7.3. Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima a. características do processo de produção
A Companhia não produz a energia que distribui. A Companhia adquire praticamente toda a sua energia por meio de:
(i) quotas de compra de energia de Itaipu e do Programa de Incentivo às Fontes alternativas de Energia Elétrica (“PROINFA”); (ii) contrato de longo prazo celebrado com a AES Tietê S.A.; e
(iii) compra em leilões de energia.
Para uma descrição da relação mantida entre a Companhia e os seus fornecedores, vide item 7.3 “e” deste Formulário de Referência. Para informações sobre os efeitos relevantes da regulação estatal no processo de compra de energia pela Companhia, vide item 7.5 deste Formulário de Referência.
b. características do processo de distribuição Área de Concessão e Processo de Distribuição de Energia
A Companhia é a maior distribuidora de energia elétrica da América Latina em termos de receita de fornecimento de energia elétrica, segundo dados da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE (“ABRADEE”) atualizados em dezembro de 2011.
O processo de distribuição de energia elétrica realizado pela Companhia, em 30 de junho de 2012, abrangia uma área de concessão de, aproximadamente, 4.526 km², que inclui a cidade de São Paulo e outros 23 municípios da grande São Paulo e regiões adjacentes, conforme demonstrado no mapa abaixo:
A Companhia distribui energia na área de concessão demonstrada no mapa acima, que engloba aproximadamente 8,7% da população do Brasil. Em 2009, data em que houve as últimas informações divulgadas pelo IBGE sobre o Produto Interno Bruto (PIB) por município, a área de concessão da Companhia representou aproximadamente 17,1% do PIB. A área de concessão da Companhia cobre aproximadamente 16,6 milhões de habitantes. O processo de distribuição de energia elétrica realizado pela Companhia em sua área de concessão consiste na transferência da energia para consumidores por meio de sistemas de distribuição, conforme apresentados a seguir.
Transmissão
Os sistemas de transmissão realizam a transferência em grande volume de energia em voltagens de 230kV ou superiores a partir de instalações de geração e estações de energia para os sistemas de sub-transmissão e distribuição por meio de uma rede de transmissão.
A maior parte da energia distribuída pela Companhia é comprada de usinas localizadas em pontos distantes da área de concessão da Companhia e essa energia é transportada através do sistema de transmissão composto por linhas de transmissão e outros equipamentos de alta voltagem, com tensões iguais ou superiores a 230 KV, de propriedade das empresas transmissoras. Em São Paulo, as instalações de transmissão são basicamente de propriedade das empresas Furnas Centrais Elétricas S.A. e Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. – CTEEP (“CTEEP”), sendo que o sistema da AES Eletropaulo está conectado em 19 pontos de conexão de propriedade da CTEEP e em um ponto de conexão de propriedade da empresa de geração EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia. Estas duas empresas entregam energia em voltagens de 88kV e 138kV à Companhia, que transporta para seu sistema de distribuição através de linhas de sub-transmissão e estações transformadoras de distribuição (“ETD´s”).
7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais
A sub-transmissão, por sua vez, consiste na transferência de sistemas de transmissão para os sistemas de distribuição de grande volume de energia transformada de voltagens de 230kV ou superiores para voltagens de 138kV ou 88kV.
O sistema de sub-transmissão da Companhia consiste em 1.555 quilômetros de circuito (“km.c”) de linhas suspensas e 190 km.c de linhas subterrâneas. A este sistema são conectadas as 150 subestações de distribuição de energia da Companhia. Seu sistema de sub-transmissão opera de forma radial em condições normais de operação, com circuitos duplos, limitando eventuais restrições à transferência de carga. A Companhia realiza estudos para atendimento do mercado de energia em condições normais de operação e condições de emergência, de forma a garantir o atendimento ao mercado de energia.
Distribuição (3,8kV a 34,5kV)
Por fim, a distribuição é a transferência de energia transformada de voltagens de 138kV ou 88kV para voltagens de 34,5kV ou inferiores a partir de sistemas de transmissão e sub-transmissão a consumidores finais.
Os sistemas de sub-transmissão e distribuição da Companhia são integrados à rede de transmissão para as regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil, que serve aproximadamente 75% do mercado brasileiro de energia, incluindo a área de concessão da Companhia.
A Companhia opera 1.645 circuitos de distribuição (aérea) nas tensões de 3,8kV, 13,8kV, 23kV e 34,5kV, e 88 circuitos de distribuição subterrânea (rede primária) que estão conectados às subestações. O sistema de distribuição da Companhia consiste em 18.367 km de redes aéreas e 1.184 km de redes subterrâneas. Parte dos seus consumidores é suprida diretamente por esse sistema (consumidores de média tensão).
O restante dos seus consumidores é atendido pela rede secundária (consumidores de baixa tensão), através de 199.943 transformadores de distribuição, que transformam energia da rede primária, para a rede secundária, que consiste em 22.737 km de cabos aéreos e 1.921 km de cabos subterrâneos (secundários), operando nas tensões de 115/230 V ou 127/220 V.
A Companhia opera 150 subestações de distribuição com uma capacidade de transformação de 13.583,78 mega volt ampére (MVA). As subestações da Companhia, como aquelas em todo o setor de energia, estão projetadas para transportar mais carga do que a usualmente necessária durante operações normais. Cada subestação de transformação de distribuição possui vários transformadores instalados, que são alimentados por dois circuitos de sub-transmissão, um circuito preferencial e um circuito reserva.
Na eventualidade de uma subestação perder um circuito alimentador, automaticamente será transferida a carga deste alimentador para o outro circuito de sub-transmissão dentro de 30 segundos, de forma a assegurar que a perda de qualquer elemento não resulte numa perda permanente de fornecimento.
A Companhia elaborou um plano de contingência para restaurar instalações com a finalidade de prevenir interrupções de linha de sub-transmissão. Em caso de interrupções mais sérias, tais como falhas de transformador, a Companhia posicionou transformadores e equipamentos sobressalentes em subestações estratégicas para tentar minimizar os tempos de interrupções. Estes planos foram preparados para evitar ou limitar inconveniência aos consumidores.
Portanto, o sistema da Companhia foi desenhado a partir de um critério de contingência conhecido por “N-1”, o qual visa garantir a continuidade do fornecimento em caso de perda de um elemento importante do sistema, como por exemplo, uma linha de sub-transmissão ou um transformador de subestação.
A manutenção e expansão da rede de distribuição da Companhia em geral exigem a construção de novas instalações e a instalação de novos equipamentos. Esta expansão pode sofrer atrasos por diversas razões, inclusive problemas ambientais e de engenharia imprevistos. Entretanto, eventuais perdas resultantes de insuficiências na rede de distribuição da Companhia devidas a atrasos na construção e instalação de equipamentos são, em geral, reduzidas porque seu sistema de distribuição está projetado para suportar sobrecargas temporárias dentro de limites pré-definidos e monitorados, e seus planos de manutenção e expansão em geral contemplam soluções de construção alternativas.
Para mais informações sobre os investimentos realizados pela Companhia na manutenção e expansão de sua rede, vide item 10.10 deste Formulário de Referência.
Desempenho do Sistema de Distribuição
A tabela a seguir mostra informações a respeito das perdas de energia elétrica conforme apuradas pela Companhia, não incluindo perdas de transmissão (rede básica) relacionadas à sua rede, e a frequência e duração de interrupções de energia por cliente por ano, nos períodos indicados:
Indicadores de Desempenho
Junho de 2012
2011 2010 2009
Perdas técnicas 6,31% 6,49% 6,49% 6,49%
Perdas comerciais 4,24% 4,02% 4,43% 5,32%
Total de perdas de energia elétrica 10,55% 10,51% 10,92% 11,81%
Interrupções
Frequência de interrupções por cliente por ano (em número de vezes) 4,90 5,45 5,43 6,17
Duração média de interrupções por cliente por ano (em horas) 9,10 10,36 10,60 11,86
Tempo Médio de Atendimento - TMA (em minutos) 208 274 219 188
Perdas de Energia
Costuma-se classificar as perdas de energia em dois tipos: técnicas e comerciais. As técnicas são aquelas que ocorrem no curso regular da distribuição de energia da Companhia (perdas por aquecimento), incluindo perdas em todos os equipamentos e rede elétrica, enquanto as comerciais resultam de ligações ilegais e furto, erros de cadastro e medição.
7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais
As perdas técnicas da Companhia são auferidas através de cálculos realizados com base no “Critério de Perdas Físicas”, que considera o total de suprimento de energia medido na fronteira nos últimos 12 meses (50.649 GWh). O total de perdas é um percentual desse montante, deduzindo-se energias retroativas faturadas relativas à recuperação de fraudes. Com base nessa metodologia, a perda física apurada em junho de 2012 foi de 10,55%, 10,51% em 2011 e 10,92% em 2010. A redução do indicador de perdas a partir de 2010 decorre principalmente das iniciativas de regularização de ligações clandestinas, substituição de medidores obsoletos, recuperação de instalações cortadas e combate a fraudes e defeitos na medição de clientes dos segmentos não residenciais; aumento da eficácia dos controles de acuracidade e proteção da receita implementados no novo sistema comercial (“CCS”).
A taxa de perda de energia da Companhia é baixa se comparada à média de outras grandes distribuidoras de energia brasileiras, que possuem um índice de complexidade social equivalente ao da área de concessão da AES Eletropaulo.
Como resultado do Programa de Racionamento implantado em 2001, a Companhia obteve um significativo aumento em perdas comerciais resultantes de fraudes de clientes que tentavam evitar o limite de gasto de energia imposto pelo racionamento através do uso de conexões clandestinas. Em função deste aumento, a partir de 2003 a Companhia intensificou seu programa de redução de perdas, atuando fortemente no combate as fraudes de energia. Em 2011 foram realizadas mais de 306 mil inspeções, onde foram identificadas aproximadamente 38,6 mil irregularidades nos sistemas de medição. Nesse período foram regularizadas 46,2 mil ligações clandestinas que estavam conectadas na rede de distribuição da concessionária sem que sua energia consumida fosse faturada pela Companhia. Além disso, a Companhia substituiu 195,2 mil medidores obsoletos e recuperou 51,4 mil instalações que se encontravam cortadas no sistema comercial da Companhia, porém ligadas em campo e consumindo energia indevidamente.
Até 30 de junho de 2012, foram realizadas mais de 139 mil inspeções, onde foram identificadas aproximadamente 18 mil irregularidades nos sistemas de medição. Nesse período foram regularizadas 27,8 mil ligações clandestinas que estavam conectadas na rede de distribuição da concessionária sem que sua energia consumida fosse faturada pela Companhia. Além disso, a Companhia substituiu 43,9 mil medidores obsoletos e recuperou 30,9 mil instalações que se encontravam cortadas no sistema comercial da Companhia, porém ligadas em campo e consumindo energia indevidamente.
O programa de redução de perdas da AES Eletropaulo consiste em medidas relacionadas ao mapeamento da perda de energia, uso de novas tecnologias de detecção e coibição de fraudes, treinamento de equipes, disponibilização de canais de denúncias, regularização de instalações que estão consumindo energia indevidamente, blindagem de centros de medições, entre outras. Em 2011, as iniciativas de combate a perdas acrescentaram ao mercado faturado 571,6 GWh de energia. Até 30 de junho de 2012, essas iniciativas de combate a perdas acrescentaram ao mercado faturado 269,9 GWh de energia.
Interrupções de Energia
Desde 1998, ano da privatização, os indicadores de qualidade da Companhia têm apresentado significativas melhorias, reflexo de uma atuação focada e forte sobre os problemas que causam as interrupções no fornecimento de energia elétrica e da aplicação de tecnologia e soluções de engenharia mais eficientes.
Comparando-se os valores de Duração Equivalente por Consumidor (“DEC”), que indica o tempo total anual de interrupção, que, em média, cada consumidor sofreu durante o período de um ano, e os valores de Frequência Equivalente por Consumidor (“FEC”), que mostra quantas vezes no ano houve interrupções, a Companhia obteve indicadores de qualidade e confiabilidade. Desde a privatização, com os valores verificados, até 2011, é possível ter-se a dimensão exata de quanto a Companhia conseguiu evoluir na qualidade do seu serviço.
Em 1998, a Companhia possuía um DEC de 18,21 horas e um FEC de 10,19 vezes, enquanto que em 2011, os valores foram respectivamente de 10,36 horas e 5,45 vezes, uma melhora de 43% do DEC e de 47% do FEC, conforme informações levantadas pela própria Companhia.
Vale ressaltar que o ano de 2011 foi impactado por chuvas e descargas atmosféricas muito acima da média histórica, causando inclusive diversos alagamentos na área de concessão, aumentando, consequentemente, o número de desligamentos e o tempo de restabelecimento do fornecimento. Além disso, em 7 de junho de 2011 ocorreu um ciclone extratropical que atingiu a área de Concessão com ventos acima de 80 km/h. Para mitigar o efeito da variação climática e piora a transferência de energia, a Companhia tem aumentado a intensidade de seus programas de qualidade de fornecimento de energia, conforme detalhado abaixo.
Em 2011, 51% das interrupções nos circuitos de distribuição foram causadas por galhos de árvores que caíram sobre a rede. Para tentar minimizar tais paralisações, a Companhia implementou na sua área de concessão programas de poda de árvores além da substituição da rede convencional por rede compacta (spacer cable), que tem por objetivo reduzir a quantidade de desligamentos, ao mesmo tempo em que possibilita uma convivência mais harmoniosa da rede elétrica com a arborização. Em 2010 e 2009 o percentual de interrupções causadas por interferências com árvores foi de 53% e 55% respectivamente.
Visando à constante evolução dos serviços prestados aos seus clientes e à redução dos indicadores de qualidade, a Companhia anunciou um Plano de Ação para 2011 e 2012 no valor de R$ 242,2 milhões destinados a melhorias no atendimento ao cliente e novas equipes de eletricistas para manutenção, poda, construção e atendimentos de emergência. Deste total, R$ 58,7 milhões referem-se a investimentos e R$ 183,5 milhões a despesas operacionais.
Para mais informações sobre os investimentos realizados pela Companhia para melhoria dos serviços prestados aos seus clientes, vide item 10.10 deste Formulário de Referência.
Procedimentos de Faturamento
As tarifas que a Companhia cobra pela distribuição de energia a consumidores finais são determinadas de acordo com o contrato de concessão celebrado com a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) em 15 de junho de 1998, que lhe concede o direito de distribuir energia na sua área de concessão até 15 de junho 2028 (“Contrato de Concessão”) bem como de acordo com a regulamentação estabelecida pela ANEEL a esse respeito. O Contrato de Concessão da Companhia e a regulamentação estabelecem um teto para as tarifas e prevêem ajustes anuais, periódicos e extraordinários.
7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais
Para determinar as tarifas aplicáveis, cada cliente é colocado em um grupo específico de tarifa, definido por lei. Clientes do Grupo A são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação a partir de 2,3 kV ou mais, com a característica de possuírem Cabine Primária (Média Tensão) ou Estação de Transformação (Alta Tensão), e que, na sua maior parte, se qualificam como consumidores livres nos termos da Lei do Modelo do Setor Elétrico (“Grupo A”).
O Grupo A é dividido em Subgrupos (AS, A2, A3a e A4) para cada tipo de tarifa.
No tipo de tarifa convencional aplica-se a sua única tarifa, independente do horário ou dia do mês.
No tipo de tarifa horo-sazonal Azul e Verde leva-se em conta as variações do dia (horário) e mês (estações), onde os meses de maio a novembro compõem o período seco e os meses de dezembro a abril compõem o período úmido.
Adicionalmente, existem os clientes classificados como Grupo B que, por sua vez, são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação inferior a 2,3 kV (Tensão Nominal de 115 / 230 V), sendo esse grupo de clientes subdividido em: clientes residenciais, residenciais baixa renda, rurais, de iluminação pública e outras classes (comerciais, industriais, etc.) tendo cada um dos subgrupos uma tarifa específica (“Grupo B”).
O Grupo B é dividido em subgrupos, residencial baixa renda, residencial B1, rural B2, demais classes B3 e iluminação pública B4a e B4b.
Os clientes enquadrados como residencial baixa renda, possuem uma tarifa escalonada por faixa de consumo, e para os demais subgrupos aplica-se a sua uma única tarifa.
As leituras de medidores e a emissão das faturas são feitas mensalmente para todos os clientes. As faturas são preparadas a partir de leituras de medidores ou com base no valor estimado quando ocorre impedimento à leitura ou deficiência no equipamento de medição.
Clientes de baixa tensão recebem as faturas dentro de três dias úteis após a leitura do medidor, com vencimento em cinco dias úteis após a data da apresentação da fatura. Em caso de falta de pagamento, a fatura passa por um processo de segmentação automática no sistema comercial CCS, onde a mesma é classificada em quatro níveis de inadimplemento: auto-pagável (self-cure), baixo risco (low risk), alto risco (high risk) e super alto risco (super
high risk). Para os casos de auto-pagável e baixo risco de inadimplemento, um aviso de falta de pagamento é incluído na fatura do segundo mês
seguinte e enviado ao cliente, sendo concedido um prazo de quinze dias para o pagamento do montante vencido. Caso o pagamento não seja recebido nesse prazo, o cliente fica sujeito a suspensão do fornecimento. Para os casos de alto risco de inadimplemento, um aviso de falta de pagamento é incluído na fatura do mês seguinte e enviado ao cliente, sendo concedido um prazo de quinze dias para o pagamento do montante vencido. Caso o pagamento não seja recebido nesse prazo, o cliente fica sujeito à suspensão do fornecimento. Para os casos de super alto risco de inadimplemento, um aviso é enviado ao cliente sete dias úteis após a data de vencimento, concedendo um prazo de quinze dias para que seja efetuado o pagamento. Caso o pagamento não seja recebido nesse prazo, o cliente fica sujeito à suspensão do fornecimento.
Clientes atendidos em média ou alta tensão recebem as faturas dentro de dois dias úteis após a leitura, com vencimento em cinco dias úteis após a data da apresentação da fatura. Em caso de falta de pagamento, um aviso é enviado em três dias úteis após a data de vencimento, concedendo um prazo de quinze dias para que seja efetuado o pagamento. Caso o pagamento não seja efetuado nesse prazo, o cliente fica sujeito à suspensão do serviço. Diariamente, os clientes sujeitos à suspensão de energia devido à inadimplência ficam disponíveis em uma mesma base de dados no CCS (cesta de corte). As diretorias regionais ficam responsáveis por selecionar os clientes que devem ser efetivamente cortados, seguindo critérios de logística, montante da dívida e capacidade operacional.
A tabela abaixo apresenta a provisão para devedores duvidosos de curto prazo, bem como a que tal provisão representa sobre percentagem da receita bruta da Companhia, para os períodos indicados:
Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Período de seis meses findo em 2009 2010 2011 30 de junho de 2012 Provisão (em R$ milhões) % da receita bruta Provisão (em R$ milhões) % da receita bruta Provisão (em R$ milhões) % da receita bruta Provisão (em R$ milhões) % da receita bruta
Provisão para devedores duvidosos
(272,2) 2,04 51,1 0,35 79,3 0,52 23,9 0,31%
Para mais informações sobre as regras que regem as tarifas praticadas pela Companhia, bem como sobre as metodologias de reajuste e revisão dessas tarifas, vide item 7.5 deste Formulário de Referência.
c. características do mercado de atuação
i. participação em cada um dos mercados
O Contrato de Concessão da Companhia prevê exclusividade para a distribuição de energia dentro de sua área de concessão (monopólio natural da rede de distribuição), não se incluindo aí a venda de energia para os clientes livres. A legislação do setor elétrico prevê que, sob determinadas condições, alguns de seus clientes se tornem consumidores livres, o que lhes possibilita contratar a compra de energia elétrica diretamente de geradoras ou comercializadoras. Quando esses clientes escolhem outro fornecedor de energia elétrica, podem negociar o preço da energia (commodity) com o fornecedor de sua escolha e pagam uma tarifa do uso do sistema de distribuição (“TUSD”) e transmissão (“TUST”), que correspondentes à remuneração dos custos referentes ao uso do sistema de distribuição e transmissão e à remuneração do seu ativo.
Porém, as migrações devem ocorrer de forma bem racional pelos clientes, uma vez que há regras de retorno dos clientes livres para o mercado regulado atendido pela Companhia. Esse retorno somente pode ocorrer cinco anos após a comunicação formal dessa intenção por parte do cliente à Companhia
7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais
ou em prazo menor, a critério da concessionária. Para os clientes atendidos por fontes alternativas de energia, o retorno ao mercado cativo se dará em 180 dias após a comunicação formal dessa intenção à Companhia. Como consequência, o número de grandes clientes que decidiram se tornar