REVISO TARIFRIA COMPREENDENDO AS TARIFAS Franklin Miguel Sumrio

REVISÃO TARIFÁRIA COMPREENDENDO AS TARIFAS Franklin Miguel

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

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.

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.

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

Copel em Números Dez/2007 • 393 Municípios • 3, 4 milhões de consumidores • 20. 793 GWh/ano mercado fio • 2, 3 milhões de postes • 194 mil km 2 de área de Concessão

Copel em Números Dez/2007 Geração Própria • Capacidade instalada 4. 550 MW • 17 Usinas Hidroelétricas • 01 Usina Térmica • 01 Usina Eólica Geração Participações • Capacidade instalada proporcional 664, 4 MW • 06 Usinas Hidroelétricas • 01 Usina Térmica

Copel em MAUÁ

Copel em MAUÁ

Copel em MAUÁ

Copel em Números Dez/2007 Transmissão (maior ou igual a 230 k. V) • 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

Copel em Números Dez/2007 Distribuição (menor 138 k. V) • 341 subestações de distribuição • 72 subestações de 138 k. V • 31 subestações de 69 k. V • 238 subestações de 34, 5 k. V Distribuição • 177 mil km de redes e linhas de distribuição • 1. 173 km de linhas de 69 k. V • 88 km de linhas de 88 k. V • 4. 298 km de linhas de 138 k. V • 171 mil km de rede de distribuição (34, 5/13, 8 k. V) • 324 mil transformadores de distribuição

Copel em Números 20. 793 GWh de Mercado Dez/2007 34% INDUSTRIAL 28% RESIDENCIAL 20% COMERCIAL 10% OUTRAS 8% RURAL

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

Setor Elétrico Brasileiro

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

Setor Elétrico - Agentes

Modelo Institucional do Setor Elétrico CNPE – Conselho Nacional de Política Energética. Homologação da política energética, em articulação com as demais políticas públicas. CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. Monitoramento das condições de atendimento e recomendação de ações preventivas para garantir a segurança do suprimento. MME 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 – Operador Nacional do Sistema. Coordenação e controle da operação da geração e da transmissão no sistema elétrico interligado. MME – Ministério de Minas e Energia. Formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes do CNPE Agentes CCEE 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. CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Administração de contratos, liquidação do mercado de curto prazo, Leilões de Energia.

CCD CUSD

CCE CUST CCE CUSD e CCD CCEE CCE

CCT CCT CCEE

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

CCEE

Comercialização de Energia

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)

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

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

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.

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

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

Balanço de Energia - ONS

Balanço de Energia - ONS

Tarifas de Fornecimento

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

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

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

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

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

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

COMPONENTES DE CUSTOS DA PARCELA A Compra de Energia Itaipu Contratos Bilaterais ØCIEN ØITIQUIRA ØELEJOR CCEAR (LEILÃO) + Transporte + Rede Básica Rede de Fronteira MUST Itaipu Transporte de Itaipu Conexão Encargos Setoriais CCC CDE RGR TFSEE ESS P&D PROINFA ONS

COMPONENTES DE CUSTOS DA PARCELA B Custos Operacionais Empresa de Referência ØPessoal ØMaterial ØServiços Inadimplência + Quota de Remuneração do Reintegração + Capital Base de Remuneração Bruta Base de Remuneração Liquida X X Taxa de Depreciação Custo do Capital (WACC) de 4, 49% de 9, 95%

COMPOSIÇÃO DA RECEITA E DA TARIFA - RT JUNHO/08 ABERTURA DA CONTA DE ENERGIA ELÉTRICA (140, 85%) COMPONENTES DA FATURA - RESOLUÇÃO ANEEL N° 166/2005 TRIBUTOS: ICMS 27% + PIS/PASEP 1, 04% e COFINS 4, 76% CIP: (CTBA) 5% LIMITADO A R$ 6, 25 ABERTURA DA TARIFA - COMPONENTES DE CUSTOS (100%) RESOLUÇÃO ANEEL N° 663/2008 ENCARGOS 13, 51% ENERGIA 45, 12% TRANSMISSÃO 9, 31% DISTRIBUIÇÃO 32, 06% CCC 4, 31% REDE BÁSICA 8, 22% ITAIPU 10, 20% OPERAÇÃO 17, 62% CDE 4, 37% CONEXÃO 0, 27% BILATERAIS 6, 83% REINTEGRAÇÃO 7, 36% P&D 0, 92% ITAIPU 0, 82% CCEAR 28, 08% REMUNERAÇÃO 7, 08% PROINFA 1, 32% ONS 0, 01% RGR 0, 70% TFSEE 0, 23% ESS 1, 65%

DETALHAMENTO DOS CUSTOS DE COMPRA DE ENERGIA üItaipu (Cota Parte): Aquisição da cota-parte de energia elétrica produzida pela Usina Hidrelétrica de Itaipu; üContratos Bilaterais: firmados anteriormente à Lei nº 10. 848/2004 e Homologados pela ANEEL; üLeilões de energia (CCEAR): Com base nos mecanismos legais de comercialização vigente ( Decreto nº 5. 163, de 30/07/2004)

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

DETALHAMENTO DOS ENCARGOS SETORIAIS üQuota da Reserva Global de Reversão (RGR): Prover recursos para Reversão/encampação e financiar a expansão e melhoria dos serviços; üTaxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE): Prover recursos para a Agencia Reguladora do serviço público de energia elétrica; üQuotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC): Cobrir os custos anuais da geração termoelétrica do sistema isolado produzida no País; üConta 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; üPesquisa 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; üEncargos de Serviço do Sistema (ESS): Custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema para o atendimento do consumo; üQuotas 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.

HISTORICO DOS REAJUSTES TARIFÁRIOS

ABERTURA DAS TARIFA DE ENERGIA (TE) Custo de Compra de Energia e Perdas Técnicas TARIFA DE USO DO SISTEMA DISTRIBUIÇÃO (TUSD) Custos Operacionais (Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Depreciação) Remuneração do Capital (Capital Próprio e Terceiros) Encargos Setoriais (CCC, CDE, RGR, TFSEE, Rede Básica, Conexão, Transp. Itaipu, ONS, P&D, ESS, Proinfa) Transporte (Rede Básica, Conexão, Transp. Itaipu, ONS)

VARIAÇÃO DAS TARIFAS DA RES. 479/07 PARA A RES. 663/08 (ANEXO I) DO MERCADO DE FORNECIMENTO % O nível A 3 e A 3 a mostra o maior crescimento do mercado

TARIFA MÉDIA DE ENERGIA E USO DO SISTEMA RES. 663/08 (ANEXO I) DO MERCADO DE FORNECIMENTO R$/MWh O nível A 3 a concentra o maior efeito dos Descontos institucionais para as classes: Rural e Serviço Público e o maior crescimento do mercado

EVOLUÇÃO DO MERCADO DE FORNECIMENTO, COMPARATIVO ENTRE O IRT/2007 E A RT/2008 GWh

EVOLUÇÃO DA TE DE 2004 PARA 2008 (ANEXO II – TARIFA BASE) DO MERCADO DE FORNECIMENTO R$/MWh Mix Energia R$82/MWh Mix Energia R$70/MWh Mix Energia R$77/MWh Mix Energia R$82/MWh

PARCELA RECEITA B A REQUERIDA COMPARATIVO EVOLUÇÃO DA DA RECEITA REQUERIDA, PARCELA A E PARCELA B, DA COPEL 24% a. p. 12% a. p. 24% a. p. 10% a. p. 24% a. p. 19% a. p.

ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TARIFA Nível Tarifário Perdas Técnicas Estrutura Tarifária Tarifas por nível e modalidade

ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TARIFA Curvas de carga (tipologias) Fluxo de potência (máxima potência) Custos de capacidade e Demandas agregadas p/ nível Mercado projetado (ano teste - GTF) Custos Marginais de expansão p/ nível (Aneel) Mercado de demanda projetado (GTF) Sinalização Tarifária (Dp/Dfp) (Aneel) Tarifas de referência Tarifas referentes às parcelas da receita requerida (RA 1) estruturadas pelo custo marginal: Parcela B, Perdas Técnicas, RGR, P&D-fio e TFSEE-Fio

ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TARIFA Tarifas de Referência Mercado projetado (ano teste – GTF) Receita Requerida RA 1 (com todas as parcelas) Regras estabelecidas na resolução 166 TUSD (k. W e k. Wh) Tarifas Anexo II TE Receita RA 1 Tarifas Anexo I (k. Wh) Componentes financeiros CVAs

ESTRUTURA TARIFÁRIA: SISTEMA DE TARIFAÇÃO SISTEMA TARIFARIO DO MERCADO CATIVO RESOLUÇÃO ANEEL Nº 456/2000 CONVENCIONAL HORO-SAZONAL ALTA TENSÃO BINÔMIA DEMANDA < 300 k. W BAIXA TENSÃO MONÔMIA A 3 a (30 a 44 k. V) A 4 (2, 3 a 25 k. V) AS (SUBTERR NEO) B 1 (RESIDENCIAL) B 2 (RURAL / COOP. ) B 3 (COML. / INDL. ) B 4 (ILUM. PUBL. ) Convencional Verde ALTA TENSÃO BINÔMIA PONTA E FORA DE PONTA PERÍODO SECO E ÚMIDO VERDE/AZUL (DEM < 300 k. W) A 3 a (30 a 44 k. V) A 4 (2, 3 a 25 k. V) AS (SUBTERR NEO) AZUL (DEM > 300 k. W) A 1 (230 k. V) A 2 (88 a 138 k. V) A 3 (69 k. V) Azul

ESTRUTURA TARIFÁRIA: MODALIDADE HORO SAZONAL METODOLOGIA HORO-SAZONAL 365 dias = 8. 760 horas/ano Período Seco (Mai/Nov) 214 dias = 5. 136 horas Ponta (18/21 horas) = 459 horas Fora de Ponta (22/17 horas) = 4. 677 horas Período Úmido (Dez/Abr) 151 dias = 3. 624 horas Ponta (18/21 horas) = 324 horas Fora de Ponta (22/17 horas) = 3. 300 horas

TARIFA ABERTA POR COMPONENTE – NÍVEL A 4

ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TUSD AZUL • TUST • Per. téc. Rede Básica • Conexão • Uso outra Distrib. • Remun. Capital • Depreciação • Op. e Manutenção DP (R$/k. W) Fio A (selo) DFP (R$/k. W) Fio B (C. Marg) Fio A (sem TUST) Fio B • TFSEE • RGR • P&D e Ef. Energ. • ONS (selo) Perda téc. (C. Marg) Encargos Fio (C. Marg) Per. não téc. (selo) Encargo (R$/MWh) Perda téc. Enc. Fio Per. não téc. Enc. Sist. El. (selo) Per. não téc. (selo) • CCC • CDE • PROINFA

ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSTRUÇÃO DA TE VERDE • Fator de conversão para a determinação de tarifas de demanda cobradas em energia (VERDE)

ESTRUTURA TARIFÁRIA: CONSRUÇÃO DA TE

TARIFA ABERTA POR COMPONENTE – NÍVEL A 4 A explicação para este aumento da TUSD cobrada em energia para o VERDE está relacionada à mudança na sinalização de corte entre as tarifas AZUL e VERDE realizada pela ANEEL para todas as empresas neste segundo ciclo de revisão tarifária.

ESTRUTURA TARIFÁRIA: FATORES DE CONVERSÃO Tarifa HS - Verde R$ k. Wh 0, 66 Tep Tdp Dp Fc 783 – Tarifa de energia de ponta referente à demanda de ponta – Tarifa de demanda de ponta – Demanda de ponta – Fator de carga – Número de horas na ponta no ano

ESTRUTURA TARIFÁRIA: FATORES DE CONVERSÃO Construção da Tarifa de Energia na Ponta Seca - EPS A 4 HSV

ANÁLISE DA TARIFA DE CONSUMO (R$/MWh) DO NÍVEL A 4 HORO SAZONAL VERDE R$/MWh

Descontos Tarifários Praticados Reajuste autorizado pela ANEEL 25, 2% Reajuste aplicado pela COPEL 0% 15% 9% Reajuste médio não aplicado 25, 2% 8, 2% 06/2003 01/2004 7, 8% 14, 4% 5, 1% -1, 2% IRT – 1, 2% CVA +9% IRT 4, 9% CVA 0, 2% IRT 2, 2% CVA – 3, 4% 5% 4, 4% 3, 3% -1, 2% 12, 5% 8, 2% 6, 8% 0% 0% 06/2004 02/2005 06/2006 IRT 9, 1% CVA 5, 2% • Esta iniciativa transferiu para a sociedade paranaense mais de 1, 3 bilhão de Reais. 06/2007

Comparativo de Tarifas

OBRIGADO PELA ATENÇÃO CONTATO SCT/DAST FRANKLIN K. MIGUEL 3331 -2198 ANDRE LUIZ DE CASTRO DAVID 3331 -2815