Aviso sobre declarações sobre eventos futuros

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.

2

Programa Detalhado
8:30 Abertura Oficial do Evento

9:00 Distribuição
Sérgio Pires – Diretor Executivo da Escelsa

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

10:00 Regulação
José Simões Neto – Diretor de Regulação

10:30 Sessão de perguntas e respostas

10:45 Coffee Break

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

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

12:00 Apresentação dos Resultados do 2T06
Vasco 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

3

Distribuição

Distribuição
Agenda

Energias do Brasil no mercado de distribuição de energia
distribuiç

Iniciativas em Curso para aumento da eficiência

Investimentos

Sustentabilidade

5

Distribuição
Agenda

distribuiç


Investimentos

Sustentabilidade

6

Visão Geral

7

Visão Geral

Concessão:
30 anos válidos até 2028
9.644 km2 de área
28 municípios
4,4 milhões de população servida

Empresa:
1,3 milhão de clientes
1.145 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

8

Visão Geral

Concessão:
41.241 km2 de área
70 municípios

Empresa:
1 milhão de clientes
1.091 colaboradores
R$ 1,8 bilhão Receita Bruta (2005)

2005

Número de Sub-estações * 70



Postes em Redes de Distribuição 480.580

* Inclui uma sub-estação móvel

9

Visão Geral

Concessão:
328.316 km2 de área
73 municípios

Empresa:
668 mil de clientes
797 colaboradores
R$ 1,14 bilhão Receita Bruta (2005)

2005

Número de Sub-estações * 87



Postes em Redes de Distribuição - Total 551.457

* Inclui subestação móvel

10

Distribuição
Crescimento na energia distribuída
e mudança de mix

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

3,0%
3,0%
22.394 23.061
22.396 23.061
3.028 3.108 1% 1%

3,9% 23% 30% 3,9%
7.178 7.639
11.488 11.938 11.488 11.938
1.599 1.556 1% 1%

3.775 4.028 76% 28% 36%
12.189 12.315 69%
6.114 6.354 71% 63%

2004 2005 1S05 1S06 2004 2005 1S05 1S06

Bandeirante Escelsa Enersul Cliente Final Energia em Trânsito Outros

11

Distribuição
Composição do Mercado – 1S06
Energias do Brasil: concessionárias com perfis diversificados
Bandeirante Escelsa
Receita: R$ 1.015,7 MM Volume: 6.354,1 GWh Receita: R$ 672,6 MM Volume: 4.028,0 GWh
13% 20% 17% 18%
38% 41%
8% 35%
33%
16% 13%
17% 24%

7% 15% 12%
11% 19% 16%
27%

Enersul Energias do Brasil

Receita: R$ 461,4 MM Volume: 1.556,1 GWh Receita: R$ 2.149,7 MM Volume: 11.938,2 GWh
5% 12% 13% 20%
21% 30% 36%
39% 13% 35%
24%
19%
19%
24% 14%
12% 12%
20% 20% 13%

Residencial Industrial Comercial Rural e Outros En. em Trânsito

12

Distribuição
Indicadores 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.
DEC (horas) FEC (vezes)
14,8 14,8 12,6 12,6 18,0 17,0 13,2 13,2 20,2 19,5 17,9 17,0 11,5 9,9 9,7 9,7 14,0 13,4 11,0 10,7 15,7 16,8 15,0 14,8
18,4 18,5
17,9
16,6
15,4
13,0 11,8 12,0 13,7
11,2 10,7 11,0 11,0
9,2 10,1 8,1 9,0 8,7 10,4
9,2 9,9
6,6 6,0 6,2
-45% -54% -35% -56% -60% -40%

Bandeirante Escelsa Enersul Bandeirante Escelsa Enersul

TMA (minutos) Produtividade (cliente / colaborador)

187 1.071 1.143
160 957
890
139 838
776 762
116 110 112 654
98 103 585
79 88 456 502 462
60 64 151% 91%
91% 81%
61% 27% 72 %

Bandeirante Escelsa Enersul Bandeirante Escelsa Enersul

1998 2001 2005 2T06 Ref. Aneel

13

Distribuição
Agenda



Investimentos

Sustentabilidade

14

Distribuição
Iniciativas em Curso para Aumento
da Eficiência

Otimização da Rede
Programa de
Projeto Vanguarda de Atendimento
Redução de Perdas
a Clientes

15

Distribuição
Eficiência Operacional
Programa Vanguarda: Cronograma
Módulos 2004 2005 2006 2007

1– Definição Estratégica
Desenho e implementação da nova estrutura
2
organizacional
3– Redesenho de processos

4– Projetos de desenvolvimento de RH

5– Adequação de TI

6– Adequação de controle e monitoramento

7– Gestão da Mudança e Implementação

Etapas Realizadas

16

Distribuição
Módulos 2004 2005 2006 2007

2
organizacional





Etapas Realizadas

17

Projeto Vanguarda
PDV 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)*
68,4
8,4

40,8
5,2
28,8
60,0
4,0
17,2
2,4 35,6
24,8
14,8

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

Custo Direto de Pessoal Custo Indireto de Pessoal
* Moeda corrente

18

Distribuição
Módulos 2004 2005 2006 2007

2
organizacional





Etapas Realizadas

19

Projeto Vanguarda
Iniciativas 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.

Pré-unificação Unificado Cronograma
2005 2006 2007 2008

Aliança

SAP R/3 4.6C SAP R/3 4.0B SAP R/3 4.6C SIT-Brasil
SIT VISION + SOD SIT

IS-U/CCS SIC IS-U/CCS Integração

20

Projeto Aliança
Concluído 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 Consultoria

• Projeto Aliança

Data início 21/07/2005 Súmula
• Revisão do modelo e padronização da solução técnica para
Data término as 14 empresas do grupo. Destacam-se: Bandeirante,
02/01/2006 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)

21

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

Projeto Consultoria
• Projeto SITBrasil – Integração dos Sistemas Técnicos

Data término • Fase 1 - Identificação das diferenças nos processos e
30/04/2007 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.

22

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

Projeto Consultoria
• Projeto Integração - Unificação dos Sistemas
Comerciais

• Identificação das diferenças nos processos e procedimentos da
Data término 30/11/2007 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.

23

Iniciativas de TI
Investimento com custo inferior ao
benchmarking

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

103

102

101

100

99

98

97
2005 2006 2007 2008
Indicador (CAPEX+OPEX)/Receita Benchmarking CanalEnergia (min.3,5%) (*)

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

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

24

Distribuição
da Eficiência

Programa de
Redução de Perdas
a Clientes

25

Distribuição
Programa 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 à
contenção 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)

6,0 5,9 6,3 6,6
5,2 5,0
2,2 2,4 2,3

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

Comerciais Técnicas
4,1 ~ 335 mil inspeções realizadas
3,9 3,8 no1S06 do total de 625 mil 9,3 9,0
programadas para 2006
8,5
Meta de perda comercial
consolidada para Dez/06: 3,6%

Redução das perdas técnicas:
principal fator é o retorno do ponto
Jun/05 Mar/06 Jun/06 de medição da Enersul Jun/05 Mar/06 Jun/06

26

Distribuição
Programa 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

27

Distribuição
da Eficiência

Programa de
Redução de Perdas
a Clientes

28

Distribuição
Relacionamento com cliente
Agências de atendimento aos clientes

Próprias Terceirizadas Total
Bandeirante 7 17 24
Escelsa - Situação Atual 33 0 33
Escelsa - Situação Proposta 8 38 46
Enersul - Situação Atual 10 37 47
Enersul - Situação Proposta 0 55 55

29

Distribuição
Agenda



Investimentos

Sustentabilidade

30

Plano de Investimento *

Investimentos por Distribuidora – R$MM Direcionamento dos Investimentos – R$MM

365
323
99 2006
239
Expansão do Sistema 131
122
Modernização de Redes 126
57
139
Automação, Telecom. e Informática 73
64 92
Outros 36

127 Total 365
118 109

2004 2005 2006E

Bandeirante Escelsa Enersul

* Excluídos os investimentos do Programa Luz Para Todos

31

Programa “Luz Para Todos”

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

Total de Investimentos Programados (R$ milhões)
milhões) Fontes de Financiamento (R$ milhões)
milhões)

27 CDE / Estado

Redefinição de Metas 64
RGR
177
∆=51
87 Recursos
Próprios
126

Novas Ligações
11,834
* Realizado até 31/07/2006
8,430
8,534
9,839

5,479
4,008 3,405

2,792
2,684 2,048
2006E (Anterior) 2006E (Atual) 461 2,084

2004 2005 2006 * Previsão 2006
Bandeirante Escelsa Enersul

32

Distribuição
Agenda



Investimentos

Sustentabilidade

33

Sustentabilidade
Responsabilidade 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

34

Planejamento Energético

Agenda

Foco da Apresentação

Contratação no ambiente regulado

Estratégia de Contratação da Energias

Comentários Finais

36

Agenda




Comentários Finais

37

Contratação de Energia

ACR ACL
Ambiente de Contratação
Regulada
Livre
Compra e venda de energia
elétrica entre agentes
elétrica através de contratos
vendedores e agentes de
bilaterais livremente negociados
distribuição

Preços de Preços de
suprimento suprimento
resultantes de livremente
leilões Vendedores negociados

Competição plena entre titulares
de concessão, permissão ou
autorização para poder gerar,
importar ou comercializar
energia elétrica

38

Agenda




Comentários Finais

39

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

40

Contratação no Ambiente
Regulado
Início de Suprimento Duração do Contrato

Energia Nova A-5 Em 5 anos De 15 a 30 anos

Em 3 anos De 15 a 30 anos
Leilões

Energia Nova A-3

Energia Existente A-1 Ano seguinte De 5 a 15 anos

Energia Existente de Ajuste Em até 4 meses Até 2 anos
Regra de Chamada
Pública

Definido pela Definido pela
Geração Distribuída
Distribuidora Distribuidora
Comerc.

Mecanismo de Redução ou acréscimo Até o fim da vigência do
Compensação de Sobras contratual a partir do produto afetado
e Déficits - MCSD mês seguinte

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

41

Contratação Ótima

Contratação Geral (MWh) – situação hipotética
Energia, em MWh

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Cenário otimista Cenário base Cenário pessimista

42

Agenda




Comentários Finais

43

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.

Compra
Carga
Custos
Modelo de
Preços
Otimização
Repasse
Contratos
Penalidade

44

Agenda




Comentários Finais

45

Comentários Finais
Gestão eficiente com crescimento de volumes

Balanço Energético 2005 (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
(-) = Requerida
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 Trânsito
6.874.270
Energia em Trânsito 6.874,3
6.874,3

Energia Vendida Total (GWh)

1,3%
19.425 19.675
3,4%
2.469 3.812
9.894 10.228
16.956 15.863 1.781 2.754
8.113 7.474

2004 2005 1S05 1S06
Clientes Finais Clientes Livres

46

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.

47

Regulação

Ambiente Institucional
Resumo Regulatório

COMERCIALIZAÇÃO
CNPE G
POLÍTICA

CCEE

OPERAÇÃO
Regulamentação Competição
Mínima

MME ONS
T
Forte Monopólio
Regulamentação Natural
PLANEJAMENTO

EPE

FINANCIAMENTO
D
BNDES

CMSE Regulamentação Competição
Mínima C
ELETROBRAS
REGULAÇÃO

Cativos Livres
ANEEL
75,5% consumo 2005 24,5% consumo 2005

49

Regulação Setorial
Segmento
Geradora Transmissora Distribuidora Comercializadora
Ação

Garantia no Multa por
Lastro Lastro Lastro
suprimento indisponibilidade

Controle de Fiscalização de Fiscalização de Fiscalização de
-x-
qualidade indicadores indicadores indicadores

Revisão periódica e
Reajuste anual Revisão periódica e
Controle tarifário reajuste anual (novos -x-
(ACR) reajuste anual
ativos)

Competição Receita Preços Máximos Competição
Permitida com repasse
custos exógenos
Modelos tarifários

52
651 PIEs/Conc.
PIEs/ Conc. 53 64
Comerciali-
Comerciali-
460 APs Transmissoras Distribuidoras zadoras

50

Regulação Econômica
Formação da tarifa

Parcela A Parcela B
“custos não gerenciáveis” + “custos gerenciáveis”

Perspectiva do prestador do serviço

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

Perspectiva do consumidor

modicidade capacidade de pagamento

universalização competitividade

51

Formação da tarifa

Compra de energia Custos de transporte Encargos

Parcela A

Base de Base de
Taxa de Taxa de Empresa de
Remuneração x Remuneração x
retorno Depreciação Referência
Líquida Bruta

Custos
Quota de
Remuneração Operacionais
Reintegração Eficientes

Parcela B

52

Revisão
Tarifa de fornecimento

T1

T2

T3
Parcela B2 = O&M

Parcela B1 =“ Remuneração”

Parcela A

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

Revisão 1 Revisão 2

53

Cronologia dos mecanismos tarifários

Exemplo:
Bandeirante Energia

Assinatura
Revisão tarifária periódica
do contrato

RA RA RA RA RA RA RA

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Câmbio Cofins RTE

Revisão tarifária extraordinária

RA = Reajuste Anual

54

Reajuste Tarifário

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

+3,75% Compra de energia

Repasse da
Variação das
+4,13% Encargos setoriais Parcela A
Parcelas A e B
Encargos de
+0,10%
+8,23% transmissão
Reajuste
Tarifário +0,25% Parcela B Parcela B
+16,67%
Variação nas Contas
de Natureza
Financeira +8,44% Ajustes financeiros
+8,44%

55

Segundo ciclo de revisão tarifária

Audiência Pública 008/2006:

– Contribuições: 28 de julho
– Presencial: 2 de agosto
– Dez notas técnicas

Processo Tarifário
Empresa
Início Término

Escelsa 23/8/2006 7/8/2007

Bandeirante 23/8/2006 23/10/2007

Enersul 23/8/2006 8/4/2008
Publicação da Resolução
com Nova Metodologia

56


47 Contribuições
72 Apresentações

Sem ruptura metodológica
Geral
Maior transparência no processo

Fator X Eliminação do Xc
AVANÇOS
Reconhecimento de parte do Juros
sobre Obras em Andamento (JOA)
Base de Remuneração
Indexação da BRR pelo IGPM

Outras receitas Permite o compartilhamento

57

Geral Carece de previsibilidade e reprodutibilidade
Cronograma Prazos exíguos

Parcela A Sistematizar
Atualização dos parâmetros
Remuneração
Manter risco regulatório
Regulatória
EOC mais intensiva em K próprio

Reavaliar corretamente antes de “blindar”
PONTOS DE Base de Remuneração Firmar metodologia de apropriação do JOA
ATENÇÃO
Desenvolver base de dados de preços

Empresa de Referência Atualizar e aprimorar cálculo custos de O&M
Fator X Aplicar só Xe
Investimento x
Nível tarifário x padrão de qualidade maior
Qualidade
Perdas Elétricas Rever limitação de perdas
Penalidade exorbitante
Universalização
Manter depreciação

58

Comercialização

Comercialização
Agenda


Características do Mercado Livre Brasileiro

Enertrade no Mercado Livre

Gestão de Riscos

Brasil: Expectativas do Mercado

Estratégia Enertrade

60

Comercialização
Agenda




Gestão de Riscos



61

Contratação de Energia

ACR ACL
Regulada
Livre
elétrica entre agentes
elétrica através de contratos
vendedores e agentes de
bilaterais livremente negociados
distribuição

Preços de Preços de
suprimento suprimento
resultantes de livremente
leilões Vendedores negociados

Competição plena entre titulares
de concessão, permissão ou
autorização para poder gerar,
importar ou comercializar
energia elétrica

62

Comercialização
Agenda




Gestão de Riscos



63

Evolução da Energia Consumida
Sistema Interligado e Mercado Livre Brasileiro

Mercado livre em expansão
nos últimos 2 anos

64

Evolução do Mercado Brasileiro
Número de Consumidores Livres

600 549

500
517
400

300
291

200
120
100
49
2 5
0
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

65

Segmentação de Consumo no ACL
Total e Parcialmente Livres

Metalurgia é o grande mercado consumidor no ACL

66

Comercialização
Agenda




Gestão de Riscos



67

Participação das Vendas no
Mercado das Comercializadoras
(considera também as vendas no ACR)
Participação das Vendas na Carga do Mercado Livre (GWh) Participação das Comercializadores Dedicadas

6,5%

32%
6,0%

11%
5,5%

5,0%
11%
4,5% 46%

4,0%

3,5% CPFL BRASIL TRADENER
ENERTRADE OUTROS
3,0%
fev/05

nov/05

fev/06
jan/05

mar/05
abr/05

mai/05

jun/05
jul/05
ago/05
set/05
out/05

dez/05
jan/06

mar/06
abr/06
mai/06
jun/06

Base: relatório de votos da CCEE

Enertrade em segundo lugar no mercado de comercializadores

68

Portfólio da Enertrade
Divisão de Venda por ambiente – ACR / ACL

GWh 1.846
1.691 1.657
1.604 1.575
1.509

921 860 1.101 1.400
930
1.354

683 715
579 590
446
303

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

Empresas do Grupo ENBR Outros

Mercado
Self-dealing
Self-
Livre

Aumento significativo do Mercado Livre no Portfólio

69

Portfólio da Enertrade
Divisão de Venda por segmento
Outros
13%
Comercializador
Alimento 29%
4%
Automotivo
5%

Siderurgia
9%

Alumínio
10%
Mineração
Quimica 19%
11%

Portfólio da Enertrade pulverizado. Maior independência para a empresa.

70

Comercialização
Agenda




Gestão de Riscos



71

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

72

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

73

Comercialização
Agenda




Gestão de Riscos



74

Brasil: Expectativa de Mercado
Cenários de preços

R$/MWh
dados de agosto/2006
120

100

80

60

40

20

0
jan-02 jul-02 jan-03 jul-03 jan-04 jul-04 jan-05 jul-05 jan-06 jul-06

Histórico Previsão ONS

Perspectiva de aumento de preços no curto prazo

75

Brasil: Expectativa de Mercado
Volume

27,9
GWh médio 26,8
25,7
23,6 24,6
22,7
20,8 21,8
20,0
19,0
16,8
15,4 16,1
14,2 14,7
12,6 13,6
10,9 11,7
10,2

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Industrial Mercado Livre

Crescimento do Mercado Livre acompanha o crescimento industrial

76

Comercialização
Agenda




Gestão de Riscos



77

Evolução da Estratégia Comercial

Mercado em formação: Mercado consolidado:
(Formação da carteira de contratos) (Fidelização dos clientes: Parcerias)

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

Sofisticação das operações
Oferta de Produtos básicos
Venda de serviços agregados

Foco na economia para o cliente Cliente cria novas necessidades

Equipe tecnicamente capacitada supre Necessidade de maior capacitação em
desconhecimento do cliente marketing de serviços

Atenção constante aos limites de risco Compartilhamento de riscos com clientes

78

Geração

Geração
Agenda

Apresentaç

Brasil: Cenário Atrativo para Investimentos

Projetos de Expansão em Curso

Sustentabilidade

80

Estratégia

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

Crescimento com ênfase em geração hidrelétrica

81

Geração
Agenda


Cená


Sustentabilidade

82

Consumo de Eletricidade
(per capita no ano)
14.000

12.000 Estados
Consumo per capita (KWh)

Unidos

10.000 Austrália

8.000 Japão
França
Taiwan
Singapura Alemanha
6.000
Coréia do Sul Reino Unido
Grécia Espanha
Itália Hong Kong
4.000 Venezuela
Chile Portugal

Brasil Argentina
2.000
China México
Peru
-
- 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
PIB per capita (US$)

Fonte: CIA, The World Factbook, 2003

83

Brasil: Matriz Elétrica - 2005

Carvão

Nuclear
2%
2%
3% Outros Derivados
84% 4%
Biomassa
5%

Gás Natural

Hidráulica

Fonte: EPE PDEE 2005-16

84

Brasil: Previsão de Crescimento

PIB


85

Brasil: Previsão de Mercado
Carga de Energia (MW médio)


86

Brasil: Previsão de Mercado
Acréscimos anuais da carga de energia


87

Brasil: Demanda de Energia

Expansão da Oferta vs. Energia Demandada
MW-Médio
62.500
Oferta Projetada
Demanda - Cenário Otimista
Demanda - Cenário Base
57.500

52.500
Oferta Atual

47.500

42.500

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

88

Setor energético brasileiro
Crescimento de demanda e de investimentos

Cenário 2005-2015

• 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

89

Brasil: Geração hidrelétrica
Tendência ascendente de preços
Preços ainda não têm atraído empresas com políticas de
investimento com critérios de retorno mínimo
126,77
121,81
114,28
106,95

83,13
75,46
67,33
57,51

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

Leilões de Energia Velha Leilões de Energia Nova/Botox

90

Geração
Agenda




Sustentabilidade

91

Geração
Capacidade Instalada - MW

Mimoso S. João I Lajeado Mascarenhas
29,5 MW 0,66 MW 250 MW 180,50 MW

516 MW
Suiça Alegre
30,06 MW 2,06 MW

Coxim S. João II
0,40 MW 0,60 MW

Jucu Fruteiras
4,84 MW 8,74 MW

Costa Rica Paraíso Viçosa Rio Bonito
16 MW 21,6 MW 4,5 MW 16,8 MW

92

Geração
Projetos em curso garantem crescimento
1.043 MW

EBITDA 2005

Mg Ebitda
19%
Margem Geração
516 MW EBITDA de caixa

83% Novos contratos
Mg Ebitda 12% negociados a preços
65% superiores
5%
Diluição de risco com
equilíbrio do portfólio
Mg Ebitda
11%
Distribuição
Geração
Distribuição Geração
Comercialização

93

Geração
Projetos em curso
1.043 MW

Peixe Angical

Mascarenhas

São João

94

Geração
Investimentos: 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)

95

Geração
Investimentos: 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
Contrato de Compra e Venda de
Energia
– Até dez/07: ACL
– De jan/2008 à dez/ 2037 no leilão
à R$ 115,98 (dez/05)

96

Geração
Investimentos: 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

97

Geração
Oportunidades de repotenciação

UHE Mascarenhas - ES
– Capacidade instalada atual: 130 MW
– Potência assegurada: 103 MW Médio
– Repotenciação em estudo: 17,5 MW

UHE Suiça - ES
– Repotenciação em estudo: 12 MW

PCH Rio Bonito - ES
– Repotenciação em estudo: 5 MW

98

Geração
Novo 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)

99

Geração
Agenda




Sustentabilidade

100

Sustentabilidade
Responsabilidade 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)”

101

Desempenho Financeiro 2T06

Receita Líquida
Queda reflete eventos de 2005 e novo
perfil de mercado

Receita Líquida Consolidada (R$MM)
Principais Impactos:
-0,1% – IRT de -8,86% da Bandeirante em
Out/05;
2.182 2.179 – Migração de clientes livres no
9% 10% 1T06
2%
5% – Reconhecimento de R$ 75
milhões no 1T05 na Enersul (R$ 65
-2,6%
milhões anteriores a 2005);
1.087 1.059 89% 85%
9% 12% Excluindo o efeito da Enersul, a
2% 5%
89%
receita no semestre apresentaria
83%
um aumento de 3,0%
2T05 2T06 1S05 1S06

Distribuição Geração Comercialização

103

Custos e Despesas
Impactado por Programas de Eficiência
em curso
Detalhamento dos Custos e Detalhamento dos Custos e
Despesas1 - 1S06 Despesas Gerenciáveis – 1S06

R$ milhões 1S06 1S05 Var.%

Pessoal 197 134 47,3%

Custos não Material 20 19 5,6%
Custos
gerenciáveis
gerenciáveis Serviços de Terceiros 136 106 28,8%
R$1.304
R$430 milhões
milhões Provisões 37 43 -13,9%
(25%)
(75%)
Outros 40 53 -23,8%

Total 430 354 21,5%

R$1.734 milhões Gastos Gerenciáveis (Programas
Corporativos)
– Programa de Combate às Perdas –
R$ 8,7 milhões
– Serviços de consultoria - R$ 5,5 milhões
Nota:
– PDV – R$ 51,6 milhões
1 Exclui depreciação e amortização

104

EBITDA 1S06 x 1S05
Variação reflete principalmente eventos
de 2005 e PDV
Evolução do EBITDA (R$ milhões)

Excluindo os impactos da Enersul e do PDV,
o EBITDA teria crescido cerca de 10%.
518
Efeito da Revisão
65 Tarifária da Enersul
+54 -10 -4

-52 +45
-14
-18
453 444

Junho/05 PDV Programas P&D* Mercado Geração Comerciali- Outros Junho/06
de Eficiência Distribuidor zação

Margem EBITDA: Margem EBITDA:
23,7% 20,4%

* Inclui EPE

105

Resultado Financeiro
Variação cambial favoreceu 1S05
Variação na taxa de câmbio de 12,9% no 1S05

Resultado Financeiro – R$ milhões

Acumulado
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.

106

Lucro Líquido
Não-recorrentes e variação cambial
explicam decréscimo

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

231

229
198
138
128
125
-86,8%
-73,5% -40,3% -45,4%

34
26

2T05 2T06 1S05 1S06 2T05 2T06 1S05 1S06

107

Endividamento
Alavancagem e exposição cambial em
baixos níveis
Estrutura de capital fortalecida aumenta capacidade
financeira para expansão das operações
Endividamento – 1S06 (R$ milhões) Dívida bruta por indexador
(Jun/06)
Jun/06)
3%

(447) PDV, CAPEX e
Dividendos/JSCP 31%

(752)
2,3x*
1,9x* 61%
5%
3.122
US$
1.923 TJLP
1.731
Pré-fixado
Taxas Flutuantes* *

Dívida Bruta (-) Caixa e (-) Ativos Dívida Líquida Dívida Líquida
Jun.06 Valores Regulatórios Jun.06 Mar.06
Mobiliários
* Rácio: Dívida Líquida / EBITDA 12 meses
cio: Dí Lí ** Inclui Selic, CDI, IGP-M e INPC
IGP-

108

Aviso sobre declarações sobre eventos futuros

Aviso sobre declarações sobre eventos futuros

Recomendados

Recomendados

Mais conteúdo relacionado

Mais procurados

Mais procurados (19)

Destaque

Destaque (20)

Semelhante a Aviso sobre declarações sobre eventos futuros

Semelhante a Aviso sobre declarações sobre eventos futuros (20)

Mais de EDP - Energias do Brasil

Mais de EDP - Energias do Brasil (20)

Aviso sobre declarações sobre eventos futuros