Master Plan Santa Catarina Energia

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Master Plan Santa Catarina

Energia

Paulo Roberto Campos Lemos

Dezembro 2005

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• Novo modelo do setor elétrico – visão geral

• Geração

• Transmissão

• Distribuição

• Comercialização

• Gás Natural

1. Análise do Ambiente

Regulatório

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2

Principais aspectos da lei 10.848

Comercializadores

* 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)

Distribuidoras Ambiente Contratação Regulada (ACR) Ambiente Contratação Livre (ACL) Consumidores regulados Ajus tes (5% )

A lei 10.848, 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)

Geradores 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

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

Ambiente regulado (licitação) • Contrato bilateral (CCEAR**)

CCEE 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)

Consumidores livres

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3

Decreto 5.163 – Ambiente de Contratação Regulada (ACR)

O Decreto 5.163 regulamenta o ACR, definindo as regras de contratação de longo prazo

Geradoras

CCEE

Distribuidoras

• 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

• 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

*Uso do bem público ** já revogado

Fonte: Decreto 5.163; análise SiglaSul

Clientes cativos

• Potencialmente livre: •>3MW, qualquer tensão novo cliente •>3MW, 69 kV antes de julho/1995

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Novo formato de contratação

Contratos

2004

Nota: Considerando leilões de transição em 2004 e leilões de geração nova em 2005 Fonte: Lei 10.848 e decreto 5.163; análise SiglaSul

Geração existente

Mínimo – 5 anos

Máximo – 15 anos

Geração Nova

Máximo 2 anos - licitações feitas pelas distribuidoras

Distribuidoras ajustes até 1% da carga

Duração Mínima 15 anos Duração Máxima 30 anos

Formam o valor de referência Anos Considerações 05 06 07 08 09 A 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 data da licitação

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

Transição (geração existente) Mínimo – 8 anos Mínimo – 8 anos Mínimo – 8 anos Mínimo – 5 anos Mínimo – 5 anos NÃO EXAUSTIVO

• 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 A-3

A-5

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5

Riscos para a distribuidora e instrumentos para mitigação

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

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

Riscos para as Distribuidoras

• 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%

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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

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7

Planejamento de fornecimento

Atribuições básicas da área de gestão de 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

NÃO EXAUSTIVO

• 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

• 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

Atuação no mercado

Documentação e controle das operações

Exemplo de curva de exposição

SPOT Contratos Regulados MW Tempo 2005 2010 Diferenças liquidadas no mercado de curto prazo Itaipu/ Angra Contratos Anteriores à 10.848 Contratos Iniciais Contratos de Energia Nova Contratos de Energia Existente Leilão de Ajuste 2005 2009 ILUSTRATIVO

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

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8

Decreto 5.163 - Ambiente de Contratação Livre (ACL)

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.

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

Ambiente de relações comerciais livremente pactuadas e regidas por contratos bilaterais

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• Novo modelo – visão geral

• Geração

• Transmissão

• Distribuição

• Comercialização

• Gás Natural

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Capacidade de geração no Brasil

71,6 (73%) 84,95 (64,1%) 26,8 (27%) 4,8 (81,4%) 8,54 (30%) 40,9 (30,8%) 1,1 (18,6%) 13,0 (46%) 6,7(5,1%) 6,7 (23,7%)

Em operação Em construção Outorgadas Total

132,6 28.3 5.9 98,4 Term. Hidro # empreendimentos 1.406 69 527 2002

2004, GW, porcentagem

* Outorgada: valor no ato da outorga

** Fiscalizada: valor a partir da operação comercial Fonte: ANEEL, Análise equipe

• Existe um planejamento para investimentos substanciais na geração de energia elétrica no Brasil, aumentando a capacidade atual em 40% • 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 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 Eólica

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31 2.007

1,362

24,754 98,412

70,256

UHE PCH UTE UTN Alternativa Total

Hidroelétrica

• 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

Empreendimentos de geração em operação

2004, MW, porcentagem

423

144 825 2 12 1.406

PCH: Pequena Central Hidroelétrica UHE: Usina Hidroelétrica de Energia UTE: Usina Termelétrica de Energia UTN: Usina Termonuclear

Fonte: ANEEL, Valor Econômico, Análise equipe

(71.4%) (1.4%) (25.2%) (2%) (~0%) (100%) Termoelétrica

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91,3 12,6 12,7 7,9 10,6 9,7 6,0 5,8 5,5 4,7 2,7 2,2 2,0 2,9 6,0

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

Capacidade de geração por agente no Brasil (operação)

A capacidade de geração ainda é bastante concentrada em empresas controladas pelo Estado

2004, GW, porcentagem

Fonte: ANEEL, empresas, Análise equipe

(13,3%) (11,2%) (10,3%) (8,4%) (6,3%) (6,1%) (5,8%) (5,0%) (2,9%) (2,3%) (2,1%) (3,1%) (6,3%) (13.9%) (100%)

• Aproximadamente 63% da capacidade de geração em operação é de propriedade estatal • Os dez maiores agentes concentram ~73% da geração em operação

Principais Agentes: • CBA: 750 MW • Alcoa: 258 MW • Alcan: 50 MW Estatais Principais Agentes: • EMAE: 1,4 GW • CEEE: 0,9 GW • Light: 0,9 GW Principais Agentes: • El Paso: 900 MW • Petrobrás: 800 MW • CVRD: 500 MW Potência fiscalizada

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1995

₂₀₀₃

6% 16% 3% 2% 2% 3% 5% 6% 6% 6% 14% 10% 11% 9% 7% 10% 11% 18% 17% 20% 17% 7% Cesp Chesf Furnas Eletronorte Cemig Copel Outros Cesp Chesf Furnas Eletronorte Cemig - G Copel - G Tractebel AES Tietê Duke Itaipú Outros independentes Autoprodutores Outros serviços públicos

Angra

100% = 58,9

100% = 93,4

Evolução da participação por agente na capacidade

instalada

Fonte: Eletrobrás, ANEEL, empresas, Análise equipe

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Evolução da produção de eletricidade

CAGR

GWh

237.938 245.875 260.678 273.300 288.845 301.165 _310.681 _323.899 _301.318 _315.309 14.035 14.166 14.923 17.944 19.135 20.583 24.035 25.010 27.191 29.335 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 A geração de eletricidade por autoprodutores cresce aproximadamente 2,7 vezes mais rápido que a das centrais elétricas

Autoprodutores

Centrais elétricas

Fonte: Balanço Energético Nacional 2003 Autoprodutores Centrais elétricas Total 0,92% 3,23% 3,10% ‘93-’94 Variação anual 5,07% 5,68% 5,65% ‘94-’95 16,84% 4,62% 5,37% ‘95-’96 6,22% 5,38% 5,43% ‘96-’97 7,03% 4,09% 4,28% ‘97-’98 14,36% 3,06% 3,87% ‘98-’99 3,90% 4,08% 4,07% ‘99-’00 8,02% -7,49% -6,21% ‘00-’01 7,31% 4,44% 4,68% ‘01-’02 8,54% 3,18% 3,54% 251.973 260.041 275.601 291.244 307.980 321.748 334.716 348.909 328.509 344.644 (94%) (95%) (95%) (94%) (6%) (5%) (5%) (6%) (6%) (6%) (7%) (7%) (8%) (9%) (94%) (94%) (93%) (93%) (92%) (91%)

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• Novo modelo – visão geral

• Geração

• Transmissão

• Distribuição

• Comercialização

• Gás Natural

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ABRATE - Associação brasileira das grandes empresas de

transmissão de energia elétrica

65.185

7.242

72.427

ABRATE Não ABRATE TOTAL

10% 25% 10% 12% 2% 27% 7% 7% CEEE CEMIG CHESF COPEL CTEEP ELETRO-NORTE ELETRO-SUL FURNAS

Participação da ABRATE no sistema interligado - (km)

Participação de cada associado no total da ABRATE

• 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

destacam-se:

ـ intercâmbio entre as Associadas de informações

técnicas, comerciais, financeiras, legais, jurídicas e

institucionais

ـ desenvolvimento de análises, estudos e pesquisas

de interesse comum

ـ elaboração e a defesa de propostas para solução de

problemas comuns

ـ acompanhamento dos assuntos de interesse das

Associadas junto a outras entidades, especialmente

a ONS, a ANEEL e o CCPE

Fonte: ABRATE

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Panorama do mercado brasileiro

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

Subsistemas e contratos de transmissão licitados Oferta vs. demanda – implicações

Fonte: Aneel, Ministério das Minas e Energia, ONS

2003

1999-2003 N NE SE/CO SUL 1 Interligação (500 kv) 1 Interligação (500 kv) 11 LT intra-subsistema Sudeste/ Centro-Oeste 7 LT intra-subsistema Sul 5 LT intra-subsistema Norte 1 Interligação (500 kv) 1 Interligação (500 kv) 3 LT intra-subsistema Norte 16% 18% 30% 60% 10% 13% 43% 9% Geração Consumo

• 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 2003 - existem, no entanto, diferenças entre o balanceamento da oferta e demanda ao longo do ano devido a diferenças hidrológicas regionais Sul Sudeste/ Centro Oeste Nordeste Norte 100% 100% Norte não integrado

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Histórico de licitações de linhas de transmissão

501 64 565 43 82 101 94 319 69 306 75 59 38 547 40 50 53 151 8 1999 2000 2001 2002 2003 Total

Licitações de linhas de transmissão – extensão (km)

1706 370 2.076 505 1.859 719 393 343 3.819 253 137 690 427 1.507 323 782 647 1982 230 1999 2000 2001 2002 2003 Total

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

* Valores em moeda constante de 2003, inflacionados com base no IGP-M Fonte: Aneel, Ministério das Minas e Energia, ONS

2 7 7 8 7

Licitações de linhas de transmissão – contratos (R$ MM)*

758 3.888 1.086 1.865 1.787 108 849 165 210 249

1999 - 2003, Km, R$ MM

31 9.384 1.582 # de empreendimentos 2 7 7 8 7 31 Sul SE/CO N/NE Interligação

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Empresas mais freqüentes nas licitações

12 empresas de transmissão respondem por cerca de 80% do total de receitas contratuais licitadas

* 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

Camargo Correa Civilia Engenharia Tema** Schahin ALUSA Inepar Inabensa Abengoa CTEE CHESF Isolux Wat Elecnor Outras (29)

Empresas com 80% das receitas contratuais*

19% 19% 12% 6% 6% 6% 5% 5% 3% 2% 2% 2% 13% 4 3 3 5 5 1 3 -2 1 3 3 31 Empresa % de receitas* Consórcios -3 -1 -1 -4 3 -1 -2 1 -3 3 3 -1 -2 1 -3 3 17 1 -1 1 -13

Interligação N/NE SE/CO Sul

Subsistema

• 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 • 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)

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142 228 370 86 93 162 341 49 139 120 318 69 114 24 206 2004 2005 2006 Total

Previsão de licitações de linhas de transmissão

Licitações de linhas de transmissão – extensão (km)

517 831 1.348 717 852 1.153 2.722 700 1.029 615 2.344 700 829 320 1.849 2004 2005 2006 Total

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

* Contratos estimados com base nos valores de 2003 Fonte: Aneel, Ministério das Minas e Energia, ONS

Licitações de linhas de transmissão – contratos (R$ MM)*

2.634 3.541 2.088 346 574 306 8.263 1.225 N/NE Sul SE/CO Interligação

• 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 2006. 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 Previsão de novas licitações

# de empreendimentos a serem licitados

7 21 3 3 12 8 4 9 2 2 4 N/A Sul SE/CO N/NE Interligação Total 16 46 13 2004 2005 2006

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Alternativas estratégicas Continuar no negócio melhorando eficiência operacional Continuar no negócio crescendo receita

Principais questões para as empresas de transmissão

Participando de licitações de novas linhas Comprando participações em consórcios existentes

• Qual é a avaliação econômica do empreendimento em termos de: ـ NPV

ـ TIR ـ 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?

Principais questões

• Qual é a avaliação econômica do investimento em termos de: ـ NPV

ـ TIR ـ 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?

• Como capturar economias de escala referentes a: ـ Desenvolvimento de projetos de engenharia? ـ Planejamento e operacionalização da manutenção? ـ Gestão de suprimentos?

• Como alavancar sinergias com outras operações (no setor de transmissão em outros países e nos setores de geração e construção)?

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• Novo modelo – visão geral

• Geração

• Transmissão

• Distribuição

• Comercialização

• Gás Natural

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Consumo de energia por agente distribuidor

As maiores distribuidoras se concentram no subsistema SE/CO

2003, GWh, porcentagem

316.000 134.707 9.216 11.105 10.473 36.584 32.774 19.108 18.485 18.551 13.610 11.387

CEMIG Eletropaulo CPFL Light COPEL CELESC Bandeirante Piratininga Elektro COELBA Outros Total

Fonte: Global Invest, ANEEL, empresas, análise equipe

(11,6%)

• 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

(10,4%) (6,0%) (5,9%) (5,9%) (4,3%) (3,6%) (3,3%) (3,5%) (2,9%) (42,6%) (100%) Principais Agentes: • COELCE: 12.180 GWh • CELPE: 7.767 GWh • CELG: 7040 GWh • AES Sul: 7.639 GWh

(25)

5.141 5.412 5.591 4.470 4.630 4.745 5.014 1.757 1.105 1.174 1.164 2.627 2.741 2.892 3.000 3.028 1.578 1.632 1.716 1.769 1.819 5.744 4.917 2.836 2.754 2.938 3.011 3.095 5.057 3.233 3.314 3.304 _3.369 1.142 1.218 1.239 2.087 2.169 1.778 1.691 1.581 1.559 1999 2000 2001 2002 2003

Evolução do número de unidades consumidoras

Piratininga CPFL Paulista Elektro CEMIG COPEL Eletropaulo Light Bandeirante 4,0% 3,1% 0,6% 3,0% 3,6% 4,2%* 2,6% 3,6% CAGR * De 2001 a 2003

Fonte: Distribuidoras, Eletrobrás, ABRADEE

Milhares

As empresas distribuidoras têm, no geral, aumento de sua base de clientes

Cisão da Bandeirante, surgindo a CPFL Piratininga Cerj 3,0% 45.151 47.081 49.318 51.340 53.390 4,4% Total de unidades consumidoras no Brasil

(26)

Unidades consumidoras – distribuidoras selecionadas

* Rural, serviços públicos, poderes públicos e iluminação pública Fonte: Sites institucionais

4.730 _4.544 3.005 3.097 2.429 2.626 1.687 _1.461 _1.565 _1.569 1.133 1.065 455 159 239 257 248 138 149 125 133 81 ₇₇ 523 15 49 16 13 313 20 360 114 277 221 106 423 43 13 40 7 23 6 9 ₉ 18 49 55 68

Cemig Eletropaulo Coelba Light Copel CPFL Coelce Celesc Elektro Cerj Bandeirante Piratininga

Residencial Comercial Outros* Industrial

Mil, 2003

• Em média, 85% das unidades consumidoras são residenciais • As 10 maiores distribuidoras são responsáveis por cerca de 55%

das unidades consumidoras

(1%) (1%) (~0%) (1%) (3%) (~0%) (1%) (2%) (~0%) (~0%) (1%) (1%) (1%) (1%) (3%) (6%) (12%) (13%) (4%) (12%) (1%) (9%) (~0%) (8%) (7%) (7%) (8%) (7%) (8%) (7%) (8%) (8%) (7%) (5%) (9%) (9%) (91%) (91%) (89%) (86%) (77%) (80%) (87%) (78%) (92%) (86%) (90%) (82%) 5.744 5.057 3.495 _3.369 3.095 _3.028 2.109 _1.889 1.819 1.757 1.239 _1.164

(27)

Evolução da energia faturada*

CAGR

GWh, TWh

* 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

37.542 34.279 34.812 35.401 37.424 32.485 32.451 23.784 20.877 19.026 20.210 17.029 17.451 19.089 10.767 11.215 9.916 10.550 _10.504 35.192 35.578 16.650 15.611 18.354 18.155 17.417 32.774 19.646 18.405 6.682 6.836 7.117 7.393 _7.310 1999 2000 2001 2002 2003 CPFL Paulista Elektro CEMIG COPEL Eletropaulo Light 293 307 284 298 316 -0,2% 1,9% -1,9% 0,1% -8,2% -6,5% -0,6% Consumo de energia no Brasil Cerj -0,9%

(28)

27 BRAVP-UN1K-040805-RBarr-P27

Realinhamento tarifário

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

Tarifa futura 2008 Tarifa atual

R$/MWh, 2002

193,38 124,65 100,19 75,58 63,44 169,43 138,14 117,61 106,84 98,34 85,65 89,53

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

-12,38% 10,83% 17,39% 24,74% _30,12% 41,12% Custo médio de aquisição de energia 92,79 R$/MWh*

* Média entre Eletropaulo, Light, Elektro, CPFL, Cemig, Copel

Fonte: Aneel NT 083/2003, balanço das empresas, análise Valie Partners

(29)

Distribuidoras com perfil de consumo “residencial”

Milhares, GWh, milhões de R$, 2003

* 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 100%= 0,85% 28,68% _21,62% 89,86% 32,73% _40,42% 9,00% 27,99% 29,92% 0,30% 10,59% 8,04% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada 5.057 32.774 6.794

Eletropaulo

• 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

3.369 18.405 3.912

Light

0,39% 20,28% 11,50% 91,93% 35,95% _48,36% 7,09% 28,16% 29,19% 0,59% 15,60% 10,94% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada 1.757 7.117 2.145

CERJ

15,29% 24,24% 0,34% 51,34% 40,65% 89,30% 22,25% 19,86% 7,57% _15,25% 11,12% 2,79% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada Residencial Industrial Outros** Comercial EXEMPLO

(30)

Distribuidoras com perfil de consumo “industrial”

Milhares, GWh, milhões de R$, 2003

Residencial

Industrial Outros** Comercial 100%= 0,73% 54,80% 41,33% 91,44% 22,35% 33,95% 6,54% 12,37% 15,96% 1,29% 10,48% 8,76% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada 1.239 9.539 2.168

Bandeirante

• 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

1.164 10.473 2.234

Piratininga

43,82% 59,56% 0,77% 32,23% 20,41% 91,49% 16,92% 12,39% 6,62%1,2% 7,63% 7,03% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada 5.744 35.192 7.017

Cemig

40,10% 59,67% 1,18% 33,21% 18,55% 82,35% 14,84% 9,67% 9,11% 12,11% 11,86% 7,36% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada • 53% da energia comercializada

é gerada pela própria Cemig, permitindo um maior poder de negociação • Redução de 12,8% no consumo industrial (cativos → livres) • 1.837 GWh de clientes livres e outras concessionárias (não incluídas) EXEMPLO

* Não inclui suprimento a outras concessionárias, transações com energia MAE ou consumo próprio ** Rural e serviços públicos, poderes públicos, iluminação pública

(31)

Distribuidoras com perfil de consumo “misto”

Milhares, GWh, milhões de R$, 2003

Residencial

Industrial Outros** Comercial 100%=

CPFL Paulista

Elektro

Escelsa

Copel

33,45% 49,18% 1,14% 34,06% 21,41% 78,93% 18,90% 13,51% 8,78% 13,59% 15,91% 11,16% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada 968 5.582 5.582 3.095 17.417 3.736 31,37% 41,53% 1,58% 36,54% 25,15% 78,48% 19,41% 16,44% 8,30% 12,69% 16,88% 11,63% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada 1.819 10.504 2.244 33,96% 44,44% 1,26% 36,72% 25,82% 86,04% 14,62% 10,90% 6,87% 18,84% 14,71% 5,83% Unid. consumidoras Energia faturada* Receita faturada 3.028 19.089 4.338 31,97% 42,94% 1,32% 37,74% 26,37% 86,72% 18,21% 15,30% 8,19% 15,39% 12,08% 3,76% 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

(32)

Empresas com perfil rural

Milhares, GWh, milhões de R$,

2003

Residencial Industrial Rural Outros** Comercial 100%= 21,80% 28,74% 0,33% 36,02% 30,53% 79,99% 23,43% 18,22% 6,54% _8,42% 5,73% 11,90% 14,09% 13,02% 1,23% Unid. consumidoras Energia faturada Receita faturada 2.109 5.905 1.413

Coelce

3.495 9.199 2.128

Coelba

260 14,94% 20,18% 0,52% 42,29% 32,70% 85,98% 25,70% 21,12% 7,44% 17,06% 8,94% 4,55% 17,07 1,52% Unid. consumidoras Energia faturada Receita faturada 1.886 13.290 2.819

Celesc

37,14% 46,31% 2,92% 33,10% 23,21% 77,47% 17,17% 13,75% 7,90% 9,95% 6,59% 10,82%0,90% 6,78% 6,00% 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

(33)

Consumo de eletricidade por classe

GWh

Fonte: Balanço Energético Nacional 2003

1987 1990 1993 1996 1999 2002 CAGR 4,35% Outros Comercial Residencial Industrial 5,51% 2,35% 4,29% 3,47% 100% = 192.755 100% = 321.551

(34)

Consumo de energia por subsistema

2003, GWh, porcentagem

*Outros:rural, iluminação pública, repartições, serviços e poderes públicos Fonte: Eletrobrás, Aneel, análise equipe

Sudeste e Centro-Oeste

Sul Nordeste Norte interligado Norte isolado Total

190.122 (60,2%) 55.367 (17,5%) 42.641 (13,5%) 21.426 (6,8%) 6.444 (2,0%) 316.000(100%) Industrial Residencial Comercial Outros* 27.415 (14%) 32.236 (17%) 49.948 (26%) 80.523 (42%) 9.883 (18%) 8.107 (15%) 13.593 (25%) 23.784 (43%) 17.444 (41%) 10.850 (25%) 8.104 (19%) 6.243 (15%) 15.296 (71%) 1.683 (7%) 1.551 (8%) 2.896 (14%) 1.300 (20%) 1.274 (20%) 2.383 (37%) 1.487 (23%) 48.384 (15%) 49.411 (16%) 79.671 (25%) 138.534 (44%) • O desbalanceamento entre demanda em termos geográficos justifica as diferenças de preços nos submercados • O consumo apresenta uma distribuição uniforme entre os tipos de consumidores nas diversas regiões com a exceção do Norte, tanto interligado quanto isolado

(35)

139.568 (44%) 17.728 (51%) 8.560 (63%) 79.632 (100%) 28.099 (57%) 5.549 (4%) 20.600 (62%) 176.432 (56%) 17.032 (49%) 5.028 (37%) 21.197 (43%) 133.175 (96%) 12.600 (38%)

Industrial Comercial Residencial Rural Outros* Consumo total Receita total

Consumo de energia por classe

* Serviços públicos, poderes públicos e iluminação pública Fonte: Eletrobrás, ANEEL, Análise equipe

• 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

2003, GWh, porcentagem, R$ milhões

Alta tensão_{Baixa tensão}

~540 mil unidades consumidoras ~45,7 milhões de unidades consumidoras ~4,2 milhões de unidades consumidoras 33.200 316.000 (100%) 34.760 (11%) 13.588 (4%) 79.632 (25%) 49.296 (16%) 138.724 (44%) ~2,5 milhões de unidades consumidoras ~450 mil unidades consumidoras ~53,4 milhões de unidades consumidoras

(36)

22.060 31.907 47.166 2.500 41.617 _133.175 2.465 370 2.095 18.240 21.197 176.432

Consumo em alta tensão por classe tarifária

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 (72.340 GWh)

Fonte: INEE, Análise equipe

2003, GWh, porcentagem

Outros Total Comercial (12%) Outros (13%) A4 (38%) A3a (3%) A3 (6%) A2 (30%) A1 (18%) Industrial Comercial A1 (24%) A2 (35%) A3a (2%) A3 (7%) A4 (31%) Industrial (75%) A2 (3%) _(2%)A3 _(9%)A3a A4 (86%) 9.985

Atualmente, os clientes encontram-se principalmente nas clasencontram-ses A1, A2 e A3

A eliminação do limite de tensão deve aumentar o mercado potencialmente livre, incluindo as classes A3 a e A4

(37)

Composição das tarifas de energia elétrica

R$, porcento, junho/2004

49,39 168,60 55,13 35,57 27,91

Compra de geração Transmissão + distribuição

Encargos Impostos** Total

Tarifa energia*

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

EXEMPLO (29,6%) (16,6%) (21,1%) (32,7%) (100%) TUSD + TUST* = Tarifa fio* Tarifa de fornecimento* • 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 • Inclui: - ICMS - PIS - Cofins • Parcela de Transmissão + distribuição (15%):

- RGR - Transporte Itaipu - Perdas na Distribuição - Perdas na Transmissão - CUST - CUSD

- CMAE (Custo MAE) - CDE (Conta de

Desenv. Energético)

~54% do valor da tarifa cobrada são impostos e encargos e, conseqüentemente, apenas 46% correspondem ao negócio - Proinfra - ESS (Encargos de Serviços do Sistema) - Distribuição - CCC (Conta Consumo de Combustíveis Fósseis) - ECE (Encargo de Capacidade Emergencial)

(38)

Comparação de tarifas residenciais B1

R$/MWh, porcento, 2004

* Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3 Fonte: Distribuidoras, Aneel, EIA, análise equipe

141,54 (38%) 125,44 (30%) 124,34 (30%) 124,65 (29%) 121,01 (25%) 153,59 (35%) 178,81 (41%) 126,93 (30%) 124,11 (29%) 223,17 (45%) 176,55 (40%) 148,92 (34%) 186,88 (43%) 226,22 (53%) 192,26 (46%) 176,14_(43%) 183,09 (45%) 167,67 (44%) 147,51 (30%) 110,05 (25%) 109,24 (25%) 116,07_(27%) 76,90 (18%) 105,64 (25%) 111,14 (27%) 102,84 (25%) 67,88 (18%)

Cemig CPFL RGE Coelce Cerj Elektro Coelba Bandeirante Light

Energia ICMS 491,69 440,19 _436,97 _429,88 427,23 _422,55 411,62 _411,37 377,09 Reajuste Data Percentual 04/04 15% 04/04 8% 04/04 10% 04/04 9% 12/03 15% 08/03 20% 04/04 10% 10/03 14% 11/03 2% • 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%) ∆ = 17% Tarifa residencial* Pensilvânia 269,10 R$/MWh TUST + TUSD

(39)

* Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3 Fonte: Distribuidoras, Aneel, EIA, análise equipe

Comparação de tarifas residenciais - regular e populares

491,69 440,19 427,23 377,09 300,49 340,46 334,48 320,84 270,45 301,02 306,41 288,76 200,69 _192,52 180,33 204,28 117,08 _112,30 _119,13 105,17

Cemig CPFL Cerj Light

Tarifa residencial* Pensilvânia 269,10 R$/MWh

R$/MWh, 2004

Tarifas populares -nível de consumo Kwh/mês 180< Até 180 Até 30 Até 100 • Tarifas regulares de consumo 200< Até 200 Até 30 Até 100 140< Até 140 Até 30 Até 100 140< Até 140 Até 30 Até 100

• 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

(40)

Comparação de tarifas comerciais B3

R$/MWh, porcento, 2004

• 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%) 119,39 (25%) 187,23 (41%) 130,13 (30%) 125,19 (30%) 122,81 (29%) 118,46 (29%) 130,62 (33%) 138,80 (38%) 158,53 (44%) 133,82 (37%) 159,53 (44%) 190,63 (49%) 218,47 (53%) 189,44 (46%) 184,31 (43%) 184,37 (43%) 217,61 (45%) 155,94 (34%) 68,58 (19%) 65,49 (18%) 70,52 (18%) 73,96 (18%) 104,08 (25%) 114,47 (27%) 116,32 (27%) 114,39 (25%) 144,43 (30%)

Cerj RGE Coelba Coelce Elektro Cemig Bandeirante CPFL Light

481,43 360,93 Reajuste Data Percentual 04/04 9% 04/04 10% 04/04 15% 10/03 14% 12/03 15% 08/03 20% 04/04 8% 11/03 2% ∆ = 17% Tarifa comercial* Pensilvânia 246,90 R$/MWh Energia ICMS TUST + TUSD 457,56 430,82 _423,97 416,33 410,89 391,77 363,82 04/04 10% * Tarifa média final, incluindo impostos. 1US$ = R$ 3

(41)

Comparação de tarifas A1 – subsistema SE/CO

R$/MWh, porcento, 2004

* 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

132,15 (82%) 117,15 (82%) 117,97 (82%) 118,02 (70%) 25,71 (18%) 25,90 (18%) 29,01 (18%) 50,58 (30%)

Light Cemig CPFL Bandeirante

Tarifa sem ICMS Tarifa com ICMS 168,60 161,16 143,87 142,86 Reajuste Data Percentual 04/04 28% 10/03 19% 04/04 ND 11/03 ND • 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) Tarifa industrial* Pensilvânia 179,40 R$/MWh ∆ = 12%

(42)

Comparação de tarifas A2 – subsistema SE/CO

R$/MWh, porcento, 2004

80,78 (55%) 85,19 (57%) 89,13 (53%) 61,26 (36%) 83,53 (49%) 80,19 (43%) 39,03 (27%) 38,01 (25%) 48,41 (29%) 56,76 (34%) 57,29 (33%) 49,11 (27%) 26,30 (18%) 27,04 (18%) 30,19 (18%) 30,91 (18%) _50,58 (30%) 55,41 (30%)

Cerj Cemig Light CPFL Bandeirante Elektro

184,71 150,24 _146,11 Reajuste Data Percentual 12/03 18% ∆ = 27% 04/04 27% 11/03 10% 04/04 27% 10/03 17% 08/03 24% Energia ICMS TUST + TUSD • 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%) Tarifa industrial* Pensilvânia 179,40 R$/MWh 171,73 _168,60 167,73

(43)

Comparação de tarifas A3 – subsistema SE/CO

R$/MWh, porcento, 2004

88,99 (52%) 61,26 (35%) 86,75 (44%) 81,11 (40%) 80,47 (37%) 51,44 (30%) 60,19 (35%) 74,06 (38%) 85,50 (42%) 72,38 (33%) 65,51 (30%) 52,05 (30%) 36,57 (18%) _(18%)35,30 30,83 (18%)

Cerj Cemig CPFL Light Elektro

218,36 203,19 196,12 173,50 _171,26 Reajuste Data Percentual 12/03 18% 04/04 23% 04/04 21% 11/03 6% 08/03 23% Energia ICMS TUST + TUSD ∆ = 40% • Considerável

diferença entre tarifas (até 40%)

• A relação B1/A3 é de ~2,1; aproximando-se cada vez mais do valor de referência (~1,5%) Tarifa industrial* Pensilvânia 179,40 R$/MWh

(44)

Comparação de tarifas A4 – subsistema SE/CO

R$/MWh, porcento, 2004

100,42 (37%) 78,21 (32%) 104,07 (44%) 108,00 (47%) 116,33 (53%) 115,95 (55%) 89,28 (33%) _92,91 (38%) 91,80 (38%) 78,81 (35%) 63,53 (29%) _(27%)58,01 81,30 (30%) 43,00 (18%) 73,34 (30%) 41,01 (18%) 39,48 (18%) 38,19 (18%)

Cerj Light Cemig CPFL Bandeirante Elektro

271,00 238,86 244,46 227,82 219,33 212,15 Reajuste Data Percentual 12/03 14% Energia ICMS TUST + TUSD 04/04 21% 11/03 6% 04/04 17% 10/03 14% 08/03 19% ∆ = 15% • 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 Tarifa industrial* Pensilvânia 179,40 R$/MWh

(45)

Comparação de tarifas entre classes de consumo

-Bandeirante

R$/MWh, porcento, 2004

79,85 (56%) 85,19 (57%) 116,33 (53%) 130,62 (33%) 125,44 (30%) 38,01 (25%) 63,53 (29%) 190,63 (49%) 183,09 (45%) 37,30 (26%) 25,71 (18%) 27,04 (18%) 39,48 (18%) 70,52 (18%) 102,84 (25%) B1 B3 A4 A2 A1 411,37 391,77 219,33 150,24 _142,86

* 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

Energia ICMS TUST + TUSD Custo médio da energia + TUST**: 103,09 • 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

Custo médio da energia*:

86,34

Composição das tarifas sem impostos: TUSD + TUST Energia 59% 41% 59% 41% 35% 65% 31% 69% 32% 68%

(46)

**Comparação das tarifas fio* - consumidores A3**

• 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%)

74,06 71,96 64,12 51,45 42,83 26,28 63,20 65,01 58,18 46,65 39,15 25,67

CPFL RGE Coelce Elektro AES Sul Copel

2004, R$/MWh

Consumidor cativo horo – sazonal azul

Consumidor livre

∆ = 182%

* Fator de carga = 70%, modulação = 30% ** Tarifas sem impostos

Fonte: Aneel Data do

(47)

**Comparação das tarifas fio* - consumidores A3a**

• 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 73,45 _71,36 69,45 66,47 65,79 62,96 42,2 30,23 96,41 88,59 _86,69 82,71 86,61 76,93 52,36 74,47 77,99 74,97 78,59 65,71 47,1 37,25 36,55 87,96

Coelba Cemig Light Cerj RGE CPFL Elektro Copel

2004, R$/MWh

Consumidor cativo convencional

Consumidor cativo horo-sazonal azul seco Consumidor livre

∆ = 159%

(48)

**Comparação das tarifas fio* - consumidores A4**

• Em média, as tarifas fio para consumidores cativos hora-sazonias azuis da classe A3a são 11% superiores às tarifas fio para consumidores livres, e 27% superiores às tarifas fio par consumidores cativos convencionais 84,77 77,35 74,47 71,25 66,75 _66,01 _64,51 51,21 50,71 36,37 109,33 99,98 91,80 89,28 92,93 78,81 81,91 61,83 57,99 91,27 77,22 81,05 83,74 67,36 74,68 45,89 45,43 63,51 57,14 52,3 44,8 57,66 99,66

RGE Coelba Cemig Cerj Light CPFL Coelce Bandeirante AES Sul Elektro Copel

2004, R$/MWh

Consumidor cativo horo-sazonais azul seco Consumidor livre

reajuste Abr/04 Abr/04 Abr/04 Dez/03 Nov/03 Abr/04 Abr/04 Out/03 Abr/04 Ago/03 Jun/03 ∆ = 141%

(49)

**Comparação das tarifas fio* - consumidores B1**

226,22 _223,17 192,26 186,88 _183,08 176,55 176,14 169,57 167,67 154,93 _148,92 55,03 47,33 33,56 56,69 38,11 41,88 51,89 34,06 50,62 38,13 43,53

Cerj Cemig Elektro Coelce Bandeirante CPFL Coelba AES Sul Light Copel RGE

2004, R$/MWh

Consumidor livre

• Em média, as tarifas fio para consumidores cativos da classe B1 são 308%

superiores as tarifas fio para consumidores livres

∆ = 52%

(50)

**Comparação das tarifas fio* - consumidores B3**

218,47 217,61 190,63 189,43 _184,37 _184,31 169,32 159,53 _155,94 133,82 62,91 47,33 55,03 38,11 _33,56 51,89 56,69 34,06 41,88 43,53 50,62 38,13

Cemig Cerj Bandeirante Elektro Coelba Coelce AES Sul CPFL RGE Light Copel

2004, R$/MWh

Consumidor livre

• Em média, as tarifas fio para consumidores cativos da classe B3 são 280%

superiores às tarifas fio para consumidores livres

∆ = 247%

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

(51)

Desempenho operacional – perdas de energia

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.

• 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 e Copel apresentam os menores percentuais de perdas do setor 12,9 15,5 16,0 _15,2 23,9 25,8 19,7 22,7 5,4 5,7 5,7 6,7 6,6 7,7 7,0 6,1 6,3 6,9 7,7 7,8 7,8 7,7 13,8 14,9 16,5 20,5 15,3 22,6 23,4 1999 2000 2001 2002 2003

Evolução do índice de perdas*

Light Copel CERJ Coelba Elektro Celesc

* Perdas técnicas e comerciais

Fonte: Balanço das empresas, Análise equipe

(52)

Desempenho operacional – DEC e FEC

Bons indicadores de desempenho operacional são importantes para reter os clientes potencialmente livres.

23,9 19,0 _17,8 14,6 _13,9 10,2 _9,9 _9,2 8,5 _7,8 5,0

Celesc Cerj Copel Coelba Energipe Escelsa CFLCL Elektro Light Eletropaulo CPFL

Duração equivalente de interrupção por consumidor – DEC

Freqüência equivalente de interrupção por consumidor – FEC

16,2 _15,3

14,3

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

Padrão Aneel: 10,05 Padrão Aneel: 8,20

Fonte: Aneel; Análise equipe

Média móvel, maio 2004

• Celesc, Cerj e Copel apresentam índices muito acima da meta

• Elektro, Light, Eletropaulo e CPFL apresentam os melhores índices

(53)

• Novo modelo – visão geral

• Geração

• Transmissão

• Distribuição

• Comercialização

• Gás Natural

(54)

Liberação da demanda de energia contratada

TWh, %, R$ Bilhões

• 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% 16% _16% 15% _15% 14% _13% 56% 42% 31% 18% 4% 20% 34% 48% 62% _64% 0% 0% 1,5 8,0 14,4 21,5 29,4 32,2 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Valor estimado de aquisição da energia liberada (no elo da geração e transmissão)

100% = 298 316 335 355 376 399

Itaipu/Angra Geração própria Contratos iniciais

Liberado para comercialização

R$ bilhões

(55)

Cenários e ações críticas para as empresas de energia

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

Ações básicas críticas

• 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

Exemplo de ação básica - mapeamento do risk management

Tempo

Contratos bilaterais de demanda variável

Contratos bilaterais de longo prazo (PPA, Take ) ou energia distribuída

Contratos Bilaterais de médio prazo Contratos Regulados Contratos regulados renovados Contratos oportunísticos MW 2004 ESTRATÉGIA CONSERVADORA 2009+ ESTRATÉGIA TRANSITÓRIA Ferramentas financeiras para compartilhar parte do risco

Maior numero de contratos para maior flexibilidade e aproveitamento do mercado

(56)

Simulação de ambiente de leilão

Esquema lógico da estratégia de atuação em leilão

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.

Evolução da demanda no ambiente regulado Evolução da oferta agregada Evolução da demanda agregada Evolução da oferta por Agente Curva referencial de preços futura Curva de propensão à compra Curva de contratação futura Avaliação do VAR e EBITDA das operações nos próximos 10 anos Definição das estratégias de BID para os eventos Ambiente regulado Ambiente agregado Cenários de leilão Estratégias de atuação

Regras para o ambiente regulado

Característica dos produtos

(57)

Estrutura de leilões de energia

Outra questão relevante são as diretrizes relativas à sistemática dos leilões (freqüência, racional lógico das ofertas, etc)

Fonte: Decreto 5.163

R$/MWh

1000 500 600 30 100 200 300

Demanda agregada do ACR Ordem de mérito dos

empreendimentos de geração participantes no leilão 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 120 160 200 Capacidade do empreendimento (MW) Declaração de carga de cada distribuidora Percentual da capacidade do empreendimento relativo ao distribuidor D1, D2, D3, ... D₁ D₂ D₃ D₄ D₅ D₆ D₇ D₈

...

D_N

(58)

Comercializadoras de energia

O próximo passo é a definição de como desenvolver as capacidades de gerenciamento de risco

*CBEE – Estatal Fonte: CCEE 21 7 7 4 2 Geradoras/ Distribuid. • A Eletrobrás já estabeleceu seu departamento de comercialização independente • Cpfl Brasil, Elektro, Eletrobrás, Enertrade, Guaraniana, Petrobrás Energia, Rede e Copel. 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. Grandes consumidores • Siderúrgicas como a CSN são membros do MAE • CSN, Votaner, Itambé, Vale Energia. Instituições financeiras • Bancos de trading estão

se posicionando para atuar como

comercializadores, alavancando a

experiência que possuem com commodities

• BVA (Multiner) e Modal 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). Externo Interno Baixa Alta Foco da atividade de comercia-lização

Complexidade da atividade de comercialização

Objetivos da comercialização • Equilíbrio da oferta e demanda • Depende do portfolio Objetivos da comercialização • Lucro • Atividade independente • Necessária grande comercialização • Competência Duke Pactual AES TRADENER ENERTRADE

Tipos de comercializadoras

Exemplos de posicionamento

(59)

137635,93

_120.886,50

_130.430,73

106227,40

_120.886,43

12.647,53

13.167,46

7.141,47

_8.301,34

21.771,65

672,42

₀

4.906,38

_2.354,13

Tradener

União

Comerc

Delta

Service

Electra

Tradenergy

Compra

Venda

243.913,28

241.772,93

22.444,07

_13.167,46

_12.047,84

10.655,47

143.078,26

Comercializadoras de Energia

MWh, Média Out/ Nov/ Dez 2004

(60)

Conteúdo do documento

• Novo modelo – visão geral

• Geração

• Transmissão

• Distribuição

• Comercialização

(61)

Características do Setor de Gás Natural

• poucos “players” e alternativas;

• Distribuidoras possuem monopólio geográfico e poucas tem período de

exclusividade limitado no contrato de concessão (Ex. Comgás possui 12

anos de exclusividade);

• contratos de longo prazo;

• malha reduzida de transporte e distribuição (falta de escala e de

recursos para os investimentos) => cláusulas de “take or pay” (ToP) e

“ship or pay” (SoP) rígidas;

• inexistência de marco regulatório para o GN;

• não-harmonização com marco regulatório do setor elétrico;

–

Distorções nas tarifas de energia elétrica para o setor industrial;

(62)

BRASIL

Î

O principal problema a vencer

é

a falta de

escala

!

Mercado em

Desenvolvimento

Poucos

“

Players

”

e Alternativas

Contratos de Longo Prazo

TOP SOP

Mercado Desenvolvido

Po

ç

os

UPGN

’

s

Transporte

Interromp

í

vel

Estocagem

Distribui

ç

ão

Swap

’

s

Flex

í

vel

Etano

GLP

Condensado

MMm3/d

Ga

nh

o d

e E

sca

la e

m

Tra

ns

po

rte

Ga

nh

o d

e E

sca

la e

m

Tra

ns

po

rte

30

80 tempo

tempo

O desafio é encurtar o intervalo de tempo

(63)

Infraestrutura - Transporte

• Formação de 3 mercados

distintos: NO, NE e

SE/CO/Sul

• Integração dos mercados NE

e SE => Gasoduto SE-NE

• Interconexões regionais com

Bolívia e Argentina

• Exploração do campo de

Camisea no Peru => possível

interconexão com o NO

NO

SE/CO/Sul

NE

(64)

MMm3/d

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003 04 até Oct

Nordeste

2.360

2.371

2.620

2.826

3.245

3.812

5.000

5.257

5.556

6.244

7.354 Sudeste/Sul/C.Oeste

6.027

5.410

6.948

7.620

7.594

8.775

17.405

13.700

22.754

23.138

29.814 Total Brasil

8.387

7.781

9.568

10.446

10.839

12.587

18.700

22.662

28.310

29.382

37.168 Crescimento

7,8% 14,1%

9,2%

3,8%

16,1%

48,6%

21,2%

24,9%

3,8%

26,5%

Re gião Norde ste

Re gião Sude ste /

Sul / Ce ntro Oe ste

0 3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000

27000

30000

33000

36000

39000

42000

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

04 ate

Oct

Mm

3 /d

ia

*Obs: Não inclui o gás nacional consumido nas refinarias da Petrobras (+- 3 MMm3/d)

Entrada do Gás Boliviano

Fonte: Brasil Energia e Repsol YPF

Mercado de Gás Natural

(65)

Obs: Não inclui o gás de origem nacional consumido pela Petrobras nas suas refinarias (+- 3 MMm3/d)

Fonte: Brasil Energia e Repsol YPF

Distribuição do Consumo de Gás Natural

Sul / Sudeste / C. Oeste

12.891

14.575

17.725

842 971 1.048

2.098

2.738

3.389

6.923

4.854

7.652

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000 2002

2003

04 até Oct

Industrial

Resid/Comer

GNV

Térmico + Co-Geração

22.754 23.138 (+2%)

+13%

+15%

+31%

-30%

29.814 (+29%)

+22%

+8%

+24%

+56%

Mercado de Gás Natural

(66)

Vendas Diretas

Por Produtor

85%

9%

6%

Petrobras

Repsol YPF

BG

55%

28%

9%

8%

Petrobras

Repsol YPF

BG

Outros

Distribuição do Mercado

(67)

(68)