17 apimec sp

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


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


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


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


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



! Modicidade Tarifária


! 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


! Competição Geradoras e Comerc.

! Licitação das concessões

! Livre acesso às redes de T e D

! Mercado atacadista competitivo

! Produção independente

! Consumidores livres



! Tarifas por preço


! Competição Geradoras e Comerc.

! Licitação das concessões

! Livre acesso às redes de T e D

! Mercado atacadista competitivo

! Produção independente

! Consumidores livres



! 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



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



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



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


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


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


PESSOAL / RECEITA LÍQUIDA - %

50

37,139,1

43,7

52,8 52,3


MARGEM DE EBITDA - %

(EBITDA / RECEITA LÍQUIDA)

51

MARGEM OPERACIONAL - %(LUCRO OPERACIONAL / RECEITA LÍQUIDA)

12,716,8

24,7

37,838,0


52

LUCRO LÍQUIDO / RECEITA LÍQUIDA - %

12,716,8

24,7

31,8

37,7


53

3,0

5,0

6,5

8,5

11,5


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

65

www.cteep.com.br

www.transmissaopaulista.com.br

RELAÇÕES COM INVESTIDORES

[email protected]

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