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Apresentação APIMECNovembro 2005
MEIO AMBIENTE
E
RESPONSABILIDADE SOCIAL
3
CERTIFICAÇÃO ISO - 14.001
SE Santa Bárbara 2002/2005
SE Xavantes 2002/2005
SE Araraquara 2003
SE ETR Centro 2003
SE Oeste Sorocaba 2003
SE Registro 2004
MEIO AMBIENTE
4
CERTIFICAÇÃO ISO - 14.001
Em implantação/certificação 2005
SE Itapetininga II
SE Valparaíso
SE Sta Cabeça
Se Miguel Reale
MEIO AMBIENTE
5
LICENCIAMENTO AMBIENTAL
CONCLUÍDOS
TAC - Termo de Ajustamento de Conduta
LT Baixada Santista - Tijuco Preto (LP+LI+LO)
EM ANDAMENTO
LT Bauru - Embu Seccionamento SE OE Sorocaba (LP+LI)
LT Chavantes - Botucatu C2 (LO)
LT Guarulhos – Anhanguera (LP+LI)
LT Araraquara – São Carlos (LP)
MEIO AMBIENTE
6
CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000
CENTRO REGIONAL DE OPERAÇÃO DE SÃO PAULO
CENTRO DE OPERAÇÃODO SISTEMA
CENTRO REGIONAL DE OPERAÇÃO DE BAURU
OPERAÇÃO DO SISTEMA
Recertificado : 17/06/2005Recertificado: 15/03/2002Certificado: 23/12/1998
CENTRO REGIONAL DEOPERAÇÃO DECABREÚVA
SÃO PAULO
RIO TIETÊ
RIO GRANDE
RIO P
ARANÁ
RIO PARANAPANEMA
DIVISÃO DE PROGRAMAÇÃO DA
OPERAÇÃO
7
PRESIDENTEPRUDENTE
JUPIÁ
MOCOCA
VOTUPORANGA
BAURU
STA. BÁRBARA
CHAVANTES
ITAPETININGA
CABREUVA
SÃO PAULO
CUBATÃO
MOGI DASCRUZES
TAUBATÉ
CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000
Certificado: 19/12/2003• Divisão de Engenharia de Manutenção de Subestações e Linhas
• 13 Equipes descentralizadas
5 EQUIPESREGIONAL CABREÚVA
6 EQUIPESREGIONAL BAURU
2 EQUIPESREGIONAL SÃO PAULO
INSPEÇÃO DE LINHAS AÉREAS DE TRANSMISSÃOINSPEÇÃO DE LINHAS AÉREAS DE TRANSMISSÃO
8
JUPIÁ
VOTUPORANGA
BAURU
STA. BÁRBARA
CHAVANTESCABREUVA
SÃO PAULO
CUBATÃO
TAUBATÉ
CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000
3 EQUIPESREGIONAL CABREÚVA
4 EQUIPESREGIONAL BAURU
3 EQUIPESREGIONAL SÃO PAULO
PROGRAMAÇÃO DOS SERVIÇOS DE MANUTENÇÃOPROGRAMAÇÃO DOS SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO
Certificado: 16/12/2004• Divisão de Engenharia de Manutenção
de Subestações e Linhas• 10 Equipes descentralizadas
9
SÃO PAULO
CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000
CADASTRAMENTO DE FORNECEDORESCADASTRAMENTO DE FORNECEDORES
Certificado: 22/12/2004•Divisão de Tecnologia e Administração de Materiais
Certificado de Registro de Cadastral
10
• MANUTENÇÃO DE DISJUNTORES PK
• GESTÃO DE CONTRATOS
CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000
PREVISTAS PARA 2006PREVISTAS PARA 2006
11
PESQUISA & DESENVOLVIMENTO
LEI 9.991 DE JULHO/2000LEI 9.991 DE JULHO/2000Concessionárias de energia elétrica devem aplicar 1% de sua receita operacional líquida em P&D
OBJETIVOSOBJETIVOSBuscar inovações tecnológicas com vistas ao aumento da eficiência empresarial
CICLO 2001/2002CICLO 2001/200219 projetos, sendo 13 anuais e 6 projetos plurianuais, perfazendo o montante de R$ 3,2 milhões. Programa concluído
CICLO 2002/2003CICLO 2002/200320 projetos, sendo 6 plurianuais do ciclo anterior e 14 novos projetos, dos quais 3 são plurianuais, totalizando R$ 3,6 milhões. Programa concluído
CICLO 2003/2004 CICLO 2003/2004 13 projetos, sendo 10 novos e 3 do ciclo anterior, envolvendo R$ 2,2 milhões. Programa concluído
CICLO 2004/2005 CICLO 2004/2005 14 novos projetos e 6 plurianuais do ciclo anterior, envolvendo R$ 4,4 milhões. Programa em desenvolvimento
CICLO 2005/2006 CICLO 2005/2006 Em agosto de 2005, iniciou-se o planejamento do 5º programa que deverá ser executado a partir de 2006 e envolverá investimentos da ordem de R$ 5,0 milhões
12
20022002
CURSOS REALIZADOS 504
PARTICIPAÇÕES 5.995
CARGA HORÁRIA 9.290
TREINANDOS-HORA 116.447
EDUCAÇÃO CORPORATIVA
TREINAMENTO
20032003
812
11.097
12.182
115.512
20042004
776
8.901
11.199
114.216
Set/2005Set/2005
540
10.335
9.967
95.409
13
PROJETO BRAILE
DEFICIENTES FÍSICOS
HORTACOMUNITÁRIA
PROJETOS SOCIAISPROJETOS SOCIAIS
14
INSTITUTOCRIANÇA CIDADÃ
PROJETOS SOCIAISPROJETOS SOCIAIS
INFORMAÇÕES OPERACIONAISE
QUADRO REGULATÓRIO DA TRANSMISSÃO
P. TAQUES(BE)
BAIXADASANTISTA
VICENTE DE CARVALHO
MONGAGUÁ
EMBU GUAÇU
(ELMA)
BERTIOGA IIINTERLAGOS
SÃOSEBASTIÃO
CARAGUATATUBA
UBATUBA
(FURNAS)
(BE)
(ELEKTRO)
TAUBATÉ
S. J. DOS CAMPOS
RIO PARDOTIJUCO PRETO
(FURNAS)
STO. ÂNGELO
MAIRIPORÃ
EDGARD DE SOUZA
CBA
CABREUVABOM JARDIM
(BE)
SUMARÉ
(CPFL)
BRAGANÇAPAULISTA
(EEB)
JAGUARIUNA
MOGI MIRIM III
MOGI MIRIM II(CPFL)
MOGI GUAÇU I
PINHAL(CPFL)
SÃO JOÃO DABOA VISTA II
STA. BARBARAD' OESTE(CPFL)
LIMEIRA I
RIO CLARO I
SÃO CARLOS II
SÃO CARLOS I(CPFL) DESCALVADO
(CPFL)PORTO FERREIRA
CASA BRANCA
S. JOSÉ DORIO PARDO
MOCOCAITAIPAVA
(CPFL)
UHE A. SALLESOLIVEIRA
(LIMOEIRO)
UHE EUCLIDESDA CUNHA UHE CACONDE
UHE JAGUARI
UHEPARAIBUNA
(CPFL)
RIBEIRÃOPRETO
PERUÍBE
REGISTRO
CAPÃO BONITO
ITAPETININGA II
ITAPETININGA I
CERQUILHO
TIETÊ
BOTUCATU
ITARARÉ I
ITARARÉ II
ITAPEVA
UHE ARMANDOA. LAYDNER(JURUMIRIM)
UHE CHAVANTES
AVARÉ(CLFSC)
BERN. DE CAMPOS(CLFSC)
(CPFL)
UHE BARRA BONITA
(CPFL)
ARARAQUARA
(CPFL)
UHE A. SOUZA LIMA(BARIRI)
BAURU
(CPFL)
UHE IBITINGA
(CNEE)
(CNEE)
CATANDUVA
S. JOSÉ DORIO PRETO
(CPFL)
UHE MÁRIOLOPES LEÃO(PROMISSÃO)
UBARANA
(CPFL)
UHE LUCASN. GARCEZ
(SALTO GRANDE)
UHE CANOAS I
UHE CANOAS II
ASSIS
ASSIS(EEVP)
STA. LINA(EEVP)
RANCHARIA(EEVP)
TUPÃ(EEVP)
(CAIUÁ)
PRES. PRUDENTE I
PRES. PRUDENTE II(CAIUÁ)
(CAIUÁ)
UHE ESCOLA DEENG. MAKENZIE
(CAPIVARA)
(COPEL)
(COPEL)
(COPEL)
(COPEL)
UHE ESCOLAPOLITÉCNICA (TAQUARUÇU)UHE ROSANA
(COPEL)
PTO. PRIMAVERA
DOURADOS(ENERSUL)
UHE SERGIO MOTA (PTO. PRIMAVERA)
DRACENA
FLÓRIDAPAULISTA
PENÁPOLIS
(CPFL)(CPFL)
UHE NOVAAVANHANDAVA
VALPARAÍSO
(CPFL)
JUPIÁ
(ENERSUL)
UHE ENG.SOUZA DIAS
(JUPIÁ) UHETRÊS
IRMÃOS
ILHA SOLTEIRA
UHE ILHA SOLTEIRA
JALES
VOTUPORANGA II
CARDOSO
UHE JOSÉ ERMÍRIO DE MORAES(ÁGUA VERMELHA)
(CEMIG)(FURNAS)
RIO
PA
RA
NÁ
RIO PARANAPANEMA
RIO TIETÊ
RIO PARAÍBA
RIO GRANDE
RIO PARDO
OCEANO ATLÂ
NTICO
RIO DEJANEIRO
MATO GROSSODO SUL
PARANÁ
MINAS GERAIS
(CPFL)
POÇOS DE CALDAS(FURNAS)
(ELEKTRO)
(ELEKTRO)
(ELEKTRO)
(ELEKTRO)
(ELEKTRO)
(ELEKTRO)
(CLFSC) (CLFSC)OURINHOS
(ELEKTRO)
(ELEKTRO)
(ELEKTRO)
(COPEL)
(EPTE)
(CSPE)
(ELEKTRO) IBIÚNA(FURNAS)
TERMINALOESTE
TERMINALSUL
(SABESP)
(ELEKTRO
(PETROBRÁS)
(PETROBRÁS)
(BE)
(BE)
MOGI
MOGI(FURNAS)
ITAPETI
APARECIDA
STA. CABEÇA
TRÊSIRMÃOS
(CESP)
(CESP)(CTEO)
(CTEO)
LEGENDA
USINA HIDRELÉTRICA
USINA C/ SUBESTAÇÃO CTEEP
SUBESTAÇÃO CTEEP
SUBESTAÇÃO OUTRAS CIAS.
SUBESTAÇÃO INDUSTRIAL
LT FUTURA
LT 500 kV
LT 440 kV
LT 345 kV
LT 345 kV SUBTERRÂNEA
LT 230 kV
LT 230 kV SUBTERRÂNEA
LT 138 kV
LT 88 kV
LT 69 kV
LT DE OUTRAS CONCESSIONÁRIAS
SETEMBRO / 2001
MAIRIPORÃ
EDGARD DESOUZAIBIÚNA
(FURNAS)
INTERLAGOS
HENRYBORDEN
BAIXADASANTISTA
SUL
ITAPETI
MOGI
MOGI(FURNAS)
STO. ÂNGELO
TIJUCO PRETO(FURNAS)
LESTE
R. REBERTE F.
M. REALE
ANHANGUERA
ANHANGUERAPROVISÓRIA
PIRITUBA
M. FORNASARO
XAVANTES
PIRATININGA
BANDEIRANTES
CENTRO
NORTE
CENTROETR
EMBU GUAÇU
(ELMA)
GUARULHOS(FURNAS)
NORDESTE
VICENTE DECARVALHO
P. TAQUES(BE)
MONGAGUÁ
BERTIOGA II
(SABESP)
S/E S. J. DOSCAMPOS
S/E TAUBATÉ
S/E RIO PARDO
S/E SÃOSEBASTIÃO
UHE JAGUARI
CABREÚVA
S/E BRAGANÇAPAULISTA
S/E ARARAQUARA
S/E BOMJARDIM
S/E BOTUCATU
S/E BAURU
S/E PERUÍBE
TRANSMISSÃO PAULISTA - ÁREA DE ATUAÇÃO
17
Linhas de transmissãoExtensão de linhas 11.837 kmExtensão de circuitos 18.267 km
Subestações
Número de subestações 100Número de transformadores 464Número de reatores 70
Energia transmitida em 2004 120.722 GWhCapacidade de transformação 38.515 MVA
Número de empregados 2.948
INFORMAÇÕES OPERACIONAISSetembro/05
18
TelecomunicaçõesEstações de microondas 145Centrais Telefônicas 108Cabos de fibras óticas 1.400 km
Centros de controleCentro de Operação do Sistema 1
Bom Jardim
Centros Regionais de Operação 3 BauruCabreúvaSão Paulo
INFORMAÇÕES OPERACIONAISSetembro/05
19
INFORMAÇÕES OPERACIONAIS
kV EXTENSÃO kV EXTENSÃO
440 4.614 138 4.637
345 434 88 903
230 1.247 69 2
LINHAS - Km
REDE BÁSICA
6.29553%
11.837100%
DIT
5.54247%
SISTÊMICAS FRONTEIRA SISTÊMICAS DISTRIBUIÇÃO
10.230 25.760 833 1.692
38.515100%
35.99094%
2.5256%
TRANSFORMAÇÕES - MVA
REDE BÁSICA DIT RB DIT
106 206
34% 66%
312100%
CIRCUITOS DE TRANSMISSÃO
RB DIT
48 52
47% 53%
SUBESTAÇÕES
100
100%
20
ENERGIA TRANSMITIDA EM 2004 (GWh)
~CESP 36.341
~AES 11.944
~DUKE 11.167
~EMAE 731
~CBA 471
FURNAS (T)55.171
6.303
CEMIG (T)3.222
831
COPEL (T)9
2.223
LIGHT (T)7
967
ELETROPAULOBANDEIRANTEPIRATININGA
65.792
16.821
~ GERADORAS TRANSMISSORAS DISTRIBUIDORAS OUTROS
120.722
~PETROBRÁS 1.424
ELETROSUL (T)235
416
CPFL
ELEKTRO11.549
CBA + Carbocloro3.682
Grupo Rede2.471
CPEE+CSPE+CJE+CLFM
2.323
Enersul (ESD+PPR+Selvíria)
1.855
Cia Luz e ForçaSanta Cruz
600
Petrobrás, R. PardoOutros
60
Perdas, Cons. Pp.Serv. Auxiliar
4.829
COSR-SE COSR-S
22
A REFORMA INSTITUCIONAL DO SETORA REFORMA INSTITUCIONAL DO SETOR
Modelo Anterior (1998 a Dez/2003)
Novo Modelo Setorial(LEIS nº 10.847 e 10.848 de 15/03/2004)
! Regulamentação para assegurar
competição e garantir atendimento
! Modicidade Tarifária
! Desverticalização das empresas
! Fim das privatizações
! Redução dos riscos associados aos
investimentos
! Licitação das concessões de T e G
ao menor preço do serviço
! Proibição do “self-dealing”
! Dois Ambientes de Contratação de
energia (Regulada e Livre)
! Energia velha = preço médio do pool
! Regulamentação para assegurar
competição e garantir atendimento
! Modicidade Tarifária
! Desverticalização das empresas
! Fim das privatizações
! Redução dos riscos associados aos
investimentos
! Licitação das concessões de T e G
ao menor preço do serviço
! Proibição do “self-dealing”
! Dois Ambientes de Contratação de
energia (Regulada e Livre)
! Energia velha = preço médio do pool
Decisões de Estado
! Desverticalização das empresas
! Competição Geradoras e Comerc.
! Licitação das concessões
! Livre acesso às redes de T e D
! Mercado atacadista competitivo
! Produção independente
! Consumidores livres
! Regulamentação para assegurar
competição e garantir atendimento
! Tarifas por preço
! Desverticalização das empresas
! Competição Geradoras e Comerc.
! Licitação das concessões
! Livre acesso às redes de T e D
! Mercado atacadista competitivo
! Produção independente
! Consumidores livres
! Regulamentação para assegurar
competição e garantir atendimento
! Tarifas por preço
Decisões de Governo
! Saída do Estado de principal empresário do setor
! Privatização da Geração e Distribuição federais
! Indução à privatização nos estados
! Saída do Estado de principal empresário do setor
! Privatização da Geração e Distribuição federais
! Indução à privatização nos estados
TRANSIÇÃOTRANSIÇÃO
23
61.57162.486 63.110
63.971
67.048
69.03470.033
72.506
77.642
80.022
82.012
86.187
88.471
60.000
62.500
65.000
67.500
70.000
72.500
75.000
77.500
80.000
82.500
85.000
87.500
90.000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Taxa Média = 0,8% a.a.Taxa Média = 0,8% a.a. Taxa Média = 3,8% a.a.Taxa Média = 3,8% a.a.
20052005
Modelo AnteriorModelo Anterior Modelo vigenteLeis no 9.648/98 e 10.848/04
Taxa Média =3,4% a.a.(Previsto)
Taxa Média =3,4% a.a.(Previsto)
EVOLUÇÃO DA REDE BÁSICA DE TRANSMISSÃO(em Km)
24
CUST CPST
ONS
T R
A N
S M
I S
S O
R A
ST
R A
N S
M I
S S
O R
A S
USUÁRIOSUSUÁRIOS
DADA
REDEREDE
BÁSICABÁSICA
CCT(ONS)
MODELO DE TRANSMISSÃORELAÇÕES CONTRATUAIS E FLUXOS FINANCEIROS
(Ciclo Jul/05 a Jun/06)
Nº agentes1998: 432005: 141
Nº agentes1998: 132005: 35
RAP: R$ 5,3 bilhões
25
ESCOPO
ESTABELECE DEFINIÇÕES PARA REFORÇOS E MELHORIAS PARA
SEREM APLICADAS NO ÂMBITO DOS CPST, CUST, CCT E PROPOSTAS
ANUAIS PARA EXPANSÃO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO, BEM
COMO REGRAS QUANTO À NECESSIDADE DE AUTORIZAÇÃO PRÉVIA
DA ANEEL E INÍCIO DE RECEBIMENTO DA RESPECTIVA RECEITA
ANUAL PERMITIDA
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL 158/2005DE 23 DE MAIO DE 2005
26
MELHORIA: INSTALAÇÃO, SUBSTITUIÇÃO OU REFORMA DE EQUIPAMENTOS VISANDO MANTER A REGULARIDADE, CONTINUIDADE, SEGURANÇA E ATUALIDADE DO SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, COMPREENDENDO A MODERNIDADE DAS TÉCNICAS E CONSERVAÇÃO DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, EM CONFORMIDADE COM O CONTRATO DE CONCESSÃO DO SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E OS PROCEDIMENTOS DE REDE
REFORÇO: IMPLEMENTAÇÃO DE NOVAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, SUBSTITUIÇÃO OU ADEQUAÇÃO EM INSTALAÇÕES EXISTENTES, RECOMENDADAS PELOS PLANOS DE EXPANSÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO E AUTORIZADAS PELA ANEEL, PARA AUMENTO DA CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO OU DA CONFIABILIDADE DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN, OU AINDA, QUE RESULTE EM ALTERAÇÃO FÍSICA DE CONFIGURAÇÃO DA REDE ELÉTRICA OU DE UMA INSTALAÇÃO
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL 158/2005
CONCEITOS
27
" A RESOLUÇÃO ESTABELECE QUE DETERMINADOS REFORÇOS E
MELHORIAS, INCLUSIVE VINCULADOS COM A SEGURANÇA DO
SISTEMA, DEVERÃO SER IMPLANTADOS PELOS TRANSMISSORES E
OS INVESTIMENTOS CONSIDERADOS PARA FINS DE RECEITA NAS
SUBSEQUËNTES REVISÕES PERIÓDICAS CONTRATUAIS A CADA 4
ANOS
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL 158/2005
28
CRITÉRIOS PARA CLASSIFICAÇÃO DE MELHORIAS / REFORÇOS - RAP
REFORÇOS
REFORÇOS TIPO 1 – NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO PRÉVIA DA ANEEL
(Incluídos no PAR-ONS) – RECEITA DEFINIDA PREVIAMENTE - RESOLUÇÃO ANEEL
REFORÇOS TIPO 2
(Incluídos no Plano deAdequações e Melhoriasdo ONS)
– NÃO NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO DA ANEEL
– REFORÇOS DEVEM CONSTAR DO PLANO DE ADEQUAÇÃO
E MELHORIAS DO ONS
– INVESTIMENTOS SERÃO CONSIDERADOS NAS REVISÕES
PERIÓDICAS DE CADA TRANSMISSORA
– CRITÉRIOS PARA A REVISÃO PERIÓDICA DA RECEITA
DAS TRANSMISSORAS EM FASE DE ELABORAÇÃO PELA
ANEEL
29
MELHORIAS
MELHORIAS TIPO 2MELHORIAS TIPO 2
((DefiniçãoDefinição dodoTransmissorTransmissor))
–– NÃO NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO DA ANEELNÃO NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO DA ANEEL
–– DEFINIÇÃO DAS MELHORIAS A CARGO DOS DEFINIÇÃO DAS MELHORIAS A CARGO DOS
TRANSMISSORASTRANSMISSORAS
–– INVESTIMENTOS SERÃO CONSIDERADOS PELA ANEEL INVESTIMENTOS SERÃO CONSIDERADOS PELA ANEEL
NAS REVISÕES PERIÓDICAS DE CADA TRANSMISSORA NAS REVISÕES PERIÓDICAS DE CADA TRANSMISSORA A CADA 4 ANOSA CADA 4 ANOS
MELHORIAS TIPO 1MELHORIAS TIPO 1
((IncluídasIncluídas no Planono Planode de AdequaçõesAdequações eeMelhoriasMelhorias do ONS)do ONS)
–– NÃO NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO DA ANEELNÃO NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO DA ANEEL
–– MELHORIAS DEVEM CONSTAR DO PLANO DE MELHORIAS DEVEM CONSTAR DO PLANO DE
ADEQUAÇÃO E MELHORIAS DO ONSADEQUAÇÃO E MELHORIAS DO ONS
–– INVESTIMENTOS SERÃO CONSIDERADOS PARA FINS DE INVESTIMENTOS SERÃO CONSIDERADOS PARA FINS DE RAP NAS SUBSEQUËNTES REVISÕES PERIÓDICAS DE RAP NAS SUBSEQUËNTES REVISÕES PERIÓDICAS DE CADA TRANSMISSORA A CADA 4 ANOS CADA TRANSMISSORA A CADA 4 ANOS
CRITÉRIOS PARA CLASSIFICAÇÃO DE MELHORIAS / REFORÇOS - RAP
30
CONFLITOS COM O CONTRATO DE CONCESSÃO
RESOLUÇÃOPREVÊ TRATAMENTO PARA AS MELHORIAS (ART. 3º) ANÁLOGO AO DADO PARA OS REFORÇOS (ITENS III A IX), OU SEJA, DEVEM SER IMPLANTADOS DIRETAMENTE PELA TRANSMISSORA SEM NECESSIDADE DE AUTORIZAÇÃO PRÉVIA, E SEUS CUSTOS SERÃO CONSIDERADOS APENAS NA REVISÃO PERIÓDICA CONTRATUAL SUBSEQÜENTE
NO ENTANTO, DENTRE AS OBRAS CLASSIFICADAS COMO MELHORIAS ENCONTRAM-SE AQUELAS DESTINADAS A ADEQUAÇÃO DAS INSTALAÇÕES AOS REQUISITOS MÍNIMOS DOS PROCEDIMENTOS DE REDE
CONTRATO DE CONCESSÃO (SÉTIMA SUBCLÁUSULA DA CLÁUSULA QUARTA)"A TRANSMISSORA DEVERÁ REALIZAR AS ADEQUAÇÕES NECESSÁRIAS, COM BASE EM FUNDAMENTOS TÉCNICOS E ECONÔMICOS, PARA COMPATIBILIZAR AS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO CONSTANTES DA RESOLUÇÃO 166/2000, AOSREQUISITOS TÉCNICOS QUE ADVIREM DA IMPLANTAÇÃO DOS PROCEDIMENTOSDE REDE E DA ANEEL, QUE SERÃO CONSIDERADAS NO ESTABELECIMENTO DARECEITA ANUAL PERMITIDA, MEDIANTE AUTORIZAÇÃO ESPECÍFICA DA ANEEL"
31
CONFLITOS COM O CONTRATO DE CONCESSÃO
RESOLUÇÃOA RESOLUÇÃO DEFINE QUE PARA DETERMINADOS REFORÇOS (ART. 4º, ITENS III a IX) NÃO HAVERÁ NECESSIDADE DE AUTORIZAÇÃO PRÉVIA DA ANEEL, DESDE QUE HAJA SOLICITAÇÃO DO ONS OU QUE DECORRAM DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO(ART. 4º - § 2º). NO ENTANTO, OS CUSTOS DESSES REFORÇOS, COM EXCEÇÃO PARA O ITEM IX, SOMENTE SERÃO CONSIDERADOS NAS REVISÕES PERIÓDICAS CONTRATUAIS DA RAP, OU SEJA, OS RESPECTIVOS ADICIONAIS DE RECEITA NÃO SERÃO MAIS PERCEBIDOS A PARTIR DA ENERGIZAÇÃO, COMO É A PRÁTICA ATUAL, NEM A RAP SERÁ CONHECIDA PREVIAMENTE
CONTRATO DE CONCESSÃO (SEXTA SUBCLÁUSULA DA CLÁUSULA QUARTA)
"A TRANSMISSORA DEVERÁ, MEDIANTE ATO AUTORIZATIVO EXPEDIDO PELA ANEEL E COM O CORRESPONDENTE ESTABELECIMENTO DE RECEITA, EXECUTAR OS REFORÇOS NAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO INTEGRANTES DA REDE BÁSICA, OBJETO DESTE CONTRATO, TENDO EM VISTA A PRESTAÇÃO DE SERVIÇO PÚBLICO DE QUE É TITULAR. EM CADA CASO, A TRANSMISSORA SUBMETERÁPREVIAMENTE À ANEEL A DOCUMENTAÇÃO, QUE DEVERÁ CONTER, ENTRE OUTROS, MEMORIAL DESCRITIVO, ORÇAMENTO DETALHADO E CRONOGRAMA DEIMPLANTAÇÃO DAS NOVAS INSTALAÇÕES QUE SERÃO REGULADAS PELAS DISPOSIÇÕES DESTE CONTRATO E PELOS PROCEDIMENTOS DE REDE"
A RECEITA DA TRANSMISSÃO PAULISTA
33
BASE LEGAL: CONTRATO DE CONCESSÃO
# reajuste anual em 1º de julho de cada ano
# indexador: IGP-M (FGV)
# revisão da receita a cada 4 anos, apenas para novos investimentos; primeira revisão em julho/2005 (adiada) para obras energizadas após dezembro/99
34
RECEITA ANUAL PERMITIDARAP = RPB + RPC + PA
RAP = receita anual permitida
RPB = receita permitida de rede básica
RPB = RBSE + RBNI + RBNIA
RBSE = receita de rede básica de serviços existentes em 31/12/99
RBNI = receita de rede básica de investimentos concluídos após
31/12/99 até 30/06/05
RBNIA = receita de rede básica de investimentos concluídos após
30/06/05
35
RECEITA ANUAL PERMITIDARAP = RPB + RPC + PA
RPC = receita permitida de demais instalações de transmissão (DIT’s) e
de conexão
DIT’s = instalações de transmissão reconhecidas pela ANEEL
como integrantes do ativo imobilizado da transmissora,
não integrantes da rede básica e disponibilizadas às
distribuidoras ou geradoras
CONEXÃO = conjunto de equipamentos de manobra, proteção,
controle, medição, destinados e necessários a
conectar a instalação de um ou mais usuários ao
sistema de transmissão
PA = parcela de ajuste - déficit ou superávit de receita da transmissora
no período anterior (Junho / Maio)
36
1- Revisão Periódica da Receita
Considerando que a regulamentação sobre o assunto
não foi definida pela ANEEL, a revisão periódica será
efetuada em data futura
2 - Reajuste a partir de 1º de julho de 2005
9,0752% (variação do IGP-M de junho/04 a maio/05)
RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005
CRITÉRIOS UTILIZADOS PELA ANEEL
37
3 - Miguel Reale
# Revisão da Receita Anual Permitida do complexo
Miguel Reale
De: R$ 79,9 milhões / ano
Para: R$ 47,7 milhões / ano
Redução: R$ 32,2 milhões / ano
# Devolução do valor recebido a maior de 01/07/04 a
30/06/05: R$ 26,3 milhões
RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005
CRITÉRIOS UTILIZADOS PELA ANEEL
38
4 - PIS / PASEP e COFINS
Incorporação parcial do impacto financeiro referente à
majoração das alíquotas do PIS/PASEP (Dez/02) e da
COFINS (Fev/04), reconhecido o valor de R$ 78,7 milhões
5 - Novas Obras
Concessão de Receita Anual Permitida - RAP referente a
novas obras: 12 obras - R$ 33,6 milhões
RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005
CRITÉRIOS UTILIZADOS PELA ANEEL
39
6 - Parcela de Ajuste - PA
No valor de R$ 5,8 milhões, recebida a menor pela
CTEEP no ciclo anterior, que será acrescido no ciclo
julho/05 a junho/06. Neste cálculo, estão incluídos R$ 52,3
milhões mencionado no item 4, referente ao PIS / PASEP e
COFINS
7 - Reclassificações
Efetuou novas Reclassificações entre a Rede Básica e as
Demais Instalações de Transmissão - DIT’s, visando uma
adequação da parcela da RAP (RBSE + RPC), para atenuar
distorções dos valores de conexões
RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005
CRITÉRIOS UTILIZADOS PELA ANEEL
40
01/07/04Res. 70/04
01/07/05Res. 149/05
Variação%
1. Rede Básica - RB 785,7 1.030,2 31,12
1.1- RB - SE 670,9 903,3 34,641.1.1- Valor-Base 687,7 750,1 9,071.1.2- Reclassificação -16,8 153,2 -1011,90
1.2- RB - NI 114,8 126,9 10,541.2.1- Valor-Base 33,5 93,3 178,511.2.2- Reclassificação -12,4 - -1.2.3- NI após 30/06/03 93,7 - -1.2.4- NI após 30/06/04 - 33,6 -
2. Demais Instalações de Transmissão - DIT 399,8 291,5 -27,09
2.1- DIT - SE 379,7 285,0 -24,942.1.1- Geradoras 6,4 5,1 -20,312.1.2- Distribuidoras 309,0 433,1 40,162.1.3- Reclassificação 64,3 -153,2 -338,26
2.2- DIT - NI 20,1 6,5 -67,662.2.1- Distribuidoras 7,7 6,5 -15,582.2.2- Reclassificação 12,4 - -
3. Parcela de Ajuste -7,4 5,8 -178,38
4. Total da Receita 1.178,1 1.327,5 12,68
RECEITA ANUAL PERMITIDA - RAPCiclo 01/07/05 a 30/06/06 - R$ Milhões
41
Obras Investimento Receita
Baixada Santista 10,1 1,9
Baixada Santista 8,0 1,5
Tijuco Preto 10,4 2,0
Cabreúva 45,1 8,3
Araraquara 8,5 1,6
Bauru 8,5 1,6
Jupiá 8,5 1,6
Bauru 6,5 1,3
Ilha Solteira 1,2 0,2
Baixada Santista 0,4 0,1
LT Chavantes / Botucatu 57,1 11,6
SE Bandeirantes (conexão) 11,6 1,9
Total 175,9 33,6
RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005RBNI após a Res. nº 70/04 - R$ milhões
INFORMAÇÕES ECONÔMICO - FINANCEIRAS
43
COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALCOMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALSetembro 2005Setembro 2005
PN58%
ON42%
União15%
Eletrobrás10%
Pessoa Física
5%Outros
(PJ/ADR)6%
Metrô3%
Fazenda Estado SP
61%
Pessoa Física
6%
Eletrobrás54%
Outros (PJ/ADR)
22%
BNDES3%
Fazenda Estado SP
15%
Total: 149,3 bilhões de ações
Total ON: 62,6 bilhões Total PN: 86,7 bilhões
44
RECEITA DE USO DA REDE ELÉTRICAR$ Milhões
REDE BÁSICAAtivos ExistentesNovos InvestimentosAntecipações
RECEITA DE CONEXÃODIT´s - Ativos ExistentesDIT´s - Novos Investimentos
632104
6742
1757
182
ENCARGOS REGULAMENTARES CCCCDE
221234
PARCELA DE AJUSTE (4)
954
4724920
541
3023
305
(9)
843
30.09.05 30.09.04
426
45
DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOSR$ Milhões
RECEITA LÍQUIDA
DESPESAS OPERACIONAIS
EBITDAMARGEM EBITDA
DEPRECIAÇÃO
LUCRO OPERACIONALMARGEM OPERACIONAL
RESULTADO FINANCEIRO
RESULTADO NÃO OPERACIONAL
LAIR
IR E CSLL
LUCRO LÍQUIDOMARGEM LÍQUIDA
LPA (R$ por mil ações)
JUROS S/ CAP. PRÓPRIO DECLARADO
30.09.05 30.09.04 Variação %890,2
(425,1)
465,152,3%
(127,0)
338,138,0%%
101,0
0,5
439,6
(104,2)
335,437,7%%
2,25
149,4
760,6
(362,9)
397,752,3%%
(123,7)
274,036,0%%
57,7
7,1
338,8
(108,1)
230,730,3%%
1,55
27,2
17,0
17,1
16,9-
2,7
23,4--
75,0
-
29,8
(3,6)
45,3--
45,3
449,3
46
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA
R$ Milhões
OPERACIONALRecebimento Clientes e OutrosPagamento Fornecedores e EmpregadosImpostos, Contribuições e Enc. Regulamentares
INVESTIMENTOS
FINANCEIROReceitas de Aplicações Financeiras Pagamento por EmpréstimosJuros sobre o Capital PróprioDespesas Bancárias, CPMF e Outros
NÃO OPERACIONALContratos - Secretaria da FazendaOutros IngressosOutras Saídas
AUMENTO DO SALDO LÍQUIDO DE CAIXA
30.09.0430.09.05
953(376)(261)316
(100)
72(36)(43)
(5)(12)
38 25(27)36
240
Acum.Acum.
824(366)(190)268
(104)
36(41)(72)
(5)(82)
112 -
(4)108
190
47
PRINCIPAIS INDICADORES - PERÍODO DE 9 MESES
Em Percentuais
DESPESA OPER. / REC.LÍQUIDA
PESSOAL / RECEITA LÍQUIDA
RESULT. SERVIÇO / REC. LÍQUIDA
EBITDA / RECEITA LÍQUIDA
LUCRO LÍQ. / RECEITA LÍQUIDA
LUCRO LÍQ. ANUALIZADO / PL
2005 2004
62,0
28,2
38,0
52,3
37,7
11,5
64,0
30,1
36,0
52,3
30,4
8,5
48
DESPESA OPERACIONAL /RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA - %
90,0
83,2
75,3
62,2 62,0
Dez/01 Dez/02 Dez/03 Dez/04 Set/05
49
40,7
37,636,7
28,9 28,2
Dez/01 Dez/02 Dez/03 Dez/04 Set/05
PESSOAL / RECEITA LÍQUIDA - %
50
37,139,1
43,7
52,8 52,3
Dez/01 Dez/02 Dez/03 Dez/04 Set/05
MARGEM DE EBITDA - %
(EBITDA / RECEITA LÍQUIDA)
51
MARGEM OPERACIONAL - %(LUCRO OPERACIONAL / RECEITA LÍQUIDA)
12,716,8
24,7
37,838,0
Dez/01 Dez/02 Dez/03 Dez/04 Set/05
52
LUCRO LÍQUIDO / RECEITA LÍQUIDA - %
12,716,8
24,7
31,8
37,7
Dez/01 Dez/02 Dez/03 Dez/04 Set/05
53
3,0
5,0
6,5
8,5
11,5
Dez/01 Dez/02 Dez/03 Dez/04 Set/05
Lucro Líquido / PL - %
(ANUALIZADO)
54
EVOLUÇÃO DE MERCADO28/12/01 a 16/11/05
TRPL3 421,4 %
TRPL4 292,3 %
IBOVESPA 124,3 %
Índice 100 em 28/12/2001
20
60
100
140
180
220
260
300
340
380
420
460
500
540
dez/01 abr/02 ago/02 dez/02 abr/03 ago/03 dez/03 abr/04 ago/04 dez/04 abr/05 ago/05
TRPL3 (ON) TRPL4 (PN) IBOVESPA IEE
IEE 113,7 %
nov/05
55
5,156,50 5,45 5,61
11,4013,85
12,10
14,60
27,0024,76
2001 2002 2003 2004 2005
TRPL3 (ON)
TRPL4 (PN)
EVOLUÇÃO DE MERCADOR$ por lote de mil
(21/11)
56
BALANÇOS PATRIMONIAIS - ATIVO
R$ Milhões
CIRCULANTE
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO
PERMANENTE
30.09.05
1.067
369
3.480
4.916
57
BALANÇOS PATRIMONIAIS - PASSIVO
R$ Milhões
CIRCULANTE
EXIGÍVEL A LONGO PRAZO
RESULTADO DE EXERC. FUTUROS
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
30.09.05
350
562
122
3.882
4.916
58
PASSIVO ONEROSOR$ Milhões
F CESP - CTEEP RES.
F CESP - CTEEP BSPS
F CESP - EPTE BSPS
SOCIÉTÉ GÉNÉRALE(1)
ELETROBRÁS
96 meses
240 meses
240 meses
10 sem.
80 trim.
5
84
150
239
20
1
21
260
AMORTI-ZAÇÕES
TAXAJUROS
INSTITUIÇÃO CONTRATOINI. / TER.
1997/2005
1997/2017
1997/2017
1998/2006
1994/2021
IGPDI + 6,00%
IGPDI + 6,00%
IGPDI + 6,00%
EURO + 9,59%
UFIR + 8,00%
PAGTOS NOPERÍODO
SALDO30.09.05
14
1
8
23
11
-
11
34
(1) [6,38% + 15% IR] + 2,25% (comissão)
SALDO31.12.04
18
84
150
252
40
1
41
293TOTAL
CONTEXTO DO ORÇAMENTO2005 - 2008
60
SISTEMA DE PLANEJAMENTO DA TRANSMISSÃO
GESTÃO DAS INSTALAÇÕES EM
OPERAÇÃO
PLANOS CONSOLIDADOS
M.M.E. / ANEEL / ONS
MELHORIAS
REFORÇOS
AMPLIAÇÕES
ORÇAMENTO
PLURIANUAL
2005 - 2008
NOVAS LICITAÇÕES
PLANOS SETORIAIS DE EXPANSÃO
CCPEPDET
(5 / 10 anos)
ONSPAR - PAM
(3 anos)
TRANSMISSÃOPAULISTA
TRANSMISSÃOPAULISTA
PAR - Plano de Ampliação e Reforços PAM - Plano de Adequações e MelhoriasCCPE - Comitê Coord. do Planej. da Expansão do Sistema ElétricoPDET - Plano Determinativo de Expansão da Transmissão
61
ORÇAMENTOS DA COMPANHIA
PREMISSAS ESTRATÉGICAS - PROPOSTA ATUAL
As alterações na regulamentação do setor elétrico determinaram novas responsabilidades à CTEEP, implicando aumento de investimentos com relação ao Orçamento Plurianual anterior
O orçamento contempla investimentos de expansão a serem autorizados pela ANEEL, bem como investimentos com possível Receita Adicional em Reforços conforme Resolução nº 158/2005
R$ milhões
INVESTIMENTOS 2005 2006 2007 2008 Total
Plurianual vigente (*) 373,1 725,0 515,6 410,2 2.023,9
(*) Revisto pelo Conselho de Administração em setembro de 2005
DESESTATIZAÇÃO
63
DESESTATIZAÇÃO
FATO RELEVANTE - 03 de fevereiro de 2005Projeto de lei sobre a desestatização da CTEEP encaminhado à Assembléia Legislativa
FATO RELEVANTE - 19 de maio de 2005Assembléia Legislativa aprova projeto de lei da desestatização
COMUNICADO AO MERCADO - 24 de maio de 2005Governador promulga lei da desestatização da CTEEP
FATO RELEVANTE - 12 de julho de 2005PED incumbe a CESP das atividades preparatórias à privatização da CTEEP
FATO RELEVANTE - 14 de outubro de 2005CESP contrata consultores para o processo de desestatização da CTEEP
64
DESESTATIZAÇÃO
EVENTOS SUBSEQÜENTES
Em decorrência dos procedimentos referidos nos Fatos Relevantes publicados sobre o assunto, os serviços de avaliação da Companhia e modelagem de venda estão em desenvolvimento, conduzidos pelos consórcios contratados pela CESP para essa finalidade
De acordo com o cronograma tentativo do processo elaborado pelos consultores, prevê-se para 8 de fevereiro de 2006 a realização do leilão de alienação do controle da CTEEP
Segundo a legislação em vigor, as definições de preço mínimo e demais condições da alienação serão aprovadas oportunamente pelo Conselho Diretor do Programa Estadual de Desestatização – PED, que estabelecerá também a data para a realização do leilão de alienação
Todas as futuras informações relevantes sobre o processo de desestatização da CTEEP serão oferecidas ao mercado, oportunamente, pela própria Companhia