEALING 3-DEC PROG. 4-BAY Instalar RL s, ampliando flexibilidade operativa da rede 15kV atual 779un Implementar nas REDES 15kV lógicas sistêmicas de selfhealing Analisar obras em projeto propondo alternativas para reduzir impacto no desligamento. Instalar religador na saída de SD s de forma a dividir alimentador de 15kV (Qtd.) 170 un Implementação em 5 SD s/29 alimentadores Processo 5 bays 2015 (Qtd.) 34 un 01 Subestação Marechal Floriano Processo - 53

54 Restabelecer Rápido 1-FALTAS 2-REGULADOR 3-SDM 4-EQUIPES Implementar a localização de falta de energia em religadores, BRT e bays de linhas de distribuição Ampliar telessupervisão de bancos reguladores de tensão (BRT) atualmente são 40. Ampliar utilização do Sistema de Despacho Móvel satélite AUTOTRAC em veículos de equipes prontidão Analisar histórico de geração de reclamação, visando otimização dos recursos em áreas de elevado TMP (Qtd.) 5 bays e RL s em análise 30 BRT s 30 veículos Processo 2015 (Qtd.) - 5 BRT s 46 veículos Processo 54

55 EDP Escelsa Obrigado!