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 PROINFA; (ii) contrato de longo prazo celebrado com a AES Tietê; e (iii) compra em leilões de energia.
b. características do processo de distribuição
Área de Concessão
A área de concessão da Companhia cobre 4.526 km² incluindo a cidade de São Paulo e outros 23 municípios na região metropolitana da Grande São Paulo e regiões adjacentes, conforme demonstrado no mapa abaixo:
Rede de Distribuição
A Companhia distribui energia numa área de concessão que engloba aproximadamente 8,8% da população do Brasil. Em 2008, sua área de concessão representou aproximadamente 17,0% do Produto Interno Bruto (PIB). A área de concessão da Companhia cobre aproximadamente 16,6 milhões de habitantes.
A energia é transferida de geradoras de energia para clientes por meio de sistemas de transmissão, sub-transmissão e distribuição. A transmissão é a transferência em grande volume de energia em voltagens de 230kV ou superiores a partir de instalações de geração e estações de energia a sistemas de sub-transmissão e distribuição por meio de uma rede de transmissão. Sub-transmissão é a transferência em grande volume de energia que foi transformada de voltagens de 230kV ou superiores para voltagens de 138kV ou 88kV a partir de sistemas de transmissão para os sistemas de distribuição. Distribuição é a transferência de energia que foi transformada de voltagens de 138kV ou 88kV para voltagens de 34,5kV ou inferiores a partir de sistemas de transmissão e sub-transmissão a clientes 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 75,0% do mercado brasileiro de energia, incluindo sua área de concessão.
A Companhia vendeu 35.434 GWh de energia para o mercado cativo por meio de sua rede em 2010. A Companhia é a maior distribuidora de energia elétrica no Brasil em termos de receita de fornecimento de energia elétrica
A maior parte da energia comprada pela Companhia é de usinas localizadas distante da sua área de concessão 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).
Sub-transmissão (138kV e 88kV)
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. O sistema de sub-transmissão da Companhia consiste em 1553 km de linhas suspensas e 181 km de linhas subterrâneas. A este sistema são conectadas as 149 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.
Distribuição (3,8kV a 34,5kV)
A Companhia opera 1.643 circuitos de distribuição (aérea) nas tensões de 3,8kV, 13,8kV, 23kV e 34,5kV, e 84 circuitos de distribuição subterrânea (rede primária) que estão conectados às subestações. O sistema de distribuição da Companhia consiste em 18.196 km de redes aéreas e 1.161 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 120 mil estações transformadoras de distribuição, que transformam energia da rede primária, para a rede secundária, que consiste em 22.500 km de cabos aéreos e 1.876 km de cabos subterrâneos (secundários), operando nas tensões de 115/230 V ou 127/220 V.
Regional Oeste Regional Leste
Regional Sul
Regional ABC Regional Norte
Regional Oeste Regional Leste
Regional Sul
Regional ABC Regional Norte
A Companhia opera 149 subestações de distribuição com uma capacidade de transformador de 13.361 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 a clientes.
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.
Investimentos em Serviços ao Consumidor, Expansão e Melhoria
Nos últimos anos a AES Eletropaulo vem aumentando continuamente o montante do investimento em serviços ao consumidor, expansão e melhoria, de maneira a atender ao mercado crescente com a qualidade requerida no fornecimento de energia.
No ano de 2008, a Companhia investiu R$287,4 milhões em serviços ao consumidor, manutenção e expansão do seu sistema. Em 2009, esse investimento foi de R$347,0 milhões, enquanto que em 2010 alcançou R$534,5 milhões. Em 2010 foram investidos R$ 216,6 milhões em obras de expansão, com destaques para as obras em andamento da Linha de Transmissão Subterrânea Anhanguera – Casa Verde e a Linha de Distribuição Subterrânea - Parque Ibirapuera, objetivando a melhoria na qualidade de fornecimento de energia, atendendo aproximadamente 1,2 milhões de habitantes. Outras importantes obras foram as ampliações de 9 subestações que resultou no aumento da capacidade instalada do sistema para 13.361 MVA, um acréscimo de 2 % em relação a 2009.
A Companhia também investiu na melhoria da qualidade do fornecimento de energia, com objetivo de proporcionar a continuidade do fornecimento, evitar acidentes com a população e modernizar a rede de distribuição, no qual destacam-se as principais ações:
- manutenção em circuitos primários; - reforma de circuitos secundários; - expansão da rede compacta;
- incremento e modernização no parque de equipamentos de automação na distribuição e subtransmissão; e - modernização dos equipamentos da rede subterrânea.
0 100 200 300 400 500 600 2008 2009 2010 98 130 132 105 96 217 84 121 186 287 347 534
Desempenho do Sistema
A tabela a seguir mostra informações a respeito das perdas de energia elétrica da Companhia, não incluindo perdas de transmissão (Rede Básica) relacionadas à sua rede, e a freqüência e duração de interrupções de energia por cliente por ano, nos períodos indicados:
2010 2009 2008
Perdas técnicas 6,49% 6,49% 6,49%
Perdas comerciais 4,43% 5,32% 5,09%
Total de perdas de energia elétrica 10,92% 11,81% 11,58%
Interrupções
Freqüência de interrupções por cliente por ano (em número de vezes) 5,42 6,13 5,20 Duração média de interrupções por cliente por ano (em horas) 10,60 11,85 9,20
TMA (em minutos) 286 177 161
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. As perdas técnicas da Companhia são obtidas através de cálculos. As perdas são calculadas com base no “Critério de Perdas Físicas”, que considera o total de suprimento de energia medido na fronteira nos últimos 12 meses (49.185 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 2010 foi de 10,92%, comparada a 11,81% em 2009 e 11,58% em 2008. A redução do indicador de perdas em 2010 decorre principalmente uma forte aceleração do programa de redução de perdas a partir do segundo semestre de 2009 e início de 2010 nas 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) em 2008 e ajustados durante o ano de 2009.
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. No período de 2008 a 2010, foram realizadas cerca de 1,1 milhão de inspeções, onde foram identificadas aproximadamente 141 mil irregularidades nos sistemas de medição. Nesse período foram regularizadas 211,2 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 213,4 mil medidores obsoletos e recuperou mais 59,7 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. Com esse programa a Companhia faturou, em média, 98,9 GWh/ano de energia retroativa e arrecadou mais de R$175 milhões neste período. Além disso, adicionou ao mercado da Companhia aproximadamente 1,8 TWh de energia nesses últimos 3 anos.
Interrupções de Energia
Desde a 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 DEC - Duração Equivalente por Consumidor, que indica o tempo total anual de interrupção, que, em média, cada consumidor sofreu durante o período de um ano, e os valores de FEC - Freqüência Equivalente por Consumidor, que mostra quantas vezes no ano houve interrupções, a Companhia obteve indicadores de qualidade e confiabilidade. Desde 1998, ano da privatização, com os valores verificados, até 2010, 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 2010, os valores foram respectivamente de 10,60 horas e 5,42 vezes, uma melhora de 42% do DEC e de 47% do FEC. De acordo com os dados da ANEEL, a média nacional em 1998 para o DEC foi de 24,05 horas enquanto a do FEC apresentava um valor de 19,88 vezes, sendo que em 2009 estes foram respectivamente 18,78 horas e 11,66 vezes, melhora de 22% e 42%, respectivamente.
Vale ressaltar que o ano de 2010 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. Para mitigar o efeito da variação climática e piora no trânsito a Companhia tem aumentado a intensidade de seus programas de qualidade de fornecimento de energia, conforme detalhado abaixo.
Em 2010, 54% 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 e remoção 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 que possibilita uma convivência mais harmoniosa da rede elétrica com a arborização.
Em 2009, 61% 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 e remoção 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 que possibilita uma convivência mais harmoniosa da rede elétrica com a arborização.
Os principais pontos que contribuíram de forma mais significativa para a melhoria destes indicadores em 2010 foram: • Plano Verão - ações especiais aplicadas no período de outubro a março e que visam à agilização do
atendimento, pelo aumento de equipes de manutenção e estratégia de alocação destas;
• Constante monitoramento meteorológico visando à identificação de condições climáticas desfavoráveis e que possam ter impacto direto sobre o desempenho do sistema, permitindo a antecipação de estratégias de atendimento e dimensionamento de turmas de emergência;
• Aumento de poda de árvores – Foram contratadas 92 turmas para execução de poda de árvores. Foram podadas 320 mil árvores em 2010, um aumento de 105% em relação ao ano anterior;
• Aumento do número de equipes – Foram contratadas 212 novas equipes para atuar no atendimento de emergências
• Instalação de Religadoras Automáticas – Foram instaladas 226 religadoras na rede de distribuição • Readequação da proteção – Foram readequados os sistemas de proteção em 1.671 Bases Fusíveis. • Instalação de espaçadores – Foram instalados 33.122 espaçadores de fase nos circuitos de distribuição. • Incremento do programa de manutenção preventiva em circuitos com maior impacto nos indicadores. • Redução dos deslocamentos improdutivos
Tarifas
As tarifas que a Companhia cobra por vendas de energia a clientes finais são determinadas de acordo com o contrato de concessão da Companhia e com a regulamentação estabelecida pela ANEEL. O contrato de concessão da Companhia e a regulamentação estabelecem um teto para as tarifas e prevê ajustes anuais, periódicos e extraordinários.
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, e clientes do Grupo B são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação inferior a 2,3 kV (220 V e 127 V). O quadro abaixo mostra informações sobre tarifas médias do Grupo A e Grupo B nos períodos indicados, sem considerar a RTE, o ECE e o Imposto sobre Circulação de Mercadorias (ICMS).
Tarifas Médias – R$/MWh
Nível de Tensão 2010 2009 2008
A2 – consumidores industriais de alta voltagem 231,3 226,6 249,1 A3a – consumidores comerciais e industriais de alta voltagem 234,6 222,9 216,2 A4 – consumidores comerciais, industriais e residenciais de
alta voltagem 271,9 258,8 249,0
AS – consumidor servido pela rede subterrânea 302,6 351,6 312,5 B1 – consumidores residenciais de baixa voltagem 309,8 294,1 270,5 B2 – consumidores rurais de baixa voltagem 198,8 109,7 157,6
B3 – consumidores comerciais e industriais de baixa voltagem 318,6 298,9 281,5 B4 – consumidores públicos de baixa voltagem 164,2 152,6 141,8
Média Total 293,6 278,9 261,7
As tarifas para clientes do Grupo A baseiam-se na tensão de atendimento, período do ano que ocorre o fornecimento e na hora do dia da utilização da energia. As tarifas deste grupo apresentam duas componentes: uma “tarifa de demanda” e uma “tarifa de energia”. A tarifa de demanda, refere-se à capacidade do sistema alocada a cada cliente, expressa em Reais por kW, sendo faturada pelo maior valor entre (1) demanda firme contratada ou (2) demanda efetivamente registrada. A tarifa de energia, expressa em Reais por MWh, se baseia no volume de energia efetivamente consumido durante um período de fornecimento, que geralmente é de 30 dias. Clientes do Grupo A são aqueles que na sua maior parte se qualificam como consumidores livres nos termos da Lei do Modelo do Setor Elétrico.
No Grupo B, as tarifas são cobradas com base em apenas um componente: a energia efetivamente consumida expressa em Reais por MWh. O Grupo B é 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. A tabela abaixo mostra informações sobre tarifas médias de energia relativas às vendas de energia da Companhia durante os períodos indicados.
Tarifas Médias de Vendas de Energia(1)(2)
Ano 2010 2009 2008 Tarifas residenciais (R$/MWh) 309,84 294,12 270,57 Tarifas industriais (R$/MWh) 275,10 263,11 247,41 Tarifas comerciais (R$/MWh) 293,57 279,12 267,34 Outras tarifas (R$/MWh) 241,24 226,30 216,87 Tarifa média (R$/MWh) 293,56 278,81 261,02
Total de receitas de vendas de energia elétrica a clientes cativos (em milhões de Reais)
10.402,3 9.601,3 8.838,2
(1)
As tarifas de vendas de energia elétrica foram calculadas dividindo-se as vendas faturadas sem o ICMS por MWh de energia elétrica vendida.
(2)
As tarifas incluem um reajuste extraordinário de 2,9% para clientes residenciais e rurais (excluindo clientes de baixa renda) e um reajuste extraordinário de 7,9% para todas as demais classes de clientes, a partir de 07 de dezembro de 2001.
Clientes residenciais de baixa renda são considerados um subgrupo de clientes residenciais e não estão sujeitos a pagamento de taxas emergenciais e de capacidade emergencial ou qualquer tarifa extraordinária imposta pela ANEEL. De acordo com as regras atuais, um cliente residencial de baixa renda é qualquer cliente monofásico que consome menos de 30 kWh por mês e apresentou requerimento para receber benefícios comprovando ser beneficiário de qualquer dos programas sociais do governo.
Reajuste Tarifário de 2010 Tarifas
No dia 29 de Junho de 2010, a Aneel autorizou reajuste tarifário médio de 8,00% à AES Eletropaulo, aplicado em sua tarifa desde 4 de Julho de 2010, conforme publicações da Resolução Homologatória nº 1.025/2010 e Nota Técnica nº 212/2010. Este reajuste consistiu em Reajuste Base e efeitos financeiros de acordo com a composição na tabela abaixo: