Índice

• Mercado de Energia Brasil

• Estrutura Regulatória

• Visão Geral America LAtina

• Hidrologia e impacto nos custos - MRE e PDL

• Custo de Energia – Gerador e Consumidor

• Estudo de Caso

AlarysBrazilian Energy Sector Overview

Sérgio Azevedo

Rio de Janeiro, November 26th , 2014

Brazil is a unique country – Ordinary Facts

Introduction Ice Break

1

Agenda

2

3

Brazilian Energy Sector Outlook

Regulatory Framework

Rationing Risk

Comparison SIN: Europa x Brasil

Total Demand- TWh

436

520

2007 2013

+19%

Transmission – thousands of Km

82

114

2007 2013

+39%

The Brazilian grid has continental dimensions

Total Capacity – GW

96

129

2007 2013

+34%

83% Ren

Private Share

32%

Private Share

67%

Private Share

30%

Brazilian Energy Sector Outlook

Source: EPE – PDE- 2013-2023

Enel Group represents 1% of the country´s installed capacity and 8% of Dx Costumers

17%87%

World

Renovables

No Renovables

Sources of energy(Renewables x No renewables)

83% 13%

Brazil

Brazil achieved grid parity

Energy Matrix

72%

8%

16%2% 2%

Hydro Biomass Thermal WindSolar Nuclear

Source: EPE – PDE- 2013-2023

Generation:Installed Capacity (129 GW)

In 2015 18% of the concessions will

expire

Distribution:Costumers (75 million)

Main Players* GW Mkt Share1 Eletrobras 43 33%2 Cemig+Light+Ronova 8,8 7%3 Tractebel 8,5 7%4 Petrobras 7,0 5%5 Cesp 6,7 5%6 Copel 5,6 4%7 AES 3,3 3%8 CPFL 3,1 2%9 Duke 2,2 2%

10 Eneva 2,2 2%*above 2 GW

Main Players* Costumers(million)

Mkt Share

1 Cemig+Light 11,8 16%2 Neoenergia 9,9 13%3 AES 7,9 11%4 CPFL 6,9 9%5 Enel 5,7 8%6 Eletrobras 5,6 7%7 Energisa 5,2 7%

*above 5 million

Source: BofA

Source: Abradee

Brazilian Energy Sector Outlook

Enel plays an important role on all electric sector and also into non regulated market

Services

Regulation Level: Low

Business Solutions:• Massive/ Retail• Corporate• Solar

Main Players:• Massive: Other utilities/telecom service branches;

• Corporate: Local contractors and engineering Cos.

• Solar: Engineering/ Architecture Cos; other solar reps and distributors.

Transmission

Regulation Level: High

Contracting Models:• Anual Fixed Revenues based on availability.

Operational Dispatch:• ONS – centralized by government national operator

Main Players:• Global Privates: State Grid; ISA; Abengoa;

• Local Privates: Alupar;.• State Owned: Eletrobras; Cemig; Copel.

Distribution

Regulation Level: High

Contracting Models:• Captive/ Monopoly• Free Consumers

Operational Dispatch:• Self operate. Frequent inspections by regulator for operating compliance

Main Players:• Global Privates: AES; EDP; Iberdrola;

• Local Privates: CPFL; Energisa; Equatorial.

• State Owned: Eletrobras; Cemig; Copel; CEEE; Celesc.

Generation

Regulation Level: Moderate

Contracting Models:• Free Market (PPA)• Regulated (Auctions)

Operational Dispatch:• ONS – centralized by government national operator

Main Players:• Global Privates: GDF; EDF; AES; Eon; Duke; EDP; Iberdrola.

• Local Privates: CPFL; Energisa; Equatorial.

• State Owned: Eletrobras; Cemig; Copel; CEEE.

Brazilian Energy Sector Outlook

Endesa BrasilGeneraciónPotencia Instalada: 326 MW

DistribuciónNº de Clientes: 3,3 millonesEnergía facturada: 8.970 GWh

DistribuciónNº de Clientes: 2,8 millonesEnergía facturada: 10.223 GWh

Conversión y transmisiónCapacidad instalada: 2.200 MWExtensión de líneas: 1.000 km

GeneraciónCapacidad instalada: 658,0 MW

Servicios y ProductosNº de Clientes: Masivos: 617 milCorporativos: 700

984 MW installed capacity

6 million consumers

21 TWh in distribution sales

2,2 GW in transmission capacity

Companies and Location

Enel Green Power Brasil

295 MW Installed capacity

203 MW Wind

93 MW Hydro

312 MW Under Construction

198 MW Wind

12 MW Solar

102 MW Hydro

Brazilian Energy Sector Outlook

1

Agenda

2

3

Brazilian Energy Sector Outlook

Regulatory Framework

Rationing Risk

Institutional Model

CCEEONS

EPE

CNPE

CMSE MME

CNPE

Conselho Nacional de Política Energética. Homologação da

política energética, em articulação com as demais

políticas públicas.

CMSE

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. Monitora as

condições de atendimento e recomendação de ações

preventivas para garantir a segurança do suprimento.

MME

Ministério de Minas e Energia. Formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes do

CNPE.

EPE

Empresa de Pesquisa Energética. Execução de estudos para

definição da Matriz Energética e planejamento da expansão do

setor elétrico (geração e transmissão)

ONS

Operador Nacional do Sistema. Coordenação e controle da operação da

geração e da transmissão no sistema elétrico

interligado.

CCEE

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Administração

de contratos, liquidação do mercado de curto prazo, Leilões

de Energia.

ANEEL

Agência Nacional de Energia Elétrica. Regulação e fiscalização, zelando pela

qualidade dos serviços prestados, universalização do atendimento e pelo

estabelecimento de tarifas para consumidores finais, preservando a viabilidade econômica e financeira dos Agentes de Comercialização.

Agentes

G/T/D/C

ANEEL

Atividades de Governo Atividades Regulatórias Atividades Especiais Agentes Econômicos

Regulatory Framework

Main regulatory topics

• Changes on the Spot Price

• Distribution 4th Tariff Review

Regulatory Framework

• Capacity Growth

The recovery of energy over costs on Dx is ensured by contract

* (IGPM – X)

Pass throughPARCEL A

Real costs

PARCEL B

Pass through

PARCEL B

Regulatory CostsEfficient operational costDepreciationReturn on Capital

Reference cost

Gross asset base x dep rate

Net asset base x WACC

PARCEL AReal costs

ADJUSTMENTADJUSTMENT

REVIEWREVIEW

201520142013201220112010200920082007

Adjustment

Example of a 4 year revision period

Parcel A = Energy costs, electrical sector charges, etc.Parcel B = Company margin

The model ensures the pass through of the costs of Parcel A from distribution companies to final consumers, every year.In 2010 it was signed an additive ensuring the neutrality of these costs

Adjustment

Regulatory Framework

The evolution of cost is lower than inflation and regulated tariffs

Permanent efficiency challenge

Inflation+ 44% (IGPM 2008-2014)

Productivity increase 37%

(2009-2014) FTE/customerReal minimum wage growth

+30% (2008-2014)

Regulated cost reductions

every tariff cycle

Regulatory Framework

Public hearing to discuss calculus methodology of the 4th Tariffs Review Cycle Dx

• The main important themes originally proposed by ANEEL are:• Remuneration rate (WACC): Initial rate of 7.16% real after-tax (today is 7.5%, from 3rd Cycle);• Asset Base: benchmarking (additional costs and smaller components).

Reducing the Remuneration rate (WACC) from 7,50% to 7,16%

Additional costs adjustments for the new investments

Operational costs based on benchmarking

Productivity Factor (X) Increase

Stronger incentive to reduce energy losses

Regulatory Framework

New proposal for Spot prices (PLD) calculation and sharing of

System Services Charges (ESS)

Aneel approved the new PLD limits in order to reduce prices variation and distributor exposure in 2015

Maximum price: from 823 to 388 R$/MWh (decrease) Minimum price: from 16 to 30 R$/MWh (increase)

ANEEL stepped back and will not change the rule for division of the ESS regulatory charges, collected to pay the thermal generation cost that will be “out-of-the-merit order”, i.e. After a lot of criticism, the agency decided to keep the current rule of splitting the cost between free and captive customers.

Regulatory Framework

Brazilian installed capacity will be expanded from the current 132

GW to 183 GWRegulatory Framework

multi-year plan by energy planning bureau EPE (GW) Growth are granted by government Auctions:• New Energy – Auctions for projects

to be built within 3 to 5 years (A-3; A-5)

• Existing Energy – Auctions for expiring contracts of operating power plants

• Reserve Energy – Auctions to additional reserve capacity. Mainly renewables.

Main takeaways from past Auctions - Risks do exist!• Fierce competition means tight returns – contenders were competing in an environment of declining prices

with progressively-tighter returns• Cost of project finance debt may increase – BNDES’ lending capacity is not infinite; Brazilian public

accounts have deteriorated; spread between SELIC and TJLP is widening• Delays are a must – environmental issues to problems related to labor

1

Agenda

2

3

Brazilian Energy Sector Outlook

Regulatory Framework

Rationing Risk

Hydrological risk

What is it?

Generations must comply with their contracts. If the hydrological generation scenario is not favorable, generators are contractually exposed and must buy at SPOT market in order to ensure contracts, generating a extra cost that is

handed to distributors (consumers).

Rationing Risk

Reservoir levels

• In November, energy rationing risk has reached the maximum tolerated by the government;• National System Operator (ONS) states that rationing is out of question.

Rationing Risk

Actual average levels are lower than last energy rationing

Installed capacity of thermal plants in2001 – 12 GW / 2014 – 37 GW

Historical Natural Inflow - ENA

Rationing Risk

Hydrology (ENA) by Region (Avg. GW)

Strong increase of the share of thermal power generation

Avg. Spot Prices (BRL/MWh) and Thermal Dispatch (Avg. MW)

Rationing Risk

- 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000

Other

Thermal

Hydro

2011 2012 2013 2014 -

2,000 4,000 6,000 8,000

10,000 12,000 14,000 16,000

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

4,751

7,905

12,307

15,237

8%

14%

20%

25%

Mwmed

vs Total

Thermal Dispatch (Avg. MW)

The electrical sector has been suffering the negative impacts of the drought

*Fuente:CCEE y ONS

Hydraulic generate expositionUS10,5 billions in 2014

Physical Guarantee

Hydraulic generation

Generation Scaling Factor GSF

Rationing Risk

the use of thermal plants has caused a relevant

economic distortion in the system and financial

damage to Gx

In 2015 the “Tariff flags” will allow a better balance between

costs and revenuesRationing Risk

Estimated cost of 2014 power crisis

Estimated cost of 2015 power crisis

Combined cost of 2014-15 power crisis

• The recovery of energy costs (Parcel A) occur within 12 months after tariff adjustment;

• In 2014, all the incurred costs from 2013 have been transferred to final consumers;

• That has led to significant tariff increases (despite the year of elections).

DisCos’ tariffs are likely to climb ~28% in 2015

Due to drought, there is a financial signaling already noticed by

consumers (despite the year of elections)

29,8%28,7%

15,6%14,8%18,1%16,6%24,7%

19,4%22,3%11,2%14,2%

34,3%20,8%

33,5%

17,5%24,7%

11,0%23,1%

54,1%

22,8%16,5%11,8%11,0%

17,8%-0,7%

21,4%

Rationing Risk

AlarysBrazilian Energy Sector Overview

Sérgio Azevedo

Rio de Janeiro, November 26th , 2014

O Mercado de EnergiaLat Am

Matriz Energética – LatAm

A Oferta Interna de Energia (OIE) da América do Sul = 589 Mtep em 2013 (4,2% > 2012)

Dados: MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA - MME SECRETARIA DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO

Matriz Energética – LatAm

Dados: MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA - MME SECRETARIA DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO

A geração de EE da América do Sul atingiu 1.135 TWh em 2013, com uma taxa de crescimento de 3,9% sobre 2012

Cenário atual Colombia

• 66% fontes renováveis e 34% de termelétricas• Tarifa subsidiada• SIN• Crise energética de 1992/93 (grave problema hidrológico ligada ao EL NINO)• Alteração da matriz energética desde então (hidro de 80% para atuais 64%)• De 1990 a 1995 Modernização do setor e privatização

Cenário atual Argentina

• Importará em 2014 USD2bi em energia• Índices de perdas acima da média (problemas no sistema de distribuição)• Tarifa controlada ao consumidor residencial• Escassez de oferta compensada pelo racionamento à indústria (Daniel Montamat, ex-

secretário de Energia)• 2004 crescimento do PIB foi 5% devido limitada oferta de energia (analistas apontaram que

poderia chegar à 8%)

Chile

• 4 sistemas independentes, 67% provem de geração termica.• SIC - relevantes crises de abastecimento nos invernos secos de 1996, 2006 e 2007• Novos projetos e expasões com forte participação de térmicas.

Mexico

• Capacidade Instalada: 73% térmica, el 22% hidroeléctrica, el 3% nuclear e 2% geotérmica• Interconexão com EUA e Belize (diluição de risco geração x demanda)

Peru

• Capacidade instalada balanceada hidro/termo. Geração é 70% hidro.• Sistema interligado SEIN• Crescimento de consumo: 7% aa• Expansão da geração baseada em termelétricas de Gas Natural• Até 1990 somente 45% da população tinha acesso a eletricidade, o sistema era

deteriorado e deficitário, com perdas de 20%.

O Mercado de EnergiaBrasil

Repartição da oferta interna de energia.

Matriz Elétrica Brasileira

Fluxo de Energia Elétrica – ano base 2013

Consumo de energia elétrica no Brasil em 2013

Crise energética 2001/2002 (apagão): problema climático associado ao crescimento de consumo x infraestrutura Instalação de várias UTE’s e posterior ociosidade.

Crescimento PIB

Desemprego 5~6% = ascensão social

Produção industrial

Expansão Geográfica

Programas Sociais “Minha Casa minha Vida” “Luz

para todos”

Capacidade Instalada (MW)

Geração Elétrica (GWh)

O Risco e o Seguro

Exposições - GERAÇÃO

• Eventos com Alta severidade e baixa freqüência

• Quebra de Máquinas

• Riscos Ambientais

• Perda de Receita (Equip. “taylor made”)

• Exposição Financeira (Investimentos longo prazo)

• Colocação de Resseguro Complexa

Exposições – Trans. e Dist.

• Maior freqüência

• Danos Elétricos e Danos a Trafos

• Analise de risco considera :

• Foco em Prevenção e Manutenção

• Termografia

• Cromatografia

• Etc

• Sinistros

• Falha de isolamento

• Deterioração precoce (óleo, utilização, fabricação)

• Ações externas

Riscos de Engenharia

CAR / EAR

Lucros Cessantes Previstos (ALOP)

Transporte – (DSU + DDR)

LER / LEN / Livre

Consumidores

1 - Cogeração própria (ex: celulose, usina A/A, etc.)

Quebra de Máquina = exposição à contrato de curto prazo

Tempo de reposição elevado

Desequilíbrio de custos

2 - Empresas com participação em geradoras (ex. UHE’s) perdas financeiras

associadas ao MRE ou Sinistros DM (riscos das geradoras)

3 – Empresas Participante do Mercado Livre = dificuldade com incremento e

renovação de contrato

MRE e PLDCusto da Energia

MRE – Geração x Garantia Física

• A CCEE realiza mensalmente o cálculo da média mensal do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), por submercado.

• O cálculo considera os preços semanais por patamar de carga - leve, médio e pesado - ponderado pelo número de horas em cada

patamar e em cada semana do mês.

• Para acessar a página principal de Preços:http://goo.gl/5B7n9.

May/0

3

Aug/03

Nov/03

Feb/0

4

May/0

4

Aug/04

Nov/04

Feb/0

5

May/0

5

Aug/05

Nov/05

Feb/0

6

May/0

6

Aug/06

Nov/06

Feb/0

7

May/0

7

Aug/07

Nov/07

Feb/0

8

May/0

8

Aug/08

Nov/08

Feb/0

9

May/0

9

Aug/09

Nov/09

Feb/1

0

May/1

0

Aug/10

Nov/10

Feb/1

1

May/1

1

Aug/11

Nov/11

Feb/1

2

May/1

2

Aug/12

Nov/12

Feb/1

30

100

200

300

400

500

600

Sudeste/Centro-Oeste

SE/CO

SPOT

Jan-11

Feb-11

Mar-11

Apr-11

May-11

Jun-11Jul-1

1

Aug-11

Sep-11

Oct-11

Nov-11

Dec-11Jan

-12

Feb-12

Mar-12

Apr-12

May-12

Jun-12Jul-1

2

Aug-12

Sep-12

Oct-12

Nov-12

Dec-12Jan

-13

Feb-13

Mar-13

Apr-13

May-13

Jun-13Jul-1

3

Aug-13

Sep-13

Oct-13

Nov-13

Dec-13Jan

-14

Feb-14

Mar-14

Apr-14

May-14

Jun-14Jul-1

4

Aug-14

Sep-14

Oct-14

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Valor PLD SE/CO (R$)

48

Garantia Física Usinas Hidroelétricas do MRE 2014 (GWh)

*

Mês Norte Nordeste Sudeste/Centro-Oeste Sul Total geral (GWh)

janeiro 4.074,133 5.480,463 24.844,981 7.224,291 41.623,868 fevereiro 3.486,440 4.758,472 21.897,888 6.006,512 36.149,311

março 3.760,622 5.070,459 23.975,020 5.783,260 38.589,360 abril 3.360,334 4.405,353 21.315,799 5.226,095 34.307,581 maio 3.362,358 4.400,072 21.369,206 5.353,705 34.485,341 junho 3.246,691 4.310,428 20.970,312 5.487,513 34.014,943 julho 3.473,676 4.565,396 22.480,414 5.791,354 36.310,839

agosto 3.586,050 4.602,004 23.069,761 5.767,690 37.025,505 setembro 3.514,448 4.449,141 22.527,612 5.619,703 36.110,904 outubro 3.595,300 4.533,277 23.001,970 5.815,635 36.946,182

novembro 3.505,616 4.348,352 22.264,567 5.398,168 35.516,703

dezembro 3.566,035 4.453,836 22.639,862 5.403,686 36.063,419

O Gráfico apresenta a geração e a garantia física das usinas participantes do MRE. Em julho, a geração das usinas participantes do MRE representou 68,8% da geração total e o ajuste de garantia física foi de 13,9%, dado o montante inferior de geração em comparação à garantia física.

Garantia física e MRGF

PLDPreços válidos de: 25/10/2014 a 31/10/2014

SE/CO S NE N

Pesada 822,83 822,83 822,83 822,83

Media 822,83 822,83 822,83 822,83

Leve 822,83 822,83 822,83 822,83

Simulação:Julho MRE Garantia Física: 37.025,505 GWhAjuste Garantia Física: 13,6% = 5,35 GWhPLD: R$587 (média SE em Julho)Custo: R$2.996milhões

Estudo de Caso

Case 1 - Redução da Energia SeguradaPERÍODO ENERGIA SEGURADA DISPONIBILIDADE FID ENERGIA SEGURADA AJUSTADA

ago/12 100 101% 1,01 *

set/12 100 101% 1,0100 *

out/12 100 101% 1,0100 *

nov/12 100 101% 1,0100 *

ago/12 100 101% 1,0100 *

set/12 100 101% 1,0100 *

out/12 100 101% 1,01 100

nov/12 100 101% 1,01 100

dez/12 100 0% 0,9932 99,3

jan/13 100 50% 0,9847 98,5

fev/13 100 100% 0,9845 98,4

mar/13 100 103% 0,9848 98,5

abr/13 100 103% 0,9852 98,5

mai/13 100 104% 0,9857 98,6

jun/13 100 104% 0,9862 98,6

jul/13 100 104% 0,9867 98,7

ago/13 100 105% 0,9873 98,7

set/13 100 105% 0,988 98,8

out/13 100 105% 0,9887 98,9

nov/13 100 105% 0,9893 98,9

dez/13 100 105% 0,99 99

jan/14 100 105% 0,9907 99,1

fev/14 100 105% 0,9913 99,1

mar/14 100 105% 0,992 99,2

abr/14 100 105% 0,9927 99,3

mai/14 100 105% 0,9933 99,3

jun/14 100 105% 0,994 99,4

jul/14 100 105% 0,9947 99,5

ago/14 100 105% 0,9953 99,5

set/14 100 105% 0,996 99,6

out/14 100 105% 0,9967 99,7

nov/14 100 105% 0,9973 99,7

dez/14 100 105% 0,998 99,8

jan/15 100 105% 0,9987 99,9

fev/15 100 105% 0,9993 99,9

mar/15 100 105% 1 100

Tempo de Recuperação

26 meses

Apólice

Danos Materiais + Lucros

Cessantes

PI: 30 meses

Sinistro

Colapso Parcial Túnel Adução

Tempo paralização

30 dias – 100%

+ 30 dias – 50%

Redução da Energia Segurada

CONDIÇÕES GERAIS SEGURO LUCROS CESSANTES

...garantir... indenização pelos prejuízos resultantes da interrupção ou perturbação no giro de

negócios do segurado, causada pela ocorrência dos eventos cobertos nos locais mencionados na

apólice...

•Período Indenitário – É o período posterior à data da ocorrência de qualquer evento, coberto

por esta apólice, ...esse período não excederá o número de meses consecutivos fixados na

presente apólice”

•Tendências do Negócio e Ajustamentos – ...ajustamentos necessários, considerando-se a

tendência de continuidade das atividades do negócio... o resultado que seria alcançado durante o

Período Indenitário, se o evento não tivesse ocorrido.

Cenário

UHE

Capacidade Instalada: 90MW (3 unid. 30MW)

Garantia Física: 70MW

PPA: R$120/MWh

Sinistro

Dano Elétrico Gerador - unidade 3

Tempo paralisado: 60 dias

Franquia: 30 dias

Case 2 - Simulação de Sinistro

Garantia Física do período:

70MW x 24h x 60 dias = 100.800 MWh

R$12.096.000,00 (100,8 x R$120)

Energia Gerada:

60MW x 95% x 24h x 60 dias = 82.080MWh

Default:

18.720MWh (-18,6%)

Simulação de Sinistro

“Ficam garantidos os gastos adicionais incorridos pelo segurado exclusivamente para a compra de

energia elétrica no mercado SPOT ....necessária ao atendimento dos contratos de compra e venda

de energia (CCVE), celebrados pela planta sinistrada, pelo preço praticado pelo mercado na data

de necessidade de cada compra....”

Cláusula – Cobertura de Seguro

Valor Máximo da Energia:de R$110/MWh a indeterminado

CLÁUSULA 2ª RISCOS COBERTOS

a) custos líquidos reais sofridos ,

em decorrência da reposição da

energia assegurada...

Reavaliar: “Compra de Energia no

Mercado SPOT”

Não há perda de receita ou Lucros cessantes

Cobertura para “x” MWh/mês (ex.: 80% da

garantia física);

Prêmio deposito e ajustável (VR = valor

histórico do PLD).

Simulação de Sinistro

•MRE: R$ 9,58/MWh (Resolução Aneel nº 1.246/2011)•SPOT: R$25/Mwh

FEV/2012

•MRE: R$ 9,58/MWh (Resolução Aneel nº 1.246/2011)•SPOT: R$150/MwhAGO/2012

•MRE: Indisponível•SPOT: R$330/MwhFEV/2013

  Custo Energia

Prejuízo Total

Recuperável (liquido de franquia)

% MRE MRE (R$/MWh) SPOT (R$/MWh) SPOT R$180 SPOT R$250 SPOT Ilimitado

Cenário 1 100% 9,58 25,0 179.337,60 89.668,80 89.668,80 89.668,80

Cenário 2 50% 9,58 150,0 1.493.668,80 746.834,40 746.834,40 746.834,40

Cenário 3 0% 9,58 330,0 6.177.600,00 1.684.800,00 2.340.000,00 3.088.800,00

Elevada Exposição Financeira do Setor

vendedores do mercado livre com baixo plano de contingencia (para

reposição curto prazo)

participantes do MRE com perdas associadas à hidrologia

Distribuidoras com contenção de repasse ao consumidor

Consumidores (mercado cativo e livre)

Aumento de custo de energia e impossibilidade de repasse de custo em

seu produto

Exposição para aumento de consumo e indisponibilidade de oferta de EE

Dificuldade em contratos de curto prazo

Estudo de revenda de energia (redução industrial)

Análise de apólice, PGR, clausulado e coberturas – EXPOSIÇÃO À VOLATILIDADE

DO MERCADO

Conclusão

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