Aviso Importante - enbr.infoinvest.com.brenbr.infoinvest.com.br/ptb/2322/DiadaEDPnoBrasilPrimeiroanodeNovo... · 13:00 Almoço –1 ano de Novo Mercado –Governança ... Desenho

2

Aviso Importante

Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros.

As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação.

Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.

3

Programa Detalhado

8:30 Abertura Oficial do Evento

9:00 DistribuiçãoSérgio Pires – Diretor Executivo da Escelsa

9:45 Planejamento EnergéticoMichel Nunes Itkes – Diretor de Planejamento Energético

10:00 RegulaçãoJosé Simões Neto – Diretor de Regulação

10:30 Sessão de perguntas e respostas

10:45 Coffee Break

11:00 ComercializaçãoRenato Volponi Lício – Diretor de Comercialização e Risco

11:30 GeraçãoHugo Seabra de Souza – Diretor Técnico da Área de Geração

12:00 Apresentação dos Resultados do 2T06Vasco Barcellos – Diretor de Relações com Investidores

12:30 Sessão de perguntas e respostas

13:00 Almoço – 1 ano de Novo Mercado – Governança Corporativa na ENBR

Distribuição

5

DistribuiçãoAgenda

Energias do Brasil no mercado de distribuiEnergias do Brasil no mercado de distribuiçção de energiaão de energia

Iniciativas em Curso para aumento da eficiênciaIniciativas em Curso para aumento da eficiência

SustentabilidadeSustentabilidade

InvestimentosInvestimentos

6


Energias do Brasil no mercado de distribuiEnergias do Brasil no mercado de distribuiçção de energiaão de energia

Iniciativas em Curso para aumento da eficiência

Sustentabilidade

Investimentos

7

Visão Geral

8

Visão Geral

Concessão:30 anos válidos até 2028

9.644 km2 de área28 municípios

4,4 milhões de população servida

Empresa:1,3 milhão de clientes1.145 colaboradores

R$ 2,7 bilhões Receita Bruta (2005)12.315 GWh de energia distribuída (2005)

2005

Número de Sub-estações 57

Rede de Distribuição - Própria - Total - Km 25.297

Transformadores de Distribuição Próprio e Terceiros 49.771

Postes em Redes de Distribuição 476.453

9

Visão Geral

Concessão:30 anos válidos até 2025

41.241 km2 de área70 municípios

3,2 milhões de população servida

Empresa:1 milhão de clientes1.091 colaboradores

R$ 1,8 bilhão Receita Bruta (2005)7.639 GWh de energia distribuída (2005)

2005

Número de Sub-estações * 70



Postes em Redes de Distribuição 480.580

* Inclui uma sub-estação móvel

10

Visão Geral

Concessão:30 anos válidos até 2027328.316 km2 de área

73 municípios2,1 milhões de população servida

Empresa:668 mil de clientes797 colaboradores

R$ 1,14 bilhão Receita Bruta (2005)3.108 GWh de energia distribuída (2005)

2005

Número de Sub-estações * 87



Postes em Redes de Distribuição - Total 551.457

* Inclui subestação móvel

11

Distribuição Crescimento na energia distribuída e mudança de mix

Energia distribuída (GWh) Energia distribuída por segmento (%)

3,9%

3,0%3,0%

12.189

7.178

3.028

22.394

12.315

7.639

3.108

23.061

6.114

3.7751.599

11.488

6.354

4.028

1.556

11.938

2004 2005 1S05 1S06

Bandeirante Escelsa Enersul

3,9%

22.396 23.061

11.488 11.938

2004 2005 1S05 1S06

Cliente Final Energia em Trânsito Outros

1%

71%

28%

63%

36%

1%

1%

76%

23%

69%

30%

1%

12

DistribuiçãoComposição do Mercado – 1S06

� Energias do Brasil: concessionárias com perfis diversificados

Receita: R$ 1.015,7 MM13%

17%

27%

35%

Volume: 6.354,1 GWh

7% 11%

24%

20%

Residencial Industrial Comercial Rural e Outros

Receita: R$ 461,4 MM

21%

24%12%

39%

Volume: 1.556,1 GWh

24%

20%14%

30%

Receita: R$ 672,6 MM

17%

16%

15%

33%

Volume: 4.028,0 GWh

41%

12%

13%

18%

Receita: R$ 2.149,7 MM

13%

19%

20%

35%

Volume: 11.938,2 GWh

36%

13%

19%

20%

8% 38%

19% 16%

5% 12%

13%

12%

En. em Trânsito

Bandeirante

Enersul

Escelsa

Energias do Brasil

13

456

776

1.0711.143

502654

890 957

462585

762838


13,7

9,06,6 6,0

15,4

11,08,7

6,2

16,6

10,4 9,2 9,9


18,4

11,29,2 10,1

17,9

13,011,8

8,1

18,5

10,7 11,012,0


DistribuiçãoIndicadores de Eficiência� A combinação dos investimentos e do expertise da Energias do Brasil resultaram numa clara melhoria da qualidade do serviço e da eficiência operacional nos últimos anos.

2005 2T061998 2001

14,8 14,8 12,6 12,6 18,0 17,0 13,2 13,2 20,2 19,5 17,9 17,0

Ref. Aneel

11,5 9,9 9,7 9,7 14,0 13,4 11,0 10,7 15,7 16,8 15,0 14,8

TMA (minutos)

DEC (horas) FEC (vezes)

116

79

160187

88110

139112

60 64

98 103


61% 27% 72 %

-45% -54% -35% -56% -60% -40%

Produtividade (cliente / colaborador)

151% 81%91%91%

14


Energias do Brasil no mercado de distribuição de energia

Iniciativas em Curso para aumento da eficiênciaIniciativas em Curso para aumento da eficiência

Sustentabilidade

Investimentos

15

Distribuição Iniciativas em Curso para Aumento da Eficiência

Projeto Vanguarda

Otimização da Redede Atendimento

a Clientes

Programa de Redução de Perdas

16

DistribuiçãoEficiência Operacional

�Programa Vanguarda: Cronograma

Módulos

Etapas Realizadas

– Definição Estratégica1

Desenho e implementação da nova estrutura organizacional2

– Redesenho de processos3

– Projetos de desenvolvimento de RH4

– Adequação de TI5

– Adequação de controle e monitoramento6

– Gestão da Mudança e Implementação7

2004 2005 2006 2007

17



Módulos

Etapas Realizadas








2004 2005 2006 2007

18

14,82,4 24,8

4,0

35,6

5,2

60,0

8,4

Jun/06 Dez/06 Jun/07 Dez/07

Custo Direto de Pessoal Custo Indireto de Pessoal

Projeto VanguardaPDV concluído (Programa de Demissão Voluntária)

� Programa de Demissão Voluntária– Custo reconhecido em junho/06: R$ 52 milhões

– Adesão de 651 colaboradores

– 19% do quadro de colaboradores

Poupanças advindas do PDV (R$ milhões/ano)*

* Moeda corrente* Moeda corrente

68,4

40,8

28,8

17,2

19

Módulos

Etapas Realizadas








2004 2005 2006 2007



Módulos

Etapas Realizadas








2004 2005 2006 2007Módulos

Etapas Realizadas








2004 2005 2006 2007

20

2005 2006 2007 2008

Projeto VanguardaIniciativas em TI

� Os sistemas administrativos, técnicos e comerciais estão sendo unificados para otimizar a eficiência operacional da Área de Distribuição, prevendo investimentos de R$ 100 milhões em 3 anos.

CronogramaCronogramaPré-unificação UnificadoUnificado

Aliança

SIT-Brasil

Integração

SAP R/3 4.6C

SIT

IS-U/CCS

SAP R/3 4.0B

VISION + SOD

SIC

SAP R/3 4.6C

SIT

IS-U/CCS

21

Projeto AliançaConcluído em Janeiro/2006

�O Projeto Aliança consiste na unificação do SAP R/3 para suportar o modelo de gestão do Grupo Energias do Brasil

• Projeto Aliança

21/07/2005

02/01/2006

SúmulaData início

Data término

ConsultoriaProjeto

• Revisão do modelo e padronização da solução técnica para as 14 empresas do grupo. Destacam-se: Bandeirante, Escelsa, Enersul e Energias do Brasil

• Implementação do ERP e Sistema Recursos Humanos tendo como referência a solução da Bandeirante com a inclusão das diferenças críticas identificadas dos sistemas da Escelsa e Enersul

• Viabilização da solução técnica para o modelo de Alocação de Custos

• Treinamento para 1200 colaboradores• Go-live em 02/01/2006• Operação assistida pela IBM até 13/02/2006 • Desenvolvimentos para implantação do DMS integrado ao

processo de compras• Extensão do SAP R/3 para a Enerpeixe (go live em 02 de

maio/2006)

22

Projeto em cursoSITBrasil

�O “SITBrasil” permitirá a unificação dos sistemas de informação baseados em geoprocessamento

• Fase 1 - Identificação das diferenças nos processos e procedimentos da área Técnica, objetivando sua prévia padronização (até 31/03/2006)

• Fase 2 - Implementação nas 3 empresas da solução especificada na fase anterior (SmallWorld seguido do PowerOn)

• A solução unificada se baseará nos atuais sistemas em uso na Bandeirante

• O escopo inclui sistemas / módulos para suportar os processos de engenharia da distribuição, incluindo planejamento, projeto e operação da distribuição

• Go-live do SmallWorld em 01/01/2007; pré-operação do PowerOn a partir de 01/01/2007, com go-live em 01/04/2007.

• Projeto SITBrasil – Integração dos Sistemas Técnicos

17/10/2005

30/04/2007

SúmulaData início

Data término

ConsultoriaProjeto

23

Projetos em cursoIntegração

�A unificação dos sistemas comerciais das 3 distribuidoras é um dos pilares para o Modelo de Gestão do Grupo Energias do Brasil

• Identificação das diferenças nos processos e procedimentos da área Comercial, objetivando sua prévia padronização nas distribuidoras do Grupo no Brasil

• Estão incluídos na primeira onda do projeto: • O upgrade para as versões mais modernas do SAP

(tanto do R3 como do CCS)• As melhorias decorrentes do Projeto Excelência da Área

Comercial, em curso na Bandeirante• A substituição do atual módulo de Atendimento aos

clientes pelo equivalente do CRM da SAP, mais interativo e produtivo

• Na segunda onda, o CCS será implantado na ESCELSA E ENERSUL, com go-live previsto para 01/12/2007.

• Projeto Integração - Unificação dos Sistemas Comerciais

18/04/2006

30/11/2007

SúmulaData início

Data término

ConsultoriaProjeto

24

Iniciativas de TIInvestimento com custo inferior ao benchmarking

� Indicador (CAPEX+OPEX)/Receita Líquida (base 100)

(*) Fonte: relatório final do PDTI junho/2005 (p.168 a 171)(**) Receita de Distribuição

97

98

99

100

101

102

103

2005 2006 2007 2008

Indicador (CAPEX+OPEX)/Receita Benchmarking CanalEnergia (min.3,5%) (*)

Benchmarking FGV/Eaesp (5,1%) (*)

25


Projeto Vanguarda


a Clientes


26

DistribuiçãoPrograma de Combate às Perdas

� No 1S06, total de R$ 20,6 milhões (R$ 10,5 em Gastos e R$ 10,1 em Investimentos Operacionais) aplicados em programas voltados àcontenção do crescimento do nível de perdas técnicas e comerciais, visando a uma gradual redução a partir de 2006

Evolução das perdas comerciais (% da energia distribuída nos últimos 12 meses)

2,2 2,4

5,9 6,3

4,1 3,9

6,05,2

Jun/05 Mar/06 Jun/05 Mar/06 Jun/05 Mar/06

Jun/05 Mar/06

� ~ 335 mil inspeções realizadas no1S06 do total de 625 mil programadas para 2006

� Meta de perda comercial consolidada para Dez/06: 3,6%

� Redução das perdas técnicas: principal fator é o retorno do ponto de medição da Enersul

8,5 9,3

Jun/05 Mar/06

Comerciais Técnicas

Jun/06 Jun/06 Jun/06

Jun/06 Jun/06

2,35,0

6,6

3,8 9,0

27

DistribuiçãoPrograma de Combate às Perdas

� Previsão para 2006:

– Nº de inspeções: 625 mi• Bandeirante: 158 mil

• Escelsa: 317 mil

• Enersul: 150 mil

– Nº de medidores substituídos: 39,9 mil

– Nº de clientes com rede protegida: 36,9 mil

– Telemedição: 1.365 unidades

� Receita recuperada nos últimos 12 meses: R$ 30,4 milhões

� Volume de energia recuperada nos últimos 12 meses : 86,6 GWh

28


Projeto Vanguarda


a Clientes


29

DistribuiçãoRelacionamento com cliente

�Agências de atendimento aos clientes

Próprias Terceirizadas Total

Bandeirante 7 17 24

Escelsa - Situação Atual 33 0 33Escelsa - Situação Proposta 8 38 46

Enersul - Situação Atual 10 37 47Enersul - Situação Proposta 0 55 55

30




Sustentabilidade

InvestimentosInvestimentos

31

118

64

57

239

109

92

122

323

127

139

99

365

2004 2005 2006E


Plano de Investimento *

Investimentos por Distribuidora – R$MM

* Excluídos os investimentos do Programa Luz Para Todos

Direcionamento dos Investimentos – R$MM

2006

Expansão do Sistema 131

Modernização de Redes 126

Automação, Telecom. e Informática 73

Outros 36

Total 365

32

126

177

2006E (Anterior) 2006E (Atual)

Programa “Luz Para Todos”

�No 1S06, o Programa “Luz Para Todos” absorveu R$ 51,0 milhões

∆∆∆∆=51

RedefiniçãoRedefinição de de MetasMetas 64

87

27 CDE / Estado

RGR

RecursosPróprios

Total de Total de InvestimentosInvestimentos ProgramadosProgramados (R$ (R$ milhõesmilhões)) FontesFontes de de FinanciamentoFinanciamento (R$ (R$ milhõesmilhões))

Novas Novas LigaçõesLigações

2,792

2,084

2,048

461

8,430

11,834

8,534

2,684

5,479

9,839

3,4054,008

2004 2005 2006 * Previsão 2006


* * RealizadoRealizado atéaté 31/07/200631/07/2006

33





Investimentos

34

SustentabilidadeResponsabilidade Social

� Apoio social – R$ 6,4 milhões foram investidos em 2005, com destaque para

a educação

� Tarifa elétrica social– 500 mil clientes beneficiados pela tarifa elétrica social– Universalização: “Luz para todos” � ~50.000 unidades

elegíveis ao programa (46% conectados em 2005)

� Cultura– Patrocínio de vários projetos culturais nas áreas de atuação e

em outras regiões do país

Planejamento Energético

36

Planejamento EnergéticoAgenda

Foco da ApresentaçãoFoco da Apresentação

Contratação no ambiente reguladoContratação no ambiente regulado

Estratégia de Contratação da EnergiasEstratégia de Contratação da Energias

Comentários FinaisComentários Finais

37



Contratação no ambiente regulado

Estratégia de Contratação da Energias

Comentários Finais

38

Contratação de Energia

ACRAmbiente de Contratação

Regulada

Compra e venda de energia elétrica entre agentes

vendedores e agentes de distribuição

ACLAmbiente de Contratação

Livre

Compra e venda de energia elétrica através de contratos

bilaterais livremente negociados

Vendedores

Competição plena entre titulares de concessão, permissão ou autorização para poder gerar,

importar ou comercializar energia elétrica

Preços de suprimento

resultantes de leilões

Preços de suprimento livremente negociados

39


Foco da Apresentação

Contratação no ambiente reguladoContratação no ambiente regulado


Comentários Finais

40

Contratação no Ambiente Regulado

�As distribuidoras devem comprovar contratação de 100% de suas cargas de energia...

– Distribuidora subcontratada:

• Subcontratação implica penalidade de valor igual ao montante

sucontratado, em MWh.

– Distribuidora sobrecontratada:

• Repasse integral às tarifas dos custos de compra de energia para até

103% do mercado medido.

Incentivo à contratação de longo prazo, com maior antecedência, via repasse à tarifa e mitigação de riscos de penalidade

41

Energia Nova A-3

Energia Nova A-5

Energia Existente de Ajuste

Geração Distribuída

Duração do ContratoInício de Suprimento

Energia Existente A-1

Em 5 anos

Em 3 anos

Ano seguinte

Em até 4 meses

Definido pela Distribuidora

Definido pela Distribuidora

De 15 a 30 anos

De 15 a 30 anos

De 5 a 15 anos

Até 2 anos

Le

ilõ

es

Ch

am

ad

a

Pú

blic

a

� MCSD pode ocorrer para compensar saída de clientes livres, acréscimos de contratos bilaterais, ou variações de mercado limitadas a 4% ao ano.

Mecanismo de Compensação de Sobras

e Déficits - MCSD

Redução ou acréscimo contratual a partir do

mês seguinte

Até o fim da vigência do produto afetado

Re

gra

de

C

om

erc

.

Contratação no Ambiente Regulado

42

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Energia, e

m M

Wh

Cenário pessimistaCenário otimista Cenário base

Contratação Ótima

Contratação Geral (MWh) – situação hipotética

43




Estratégia de Contratação da EnergiasEstratégia de Contratação da Energias

Comentários Finais

44

Estratégia de Aquisição de Energia das Distribuidoras do Grupo

� Objetivo: minimizar o pagamento de penalidades e maximizar o repasse dos custos de aquisição às tarifas dos consumidores finais.

� Entradas:– Contratos pré-existentes;

– Aspectos Regulatórios;

– Regras de Comercialização;

– Cenários de Carga das Distribuidoras.

Modelo de Otimização

Carga

Preços

Contratos

Compra

Custos

Repasse

Penalidade

45





Comentários FinaisComentários Finais

46

Comentários FinaisGestão eficiente com crescimento de volumes

16.956

2.469

15.863

3.812

8.113

1.781

7.474

2.754

2004 2005 1S05 1S06

Clientes Finais Clientes Livres

19.425 19.675

9.894 10.228

1,3%

3,4%

Energia Vendida Total (GWh)

Geração Própria (asseg) Suprimento

490,6 302,3

Contratos Iniciais + Bilaterais Perdas Transmissão

8.599,0 441,1 Energia Fornecimento#REF!

Leilão Perdas de Itaipu 15.884,7

4.923,0 165,0

Itaipu Vendas C.Prazo Perdas e Diferenças

6.720,9 560,6 3.475,1

C. Prazo + Outras Ajustes C.Prazo 26.536,4

127,9 32,8 Energia em Trânsito6.874.270

Energia em Trânsito 6.874,3

6.874,3

Requerida = ( - )

Balanço Energético 2005 (GWh)

47

Comentários Finais

�O Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu regras para a compra de energia das Distribuidoras.

�Principais riscos: – Penalidade por insuficiência de lastro contratual (contratos

menores que a carga de energia)

– Não repasse à tarifa do consumidor final (contratos superiores a

103% da carga de energia).

�Nossas distribuidoras desenvolveram internamente modelo de otimização para definir as compras de energia, de forma a mitigar os referidos riscos.

Regulação

49

OPERAÇÃO

COMERCIALIZAÇÃO

FIN

ANCIAMENTO

CCEE

ONS

ELETROBRAS

BNDES

CNPE

MME

ANEEL

CMSE

EPE

REGULAÇÃO

PLANEJAMENTO

POLÍTICA

CativosCativos LivresLivres

75,5% consumo 2005 24,5% consumo 2005

Competição

Competição

Monopólio Monopólio

NaturalNaturalForte Forte

RegulamentaçãoRegulamentação

Regulamentação Mínima

CC

DD

GG

TT

RegulamentaçãoMínima

Ambiente InstitucionalResumo Regulatório

50

Regulação Setorial

Competição CompetiçãoReceitaPermitida

Preços Máximoscom repasse

custos exógenos

Modelos tarifários

Ação Geradora Transmissora Distribuidora Comercializadora

Garantia no

suprimento Lastro

Multa por

indisponibilidade Lastro Lastro

Controle de

qualidade

Fiscalização de

indicadores

Fiscalização de

indicadores

Fiscalização de

indicadores -x-

Controle tarifário Reajuste anual

(ACR)

Revisão periódica e

reajuste anual (novos

ativos)

Revisão periódica e

reajuste anual -x-

Segmento

651 651 PIEsPIEs//ConcConc..460 460 APsAPs

53 53 TransmissorasTransmissoras

64 64 DistribuidorasDistribuidoras

52 52 ComercialiComerciali--zadoraszadoras

51

Perspectiva do prestador do serviço

Parcela A“custos não gerenciáveis”

Parcela B“custos gerenciáveis”

+

Regulação EconômicaFormação da tarifa

� Investimentos prudentes� Juros aos credores� Dividendos � Qualidade e continuidade� O&M Eficiente

Perspectiva do consumidor

modicidade capacidade de pagamento

universalização competitividade

TARIFA

52

Regulação EconômicaFormação da tarifa

Parcela AParcela A

Compra de energiaCompra de energia Custos de transporteCustos de transporte EncargosEncargos

Parcela BParcela B

Remuneração Remuneração Quota de Quota de ReintegraçãoReintegração

xxBase de

RemuneraçãoLíquida

Taxa de retorno

Custos Custos OperacionaisOperacionaisEficientesEficientes

xxBase de

RemuneraçãoBruta

Taxa de Depreciação

Empresa de Referência

53

Revisão 1 Revisão 2

Parcela B1 =“ Remuneração”

Parcela A

Parcela B2 = O&M

T1

X=0; infl. =0 X>0; infl. =0

Tarifade fo

rnecim

ento

T3

T2

Tempo

Regulação EconômicaRevisão

54

Assinatura do contrato

Regulação EconômicaCronologia dos mecanismos tarifários

1998 1999 2000 2001 2002 20032003 200720072004 2005 2006

RA = Reajuste Anual

RA RA RA RA RARA RA

Revisão tarifária extraordináriaRevisão tarifária extraordinária

Câmbio Cofins RTE

Exemplo:Bandeirante Energia

Revisão tarifária periódicaRevisão tarifária periódica

55

Regulação EconômicaReajuste Tarifário

�Exemplo: Escelsa – Decomposição do IRT de 2009– Agosto de 2006

Reajuste Reajuste TarifárioTarifário

+16,67%+16,67%

Repasse da Repasse da Variação das Variação das Parcelas A e BParcelas A e B

+8,23%+8,23%

Variação nas Contas Variação nas Contas de Natureza de Natureza FinanceiraFinanceira

+8,44%+8,44%

+8,44%+8,44% Ajustes financeirosAjustes financeiros

+0,25% Parcela B

+0,10%Encargos de transmissão

+4,13% Encargos setoriais

+3,75% Compra de energia

Parcela A

Parcela B

56

Início Término

Escelsa 23/8/2006 7/8/2007

Bandeirante 23/8/2006 23/10/2007

Enersul 23/8/2006 8/4/2008

EmpresaProcesso Tarifário

Regulação EconômicaSegundo ciclo de revisão tarifária

�Audiência Pública 008/2006:

– Contribuições: 28 de julho

– Presencial: 2 de agosto

– Dez notas técnicas

Publicação da Resolução com Nova Metodologia

57


�47 Contribuições�72 Apresentações

Sem ruptura metodológica

Maior transparência no processo

Fator X Eliminação do Xc

Reconhecimento de parte do Juros sobre Obras em Andamento (JOA)

Indexação da BRR pelo IGPM

Outras receitas Permite o compartilhamento

Geral

Base de Remuneração

AVANÇOS

58

Geral Carece de previsibilidade e reprodutibilidade

Cronograma Prazos exíguos

Parcela A Sistematizar

Atualização dos parâmetros

Manter risco regulatório

EOC mais intensiva em K próprio

Reavaliar corretamente antes de “blindar”

Firmar metodologia de apropriação do JOA

Desenvolver base de dados de preços

Empresa de Referência Atualizar e aprimorar cálculo custos de O&M

Fator X Aplicar só Xe

Investimento x Qualidade

Nível tarifário x padrão de qualidade maior

Perdas Elétricas Rever limitação de perdas

Penalidade exorbitante

Manter depreciação

Remuneração Regulatória

Base de Remuneração

Universalização

PONTOS DE ATENÇÃO


Comercialização

60

ComercializaçãoAgenda


Características do Mercado Livre BrasileiroCaracterísticas do Mercado Livre Brasileiro

Enertrade no Mercado LivreEnertrade no Mercado Livre

Gestão de RiscosGestão de Riscos

Estratégia EnertradeEstratégia Enertrade

Brasil: Expectativas do MercadoBrasil: Expectativas do Mercado

61



Características do Mercado Livre Brasileiro

Enertrade no Mercado Livre

Gestão de Riscos

Estratégia Enertrade

Brasil: Expectativas do Mercado

62

Contratação de Energia

Preços de suprimento

resultantes de leilões

ACRAmbiente de Contratação

Regulada

Compra e venda de energia elétrica entre agentes

vendedores e agentes de distribuição

ACLAmbiente de Contratação

Livre

Compra e venda de energia elétrica através de contratos

bilaterais livremente negociados

Vendedores

Competição plena entre titulares de concessão, permissão ou autorização para poder gerar,

importar ou comercializar energia elétrica

Preços de suprimento livremente negociados

63



Características do Mercado Livre BrasileiroCaracterísticas do Mercado Livre Brasileiro


Gestão de Riscos



64

Evolução da Energia ConsumidaSistema Interligado e Mercado Livre Brasileiro

Mercado livre em expansão nos últimos 2 anos

65

Evolução do Mercado BrasileiroNúmero de Consumidores Livres

291

120

4952

549

517

0

100

200

300

400

500

600

jan/01 jul/01 jan/02 jul/02 jan/03 jul/03 jan/04 jul/04 jan/05 jul/05 jan/06 jul/06

Alto crescimento do número de Consumidores Livres – 549 em 730 agentes

66

Metalurgia é o grande mercado consumidor no ACL

Segmentação de Consumo no ACLTotal e Parcialmente Livres

67




Enertrade no Mercado LivreEnertrade no Mercado Livre

Gestão de Riscos



68

Participação das Vendas no Mercado das Comercializadoras(considera também as vendas no ACR)

11%

32%

11%

46%

CPFL BRASIL TRADENER

ENERTRADE OUTROS

Base: relatório de votos da CCEE

Participação das Vendas na Carga do Mercado Livre (GWh)

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

5,5%

6,0%

6,5%

jan

/05

fev

/05

ma

r/0

5

ab

r/0

5

ma

i/0

5

jun

/05

jul/0

5

ag

o/0

5

se

t/0

5

ou

t/0

5

no

v/0

5

de

z/0

5

jan

/06

fev

/06

ma

r/0

6

ab

r/0

6

ma

i/0

6

jun

/06

Enertrade em segundo lugar no mercado de comercializadores

Participação das Comercializadores Dedicadas

69

683

921

1.604

715

860

1.575

579

930

1.509

590

1.101

1.691

303

1.354

1.657

446

1.400

1.846

1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06

Empresas do Grupo ENBR Outros

Portfólio da EnertradeDivisão de Venda por ambiente – ACR / ACL

SelfSelf--dealingdealingMercado Mercado

LivreLivre

Aumento significativo do Mercado Livre no Portfólio

GWh

70

Portfólio da EnertradeDivisão de Venda por segmento

Alimento

4%Automotivo

5%

Siderurgia

9%

Alumínio

10%

Quimica

11%

Mineração

19%

Comercializador

29%

Outros

13%

Portfólio da Enertrade pulverizado. Maior independência para a empresa.

71





Gestão de RiscosGestão de Riscos



72

Gestão de riscos

�Risco comercial

– Contratos de longo prazo:

• garantias corporativas ou de bancos de 1ª linha

– Contratos de curto prazo

• garantias via procedimento: a energia somente é entregue após pagamento

– Contratos possuem mecanismo para seu cancelamento em caso de inadimplência

73

Gestão de riscos

�Risco energético

– Procedimentos semelhantes aos do mercado financeiro

• avaliação da posição, cálculo do VaR, PaR, sinalização de ações corretivas para adequação aos limites estabelecidos pelo grupo

– Acompanhamento freqüente das condições de mercado (bases CCEE e ONS)

– Adequação da estratégia comercial

74





Gestão de Riscos

Brasil: Expectativas do MercadoBrasil: Expectativas do Mercado


75

Brasil: Expectativa de MercadoCenários de preços

0

20

40

60

80

100

120

jan-02 jul-02 jan-03 jul-03 jan-04 jul-04 jan-05 jul-05 jan-06 jul-06

R$/MWh

Histórico Previsão ONS

dados de agosto/2006

Perspectiva de aumento de preços no curto prazo

76

Brasil: Expectativa de MercadoVolume

19,0

10,2

20,0

10,9

20,8

11,7

21,8

12,6

22,7

13,6

23,6

14,2

24,6

14,7

25,7

15,4

26,8

16,1

27,9

16,8

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Industrial Mercado Livre

Crescimento do Mercado Livre acompanha o crescimento industrial

GWh médio

77





Gestão de Riscos


Estratégia EnertradeEstratégia Enertrade

78

Evolução da Estratégia Comercial

Mercado em formação:Mercado em formação:(Formação da carteira de contratos)(Formação da carteira de contratos)

Mercado consolidado:Mercado consolidado:((FidelizaçãoFidelização dos clientes: Parcerias)dos clientes: Parcerias)

Captura de Clientes das D´s do Grupo Atenção ao movimento de recontratação

Oferta de Produtos básicos

Equipe tecnicamente capacitada supredesconhecimento do cliente

Atenção constante aos limites de risco

Foco na economia para o cliente

Sofisticação das operaçõesVenda de serviços agregados

Necessidade de maior capacitação em marketing de serviços

Compartilhamento de riscos com clientes

Cliente cria novas necessidades

Geração

80

GeraçãoAgenda

Foco da ApresentaFoco da Apresentaççãoão

Brasil: Cenário Atrativo para Investimentos

Sustentabilidade

Projetos de Expansão em Curso

81

Crescimento com ênfase em geração hidrelétrica

Estratégia

““Ser uma empresa líder no setor energético brasileiro, Ser uma empresa líder no setor energético brasileiro, com foco na criação de valor”com foco na criação de valor”

82

GeraçãoAgenda


Brasil: CenBrasil: Cenáário Atrativo para Investimentosrio Atrativo para Investimentos

Sustentabilidade


83

China

Austrália

Estados

Unidos

Japão

FrançaTaiwan

Venezuela

Argentina

Chile

Brasil

PeruMéxico

Portugal

Itália

Alemanha

Coréia do Sul

Grécia EspanhaHong Kong

Reino Unido

Singapura

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

- 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000

PIB per capita (US$)

Co

nsu

mo

pe

r c

ap

ita

(K

Wh

)

Consumo de Eletricidade(per capita no ano)

Fonte: CIA, The World Factbook, 2003

84

Brasil: Matriz Elétrica - 2005

Fonte: EPE PDEE 2005-16

3%

4%

5%

2%

84%

2%

Carvão

Nuclear

Outros Derivados

Biomassa

Gás Natural

Hidráulica

85


Brasil: Previsão de Crescimento

PIB

86

Brasil: Previsão de MercadoCarga de Energia (MW médio)


87

Brasil: Previsão de MercadoAcréscimos anuais da carga de energia


88

42.500

47.500

52.500

57.500

62.500

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Oferta Projetada

Demanda - Cenário Otimista

Demanda - Cenário Base

Brasil: Demanda de Energia

�Expansão da Oferta vs. Energia DemandadaMW-Médio

Oferta AtualOferta Atual

89

Setor energético brasileiroCrescimento de demanda e de investimentos

•Geração: Crescimento da capacidade instalada de 94 GW para 135 GW

– Investimentos: R$ 85 bilhões

• Transmissão: + 64.000 km– Investimentos: R$ 39,5 bilhões

•Consumo per capita: – 34% de crescimento

Fonte: Ministério de Minas e Energia e Jornal O Estado de São Paulo

Cenário 2005-2015

90

Brasil: Geração hidrelétrica Tendência ascendente de preços

�Preços ainda não têm atraído empresas com políticas de investimento com critérios de retorno mínimo

Leilões de Energia Velha Leilões de Energia Nova/Botox

57,51

67,3375,46

83,13

106,95114,28

126,77121,81

2005-08 2006-08 2007-08 2008-08 2008-H30 2009-H30 2010-H30 2011-H30

91

GeraçãoAgenda



Sustentabilidade

Projetos de Expansão em CursoProjetos de Expansão em Curso

92

516 MW516 MW

GeraçãoCapacidade Instalada - MW

Jucu Fruteiras

AlegreSuiça

Viçosa Rio Bonito

Coxim S. João II

Mimoso S. João I

Costa Rica Paraíso

Lajeado Mascarenhas29,5 MW 0,66 MW

0,60 MW0,40 MW

21,6 MW 16,8 MW

8,74 MW4,84 MW

4,5 MW

2,06 MW

180,50 MW

30,06 MW

250 MW

16 MW

93

Mg Ebitda65%

Mg Ebitda19%

Mg Ebitda11%

1.043 MW1.043 MW

GeraçãoProjetos em curso garantem crescimento

Margem EBITDA

Geração de caixa

Novos contratos negociados a preços

superiores

516 MW516 MW

Geração

Distribuição

Diluição de risco com equilíbrio do portfólio

12%83%

5%

Geração

Distribuição

Comercialização

EBITDA 2005EBITDA 2005

94

GeraçãoProjetos em curso

Peixe Peixe AngicalAngical

MascarenhasMascarenhas

São JoãoSão João

1.043 MW1.043 MW

95

GeraçãoInvestimentos: UHE Peixe Angical

� Localização: Rio Tocantins - TO

� Capacidade instalada: 452 MW

� Energia assegurada anual: 2.374 GWh

� Área do reservatório: 294 Km²

� Investimento: R$1,6 Bi (96% realizado)

� 99% da construção concluída

� Cronograma:

– Junho 2006 – início operação comercial

– Julho 2006 – início da segunda turbina

– Outubro 2006 – início da terceira turbina

� Contrato de Compra e Venda de Energia

– 10 anos, a partir de 2006. Preço: VN

� Estrutura de Capital

– R$ 670 milhões (linhas BNDES)

96

GeraçãoInvestimentos: UHE Mascarenhas: 4ª Máquina

� Localização: Rio Doce - ES

� Capacidade Instalada: 50 MW

� Energia Assegurada: 23,9 MWh

� Investimento: R$ 65 milhões

� Inicio de Operação: 3T06


– Até dez/07: ACL

– De jan/2008 à dez/ 2037 no leilão à R$ 115,98 (dez/05)

97

GeraçãoInvestimentos: PCH São João

� Localização : Rio Castelo - ES

� Capacidade Instalada: 25 MW

� Energia Assegurada: 14,7 MWh

� Investimento: R$ 88,4 Milhões

� Conclusão: final de 2006


– Até julho de 2025. Preço: VN

98

GeraçãoOportunidades de repotenciação

� UHE Mascarenhas - ES– Capacidade instalada atual: 130 MW

– Potência assegurada: 103 MW Médio

– Repotenciação em estudo: 17,5 MW

� PCH Rio Bonito - ES– Capacidade instalada atual: 17 MW


– Repotenciação em estudo: 5 MW

� UHE Suiça - ES– Capacidade instalada atual: 30 MW


– Repotenciação em estudo: 12 MW

99

GeraçãoNovo Projeto: PCH Santa Fé - ES

� Capacidade instalada atual: 30 MW

� Potência assegurada: 16 MW Médio

� Investimento: R$105 milhões

� Inicio de Operação: Janeiro de 2009


– De Janeiro 2009 a Dezembro 2038

– Preço: 124,99 / MWh (Base Junho 2006)

100

GeraçãoAgenda





101

SustentabilidadeResponsabilidade Sócio-ambiental

� Gerenciamento ambiental

– Investimentos de R$138,1 milhões em 2005,

principalmente em Peixe Angical

– Aprovação de Política Corporativa para Meio

Ambiente

– Implantação em curso de Sistema de Gestão

Ambiental (ISO 14000)

� Adesão ao Pacto Global da ONU

� Protocolo de Kyoto

– Iniciativas visando adequação de projetos

para habilitação aos benefícios do

“Clean Development Mechanism (CDM)”

Desempenho Financeiro 2T06

103

2T05 2T06 1S05 1S06

Distribuição Geração Comercialização

2T05 2T06 1S05 1S06

Distribuição Geração Comercialização

Receita Líquida Consolidada (R$MM)

2%

1.087

2.182

-2,6%

2%89%

9%89%

9%

1.059

12%5%83%

85%

5%10%

2.179

-0,1%

Receita LíquidaQueda reflete eventos de 2005 e novo

perfil de mercado

� Principais Impactos:– IRT de -8,86% da Bandeirante em

Out/05;

– Migração de clientes livres no 1T06

– Reconhecimento de R$ 75 milhões no 1T05 na Enersul (R$ 65 milhões anteriores a 2005);

� Excluindo o efeito da Enersul, a receita no semestre apresentaria um aumento de 3,0%

104

Detalhamento dos Custos e Despesas1 - 1S06

Detalhamento dos Custos e Despesas Gerenciáveis – 1S06

R$1.734 milhões

Custos não gerenciáveis

R$1.304 milhões(75%)

Custos gerenciáveisR$430 milhões

(25%)

Nota:

1 Exclui depreciação e amortização

R$ milhões 1S06 1S05 Var.%

Pessoal 197 134 47,3%

Material 20 19 5,6%

Serviços de Terceiros 136 106 28,8%

Provisões 37 43 -13,9%

Outros 40 53 -23,8%

Total 430 354 21,5%

� Gastos Gerenciáveis (Programas Corporativos)

– Programa de Combate às Perdas –R$ 8,7 milhões

– Serviços de consultoria - R$ 5,5 milhões

– PDV – R$ 51,6 milhões

Custos e DespesasImpactado por Programas de Eficiência em curso

105

EBITDA 1S06 x 1S05Variação reflete principalmente eventos

de 2005 e PDV

453

65

-52-14

-18

+45

+54 -10 -4

444

Junho/05 PDV Programasde Eficiência

P&D* MercadoDistribuidor

Geração Comerciali-zação

Outros Junho/06

Evolução do EBITDA (R$ milhões)

Efeito da RevisãoTarifária da Enersul

Margem EBITDA: Margem EBITDA: 23,7%23,7%

Margem EBITDA: Margem EBITDA: 20,4%20,4%

518

* Inclui EPE* Inclui EPE

Excluindo os impactos da Enersul e do PDV, o EBITDA teria crescido cerca de 10%.

106

Resultado Financeiro – R$ milhões

1S06 1S05 Var.%

Receita Financeira 119 134 -10,9%

Despesa Financeira (180) (230) -21,9%

Resultado Cambial Líquido (26) 109 n.a.

SWAP - resultado líquido (73) (81) -9,1%

Variação cambial 48 190 -74,8%

TOTAL (86) 13 n.a.

Acumulado

Resultado FinanceiroVariação cambial favoreceu 1S05

�Variação na taxa de câmbio de 12,9% no 1S05

107

128

34

231

138

2T05 2T06 1S05 1S06

198

26

229

125

2T05 2T06 1S05 1S06

Lucro Líquido (R$ milhões)Lucro Líquido antes da participação de minoritários (R$ milhões)

-73,5%-86,8%

-45,4%-40,3%

Lucro LíquidoNão-recorrentes e variação cambial explicam decréscimo

108

3.122

(447)

(752)

1.923 1.731

Dívida BrutaJun.06

(-) Caixa eValores

Mobiliários

(-) AtivosRegulatórios

Dívida LíquidaJun.06

Dívida LíquidaMar.06

EndividamentoAlavancagem e exposição cambial em baixos níveis

�Estrutura de capital fortalecida aumenta capacidade financeira para expansão das operações

Endividamento – 1S06 (R$ milhões)

((JunJun/06)/06)

Dívida bruta por indexador

3%

31%

5%

61%

US$

TJLP

Pré-fixado

Taxas Flutuantes

2,3x*

* * RRááciocio: D: Díívida Lvida Lííquida / EBITDA 12 mesesquida / EBITDA 12 meses

* ** *

** Inclui Selic, CDI, IGP** Inclui Selic, CDI, IGP--M e INPCM e INPC

1,9x*

PDV, CAPEX e

Dividendos/JSCP

109

447

552

692

272

372 351

883

Caixa eEquivalentes

Jul-Dez/06 2007 2008 2009 2010 Após 2010

18%22%

9%12% 11%

28%

EndividamentoAlongamento a custos competitivos

� Operações Concluídas– Emissão de debêntures:

•Bandeirante (R$250 Milhões, Abril/06)

•Enersul (R$337,5 Milhões, Junho/06)

•Escelsa (R$264 Milhões, Jul/06)

� Benefícios das operações:– Redução da dívida de curto prazo

– Extensão do prazo médio da dívida

– Redução do custo médio da dívida

Cronograma de vencimentos da dívida – Jun/06 (R$ milhões)

110

343

182

365

212

145

146

2006E (Anterior) 2006E (Atual) 1S06

Distribuição Geração

Plano de Investimento * Atualização do programa de investimentos de 2006

Abertura dos Investimentos Abertura dos Investimentos –– R$ milhõesR$ milhões

525 577

291

∆∆∆∆=52

� Principais Impactos:– Geração: R$ 30 milhões – construção de

Santa Fé;

– Distribuição: R$ 22 milhões – reforço e ampliação das redes;

* Exclu* Excluíídos os investimentos do Programa Luz Para Todosdos os investimentos do Programa Luz Para Todos

111

Performance ENBR3 Importantes reconhecimentos no 1S06

Reconhecimentos de RIReconhecimentos de RI

Melhor Cia. Aberta 2005 Menção Honrosa

Atualizado atAtualizado atéé 25 de agosto de 200625 de agosto de 2006

Volume R$mil

90

110

130

150

170

190

210

230

12/7/2005 12/8/2005 15/9/2005 19/10/2005 23/11/2005 26/12/2005 30/1/2006 6/3/2006 6/4/2006 12/5/2006 14/6/2006 18/7/2006 18/8/2006

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

Volume R$ ENBR3 ENBR3 Ibovespa IEE IBX

+50%+50%+51%+51%

+41%+41%+48%+48%

112

Selo Assiduidade Apimec SP

113

Cobertura de Analistas

Instituição Analista

1 Agora Rafael Quintanilha

2 Banco do Brasil Marluce Araujo

3 Banif André Segadilha

4 Bear Stearns F. Rowe Michels

5 BES -

6 Credit Suisse Emerson Leite

7 Deutsche Bank Lucrecia Tam

8 Fator Corretora Renato Pinto

9 Itaú Sergio Tamashiro

10 JP Morgan Lillyanna Yang

11 Lopes Filho & Associados Cristina Garcia

12 Merrill Lynch Frank McGann / Felipe Leal

13 Pactual Pedro Batista

14 Santander -

15 SLW Carlos Nunes

16 UBS Gustavo Gattass

17 Unibanco Márcio Prado

114

ConclusãoImportantes Realizações do 1S06

Reconhecimento do Mercado

Emissão de Debêntures Concluída

Redução das Perdas Totais

Conclusão do Programa de Demissão Voluntária

Início de Operação de Peixe Angical e Novo Projeto em

Geração

www.energiasdobrasil.com.br

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