Master Plan Santa Catarina Energia

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1 Master Plan Santa Catarina Energia Paulo Roberto Campos Lemos Dezembro 2005

2 1. Análise do Ambiente Regulatório Novo modelo do setor elétrico visão geral Geração Transmissão Distribuição Comercialização Gás Natural

3 A lei , que estabelece novas regras para o setor elétrico, principalmente no que se refere à comercialização de energia, determina que as distribuidoras farão a contratação de energia no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) Principais aspectos da lei A energia elétrica é classificada segundo seu tipo de geração em: Energia existente (velha) Novos empreendimentos e ampliações (nova*) Ativos de geração estatais do PND Ambiente Contratação Regulada (ACR) Geradores Ambiente Contratação Livre (ACL) Comercializadores Ambiente regulado (licitação) Contrato bilateral (CCEAR**) Distribuidoras: Contratação de 100% da demanda regulada através de leilões no CCEE*** Permitidos leilões de ajustes de até 5% em contratos de até 2 anos Proibições: geração, transmissão, venda mercado livre Venda somente a clientes regulados Repasses de custos de aquisição de energia sujeitos à aprovação do regulador Contratação para atendimento à expansão do consumo com 5 e 3 anos de antecedência Será permitida a troca de contratos entre distribuidoras CCEE Distribuidoras Consumidores regulados Ajustes (5%) Consumidores livres CONSUMIDORES LIVRES (opcional): Prazo para migração: - 3 a 5 MW 1 ano - 5 a 10 MW 2 anos - > 10 MW 3 anos Retorno à consumidor tarifa regulada: aviso prévio de 5 anos (redução a critério da distribuidora) * Nova: Usinas que iniciaram operação a partir de 01/01/2000 e que não tiveram nenhuma contratação até 15/03/2004 ** Contrato de comercialização de energia no ambiente regulado *** Câmara de comercialização de Energia elétrica (substitui o MAE) 2

4 O Decreto regulamenta o ACR, definindo as regras de contratação de longo prazo Decreto Ambiente de Contratação Regulada (ACR) Geradoras CCEE Distribuidoras Clientes cativos 100% dos contratos com lastro físico Para hidro, percentual destinado ao ACR definido pela Aneel Recomposição do UBP* de empreendimentos do modelo antigo Preço máximo de aquisição de energia a ser definido pelo MME e, posteriormente por média dos leilões Estímulo de hidro ao ACR dedução de parte do valor dedicado ao ACL Leilões de existente : A - 1, com preço máximo Leilões de nova : A - 5 e A - 3 Leilões de ajuste até 2 anos Editais dos leilões a serem elaborados pela Aneel Convenções, regras e procedimentos de comercialização a serem elaborados pela Aneel Até 2008 Aneel estabelece valor de referência (VR) para repasse Registro de todos os contratos do ACR e ACL *Uso do bem público ** já revogado Fonte: Decreto 5.163; análise SiglaSul Contratação de 100% da carga Geração distribuída até 10% da carga (exceto próprios) Declaração anual da carga para 5 anos Declaração de volumes de contratação 60 dias antes dos leilões Máximo de ajuste de 1% da carga Máximo de 105% de renovação de contratos de energia existente Redução de até 4% do montante contratado Repasse com base no valor de referência (VR) Repasse de montante até 103% da carga Eventuais diferenças liquidadas no mercado de curto prazo, com base no preço de liquidação de diferenças Potencialmente livre: >3MW, qualquer tensão novo cliente >3MW, 69 kv antes de julho/1995 3

5 A estratégia de atuação em leilões no ACR, deve considerar o novo formato de contratação, que diferencia a geração das usinas em operação (energia existente) daquelas em construção (energia nova) além de estabelecer períodos mínimos de duração contratual Novo formato de contratação 2004 data da licitação Anos A NÃO EXAUSTIVO Considerações Contratos Transição (geração existente) Geração existente Geração Nova Distribuidoras ajustes até 1% da carga Formam o valor de referência A-5 Mínimo 8 anos A-3 Mínimo 8 anos Mínimo 8 anos Mínimo 5 anos A-1 Mínimo 5 anos Mínimo 5 anos Máximo 2 anos - licitações feitas pelas distribuidoras Máximo 15 anos Duração Mínima 15 anos Duração Máxima 30 anos Contratos até a data da lei passíveis de prorrogação até 20 anos (a critério do poder concedente) Contratos com tratamento diferenciado: - Itaipu - Contratos iniciais - Energias alternativas Leilões A-5 e A-3, definem o valor de referência (VR) para repasse a partir de A Leilão A-5 define teto dos leilões A-1 Na Transição repasse com base no VR Repasse com base no VR até 3 anos após os leilões, depois: Leilão A-3 repasse integral máximo 2% carga em A-5 e parcela maior, menor valor entre VL5 e VL3 Leilão A-5 repasse integral Nota: Considerando leilões de transição em 2004 e leilões de geração nova em 2005 Fonte: Lei e decreto 5.163; análise SiglaSul 4

6 As novas regras, apesar de limitar a exposição das Distribuidoras, resultam uma série de riscos que precisam ser monitorados e mitigados com os instrumentos propostos Riscos para a distribuidora e instrumentos para mitigação Riscos para as Distribuidoras Risco de volume Multa por sub-contratação Exceder limite de sobre-contratação de 3% da demanda (diferença não pode ser repassada) Risco de preço Valor de referência para repasse: média dos preços de contrato para todas as distribuidoras quem contratar pior que a média perde e, vice-versa Exceder limite de preço no leilão de ajuste Liquidação de diferença no contrato de curto prazo Instrumentos para a gestão de risco Leilões de existente : A 1 Leilões de nova : A - 5 e A - 3 (máximo 2% da demanda) Leilões de ajuste até 2 anos de contrato e máximo de 1% da demanda Geração distribuída até 10% da demanda Repasse de até 103% de contratação Redução do contrato Saída de consumidor livre da base Para ajuste da demanda em até 4% 5

7 Geração Distribuída e Valor de Referência Geração distribuída até 10% da demanda da distribuidora Venda direta para consumidores livres com o limite mínimo de 0.5MW de demanda em qualquer nível de tensão Valor de Referência, segundo os últimos leilões de energia nova, tende a ficar ao redor dos 120 R$/MWh Upside dos créditos de carbono 6

8 A área de gestão de mercado da CEMAR deve estar preparada para o planejamento, monitoramento e atuação no mercado e controle das operações, em linha com os padrões de mercado Atribuições básicas da área de gestão de mercado NÃO EXAUSTIVO Planejamento de fornecimento Atuação no mercado Projeções de mercado local Projeções de oferta e demanda agregada e projeções de preço Simulação de leilôes Determinação do valor a risco da exposição da empresa: risco de preços e risco de volumes Análise econômico-financeira dos impactos da estratégia de compra de energia Produção de relatórios de gestão Determinação de políticas, métricas e procedimentos de gestão de mercado Acompanhamento da regulação vigente Gerir informações para o CCEE e Aneel, cumprindo os prazos de mercado Atuar nos leilões de energia Buscar alternativas de mercado, estruturar e executar os leilões de ajuste Monitorar as projeções de mercado e promover ações de ajuste na contratação, para evitar penalidades e perdas tarifárias MW Exemplo de curva de exposição Contratos Iniciais Leilão de Ajuste Diferenças liquidadas no mercado de curto prazo Contratos de Energia Existente Contratos Anteriores à ILUSTRATIVO Contratos de Energia Nova SPOT Documentação e controle das operações Controle no atendimento às determinações regulatórias Controle dos contratos vigentes Liquidação das operações no mercado Relatórios operacionais para o Regulador, CCEE, ONS Relatórios financeiros e contábeis Monitoramento dos procedimentos de mitigação de riscos: políticas, métricas e procedimentos Contratos Itaipu/ Regulados Angra Tempo 7

9 A eliminação do limite de voltagem para consumidores livres deverá aumentar a competitividade do ACL. Os prazos para saída e retorno ao mercado regulado auxiliam as distribuidoras nas suas previsões de demanda. Decreto Ambiente de Contratação Livre (ACL) Ambiente de relações comerciais livremente pactuadas e regidas por contratos bilaterais Geradoras Comercializadoras Clientes livres 100% dos contratos com lastro físico Estatais podem participar: - Observando critérios de transparência - Reajustes pelo IGPM ou termos pactuados 100% dos contratos com lastro físico Declaração de livre até 15 dias antes de A - 1 Fornecimento a partir do ano subseqüente à declaração Aviso de retorno: 5 anos ou a critério da distribuidora Opção por parte ou totalidade da carga Fonte: Decreto 5.163; análise Siglasul 8

10 Novo modelo visão geral Geração Transmissão Distribuição Comercialização Gás Natural

11 Capacidade de geração no Brasil 2004, GW, porcentagem Potência outorgada*: Fiscalizada**: 91.3 GW - Term: 21.6 GW - Hidro: 69.7 GW Não-fiscalizada: 7,1 GW - Term: 5.1 GW - Hidro: 1.9 GW Term. 98,4 26,8 (27%) 5.9 1,1 (18,6%) 4,8 (81,4%) Eólica ,7 (23,7%) 13,0 (46%) 132,6 6,7(5,1%) 8,54 (30%) 40,9 (30,8%) Existe um planejamento para investimentos substanciais na geração de energia elétrica no Brasil, aumentando a capacidade atual em 40% Hidro 71,6 (73%) 84,95 (64,1%) Os investimentos futuros se darão também em termelétricas e fontes de energia alternativas, modificando significativamente o mix de fontes energéticas, que hoje é fortemente dependente de recursos hídricos # empreendimentos * Outorgada: valor no ato da outorga ** Fiscalizada: valor a partir da operação comercial Fonte: ANEEL, Análise equipe Em operação Em construção Outorgadas Total

12 Empreendimentos de geração em operação 2004, MW, porcentagem PCH: Pequena Central Hidroelétrica UHE: Usina Hidroelétrica de Energia UTE: Usina Termelétrica de Energia UTN: Usina Termonuclear 70,256 (71.4%) 1,362 (1.4%) 24,754 (25.2%) (2%) (~0%) 98,412 (100%) UHE PCH UTE UTN Alternativa Total As PCH, por serem menos intensas em capital, favorecem o crescimento do parque gerador. Existem hoje 256 (3,5 GW) PCH outorgadas a serem construídas, vis-a-vis 22 (5.1 GW) UHE A energia alternativa ainda é incipiente. Sua geração demanda grandes investimentos, para os quais existem poucos incentivos. O Proinfa vem atraindo mais projetos. A estimativa do governo é de que o Proinfa gere investimentos de R$8,6b nos próximos 3 anos Hidroelétrica Termoelétrica Fonte: ANEEL, Valor Econômico, Análise equipe

13 A capacidade de geração ainda é bastante concentrada em empresas controladas pelo Estado Capacidade de geração por agente no Brasil (operação) 2004, GW, porcentagem Principais Agentes: El Paso: 900 MW Petrobrás: 800 MW CVRD: 500 MW Potência fiscalizada Estatais Principais Agentes: CBA: 750 MW Alcoa: 258 MW Alcan: 50 MW 6,0 12,7 (13.9%) 91,3 5,5 4,7 (5,0%) 2,7 (2,9%) 2,2 (2,3%) 2,0 (2,1%) 2,9 (3,1%) (6,3%) 9,7 7,9 (8,4%) 6,0 (6,3%) 5,8 (6,1%) (5,8%) Principais Agentes: EMAE: 1,4 GW CEEE: 0,9 GW Light: 0,9 GW (100%) 10,6 (10,3%) 12,6 (11,2%) (13,3%) Itaipu CHESF (SP) Furnas (SP) CESP Cemig Eletronorte Tractebel Copel AES Tietê Duke Eletrobrás Termonuclear Outros SP APE PIE Total SP:Concessionária de Serviço Público APE: Autroprodutor de En. Elétrica PIE: Produtor Independente de En. Elétrica Fonte: ANEEL, empresas, Análise equipe Aproximadamente 63% da capacidade de geração em operação é de propriedade estatal Os dez maiores agentes concentram ~73% da geração em operação

14 Evolução da participação por agente na capacidade instalada 2004, GW, porcentagem Outros 17% 20% Cesp Outros independentes 16% 6% 14% Itaipú Copel 7% Cemig 10% Eletronorte 11% 17% Furnas 18% Chesf Outros serviços públicos 3% Angra 2% Duke 2% AES Tietê 3% Copel - G 5% 6% Eletronorte 6% Autoprodutores 6% Tractebel 11% Chesf 10% Furnas 9% 7% Cesp Cemig - G 100% = 58,9 100% = 93,4 Fonte: Eletrobrás, ANEEL, empresas, Análise equipe

15 Evolução da produção de eletricidade GWh CAGR ,54% Autoprodutores (6%) (5%) (5%) (6%) (6%) (6%) (7%) (7%) (8%) (9%) 8,54% Centrais elétricas (94%) (95%) (95%) (94%) (94%) (94%) (93%) (93%) (92%) (91%) 3,18% A geração de eletricidade por autoprodutores cresce aproximadamente 2,7 vezes mais rápido que a das centrais elétricas Variação anual Autoprodutores 0,92% 5,07% 16,84% 6,22% 7,03% 14,36% 3,90% 8,02% 7,31% Centrais elétricas 3,23% 5,68% 4,62% 5,38% 4,09% 3,06% 4,08% -7,49% 4,44% Total 3,10% 5,65% 5,37% 5,43% 4,28% 3,87% 4,07% -6,21% 4,68% Fonte: Balanço Energético Nacional 2003

16 Novo modelo visão geral Geração Transmissão Distribuição Comercialização Gás Natural

17 ABRATE - Associação brasileira das grandes empresas de transmissão de energia elétrica Participação da ABRATE no sistema interligado - (km) A implantação do novo modelo do setor elétrico brasileiro deu origem às empresas de transmissão que, em 1999, constituíram a ABRATE As empresas que participaram da fundação da ABRATE foram a CEEE, CEMIG, CHESF, COPEL, CTEEP, ELETRONORTE, ELETROSUL, EPTE (posteriormente incorporada pela CTEEP) e FURNAS Entre as principais finalidades da ABRATE destacamse: intercâmbio entre as Associadas de informações técnicas, comerciais, financeiras, legais, jurídicas e institucionais desenvolvimento de análises, estudos e pesquisas de interesse comum elaboração e a defesa de propostas para solução de problemas comuns acompanhamento dos assuntos de interesse das Associadas junto a outras entidades, especialmente a ONS, a ANEEL e o CCPE 90% ABRATE Não ABRATE TOTAL Participação de cada associado no total da ABRATE ELETRO- SUL FURNAS 10% 25% 10% 100% CEEE 7% 7% CEMIG 27% CHESF Fonte: ABRATE 10% ELETRO- NORTE 12% 2% COPEL CTEEP

18 As linhas de transmissão permitem que as diferentes regiões permutem energia entre si, possibilitando que os pontos com produção insuficiente de energia sejam abastecidos por centros de geração em situação favorável.o desbalanceamento entre oferta e demanda em termos geográficos reforça a importância dos sistemas de transmissão para o bom funcionamento do setor elétrico no Brasil Panorama do mercado brasileiro 2003 Subsistemas e contratos de transmissão licitados Oferta vs. demanda implicações LT intra-subsistema Norte 100% 100% 9% 13% 43% Norte Nordeste Norte não integrado N 5 LT intra-subsistema Norte 1 Interligação (500 kv) 10% 30% 60% Sudeste/ Centro Oeste 1 Interligação (500 kv) NE 16% 18% Geração Consumo Sul 11 LT intra-subsistema Sudeste/ Centro-Oeste 7 LT intra-subsistema Sul SUL Fonte: Aneel, Ministério das Minas e Energia, ONS SE/CO 1 Interligação (500 kv) 1 Interligação (500 kv) Os recursos empregados na expansão do sistema de transmissão são da iniciativa privada, desde 1999, quando a ANEEL realizou o primeiro leilão para construção de novas linhas de transmissão e subestações A geração e o consumo de energia elétrica por subsistema é desbalanceada - grande parte das usinas hidrelétricas está situada a distâncias consideráveis dos centros consumidores A análise considera o total de geração de existem, no entanto, diferenças entre o balanceamento da oferta e demanda ao longo do ano devido a diferenças hidrológicas regionais

19 O mercado de transmissão de energia tem crescido em extensão e receita. O subsistema que exigiu maior expansão foi o sudeste/ centro-oeste, com 41% do total de km e 35% do total de receitas Histórico de licitações de linhas de transmissão , Km, R$ MM Sul SE/CO N/NE Interligação Licitações de linhas de transmissão extensão (km) Licitações de linhas de transmissão contratos (R$ MM)* Total # de empreendimentos * Valores em moeda constante de 2003, inflacionados com base no IGP-M Fonte: Aneel, Ministério das Minas e Energia, ONS Total

20 12 empresas de transmissão respondem por cerca de 80% do total de receitas contratuais licitadas Empresas mais freqüentes nas licitações Empresas com 80% das receitas contratuais* Empresa % de receitas* Consórcios Subsistema Interligação N/NE SE/CO Sul Camargo Correa 19% Civilia Engenharia Tema** Schahin ALUSA Inepar Inabensa 19% 12% 6% 6% 6% 5% No ano 2003, foram licitados 1,8 mil quilômetros de interligação, com receitas anuais estimadas em R$ 250 MM, totalizando 9,4 mil quilômetros e receitas de R$ 1,6 Bi/ano considerando os contratos desde 1999 Abengoa CTEE CHESF Isolux Wat Elecnor 5% 3% 2% 2% 2% Para os próximos anos, a ANEEL fará licitação para construção de cerca de 8,3 mil quilômetros de linhas para ampliação do sistema de transmissão (~ R$ 1,2 bi/ano) Outras (29) 13% * Receita por empresa estimada com base na premissa de que as empresas participantes de um consórcio possuem a mesma participação ** Posição da Terma considera aquisição das participações nos consórcios TSN e Novatrans. Considerando apenas licitações, a Terma participa de 1 consórcio e possui 6% das receitas Fonte: Aneel, Ministério das Minas e Energia, ONS

21 A previsão do ONS é que nos próximos anos serão licitadas cerca de 8,3 mil quilômetros de linhas de transmissão com receitas potenciais de cerca de R$ 1,2 Bi,de acordo com os valores médios de 2003 Previsão de licitações de linhas de transmissão Previsão de novas licitações O ONS elabora anualmente uma proposta de ampliação e reforços das instalações da rede básica de transmissão, da qual resultarão acréscimos de linhas de transmissões, de cerca de 8 mil km e de R$ 1,2 Bi de receitas potenciais até o ano de Desse conjunto, cerca de 46% das linhas já tiveram a concessão equacionada pela Aneel Para implantação das obras necessárias até 2006, estima-se um investimento da ordem de R$ 4,7 Bi Licitações de linhas de transmissão extensão (km) N/NE Sul SE/CO Interligação Total # de empreendimentos a serem licitados Licitações de linhas de transmissão contratos (R$ MM)* Sul SE/CO N/NE Interligação 2 4 N/A Total * Contratos estimados com base nos valores de 2003 Fonte: Aneel, Ministério das Minas e Energia, ONS Total

22 Principais questões para as empresas de transmissão Principais questões Continuar no negócio crescendo receita Participando de licitações de novas linhas Qual é a avaliação econômica do empreendimento em termos de: NPV TIR Payback Os mecanismos atuais de licitação são atrativos? É possível desenvolver estratégia de leilão que garanta posicionamento competitivo? Quais as vantagens/desvantagens de participar de consórcios para licitações? Existem sinergias com operações existentes? Alternativas estratégicas Comprando participações em consórcios existentes Qual é a avaliação econômica do investimento em termos de: NPV TIR Payback Existem empresas à venda no mercado? A posição financeira da empresa justifica uma ação de aquisição? A aquisição de participações em negócios de transmissão está alinhada com a estratégia corporativa da empresa? Existem sinergias com operações existentes? Continuar no negócio melhorando eficiência operacional Como capturar economias de escala referentes a: Desenvolvimento de projetos de engenharia? Planejamento e operacionalização da manutenção? Gestão de suprimentos? Como alavancar sinergias com outras operações (no setor de transmissão em outros países e nos setores de geração e construção)?

23 Novo modelo visão geral Geração Transmissão Distribuição Comercialização Gás Natural

24 As maiores distribuidoras se concentram no subsistema SE/CO Consumo de energia por agente distribuidor 2003, GWh, porcentagem Principais Agentes: COELCE: GWh CELPE: GWh CELG: 7040 GWh AES Sul: GWh (42,6%) (5,9%) (4,3%) (3,6%) (3,3%) (3,5%) (2,9%) (100%) (5,9%) (6,0%) (10,4%) (11,6%) CEMIG Eletropaulo CPFL Light COPEL CELESC Bandeirante Piratininga Elektro COELBA Outros Total O mercado de energia elétrica é atendido por 64 concessionárias de serviços públicos de distribuição Os dez maiores agentes são responsáveis pela distribuição de 56,8% da energia consumida no país O Estado de São Paulo consome 1/3 da energia total consumida no Brasil Fonte: Global Invest, ANEEL, empresas, análise equipe

25 Evolução do número de unidades consumidoras Milhares CAGR CEMIG Eletropaulo 4,0% 3,1% Cisão da Bandeirante, surgindo a CPFL Piratininga Light 0,6% COPEL 3,0% CPFL Paulista Elektro 3,6% 3,6% Cerj 3,0% Bandeirante 4,2%* Piratininga 2,6% Total de unidades consumidoras no Brasil ,4% * De 2001 a 2003 Fonte: Distribuidoras, Eletrobrás, ABRADEE As empresas distribuidoras têm, no geral, aumento de sua base de clientes

26 Unidades consumidoras distribuidoras selecionadas Mil, 2003 Industrial Outros* Comercial (1%) 423 (8%) (9%) 43 (1%) 15(~0%) 455 (9%) Residencial (82%) (90%) (~0%) (1%) (9%) 239 (~0%) (7%) 159 (5%) 49 (2%) (1%) (12%) (4%) 248 (8%) 257 (8%) (~0%) (13%) 55 (3%) (7%) 221 (12%) 106 (6%) (1%) 49 (3%) (~0%) (8%) (7%) (8%) (1%) (1%) (86%) (92%) 81 (7%) 16(1%) 77 (7%) 13 (1%) (87%) (78%) (80%) (86%) (77%) (89%) (91%) (91%) Cemig Eletropaulo Coelba Light Copel CPFL Coelce Celesc Elektro Cerj Bandeirante Piratininga * Rural, serviços públicos, poderes públicos e iluminação pública Fonte: Sites institucionais Em média, 85% das unidades consumidoras são residenciais As 10 maiores distribuidoras são responsáveis por cerca de 55% das unidades consumidoras

27 Evolução da energia faturada* GWh, TWh CAGR CEMIG Eletropaulo -0,2% -1,9% CPFL Paulista Light COPEL 0,1% -8,2% -6,5% Elektro -0,6% Cerj -0,9% Consumo de energia no Brasil ,9% * Consumidores cativos Fonte: Distribuidoras, Análise equipe As distribuidoras não têm conseguido aumentar as vendas de forma a acompanhar o crescimento do mercado, reduzindo a quantidade de energia faturada Tal fato pode ser atribuído a saída dos consumidores livres de suas bases de clientes

28 Além disso, o realinhamento tarifário visa adequar as tarifas aos custos de fornecimento por classe de consumo, o que também deve incentivar a migração de clientes para o mercado livre BRAVP-UN1K RBarr-P27 Realinhamento tarifário R$/MWh, 2002 Tarifas médias no Brasil (19 empresas) Tarifa atual Tarifa futura ,38-12,38% 169,43 10,83% Custo médio de aquisição de energia 92,79 R$/MWh* 124,65 138,14 17,39% 100,19 117,61 24,74% 30,12% 106,84 41,12% 85,65 98,34 89,53 75,58 63,44 Baixa tensão A4 A3a A3 A2 A1 O realinhamento promoverá aumento real nas tarifas de alta tensão e queda real nas de baixa tensão Nos patamares atuais clientes ligados em A3a, A3, A2 e A1 não têm incentivo para ficarem livres Tarifas de alta tensão alinhadas com os custos podem incentivar a migração de clientes para o mercado livre A relação das tarifas BT/AT cai de ~2,2 para ~1,5, em linha com mercados abertos * Média entre Eletropaulo, Light, Elektro, CPFL, Cemig, Copel Fonte: Aneel NT 083/2003, balanço das empresas, análise Valie Partners 27

29 Distribuidoras com perfil de consumo residencial Milhares, GWh, milhões de R$, 2003 Outros** Comercial EXEMPLO Residencial Industrial CERJ Light Eletropaulo 100%= ,79% 7,57% 15,25% 11,12% ,59% 7,09% 15,60% 10,94% ,30% 9,00% 10,59% 8,04% 19,86% 22,25% 28,16% 29,19% 27,99% 29,92% 89,30% 40,65% 51,34% 91,93% 35,95% 48,36% 89,86% 32,73% 40,42% 0,34% 24,24% 15,29% 0,39% 20,28% 11,50% 0,85% 28,68% 21,62% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada * Não inclui suprimento a outras concessionárias, transações com energia MAE ou consumo próprio ** Rural e serviços públicos, poderes públicos, iluminação pública Fonte: Empresas, Análise equipe As distribuidoras que atendem as áreas metropolitanas vendem grande parte de sua energia (> 60%)para as classes comercial e residencial Estão menos vulneráveis a liberalização do mercado, uma vez que os consumidores residenciais, ao contrário dos industriais, tendem a permanecer na mesma distribuidora e, além disso, não há previsão de abertura

30 Distribuidoras com perfil de consumo industrial Milhares, GWh, milhões de R$, 2003 Outros** Comercial EXEMPLO Residencial Industrial Cemig Piratininga Bandeirante 100%= ,36% 12,11% 11,86% 9,11% 9,67% 14,84% 18,55% 33,21% 82,35% ,2% 6,62% 7,63% 7,03% 91,49% 12,39% 20,41% 16,92% 32,23% Redução de 12,8% no consumo industrial (cativos livres) ,29% 6,54% 10,48% 8,76% 12,37% 15,96% 22,35% 33,95% 91,44% 59,67% 40,10% 59,56% 43,82% 54,80% 41,33% 1,18% 0,77% 0,73% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada 53% da energia comercializada é gerada pela própria Cemig, permitindo um maior poder de negociação * Não inclui suprimento a outras concessionárias, transações com energia MAE ou consumo próprio ** Rural e serviços públicos, poderes públicos, iluminação pública Fonte: Empresas, Análise equipe Distribuidoras com >50% de sua energia vendida a classe industrial Boa parte dos consumidores industriais são potencialmente livres, exigindo atenção para que não mudem de distribuidora GWh de clientes livres e outras concessionárias (não incluídas)

31 Distribuidoras com perfil de consumo misto Milhares, GWh, milhões de R$, 2003 Outros** Comercial Residencial Industrial Escelsa Elektro CPFL Paulista Copel 100%= ,16% 5,83% 3,76% 15,91% 13,59% 14,71% 11,63% 6,87% 18,84% 8,19% 15,39% 12,08% 16,88% 12,69% 8,78% 8,30% 13,51% 18,90% 10,90% 14,62% 15,30% 18,21% 16,44% 19,41% 78,93% 21,41% 34,06% 86,04% 25,82% 36,72% 86,72% 26,37% 37,74% 78,48% 25,15% 36,54% 49,18% 33,45% 44,44% 33,96% 42,94% 31,97% 41,53% 31,37% 1,14% 1,26% 1,32% 1,58% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada Equilíbrio na venda da energia por classe de consumo Não inclui suprimento a outras concessionárias, transações com energia MAE ou consumo próprio ** Rural e serviços públicos, poderes públicos, iluminação pública Fonte: Empresas, Análise equipe

32 Empresas com perfil rural Milhares, GWh, milhões de R$, 2003 Outros** Comercial Residencial Industrial Rural Celesc Coelba Coelce 100%= ,90% 10,82% 6,78% 6,00% 9,95% 6,59% 7,90% 13,75% 17,17% 23,21% 33,10% 77,47% ,52% 4,55% 260 7,44% 17,07 17,06% 8,94% 25,70% 21,12% 85,98% 32,70% 42,29% ,23% 11,90% 14,09% 13,02% 6,54% 5,73% 8,42% 79,99% 18,22% 30,53% 23,43% 36,02% 2,92% 46,31% 37,14% 0,52% 20,18% 14,94% 0,33% 28,74% 21,80% Unid. consumidoras Energia faturada Receita faturada Unid. consumidoras Energia faturada Receita faturada Unid. consumidoras Energia faturada Receita faturada * Não inclui suprimento a outras concessionárias, transações com energia MAE ou consumo próprio ** Serviços públicos, poderes públicos e iluminação pública Fonte: Empresas, Análise equipe

33 Consumo de eletricidade por classe GWh CAGR 100% = % = ,47% Outros 4,35% Comercial 5,51% Residencial 2,35% Industrial 4,29% Fonte: Balanço Energético Nacional 2003

34 Consumo de energia por subsistema 2003, GWh, porcentagem (60,2%) (17,5%) (18%) (15%) (25%) (43%) (13,5%) (19%) (25%) (41%) (15%) (6,8%) (71%) (7%) (8%) (14%) (2,0%) (20%) (20%) (37%) (23%) (100%) (15%) (16%) O desbalanceamento entre demanda em termos geográficos justifica as diferenças de preços nos submercados Outros* (14%) Comercial Residencial Industrial (17%) (26%) (42%) (25%) (44%) O consumo apresenta uma distribuição uniforme entre os tipos de consumidores nas diversas regiões com a exceção do Norte, tanto interligado quanto isolado Sudeste e Centro-Oeste Sul Nordeste Norte interligado Norte isolado Total *Outros:rural, iluminação pública, repartições, serviços e poderes públicos Fonte: Eletrobrás, Aneel, análise equipe

35 Consumo de energia por classe 2003, GWh, porcentagem, R$ milhões ~540 mil unidades consumidoras (44%) (96%) (4%) ~4,2 milhões de unidades consumidoras (16%) (43%) (57%) ~45,7 milhões de unidades consumidoras (25%) (100%) ~2,5 milhões de unidades consumidoras (4%) (37%) (63%) ~450 mil unidades consumidoras (11%) (49%) (51%) ~53,4 milhões de unidades consumidoras (100%) (56%) (44%) (38%) (62%) Industrial Comercial Residencial Rural Outros* Consumo total Receita total Os consumidores industriais representam 10% das unidades consumidoras, mas respondem por 44% do consumo Maior parte do consumo é em alta tensão. No entanto, a maior parte da receita vem dos consumidores de baixa tensão Tarifa industrial subsidiada pela residencial Alta tensão Baixa tensão * Serviços públicos, poderes públicos e iluminação pública Fonte: Eletrobrás, ANEEL, Análise equipe

36 A reclassificação dos consumidores livres ampliaria o potencial de clientes livres, ao incluir as classes A3a e A4, responsáveis por 41% do consumo em alta tensão ( GWh) Consumo em alta tensão por classe tarifária 2003, GWh, porcentagem Atualmente, os clientes encontramse principalmente nas classes A1, A2 e A Outros (13%) A3 (7%) A3a (2%) A4 (31%) A2 (3%) A3 (2%) A3a (9%) A4 (86%) Comercial (12%) A4 (38%) A3a (3%) A3 (6%) A2 (35%) Industrial (75%) A eliminação do limite de tensão deve aumentar o mercado potencialmente livre, incluindo as classes A3 a e A4 A2 (30%) A1 (24%) A1 (18%) Industrial Comercial Outros Total Fonte: INEE, Análise equipe

37 Composição das tarifas de energia elétrica EXEMPLO R$, porcento, junho/2004 Parcela de Geração (6,1%) - TFSEE (Tarifa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica) - RGR (Reserva Global de Reversão) - CFURH (Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos) - UBP (Uso do Bem Público) - CUST - CMAE (Custo MAE) - CONS (Contribuição ONS) - Perdas na Transmissão 49,39 Parcela de Transmissão + distribuição (15%): - RGR - Proinfra - Transporte Itaipu - ESS (Encargos de - Perdas na Distribuição Serviços do Sistema) - Perdas na Transmissão - Distribuição - CUST - CCC (Conta Consumo - CUSD de Combustíveis - CMAE (Custo MAE) Fósseis) - CDE (Conta de - ECE (Encargo de Desenv. Energético) Capacidade Emergencial) 27,91 (16,6%) 35,57 (21,1%) 55,13 (32,7%) Inclui: - ICMS - PIS - Cofins 168,60 (100%) ~54% do valor da tarifa cobrada são impostos e encargos e, conseqüentemente, apenas 46% correspondem ao negócio (29,6%) Compra de geração Transmissão + distribuição Encargos Impostos** Total Tarifa energia* TUSD + TUST* = Tarifa fio* Tarifa de fornecimento* Nota: Tarifa A2 azul, distribuidora subsistema SE-CO, consumidor cativo, fator de carga = 70%, modulação = 30% * Sem encargos ou impostos ** Não inclui CPMF Fonte: Distribuidora, Aneel, Análise equipe

38 Comparação de tarifas residenciais B1 R$/MWh, porcento, ,69 = 17% Tarifa residencial* Pensilvânia 269,10 R$/MWh ICMS TUST + TUSD Energia 147,51 (30%) 110,05 (25%) 223,17 (45%) 121,01 (25%) 440,19 436,97 429,88 427,23 422,55 176,55 (40%) 153,59 (35%) 109,24 (25%) 116,07 (27%) 148,92 (34%) 186,88 (43%) 178,81 (41%) 126,93 (30%) 76,90 (18%) 226,22 (53%) 124,11 (29%) 105,64 (25%) 192,26 (46%) 124,65 (29%) 411,62 411,37 111,14 (27%) 176,14 (43%) 124,34 (30%) 102,84 (25%) 183,09 (45%) 125,44 (30%) 377,09 67,88 (18%) Cemig CPFL RGE Coelce Cerj Elektro Coelba Bandeirante Light 167,67 (44%) 141,54 (38%) A parcela fio é a de maior impacto na tarifa (~40%) A pesada carga tarifária faz com que a Cemig tenha a mais alta tarifa final, apesar da Cerj apresentar a mais alta tarifa de fornecimento As tarifas residenciais no Brasil são muito altas quando comparadas às de um mercado aberto (~60%) Reajuste Data 04/04 04/04 04/04 04/04 12/03 08/03 04/04 10/03 11/03 Percentual 15% 8% 10% 9% 15% 20% 10% 14% 2% * Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3 Fonte: Distribuidoras, Aneel, EIA, análise equipe

39 Comparação de tarifas residenciais - regular e populares R$/MWh, ,69 Tarifas regulares de consumo 440,19 427,23 377,09 Tarifa residencial* Pensilvânia 269,10 R$/MWh 334,48 320,84 301,02 288,76 200,69 192,52 340,46 306,41 204,28 300,49 270,45 180,33 117,08 112,30 119,13 105,17 Cemig CPFL Cerj Light Tarifas populares - nível de consumo Kwh/mês 180< Até 180 Até 100 Até < Até 200 Até 100 Até < Até 140 Até 100 Até < Até 140 Até 100 Até 30 A parcela fio é a de maior impacto na tarifa, representando ~40% A pesada carga tarifária faz com que a Cemig tenha a mais alta tarifa final, apesar da Cerj apresentar a mais alta tarifa de fornecimento As tarifas residenciais no Brasil são muito altas quando comparadas às de um mercado aberto (~60%), como o da Pensilvânia Em termos de paridade de poder de compra, esta diferença é ainda maior * Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3 Fonte: Distribuidoras, Aneel, EIA, análise equipe

40 Comparação de tarifas comerciais B3 R$/MWh, porcento, 2004 = 17% Tarifa comercial* Pensilvânia 246,90 R$/MWh ICMS TUST + TUSD Energia 481,43 144,43 (30%) 217,61 (45%) 119,39 (25%) 457,56 114,39 (25%) 155,94 (34%) 187,23 (41%) 130,13 (30%) 430,82 423,97 116,32 (27%) 184,37 (43%) 114,47 (27%) 184,31 (43%) 125,19 (30%) 416,33 410,89 104,08 (25%) 189,44 (46%) 122,81 (29%) 73,96 (18%) 218,47 (53%) 118,46 (29%) 391,77 70,52 (18%) 190,63 (49%) 130,62 (33%) 363,82 65,49 (18%) 159,53 (44%) 138,80 (38%) 360,93 68,58 (19%) 133,82 (37%) 158,53 (44%) A parcela fio corresponde em média por 43% da tarifa As tarifas comerciais no Brasil são muito altas quando comparadas às de um mercado aberto (~70%) Cerj RGE Coelba Coelce Elektro Cemig Bandeirante CPFL Light Reajuste Data 12/03 04/04 04/04 04/04 08/03 04/04 10/03 04/04 11/03 Percentual 15% 10% 10% 9% 20% 15% 14% 8% 2% * Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3 Fonte: Distribuidoras, Aneel, EIA, análise equipe

41 Comparação de tarifas A1 subsistema SE/CO R$/MWh, porcento, 2004 Tarifa industrial* Pensilvânia 179,40 R$/MWh = 12% Tarifa com ICMS Tarifa sem ICMS 168,60 50,58 (30%) 118,02 (70%) 161,16 29,01 (18%) 132,15 (82%) 143,87 142,86 25,90 (18%) 117,97 (82%) 25,71 (18%) 117,15 (82%) Se comparada com a tarifa de referência, as tarifas A1 brasileiras são baixas (~12% menores) A relação B1/A1 é de ~2,6, bem mais alta do que em um mercado aberto (~1,4) Light Cemig CPFL Bandeirante Reajuste Data 11/03 04/04 04/04 10/03 Percentual ND 28% ND 19% * Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3 Nota: Tarifa horo-sazonal azul seca, fator de carga = 70%, modulação = 30% Fonte: Distribuidoras, Aneel, EIA, Análise equipe

42 Comparação de tarifas A2 subsistema SE/CO R$/MWh, porcento, 2004 Tarifa industrial* Pensilvânia 179,40 R$/MWh = 27% ICMS TUST + TUSD Energia 184,71 55,41 (30%) 49,11 (27%) 80,19 (43%) 171,73 30,91 (18%) 50,58 (30%) 57,29 (33%) 83,53 (49%) 168,60 167,73 56,76 (34%) 61,26 (36%) 30,19 (18%) 48,41 (29%) 89,13 (53%) 150,24 146,11 27,04 (18%) 38,01 (25%) 85,19 (57%) 26,30 (18%) 39,03 (27%) 80,78 (55%) Mesmo tendo valores de tarifas mais próximos ao do mercado de referência, a relação B1/A2 é de ~2,5, ainda alta portanto Considerável diferença entre tarifas (até 27%) Cerj Cemig Light CPFL Bandeirante Elektro Reajuste Data 12/03 04/04 11/03 04/04 10/03 08/03 Percentual 18% 27% 10% 27% 17% 24% * Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3 Nota: Tarifa horo-sazonal azul seca, fator de carga = 70%, modulação = 30% Fonte: Distribuidoras, Aneel, EIA, Análise equipe

43 Comparação de tarifas A3 subsistema SE/CO R$/MWh, porcento, 2004 Tarifa industrial* Pensilvânia 179,40 R$/MWh = 40% ICMS TUST + TUSD Energia 218,36 65,51 (30%) 72,38 (33%) 80,47 (37%) 203,19 36,57 (18%) 85,50 (42%) 81,11 (40%) 196,12 35,30 (18%) 74,06 (38%) 86,75 (44%) 173,50 171,26 52,05 (30%) 60,19 (35%) 61,26 (35%) 30,83 (18%) 51,44 (30%) 88,99 (52%) Considerável diferença entre tarifas (até 40%) A relação B1/A3 é de ~2,1; aproximandose cada vez mais do valor de referência (~1,5%) Cerj Cemig CPFL Light Elektro Reajuste Data 12/03 04/04 04/04 11/03 08/03 Percentual 18% 23% 21% 6% 23% * Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3 Nota: Tarifa horo-sazonal azul seca, fator de carga = 70%, modulação = 30% Fonte: Distribuidoras, Aneel, EIA, Análise equipe

44 Comparação de tarifas A4 subsistema SE/CO R$/MWh, porcento, 2004 EXEMPLO 271,00 = 15% Tarifa industrial* Pensilvânia 179,40 R$/MWh ICMS TUST + TUSD Energia 244,46 238,86 81,30 (30%) 43,00 73,34 (18%) (30%) 89,28 (33%) 92,91 (38%) 100,42 (37%) 78,21 (32%) 91,80 (38%) 104,07 (44%) 227,82 41,01 (18%) 78,81 (35%) 108,00 (47%) 219,33 39,48 (18%) 63,53 (29%) 116,33 (53%) 212,15 38,19 (18%) 58,01 (27%) 115,95 (55%) Relação B1/A4 é de ~1,75; bem mais próxima do valor de referência (~1,5) A tarifa média é ~33% maior do que a do mercado de referência Cerj Light Cemig CPFL Bandeirante Elektro Reajuste Data 12/03 11/03 04/04 04/04 10/03 08/03 Percentual 14% 6% 21% 17% 14% 19% * Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3 Nota: Tarifa horo-sazonal azul seca, fator de carga = 70%, modulação = 30% Fonte: Distribuidoras, Aneel, EIA, Análise equipe

45 Comparação de tarifas entre classes de consumo - Bandeirante R$/MWh, porcento, ,37 391,77 Custo médio da energia + TUST**: 103,09 Custo médio da energia*: 86,34 ICMS TUST + TUSD Energia 102,84 (25%) 183,09 (45%) 125,44 (30%) 70,52 (18%) 190,63 (49%) 130,62 (33%) 219,33 39,48 (18%) 63,53 (29%) 116,33 (53%) 150,24 27,04 (18%) 38,01 (25%) 85,19 (57%) 142,86 25,71 (18%) 37,30 (26%) 79,85 (56%) A parcela energia da tarifa não cobre os custos com energia comprada nas classes A1 e A2 A relação B1/A1 é de 2,6; indicando uma forte pressão tarifária sobre o consumidor residencial A parcela fio da tarifa é maior nas classes residencial e industrial que utilizam a rede de baixa tenxão B1 B3 A4 A2 A1 Composição das tarifas sem impostos: TUSD + TUST Energia 59% 41% 59% 41% 35% 65% 31% 69% 32% 68% * Custo de compra de energia / energia comprada ** Custo de compra de energia + encargos de uso da rede elétrica de transmissão / energia comprada Nota: Reajuste 10/03; tarifa horo-sazonal azul seca, fator de carga = 70%, modulação = 30% Fonte: Distribuidora, análise equipe

46 Comparação das tarifas fio* - consumidores A3 2004, R$/MWh Consumidor cativo horo sazonal azul Consumidor livre 74,06 71,96 63,20 65,01 64,12 58,18 51,45 = 182% 46,65 42,83 39,15 26,28 25,67 Em média, as tarifas fio para consumidores cativos da classe A3 são 11% superiores às tarifas fio para consumidores livres Grande diferença entre tarifas (até 182%) CPFL RGE Coelce Elektro AES Sul Copel Data do reajuste Abr/04 Abr/04 Abr/04 Ago/03 Abr/04 Jun/03 * Fator de carga = 70%, modulação = 30% ** Tarifas sem impostos Fonte: Aneel

47 Comparação das tarifas fio* - consumidores A3a 2004, R$/MWh Consumidor cativo convencional Consumidor cativo horo-sazonal azul seco Consumidor livre 96,41 = 159% 73,45 87,96 88,59 86,69 77,99 74,47 71,36 69,45 82,71 74,97 66,47 65,79 86,61 78,59 62,96 76,93 65,71 52,36 47,1 42,2 37,25 36,55 30,23 Em média, as tarifas fio para consumidores cativos horo-sazonias azuis da classe A3a são 12% superiores às tarifas fio para consumidores livres, e 26% superiores às tarifas fio para consumidores cativos convencionais Coelba Cemig Light Cerj RGE CPFL Elektro Copel Data do reajuste Abr/04 Abr/04 Nov/03 Dez/03 Abr/04 Abr/04 Ago/03 Jun/03 * Fator de carga = 70%, modulação = 30% ** Tarifas sem impostos Fonte: Aneel

48 Comparação das tarifas fio* - consumidores A4 2004, R$/MWh Consumidor cativo convencional Consumidor cativo horo-sazonais azul seco Consumidor livre 109,33 = 141% 99,66 99,98 91,27 91,80 92,93 89,28 84,77 83,74 81,05 81,91 77,35 77,22 78,81 74,47 74,68 71,25 66,75 66,01 67,36 63,51 64,51 61,83 57,66 57,14 51,21 50,71 57,99 52,3 45,89 45,43 44,8 36,37 Em média, as tarifas fio para consumidores cativos horasazonias azuis da classe A3a são 11% superiores às tarifas fio para consumidores livres, e 27% superiores às tarifas fio par consumidores cativos convencionais RGE Coelba Cemig Cerj Light CPFL Coelce Bandeirante AES Sul Elektro Copel Data do reajuste Abr/04 Abr/04 Abr/04 Dez/03 Nov/03 Abr/04 Abr/04 Out/03 Abr/04 Ago/03 Jun/03 * Fator de carga = 70%, modulação = 30% ** Tarifas sem impostos Fonte: Aneel

49 Comparação das tarifas fio* - consumidores B1 2004, R$/MWh Consumidor cativo convencional Consumidor livre 226,22 223,17 = 52% 55,03 47,33 192,26 33,56 186,88 183,08 56,69 38,11 176,55 176,14 41,88 51,89 169,57 167,67 34,06 50,62 154,93 38,13 148,92 43,53 Em média, as tarifas fio para consumidores cativos da classe B1 são 308% superiores as tarifas fio para consumidores livres Cerj Cemig Elektro Coelce Bandeirante CPFL Coelba AES Sul Light Copel RGE Data do reajuste Dez/03 Abr/04 Ago/03 Abr/04 Out/03 Abr/04 Abr/04 Abr/04 Nov/03 Jun/03 Abr/04 * Fator de carga = 70%, modulação = 30% ** Tarifas sem impostos Fonte: Aneel

50 Comparação das tarifas fio* - consumidores B3 2004, R$/MWh Consumidor cativo convencional Consumidor livre 218,47 217,61 190,63 189,43 184,37 184,31 = 247% 47,33 55,03 38,11 33,56 51,89 56,69 169,32 34,06 159,53 155,94 41,88 43,53 133,82 50,62 62,91 38,13 Em média, as tarifas fio para consumidores cativos da classe B3 são 280% superiores às tarifas fio para consumidores livres Cemig Cerj Bandeirante Elektro Coelba Coelce AES Sul CPFL RGE Light Copel Data do reajuste Abr/04 Dez/03 Out/03 Agp/03 Abr/04 Abr/04 Abr/04 Abr/04 Abr/04 Nov/03 Jun/03 * Fator de carga = 70%, modulação = 30% ** Tarifas sem impostos Fonte: Aneel

51 Devido aos valores elevados de encargos e impostos, o escopo dos agentes para aumentar a lucratividade fica fica limitado à melhoria da eficiência operacional. Algumas distribuidoras, por exemplo, chegam a perder mais de 20% da energia em perdas técnicas e comerciais. Desempenho operacional perdas de energia Evolução do índice de perdas* % 22,7 23,9 25,8 CERJ 15,3 Light 14,9 Coelba 13,8 19,7 16,5 12,9 20,5 15,5 22,6 16,0 23,4 15,2 CERJ, Light e Coelba apresentam os maiores percentuais de perdas Indicador da Light afetado em 2002 com a saída da CSN e Valesul Celesc Elektro Copel 7,7 6,6 7,8 6,7 6,3 7,8 6,1 5,7 7,7 7,0 5,7 7,7 6,9 5,4 CELESC, Elektro e Copel apresentam os menores percentuais de perdas do setor * Perdas técnicas e comerciais Fonte: Balanço das empresas, Análise equipe

52 Bons indicadores de desempenho operacional são importantes para reter os clientes potencialmente livres. Desempenho operacional DEC e FEC Média móvel, maio 2004 Duração equivalente de interrupção por consumidor DEC 23,9 19,0 17,8 Padrão Aneel: 14,6 13,9 10,2 9,9 9,2 8,5 7,8 10,05 5,0 Celesc Cerj Copel Coelba Energipe Escelsa CFLCL Elektro Light Eletropaulo CPFL Freqüência equivalente de interrupção por consumidor FEC Celesc, Cerj e Copel apresentam índices muito acima da meta Elektro, Light, Eletropaulo e CPFL apresentam os melhores índices 16,2 15,3 14,3 Padrão Aneel: 8,20 9,4 9,2 9,1 8,8 7,1 6,4 6,3 4,8 Copel Cerj Celesc Energipe Coelba Escelsa CFLCL Elektro Light Eletropaulo CPFL Fonte: Aneel; Análise equipe

53 Novo modelo visão geral Geração Transmissão Distribuição Comercialização Gás Natural

54 Liberação da demanda de energia contratada TWh, %, R$ Bilhões Liberado para comercialização Contratos iniciais 1,5 8,0 14,4 21,5 29,4 32,2 Valor estimado de aquisição da energia liberada (no elo da geração e transmissão) Geração própria Itaipu/Angra R$ bilhões 100% = % 20% 34% 48% 56% 62% 64% 42% 31% 18% 0% 16% 16% 15% 15% 14% 13% 0% Geração própria e Itaipu/Angra não devem aumentar em capacidade e, logo, perdem participação com o crescimento do mercado A medida que os contratos iniciais forem vencendo, os novos contratos irão ganhando importância e volume e haverá necessidade de nova contratação entre os agentes 24% 22% 20% 19% 18% 17% Fonte: Análise equipe

55 A possibilidade de desdobramento em diferentes cenários impacta as operações das empresas de energia no país e as obriga a repensar em ações estratégicas para aproveitar oportunidades e melhorar o posicionamento no cenário competitivo nacional Cenários e ações críticas para as empresas de energia Ações básicas críticas Exemplo de ação básica - mapeamento do risk management Reavaliar o portfólio de negócios da empresa, redefinindo prioridades de alocação de investimentos Rever estratégia de gestão de risco e utilização de hedge físico Avaliar o modelo de supply/trading revisando necessidades de contratação para médio/longo prazo Buscar possibilidades de aumento de vendas de energia para outros mercados e clientes - uma vez que a desregulamentação total da distribuição só ocorrerá em 2006 Reestruturar organização interna para adequação às novas necessidades do mercado MW Ferramentas financeiras para compartilhar parte do risco Contratos oportunísticos Contratos regulados renovados Contratos Regulados Contratos bilaterais de demanda variável Maior numero de contratos para maior flexibilidade e aproveitamento do mercado Contratos Bilaterais de médio prazo Contratos bilaterais de longo prazo (PPA, Take ) ou energia distribuída ESTRATÉGIA TRANSITÓRIA 2004 ESTRATÉGIA CONSERVADORA Tempo

56 A estratégia de contratação é baseada numa série de variáveis como curva futura de demanda, freqüência de realização dos leilões, número de projetos licitados, característica dos projetos, etc. Esquema lógico da estratégia de atuação em leilão Ambiente regulado Ambiente agregado Cenários de leilão Estratégias de atuação Evolução da demanda no ambiente regulado Curva de propensão à compra Regras para o ambiente regulado Característica dos produtos Evolução da oferta por Agente Curva de contratação futura Avaliação do VAR e EBITDA das operações nos próximos 10 anos Definição das estratégias de BID para os eventos Evolução da oferta agregada Evolução da demanda agregada Curva referencial de preços futura Simulação de ambiente de leilão

57 Outra questão relevante são as diretrizes relativas à sistemática dos leilões (freqüência, racional lógico das ofertas, etc) Estrutura de leilões de energia R$/MWh Percentual da capacidade do empreendimento relativo ao distribuidor D 1, D 2, D 3,... Ordem de mérito dos empreendimentos de geração participantes no leilão D 1 D 2 D 3 D 4 D 5 D 6 D 7 D 8... D N Capacidade do empreendimento (MW) Demanda agregada do ACR Declaração de carga de cada distribuidora Fonte: Decreto 5.163

58 O próximo passo é a definição de como desenvolver as capacidades de gerenciamento de risco Comercializadoras de energia Tipos de comercializadoras Exemplos de posicionamento *CBEE Estatal Fonte: CCEE Grandes consumidores Siderúrgicas como a CSN são membros do MAE CSN, Votaner, Itambé, Vale Energia. Competidores globais Grupos internacionais importantes como Duke, El Paso, AES e Endesa já estão preparados para participar do mercado atacadista brasileiro Aes Infoenergy, Brascan Trader, Duke Trading, El Paso Comercializadora, El Paso Rio Grande, Tractebel e Cien (Endesa) % = 41 players Geradoras/ Distribuid. A Eletrobrás já estabeleceu seu departamento de comercialização independente Cpfl Brasil, Elektro, Eletrobrás, Enertrade, Guaraniana, Petrobrás Energia, Rede e Copel. Instituições financeiras Bancos de trading estão se posicionando para atuar como comercializadores, alavancando a experiência que possuem com commodities BVA (Multiner) e Modal Comercializador puro Como empresas de consultoria de planejamento energético, empresas de mineração e outras União, Razão, Tradenergy, Tradener, Fox, CMS, ARS, CMU, CBEE*, Comerc, Copen, Delta, Ecom, Electra, Clion, Cenel, Enecel, Icee, Rima, Service e Pseg. Externo Foco da atividade de comercialização Interno Objetivos da comercialização Equilíbrio da oferta e demanda Depende do portfolio Baixa AES Duke ENERTRADE Pactual Objetivos da comercialização Lucro Atividade independente Necessária grande comercialização Competência TRADENER Complexidade da atividade de comercialização Alta

59 Comercializadoras de Energia MWh, Média Out/ Nov/ Dez , , , , ,26 Compra Venda , , , , , , , ,73 672, , , , , , ,34 Tradener União Comerc Delta Service Electra Tradenergy Fonte: CCEE