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  1. 1. Apresentação APIMEC Novembro 2005
  2. 2. MEIO AMBIENTE ERESPONSABILIDADE SOCIAL
  3. 3. MEIO AMBIENTE CERTIFICAÇÃO ISO - 14.001SE Santa Bárbara 2002/2005SE Xavantes 2002/2005SE Araraquara 2003SE ETR Centro 2003SE Oeste Sorocaba 2003SE Registro 2004 3
  4. 4. MEIO AMBIENTE CERTIFICAÇÃO ISO - 14.001Em implantação/certificação 2005 SE Itapetininga II SE Valparaíso SE Sta Cabeça Se Miguel Reale 4
  5. 5. MEIO AMBIENTE LICENCIAMENTO AMBIENTAL CONCLUÍDOS TAC - Termo de Ajustamento de Conduta LT Baixada Santista - Tijuco Preto (LP+LI+LO) EM ANDAMENTOLT Bauru - Embu Seccionamento SE OE Sorocaba (LP+LI) LT Chavantes - Botucatu C2 (LO) LT Guarulhos – Anhanguera (LP+LI) LT Araraquara – São Carlos (LP) 5
  6. 6. CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000 OPERAÇÃO DO SISTEMA DE RIO GRAN CENTRO REGIONAL DE CENTRO DE OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE BAURU DO SISTEMA RI NÁ O T IE RA TÊ DIVISÃO DE PA O RI PROGRAMAÇÃO DA OPERAÇÃO RIO PARANA PANEMA SÃO PAULO CENTRO REGIONAL DE CENTRO REGIONAL DEOPERAÇÃO DECABREÚVA OPERAÇÃO DE SÃO PAULO Recertificado : 17/06/2005 Recertificado: 15/03/2002 Certificado: 23/12/1998 6
  7. 7. CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000 INSPEÇÃO DE LINHAS AÉREAS DE TRANSMISSÃO 6 EQUIPES 5 EQUIPES REGIONAL BAURU REGIONAL CABREÚVA VOTUPORANGA JUPIÁ MOCOCA BAURU PRESIDENTE PRUDENTE STA. BÁRBARA CHAVANTES TAUBATÉ CABREUVA ITAPETININGA SÃO PAULO MOGI DAS CRUZES CUBATÃOCertificado: 19/12/2003• Divisão de Engenharia de Manutenção 2 EQUIPES de Subestações e Linhas REGIONAL SÃO PAULO• 13 Equipes descentralizadas 7
  8. 8. CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000 PROGRAMAÇÃO DOS SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO 4 EQUIPES 3 EQUIPES REGIONAL BAURU REGIONAL CABREÚVA VOTUPORANGA JUPIÁ BAURU STA. BÁRBARA CHAVANTES TAUBATÉ CABREUVA SÃO PAULO CUBATÃOCertificado: 16/12/2004 3 EQUIPES• Divisão de Engenharia de Manutenção REGIONAL SÃO PAULO de Subestações e Linhas• 10 Equipes descentralizadas 8
  9. 9. CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000 CADASTRAMENTO DE FORNECEDORES SÃO PAULO Certif de R icado egis tro de Cadas tralCertificado: 22/12/2004• Divisão de Tecnologia e Administração de Materiais 9
  10. 10. CERTIFICAÇÃO ISO 9001:2000 PREVISTAS PARA 2006• GESTÃO DE CONTRATOS• MANUTENÇÃO DE DISJUNTORES PK 10
  11. 11. PESQUISA & DESENVOLVIMENTOLEI 9.991 DE JULHO/2000Concessionárias de energia elétrica devem aplicar 1% de sua receita operacional líquidaem P&DOBJETIVOSBuscar inovações tecnológicas com vistas ao aumento da eficiência empresarialCICLO 2001/200219 projetos, sendo 13 anuais e 6 projetos plurianuais, perfazendo o montante de R$ 3,2milhões. Programa concluídoCICLO 2002/200320 projetos, sendo 6 plurianuais do ciclo anterior e 14 novos projetos, dos quais 3 sãoplurianuais, totalizando R$ 3,6 milhões. Programa concluídoCICLO 2003/200413 projetos, sendo 10 novos e 3 do ciclo anterior, envolvendo R$ 2,2 milhões. ProgramaconcluídoCICLO 2004/200514 novos projetos e 6 plurianuais do ciclo anterior, envolvendo R$ 4,4 milhões. Programaem desenvolvimentoCICLO 2005/2006Em agosto de 2005, iniciou-se o planejamento do 5º programa que deverá ser executado apartir de 2006 e envolverá investimentos da ordem de R$ 5,0 milhões 11
  12. 12. EDUCAÇÃO CORPORATIVA TREINAMENTO 2002 2003 2004 Set/2005CURSOS REALIZADOS 504 812 776 540PARTICIPAÇÕES 5.995 11.097 8.901 10.335CARGA HORÁRIA 9.290 12.182 11.199 9.967TREINANDOS-HORA 116.447 115.512 114.216 95.409 12
  13. 13. PROJETOS SOCIAISPROJETO BRAILE HORTA COMUNITÁRIA DEFICIENTES FÍSICOS 13
  14. 14. PROJETOS SOCIAIS INSTITUTOCRIANÇA CIDADÃ 14
  15. 15. INFORMAÇÕES OPERACIONAIS EQUADRO REGULATÓRIO DA TRANSMISSÃO
  16. 16. TRANSMISSÃO PAULISTA - ÁREA DE ATUAÇÃO S/E BRAGANÇA PAULISTA S/E ARARAQUARA S/E BOM (CEMIG) JARDIM (FURNAS) MINAS GERAIS UHE JOSÉ ERMÍRIO DE MORAES (ÁGUA VERMELHA) UHE JAGUARI MOGI CABREÚVA (FURNAS) S/E S. J. DOS (ELEKTRO) MAIRIPORÃ CAMPOS (SABESP) RIO GRANDE S/E BOTUCATU CARDOSO GUARULHOS (FURNAS) MOGI S/E TAUBATÉ (ELEKTRO) PIRITUBA NORDESTE ANHANGUERA ITAPETI NORTE JALES UHE ILHA (ELEKTRO) EDGARD DE R. REBERTE F. SOLTEIRA IBIÚNA S/E RIO SOUZA S/E BAURU (FURNAS) CENTRO PARDO STO. ÂNGELO ILHA ANHANGUERA ETR SOLTEIRA VOTUPORANGA II PROVISÓRIA CENTRO MATO GROSSO M. FORNASARO M. REALE LESTE TIJUCO PRETO (FURNAS) DO SUL (CPFL) XAVANTES BANDEIRANTES UHE ENG. BERTIOGA II SOUZA DIAS SUL (JUPIÁ) UHE S. JOSÉ DO INTERLAGOS JUPIÁ TRÊS RIO PRETO PIRATININGA S/E SÃO TRÊS IRMÃOS SEBASTIÃO IRMÃOS (CNEE) RIO (ENERSUL) PA UHE NOVA RD (CPFL) (ELEKTRO) O HENRY AVANHANDAVA (CPFL) (CPFL) BORDEN (CNEE) EMBU GUAÇU BAIXADA UBARANA CATANDUVA SANTISTA VALPARAÍSO VICENTE DE RIBEIRÃO CARVALHO PRETO (ELMA) P. TAQUES UHE MÁRIO (BE) LOPES LEÃO PENÁPOLIS (PROMISSÃO) ITAIPAVA (ELEKTRO) (CPFL) MOCOCA UHE EUCLIDES Á (CPFL) MONGAGUÁ N (CPFL) DA CUNHA RA UHE A. SALLES UHE CACONDE PA DRACENA (ELEKTRO) RIO OLIVEIRA RIO TIE (LIMOEIRO) FLÓRIDA TÊ (CAIUÁ) PAULISTA CASA BRANCA S/E PERUÍBE S. JOSÉ DO SÃO CARLOS I RIO PARDO (CPFL) DESCALVADO UHE IBITINGA ARARAQUARA (CPFL) POÇOS DE CALDAS PORTO FERREIRA (FURNAS) PRES. PRUDENTE II TUPÃ (CAIUÁ) (EEVP) (CPFL) (CAIUÁ) UHE A. SOUZA LIMA SÃO JOÃO DA PRES. PRUDENTE I (BARIRI) BOA VISTA II RANCHARIA (EEVP) SÃO CARLOS II PINHAL (CPFL) STA. LINA BAURU (CPFL)DOURADOS (EEVP) MOGI GUAÇU I(ENERSUL) UHE SERGIO MOTA (CESP) (ELEKTRO (PTO. PRIMAVERA) (CPFL) (CPFL) MOGI MIRIM II (CESP) (CTEO) ASSIS RIO CLARO I (EEVP) UHE BARRA MOGI MIRIM III BONITA RIO (CPFL)PTO. PRIMAVERA PA RAN (CTEO) APA LIMEIRA I NEM ASSIS UHE ESCOLA A POLITÉCNICA UHE ROSANA (TAQUARUÇU) (CPFL) STA. CABEÇA BERN. DE CAMPOS JAGUARIUNA UHE ESCOLA DE (CLFSC) STA. BARBARA ENG. MAK ENZIE (CPFL) D OESTE OURINHOS BOTUCATU (EEB) ÍBA (CAPIVARA) (CLFSC) (CLFSC) PA RA RIO DE (COPEL) (COPEL) RIO JANEIRO (FURNAS) APARECIDA UHE SUMARÉ BRAGANÇA UHE (EPTE) (BE) PAULISTA CANOAS I UHE CHAVANTES TAUBATÉ CANOAS II UHE LUCAS TIETÊ N. GARCEZ UHE (BE) AVARÉ (CPFL) (COPEL) (SALTO GRANDE) JAGUARI (CLFSC) BOM JARDIM UHE ARMANDO (ELEKTRO) CABREUVA MOGI A. LAYDNER CERQUILHO (FURNAS) UHE (JURUMIRIM) (COPEL) MOGI S. J. DOS PARAIBUNA MAIRIPORÃ CAMPOS (COPEL) (SABESP) ITAPETININGA I CBA ITAPETI (PETROBRÁS) UBATUBA EDGARD DE ITAPETININGA II IBIÚNA SOUZA STO. ÂNGELO RIO PARDO (ELEKTRO) TIJUCO (BE) (FURNAS) PRETO LEGENDA TERMINAL TERMINAL (FURNAS) CARAGUATATUBA (CSPE) OESTE SUL INTERLAGOS BERTIOGA II (BE) USINA HIDRELÉTRICA PARANÁ (ELEKTRO) SÃO SEBASTIÃO ITAPEVA BAIXADA (PETROBRÁS) CAPÃO BONITO EMBU GUAÇU SANTISTA USINA C/ SUBESTAÇÃO CTEEP ITARARÉ II VICENTE DE CARVALHO (ELMA) ITARARÉ I P. TAQUES SUBESTAÇÃO CTEEP (ELEKTRO) (BE) O MONGAGUÁ TIC SUBESTAÇÃO OUTRAS CIAS. ÂN (COPEL) A TL SUBESTAÇÃO INDUSTRIAL NO PERUÍBE EA OC REGISTRO LT FUTURA LT 230 kV LT 500 kV LT 230 kV SUBTERRÂNEA (ELEKTRO) LT 440 kV LT 138 kV LT 345 kV LT 88 kV LT 345 kV SUBTERRÂNEA LT 69 kV LT DE OUTRAS CONCESSIONÁRIAS SETEMBRO / 2001
  17. 17. INFORMAÇÕES OPERACIONAIS Setembro/05Linhas de transmissão Extensão de linhas 11.837 km Extensão de circuitos 18.267 kmSubestações Número de subestações 100 Número de transformadores 464 Número de reatores 70Energia transmitida em 2004 120.722 GWhCapacidade de transformação 38.515 MVANúmero de empregados 2.948 17
  18. 18. INFORMAÇÕES OPERACIONAIS Setembro/05Telecomunicações Estações de microondas 145 Centrais Telefônicas 108 Cabos de fibras óticas 1.400 kmCentros de controle Centro de Operação do Sistema 1 Bom Jardim Centros Regionais de Operação 3 Bauru Cabreúva São Paulo 18
  19. 19. INFORMAÇÕES OPERACIONAIS TRANSFORMAÇÕES - MVA CIRCUITOS DE TRANSMISSÃO REDE BÁSICA DIT RB DITSISTÊMICAS FRONTEIRA SISTÊMICAS DISTRIBUIÇÃO 106 206 10.230 25.760 833 1.692 34% 66% 35.990 2.525 312 94% 6% 100% 38.515 100% LINHAS - Km REDE BÁSICA DIT SUBESTAÇÕES kV EXTENSÃO kV EXTENSÃO RB DIT 440 4.614 138 4.637 48 52 345 434 88 903 47% 53% 230 1.247 69 2 6.295 5.542 100 53% 47% 100% 11.837 100% 19
  20. 20. ENERGIA TRANSMITIDA EM 2004 (GWh) 65.792 ELETROPAULO 36.341 BANDEIRANTE CESP ~ PIRATININGA 11.944 AES ~ 16.821 CPFL 11.167 DUKE ~ 11.549 ELEKTRO 1.424PETROBRÁS ~ 3.682 731 CBA + Carbocloro EMAE ~ 471 2.471 Grupo Rede CBA ~ 55.171 2.323 CPEE+CSPE+ FURNAS (T) CJE+CLFM 6.303 3.222 1.855 Enersul (ESD+ CEMIG (T) PPR+Selvíria) 831 600 Cia Luz e Força 9 120.722 Santa Cruz COPEL (T) 2.223 60 Petrobrás, R. Pardo 235 Outros ELETROSUL (T) 416 4.829 Perdas, Cons. Pp. 7 Serv. Auxiliar LIGHT (T) 967~ GERADORAS TRANSMISSORAS DISTRIBUIDORAS OUTROS 20
  21. 21. COSR-SE COSR-S
  22. 22. A REFORMA INSTITUCIONAL DO SETOR Modelo Anterior (1998 a Dez/2003) Novo Modelo Setorial Decisões de Estado (LEIS nº 10.847 e 10.848 de 15/03/2004) ! Desverticalização das empresas Desverticalização das empresas ! ! Regulamentação para assegurar Regulamentação para assegurar ! Competição Geradoras e Comerc. ! ! Competição Geradoras e Comerc. competição eegarantir atendimento competição garantir atendimento ! Licitação das concessões ! Licitação das concessões ! Modicidade Tarifária Modicidade Tarifária ! Livre acesso às redes de T e D ! ! Livre acesso às redes de T e D ! Desverticalização das empresas ! Mercado atacadista competitivo ! Desverticalização das empresas ! Mercado atacadista competitivo ! Fim das privatizações ! Produção independente ! Fim das privatizações ! Produção independente TRANSIÇÃO TRANSIÇÃO ! Redução dos riscos associados aos ! Consumidores livres ! Redução dos riscos associados aos ! Consumidores livres ! Regulamentação para assegurar investimentos investimentos ! Regulamentação para assegurar ! Licitação das concessões de T e G competição eegarantir atendimento ! Licitação das concessões de T e G competição garantir atendimento ! Tarifas por preço ao menor preço do serviço ao menor preço do serviço ! Tarifas por preço ! Proibição do “self-dealing” ! Proibição do “self-dealing” ! Dois Ambientes de Contratação de Decisões de Governo ! Dois Ambientes de Contratação de energia (Regulada eeLivre) energia (Regulada Livre)! ! Saída do Estado de principal empresário Saída do Estado de principal empresário ! Energia velha = preço médio do pool ! Energia velha = preço médio do pool do setor do setor! ! Privatização da Geração eeDistribuição Privatização da Geração Distribuição federais federais! ! Indução àà privatização nos estados Indução privatização nos estados 22
  23. 23. EVOLUÇÃO DA REDE BÁSICA DE TRANSMISSÃO (em Km) Modelo vigente Modelo Anterior Modelo Anterior Leis no 9.648/98 e 10.848/0490.000 88.47187.500 86.18785.000 Taxa Média = 0,8% a.a. Taxa Média = 0,8% a.a. Taxa Média = 3,8% a.a. Taxa Média = 3,8% a.a. 82.01282.500 80.02280.000 77.64277.50075.000 72.506 Taxa Média = Taxa Média =72.500 3,4% a.a. 3,4% a.a. 70.033 (Previsto)70.000 69.034 (Previsto) 67.04867.50065.000 63.971 63.110 62.48662.500 61.57160.000 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2005 2006 2007 23
  24. 24. MODELO DE TRANSMISSÃO RELAÇÕES CONTRATUAIS E FLUXOS FINANCEIROS (Ciclo Jul/05 a Jun/06) RAP: R$ 5,3 bilhões TRANSMISSORASUSUÁRIOS DA CUST CPST REDE BÁSICA ONS CCTNº agentes (ONS) Nº agentes1998: 43 1998: 132005: 141 2005: 35 24
  25. 25. RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL 158/2005 DE 23 DE MAIO DE 2005ESCOPOESTABELECE DEFINIÇÕES PARA REFORÇOS E MELHORIAS PARASEREM APLICADAS NO ÂMBITO DOS CPST, CUST, CCT E PROPOSTASANUAIS PARA EXPANSÃO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO, BEMCOMO REGRAS QUANTO À NECESSIDADE DE AUTORIZAÇÃO PRÉVIADA ANEEL E INÍCIO DE RECEBIMENTO DA RESPECTIVA RECEITAANUAL PERMITIDA 25
  26. 26. RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL 158/2005CONCEITOSREFORÇO: IMPLEMENTAÇÃO DE NOVAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO,SUBSTITUIÇÃO OU ADEQUAÇÃO EM INSTALAÇÕES EXISTENTES,RECOMENDADAS PELOS PLANOS DE EXPANSÃO DO SISTEMA DETRANSMISSÃO E AUTORIZADAS PELA ANEEL, PARA AUMENTO DACAPACIDADE DE TRANSMISSÃO OU DA CONFIABILIDADE DO SISTEMAINTERLIGADO NACIONAL - SIN, OU AINDA, QUE RESULTE EM ALTERAÇÃOFÍSICA DE CONFIGURAÇÃO DA REDE ELÉTRICA OU DE UMA INSTALAÇÃOMELHORIA: INSTALAÇÃO, SUBSTITUIÇÃO OU REFORMA DE EQUIPAMENTOSVISANDO MANTER A REGULARIDADE, CONTINUIDADE, SEGURANÇA EATUALIDADE DO SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA,COMPREENDENDO A MODERNIDADE DAS TÉCNICAS E CONSERVAÇÃO DASINSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, EM CONFORMIDADE COM O CONTRATO DECONCESSÃO DO SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICAE OS PROCEDIMENTOS DE REDE 26
  27. 27. RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL 158/2005"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 27
  28. 28. CRITÉRIOS PARA CLASSIFICAÇÃO DE MELHORIAS / REFORÇOS - RAPREFORÇOSREFORÇOS TIPO 1 – NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO PRÉVIA DA ANEEL(Incluídos no PAR-ONS) – RECEITA DEFINIDA PREVIAMENTE - RESOLUÇÃO ANEELREFORÇOS TIPO 2 – NÃO NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO DA ANEEL(Incluídos no Plano de – REFORÇOS DEVEM CONSTAR DO PLANO DE ADEQUAÇÃOAdequações e Melhoriasdo ONS) 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 28
  29. 29. CRITÉRIOS PARA CLASSIFICAÇÃO DE MELHORIAS / REFORÇOS - RAPMELHORIASMELHORIAS TIPO 1 – NÃO NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO DA ANEEL(Incluídas no Plano – MELHORIAS DEVEM CONSTAR DO PLANO DEde Adequações e ADEQUAÇÃO E MELHORIAS DO ONSMelhorias do ONS) – INVESTIMENTOS SERÃO CONSIDERADOS PARA FINS DE RAP NAS SUBSEQUËNTES REVISÕES PERIÓDICAS DE CADA TRANSMISSORA A CADA 4 ANOS – NÃO NECESSITAM DE AUTORIZAÇÃO DA ANEELMELHORIAS TIPO 2 – DEFINIÇÃO DAS MELHORIAS A CARGO DOS(Definição doTransmissor)Transmissor) TRANSMISSORAS – INVESTIMENTOS SERÃO CONSIDERADOS PELA ANEEL NAS REVISÕES PERIÓDICAS DE CADA TRANSMISSORA A CADA 4 ANOS 29
  30. 30. CONFLITOS COM O CONTRATO DE CONCESSÃORESOLUÇÃOPREVÊ TRATAMENTO PARA AS MELHORIAS (ART. 3º) ANÁLOGO AO DADO PARAOS REFORÇOS (ITENS III A IX), OU SEJA, DEVEM SER IMPLANTADOSDIRETAMENTE PELA TRANSMISSORA SEM NECESSIDADE DE AUTORIZAÇÃOPRÉVIA, E SEUS CUSTOS SERÃO CONSIDERADOS APENAS NA REVISÃOPERIÓDICA CONTRATUAL SUBSEQÜENTENO ENTANTO, DENTRE AS OBRAS CLASSIFICADAS COMO MELHORIASENCONTRAM-SE AQUELAS DESTINADAS A ADEQUAÇÃO DAS INSTALAÇÕES AOSREQUISITOS MÍNIMOS DOS PROCEDIMENTOS DE REDECONTRATO DE CONCESSÃO (SÉTIMA SUBCLÁUSULA DA CLÁUSULA QUARTA)"A TRANSMISSORA DEVERÁ REALIZAR AS ADEQUAÇÕES NECESSÁRIAS, COMBASE EM FUNDAMENTOS TÉCNICOS E ECONÔMICOS, PARA COMPATIBILIZAR ASINSTALAÇÕES 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" 30
  31. 31. CONFLITOS COM O CONTRATO DE CONCESSÃORESOLUÇÃOA RESOLUÇÃO DEFINE QUE PARA DETERMINADOS REFORÇOS (ART. 4º, ITENS III aIX) NÃO HAVERÁ NECESSIDADE DE AUTORIZAÇÃO PRÉVIA DA ANEEL, DESDE QUEHAJA SOLICITAÇÃO DO ONS OU QUE DECORRAM DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO(ART. 4º - § 2º). NO ENTANTO, OS CUSTOS DESSES REFORÇOS, COM EXCEÇÃOPARA O ITEM IX, SOMENTE SERÃO CONSIDERADOS NAS REVISÕES PERIÓDICASCONTRATUAIS DA RAP, OU SEJA, OS RESPECTIVOS ADICIONAIS DE RECEITA NÃOSERÃO MAIS PERCEBIDOS A PARTIR DA ENERGIZAÇÃO, COMO É A PRÁTICA ATUAL,NEM A RAP SERÁ CONHECIDA PREVIAMENTECONTRATO DE CONCESSÃO (SEXTA SUBCLÁUSULA DA CLÁUSULA QUARTA)"A TRANSMISSORA DEVERÁ, MEDIANTE ATO AUTORIZATIVO EXPEDIDO PELAANEEL E COM O CORRESPONDENTE ESTABELECIMENTO DE RECEITA, EXECUTAROS REFORÇOS NAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO INTEGRANTES DA REDEBÁSICA, OBJETO DESTE CONTRATO, TENDO EM VISTA A PRESTAÇÃO DE SERVIÇOPÚBLICO DE QUE É TITULAR. EM CADA CASO, A TRANSMISSORA SUBMETERÁPREVIAMENTE À ANEEL A DOCUMENTAÇÃO, QUE DEVERÁ CONTER, ENTREOUTROS, MEMORIAL DESCRITIVO, ORÇAMENTO DETALHADO E CRONOGRAMA DEIMPLANTAÇÃO DAS NOVAS INSTALAÇÕES QUE SERÃO REGULADAS PELASDISPOSIÇÕES DESTE CONTRATO E PELOS PROCEDIMENTOS DE REDE" 31
  32. 32. A RECEITA DA TRANSMISSÃO PAULISTA
  33. 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 33
  34. 34. RECEITA ANUAL PERMITIDA RAP = RPB + RPC + PARAP = 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 34
  35. 35. RECEITA ANUAL PERMITIDA RAP = RPB + RPC + PARPC = 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 transmissãoPA = parcela de ajuste - déficit ou superávit de receita da transmissora no período anterior (Junho / Maio) 35
  36. 36. RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005 CRITÉRIOS UTILIZADOS PELA ANEEL1- Revisão Periódica da Receita Considerando que a regulamentação sobre o assunto não foi definida pela ANEEL, a revisão periódica será efetuada em data futura2 - Reajuste a partir de 1º de julho de 2005 9,0752% (variação do IGP-M de junho/04 a maio/05) 36
  37. 37. RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005 CRITÉRIOS UTILIZADOS PELA ANEEL3 - 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 37
  38. 38. RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005 CRITÉRIOS UTILIZADOS PELA ANEEL4 - 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 milhões5 - Novas Obras Concessão de Receita Anual Permitida - RAP referente a novas obras: 12 obras - R$ 33,6 milhões 38
  39. 39. RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005 CRITÉRIOS UTILIZADOS PELA ANEEL6 - 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 COFINS7 - 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 39
  40. 40. RECEITA ANUAL PERMITIDA - RAP Ciclo 01/07/05 a 30/06/06 - R$ Milhões 01/07/04 01/07/05 Variação Res. 70/04 Res. 149/05 %1. Rede Básica - RB 785,7 1.030,2 31,12 1.1- RB - SE 670,9 903,3 34,64 1.1.1- Valor-Base 687,7 750,1 9,07 1.1.2- Reclassificação -16,8 153,2 -1011,90 1.2- RB - NI 114,8 126,9 10,54 1.2.1- Valor-Base 33,5 93,3 178,51 1.2.2- 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 -24,94 2.1.1- Geradoras 6,4 5,1 -20,31 2.1.2- Distribuidoras 309,0 433,1 40,16 2.1.3- Reclassificação 64,3 -153,2 -338,26 2.2- DIT - NI 20,1 6,5 -67,66 2.2.1- Distribuidoras 7,7 6,5 -15,58 2.2.2- Reclassificação 12,4 - -3. Parcela de Ajuste -7,4 5,8 -178,384. Total da Receita 1.178,1 1.327,5 12,68 40
  41. 41. RESOLUÇÃO ANEEL Nº 149/2005 RBNI após a Res. nº 70/04 - R$ milhõesObras Investimento ReceitaBaixada Santista 10,1 1,9Baixada Santista 8,0 1,5Tijuco Preto 10,4 2,0Cabreúva 45,1 8,3Araraquara 8,5 1,6Bauru 8,5 1,6Jupiá 8,5 1,6Bauru 6,5 1,3Ilha Solteira 1,2 0,2Baixada Santista 0,4 0,1LT Chavantes / Botucatu 57,1 11,6SE Bandeirantes (conexão) 11,6 1,9Total 175,9 33,6 41
  42. 42. INFORMAÇÕES ECONÔMICO - FINANCEIRAS

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