Franklin Miguel

2. REVISÃO TARIFÁRIA COMPREENDENDO AS TARIFAS Franklin Miguel

3. Sumário • Copel • Setor Elétrico Brasileiro • Comercialização de Energia • Tarifas

5. Sobre a Copel A Companhia Paranaense de Energia – Copel é uma concessionária de serviço público de energia elétrica controlada pelo Estado do Paraná, criada em outubro de 1954.

6. Missão A missão da Copel é gerar, transmitir, distribuir e comercializar energia, bem como prestar serviços correlatos, promovendo desenvolvimento sustentável e mantendo o equilíbrio dos interesses da sociedade paranaense e dos acionistas.

7. PVI COPEL CBE CPO Maringa SPL MGA LNA Londrina APA CIT UMU CMO IVP TEL JGI MCR TDO CEL Cascavel Curitiba PGO MED LJS CBN IRT PNS FOZ CEN ARC LIT SJP RZA FBL UVI PTO Copel Vendas em Grosso Limites do estado do Paraná Limites das SDs Limites das UDs Área atendida Fora do Paraná Limites dos Municípios Sede das Superintendências Outras Empresas IK Sede das UDs OUTUBRO/98 Área de Concessão Ponta Grossa

8. Copel em Números Dez/2007 • 194 mil km2 de área de Concessão • 393 Municípios • 3,4 milhões de consumidores • 20.793 GWh/ano mercado fio • 2,3 milhões de postes

9. Copel em Números Dez/2007 GeraçãoPrópria • Capacidade instalada 4.550 MW • 17 Usinas Hidroelétricas • 01 Usina Térmica • 01 Usina Eólica GeraçãoParticipações • Capacidade instalada proporcional 664,4 MW • 06 Usinas Hidroelétricas • 01 Usina Térmica

10. Copel em MAUÁ

11. Copel em MAUÁ

12. Copel em MAUÁ

13. Copel em Números Dez/2007 • Transmissão (maior ou igual a 230kV) • 1.822 km de rede básica • 30 subestações rede básica • Telecomunicações • 5.054 km de cabos ópticos (anel principal) • 5.571 km de cabos ópiticos auto-sustentados • 181 cidades atendidas

14. Copel em Números Dez/2007 • Distribuição (menor 138kV) • 341 subestações de distribuição • 72 subestações de 138kV • 31 subestações de 69kV • 238 subestações de 34,5kV • Distribuição • 177 mil km de redes e linhas de distribuição • 1.173 km de linhas de 69kV • 88 km de linhas de 88kV • 4.298 km de linhas de 138kV • 171 mil km de rede de distribuição (34,5/13,8kV) • 324 mil transformadores de distribuição

15. 34% INDUSTRIAL 28% RESIDENCIAL 20% COMERCIAL 10% OUTRAS 8% RURAL 20.793 GWh de Mercado Copel em Números Dez/2007

16. Copel em Números Dez/2007 3,4 MILHÕES DE CONSUMIDORES RESIDENCIAL 79% INDUSTRIAL 2% OUTRAS 1% RURAL 10% COMERCIAL 8%

17. Setor Elétrico Brasileiro

18. Setor Elétrico - Agentes Gerador Serviço Público Produtor Independente de Energia Comercializador Distribuidor Transmissor Consumidor Cativo Consumidor Livre

19. Setor Elétrico - Agentes

20. Modelo Institucional do Setor Elétrico CNPE – Conselho Nacional de Política Energética. Homologação da política energética, em articulação com as demais políticas públicas. MME – Ministério de Minas e Energia. Formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes do CNPE. CNPE CMSE MME EPE CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. Monitoramento das condições de atendimento e recomendação de ações preventivas para garantir a segurança do suprimento. EPE – Empresa de Pesquisa Energética. Execução de estudos para definição da Matriz Energética e planejamento da expansão do setor elétrico (geração e transmissão)‏ ANEEL ONS CCEE Agentes ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Regulação e fiscalização, zelando pela qualidade dos serviços prestados, universalização do atendimento e pelo estabelecimento de tarifas para consumidores finais, preservando a viabilidade econômica e financeira dos Agentes de Comercialização. ONS – Operador Nacional do Sistema. Coordenação e controle da operação da geração e da transmissão no sistema elétrico interligado. CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Administração de contratos, liquidação do mercado de curto prazo, Leilões de Energia.

23. CUSD CCD CCD CUSD

24. CCE CCE CCEE CUST CCT CCE CCE CUSD e CCD

25. CCT CCT CCEE CCT

26. Cons. Cativo CCE, CUSD e CCD CUSD e CCD CCE CUST CCT CCE CCEE CCE CUSD e CCD

27. CCEE

28. Comercialização de Energia

29. Contratação em dois Ambientes Vendedores Geradores de Serviço Público, Produtores Independentes, Comercializadores e Autoprodutores Ambiente de Contratação Regulada (ACR) Distribuidores (Consumidores Cativos) Ambiente de Contratação Livre (ACL) Consumidores Livres, Comercializadores Contratos resultantes de leilões Contratos livremente negociados CCEE (PLD)

30. Contratação no Ambiente Regulado Quantidades e Preços praticados nos Leilões de Energia Existente *preços – atualizado 01/dez/2007

31. Contratação no Ambiente Regulado Quantidades e Preços praticados nos Leilões de Energia Nova *preços – atualizado 01/dez/2007

32. ACL - Ambiente de Contratação Livre • Condições para se tornar Consumidor Livre • Operações de compra e venda de energia elétrica, no ACL, envolvem: Agentes de geração (APE, PIE e SP) Comercializadores Consumidores livres • Relações livremente pactuadas por contratos bilaterais; • O Decreto 5.163/2004 tornou obrigatória a adesão dos consumidores livres à CCEE.

33. Usinas Hidráulicas Usinas do PROINFA Existem Restrições Graves Restrições Não existem impedimentos Usinas Térmicas Balanço de Energia - Expansão

34. Usinas Hidráulicas Usinas do PROINFA Existem Restrições Graves Restrições Não existem impedimentos Usinas Térmicas Balanço de Energia - Expansão

35. Balanço de Energia - ONS

36. Balanço de Energia - ONS

37. Tarifas de Fornecimento

38. MECANISMOS DE REAJUSTE DAS TARIFAS • Concepção do contrato: 1995 – aprovado pelo CND; • Criação da ANEEL: 1997 – Implementar as disposições estabelecidas nos contratos de concessão; • Contrato de concessão da Copel 046/1999; • Mecanismos de alteração das tarifas previstos nos contratos (cláusula econômica) : • Reajuste tarifário anual • Revisão tarifária periódica • Revisão tarifária extraordinária

39. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL RR – Receita Requerida Parcela A (Não Gerenciáveis) Parcela B (Gerenciáveis) + Tarifa Nova Reajuste = Tarifa Antiga Tarifa Antiga x ÍNDICE Reajuste = Tarifa Antiga

40. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL Objetivo: Restabelecer anualmente o poder de compra da receita obtida pelo concessionário PA1 + PB0 x (IVI +/-X) IRT = RA0 PA1 = custos não gerenciáveis PB0 = custos gerenciáveis PB0 (blindada) = RA0 - PA0 IVI = IGP-M Fator X = 2,31% (RT/2004) e 2,09% (RT 2008) RA0 = Período de Referência (12 meses anteriores) 0 = Anterior 1 = Atual

41. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL RR – Receita Requerida Parcela A (Não Gerenciáveis) Parcela B (Gerenciáveis) + Energia + Transmissão + Encargos Distribuição (Parcela B)

42. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA • Objetivo: redefinir o nível das tarifas de fornecimento de energia elétrica, considerando: • custos operacionais eficientes; • adequada remuneração sobre investimentos prudentes. Receita Requerida – Outras Receitas RT (%) = Receita Verificada RR = Parcela A + Parcela B OR = Receitas Extra Concessão RV= Ano Teste (12 meses futuros)

43. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDOCA RR – Receita Requerida Parcela A (Não Gerenciáveis) Parcela B (Gerenciáveis) + Energia + Transmissão + Encargos Custos Operacionais + Quota de Reintegração + Remuneração do Capital

44. COMPONENTES DE CUSTOS DA PARCELA A Compra de Energia + Transporte + Encargos Setoriais CCC CDE RGR TFSEE ESS P&D PROINFA ONS • Itaipu • Contratos Bilaterais • CIEN • ITIQUIRA • ELEJOR CCEAR (LEILÃO) Rede Básica Rede de Fronteira MUST Itaipu Transporte de Itaipu Conexão

45. COMPONENTES DE CUSTOS DA PARCELA B Custos Operacionais Quota de Reintegração Remuneração do Capital + + • Empresa de Referência • Pessoal • Material • Serviços Inadimplência Base de Remuneração Bruta X Taxa de Depreciação de 4,49% Base de Remuneração Liquida X Custo do Capital (WACC) de 9,95%

46. COMPOSIÇÃO DA RECEITA E DA TARIFA - RT JUNHO/08

47. DETALHAMENTO DOS CUSTOS DE COMPRA DE ENERGIA • Itaipu (Cota Parte):Aquisição da cota-parte de energia elétrica produzida pela Usina Hidrelétrica de Itaipu; • Contratos Bilaterais: firmados anteriormente à Lei nº 10.848/2004 e Homologados pela ANEEL; • Leilões de energia (CCEAR): Com base nos mecanismos legais de comercialização vigente ( Decreto nº 5.163, de 30/07/2004)

48. DETALHAMENTO DOS CUSTOS DE TRANSMISSÃO • Rede Básica (Nodal):Incide sobre toda a demanda contratada nos pontos de conexão; • Rede Básica (Fronteira):Incide para os usuários beneficiados nos pontos de conexão da Rede Básica; • Rede Básica (Itaipu):Custos de transmissão relativos a cota-parte da energia adquirida de Itaipu; • Transporte de Itaipu:Encargo devido pelas empresas que adquirem energia de Itaipu. • Conexão:Instalações disponibilizadas pelas Transmissoras, não integrantes da rede básica; • O.N.S.:Condomínio pela administração do sistema.

49. DETALHAMENTO DOS ENCARGOS SETORIAIS • Quota da Reserva Global de Reversão (RGR):Prover recursos para Reversão/encampação e financiar a expansão e melhoria dos serviços; • Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE):Prover recursos para a Agencia Reguladora do serviço público de energia elétrica; • Quotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC):Cobrir os custos anuais da geração termoelétrica do sistema isolado produzida no País; • Conta de Desenvolvimento Energético (CDE):Prover recursos para o desenvolvimento energético dos Estados, viabilizar a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas e promover a universalização dos serviços de energia elétrica em todo o território nacional; • Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética (P&D):Aplicação anual de, no mínimo, 1% (0,75% P&D e 0,25% EE) da receita operacional líquida; • Encargos de Serviço do Sistema (ESS):Custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema para o atendimento do consumo; • Quotas do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA):objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica no país.

50. HISTORICO DOS REAJUSTES TARIFÁRIOS