1

Foz do Iguaçu, 22 de agosto de 2014

3º Encontro de conselhos de consumidores da

Região Sul Nelson Leite – Presidente

2

Pauta

1. Visão de longo prazo: pilares para o desenvolvimento e sustentabilidade do setor de distribuição de energia elétrica

2. Questões conjunturais: a crise financeira sobre o setor de distribuição

3. Perspectivas regulatórias: o 4º ciclo de revisão tarifária

3

SUMÁRIO EXECUTIVO

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

A ABRADEE propõe uma agenda para interlocução com a

Aneel e Governo visando contínua evolução e atendimento às necessidades do país (1/2) O SEB e em especial a Distribuição passaram por grandes transformações nas ultimas décadas:

privatização, novo modelo setorial, racionamento, revisão do modelo setorial, revisão do marco de concessões O novo modelo regulatório e a eficiência de gestão permitiram as Distribuidoras atrair recursos e realizar

investimentos que posicionaram o setor num patamar superior de eficiência e qualidade

Ao longo dos CRTPs o modelo permitiu capturar ganhos de produtividade em favor da modicidade tarifária

e, nesse momento, ganhos marginais sinalizam proximidade de um esgotamento em diversas dimensões:

– Qualidade, eficiência, financiamento e investimento

Para continuar evoluindo, atender às necessidadesdo país e responder as mudanças em curso na

geração e consumo de energia, a Distribuição deverá transformar-se

As condições para esta transformação requerem um forte alinhamento regulatório, de forma que as

reformas necessárias possam ser inseridas no próximo ciclo

4

SUMÁRIO EXECUTIVO

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

A ABRADEE propõe uma agenda para interlocução com a Aneel e

Governo visando contínua evolução e atendimento às necessidades do país (2/2) Neste sentido, a ABRADEE,propõe uma agenda para ser discutida em preparaçãoao 4o CRTP, baseada

em 3 pilares fundamentais:

– Estabelecimentode um Plano de investimentos para renovação e modernização de ativos

– Garantia de sinais econômicos corretos para o setor

– Estimulo a evolução do modelo de negócios

AABRADEE propõe intensificar a interlocução com aANEELe candidatos à Presidência da República m 13

temas chave que suportam essa Agenda e realizar um trabalho proativo alinhado com os objetivos daANEELao

longo de 2014 para estimular essa transformação que a sociedade demanda e o setor precisa responder

5

>Temas relevantes, com

prioridade intercambiável

NECESSIDADES DE DESENVOLVIMENTO

conforme contexto sócio-

econômico e

desenvolvimento

tecnológico

>Temas permanentes na

Agenda, atenção

constante

NECESSIDADES BÁSICAS

Sustentabilidade Qualidade Modicidade tarifária Prioridade atual

Garantia de suprimento Foco permanente

Universalização Objetivo endereçado

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

Para desenvolver esta agenda aABRADEE levou em conta a

Agenda do Governo junto ao setor elétrico

Eixos de atuação do Governo junto ao setor elétrico

6

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

As mudanças introduzidas no 3º CRTP tornam o ambiente para as

Distribuidoras mais desafiador nos próximos anos

Desafios atuais da Distribuição – Impactos do 3º CRTP

2 Esgotamento do modelo > O modelo atual apresenta sinais de esgotamento que

se manifestam em pelo menos 4 dimensões:

qualidade, eficiência, financiamento e investimento

Ds para o limite de atratividade Setor de Distribuiçãodesempenha papel fundamental para a sociedade brasileira

> Com as novas regras do 3o CRTP, o modelo atual

diminuiu o patamar de incentivos, dificultando os

avanços necessários para maior transformação do

setor 4 Necessidade de incentivos para transformação

> As Distribuidoras permanecem suportando riscos

para os quais não são remuneradas, por exemplo:

planejamento de mercado, gestão de ativos 100%

depreciados e OEs 3 Riscos não remunerados

1 Redução da atratividade de investimentos > Ainda que tenha apresentado altos e baixos – e um

patamar adequado no último período – as

mudanças do 3º CRTP levam a rentabilidade das

7 Fonte: CVM; Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

26,1 22,4

3,8

26,0

7,8

Min.

Máx. Méd.

3º CRTP

Estimado (2012)

2º CRTP

Final

(2010-2011)

29,0 24,5

2º CRTP

Início

(2007-2008)

1º CRTP

Início

(2003-2004)

Nota:3o CRTP (E) – extrapolação do resultado das 9 empresas que já passaram pelo ciclo para as demais empresas

> Patamar mínimo histórico 13,4

11,6

16,4

38,5

REDUÇÃO DA ATRATIVIDADE 1

Desde o 2º CRTP a rentabilidade apresenta trajetória decrescente,

estimamos que alcançarão patamar mínimo histórico no 3º CRTP

Evolução da margem EBIDTApor CRTP[%] 44,3

8

REDUÇÃO DA ATRATIVIDADE

Rentabilidade média das

Setores selecionados Empresas selecionadas de setores regulados

11,9% 11,8%

16,9% 19,3%

26,6% Distribuidoras - 1º e 2º CRTP

(17,6%) Rentabilidade

média esperada - 3º CRTP

(14,8%)

6,6% 7,9%

10,4%

15,7%

25,3%

Papel e

Celulose

Varejo

Capital e Metal.

Mineração Serviços Siderurgia Bens de Contrução

Setor é atualmente competitivo na atração de investidores, mas o 3º CRTP comprometerá rentabilidade das

Distribuidoras e sua competitividade na atração de capital próprio Nota:A métrica lucro líquido sobre patrimônio líquido tem um conjunto de limitações, e é aqui utilizada apenas em função da sua simplicidade de cálculo para fins ilustrativos.

Uma das grandeslimitações da métrica é não poder ser utilizada em períodoscurtos (ex. 1 ano) e em função disto, utilizamos a média entre 2003 e 2011.

Fórmula de cálculo da rentabilidade = Lucro Líquido / Patrimônio Líquido

14,1%

9,6%

33,9%

40,8%

35,7%

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

Rentabilidade média de setores selecionados 2003-2011 [%]

1

Amenor rentabilidade das Distribuidoras para o 3º CRTP

comprometerá a competitividade na atração de investidores

9

2 ESGOTAMENTO DO MODELO

ESGOTAMENTO DO MODELO

ATUALDE DISTRIBUIÇÃO > Necessária ruptura para assegurar modicidade com equilíbrio financeiro e operacionaldas concessionárias

> Os indicadores de qualidade na Distribuição evoluíram significativamente

até 2010 – nos últimos anos apresentam estabilização Eficiência

> O segmento pode estar atingindo um limite de eficiência – convergência

de custos das empresas eficientes e ineficientes Financiamento

> O nível de endividamento no segmento atingiu valores acima dos

tipicamente aceitos para captação de crédito adicional Investimento

> Tomada de decisão para novos investimentos é dificultada pela incerteza

de reconhecimento dos investimentos

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

O modelo atual apresenta sinais de esgotamento em 4 dimensões:

qualidade, eficiência, financiamento e investimento

Principais indícios do esgotamento do modelo atual de Distribuição

Qualidade

10

DEC [horas] FEC [vezes]

Necessidade de

ruptura

Necessidade de

ruptura

11,2 12,5

18,4

15,8

27,2

21,7

1997 2011 1997 2011

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

Evolução dos indicadores de qualidade

ESGOTAMENTO DO MODELO 2

O segmento evoluiu consideravelmente em relação aos indicadores

de qualidade, porém já apresenta sinais de estabilização

11

2º CRTP 3º CRTP1) 1º CRTP

Eficientes 2) 20%

13 15 5

#

(# ) Número de Distribuidoras 1) Custos regulatórios projetados a partir da nova metodologia; 2) Custos operacionais < Custos regulatórios;3) Custos operacionais > Custos regulatórios

Não eficientes

-26%

15%

-32% -49%

13%

9 > Convergência dos custos operacionais

para os custos regulatórios, tanto das

eficientes quanto das não eficientes

> Distribuidoras mais uniformes

ou retirada dos incentivos das mais eficientes

7 > Distribuidoras apresentam

ganhos de eficiência em relação aos custos regulatórios

6 > Grupo de empresas não

eficientes com grande disparidade entre os custos regulatórios e os custos reais

> ESTAMOS

PRÓXIMOS DO

LIMITE?

> LIMITAÇÃO DOS

INCENTIVOS?

Fonte: CVM; ANEEL; Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

As empresas foram incentivadas a buscar eficiência ao longo dos

CRTPs tendendo a um limite no último ciclo

Evolução da eficiência das Distribuidoras [PMSO/Custos Operacionais reconhecidos]

3)

ESGOTAMENTO DO MODELO 2

12

ESGOTAMENTO DO MODELO

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

Média do endividamento das Distribuidoras [%]

Endividamentodo setor elétrico; 2011 [Dívida Líquida/ EBITDA; vezes]

1,51 1,84 1,67 1,78 1,80 35

26

17 17 +289%

2011 2010 2009 2008

9 2007

% de Distribuidoras com endividamento acima de 2,4 [dívida líquida/ebitda;

vezes] – 20% abaixo de 3,0 (média tipicamente aceita pelo BNDES)

0,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

4,0

3,5

3,0

5,0

4,5 4,61

3,90

3,17 3,04

2,76 2,62

2,14 2,09

1,58

1,35

1,11 0,90

0,64

Pós3º CRTP

Pré 3º CRTP

1,18

2,09

2,71 2,77

3,23

3,96

Zona tipicamente Adotada pelo BNDES

2

Endividamento das Distribuidoras

Para evoluir as Distribuidoras aumentaram os níveis de endividamento

– algumas começarão a enfrentar problemas de refinanciamento

13

9,8

2 ESGOTAMENTO DO MODELO

Depreciação

total 2ºCRTP 3)

4,6

Acréscimo

na BRR 2)

3,5

Reconhecimento

do investimento

100% 82%

Investimento

Nota:Estimativa 1) Não estão considerados o investimento no Programa Luz para Todos; 2) BRR bruta 3º CRTP - BRR bruta 2º CRTP; 3) Depreciação total de BRR bruta no 2º CRTP

Motivos para não reconhecimento do investimento > Investimentos considerados não prudentes > Investimentos necessários para a melhor prestação do serviço por parte da Distribuidora não reconhecidos na BRR > Classificação de investimentos realizados como despesas operacionais das Distribuidoras

As empresas tem dificuldades de realizar investimentos e obter o

seu devido reconhecimento na BRR

Avaliação do reconhecimento de investimentos¹)

Investimento e reconhecimentos globais analisados [R$ bn]

Fonte: CVM; ANEEL; Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

14

e assumem riscos de ativos não

remunerados – >20% do total de ativos

Ativos como % do ativo total

12,0% 12,6%

COMPRA E VENDA DE ENERGIA ATIVOS 100% DEPRECIADOS E OBRIGAÇÕES ESPECIAIS RISCO REGULATÓRIO

RISCOS NÃO REMUNERADOS 3

> ANEEL é aberta ao diálogo e tem aprimorado atuação, mas há riscos:

– Discricionariedade: dependência de

fiscalização em processos relevantes

– Provisoriedade: definições do 3º ciclo

finalizadas após data de revisão tarifária

– Grande volume de normas: >4500

normas emitidas, 105 audiências e 12

consultas públicas em 2012

– Baixa aceitação de contribuições: 16%

em 2011 e 13% no 1S 2012

– Prazo para contribuições/interações:

contribuição para 4º ciclo agendada para

ago/14, revisões a iniciar em abr/15

> O mercado de energia é de difícil previsão > Desde o 2º CRTP as Distribuidoras operam

– e.g. suscetibilidade à economia e ao

cancelamento de investimentos

> AMP 579 reduziu a flexibilização na

devolução de contratos de energia 15,2% 9,6%

Obrigaçõesespeciais3)

3º CRTP

Ativos100% depreciados²)

2º CRTP

1) Risco intensificado por alteração para IRFS, que não permite lançamento de CVA como ativo a receber; 2) Média para 8 empresas representativas do setor [Ativos 100 depreciados]/[BRR bruta + Obrigações especiais + Ativos 100 depreciados]; 3) [Obrigações especiais]/[BRR bruta + Obrigações especiais + Ativos 100 depreciados]

> Remuneração cobre O&M mas não

considera riscos da operação, incluindo

manutenção dos indicadores de qualidade

e falha ou quebra do aparelho

> ADistribuição assume riscos financeiros

de previsão e contratação – e.g. carrega-

mento de CVAda energia comprada1)

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

As Distribuidoras assumem riscos na compra e venda, gestão de

ativos e regulação, que atualmente não são remunerados Análise de riscos não remunerados

15

NECESSIDADE DE INCENTIVOS PARA TRANSFORMAÇÃO 4

NOVO PARADIGMA

NA GERAÇÃO > Desenvolvimento de

novas tecnologias /

fontes na Geração

– Eólica

– Solar

– CCS1)

– Geotérmica

– Resíduos sólidos

> Desenho de novas

tecnologias de storage

NOVO PARADIGMA NO

CONSUMO > Geração distribuída

> Termostato inteligente

> Baterias para

armazenamento de

energia renovável

> Medidores inteligentes

Exemplos:

• Redes em malha (não ponto-a-ponto) com transporte bi-direcional

de energia e dados

• Capacidade de responder rapidamente a variações na geração e

consumo

– Maior presença de elementos ativos (inteligentes) na rede

– Elevada capacidade de adaptação e reconfiguração

• Menores custos de operação e redução de perdas técnicas

• Informações em tempo real orientando planejamento da manutenção

e expansão da rede

• Oferta de novos serviços (ex.: rede de dados, pontos de

abastecimento para veículos elétricos)

• Desenvolvimento de cidades sustentáveis – green cities 1) CarbonCaptureand Storage

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

A evolução da sociedade no Brasil e no mundo demandará

transformações para fazer frente a novos paradigmas do setor elétrico Transformação do contexto do setor elétrico Quais serão os impactos nas redes de Distribuição ?

16

I II III

Estabelecimentode um

Plano de investimentos

para renovação e

modernizaçãode ativos

Garantia de sinais

econômicos corretos

para o setor

>

>

>

>

>

>

Qualidade

Perdas

Base Regulatória

WACC

Opex

Riscos

>

>

Estrutura tarifária

Tributos

>

>

>

>

Enquadramento por adesão

Reconhecimento garantido

Incentivos diferenciados

Tratamento das especificidades

Estimulo a evolução

do modelo de

negócios

> Incentivos materiais para o desen-

volvimento de outros serviços

> Reflexão sobre modelos de

negócios alternativos que estimu-

lem a efetividade empresarial

> Eficiência Energética

Fonte: Equipe de projeto; Roland Berger Strategy Consultants

A ABRADEE propõe o estabelecimento de uma

Agenda Positiva e propositiva baseada em 3 pilares

Agenda positiva e propositiva

AgendaABRADEE para o 4º CRTP

17

Pauta

1. Visão de longo prazo: pilares para o desenvolvimento e sustentabilidade do setor de distribuição de energia elétrica

2. Questões conjunturais: a crise financeira sobre o setor de distribuição

3. Perspectivas regulatórias: o 4º ciclo de revisão tarifária

18

Contexto: Balanço: 2013 vs 1º Quadrimestre de 2014 (1/3)

2013

Decreto 7.945/13

1º Quadri/14

Decretos 8.203 e 8.221

Mesmo assim, as distribuidoras assumiram custos adicionais da ordem de R$ 1,4 bilhão nesse 1º

Quadrimestre: R$ 0,5 bi – Leilão A-1/13 R$ 0,5 bi – Despacho Térmico jan/14 R$ 0,4 bi – Risco hidrológico R$ 0,5 bi – Limite da Conta ACR -R$ 0,5 bi – Cobertura Tarifária do ESS

EBITDA do setor de distribuição em 2013 foi de

R$ 11 bi

19

Perfil do histórico da CVA e seus limites operacionais

0,60,2

-0,5

1,0

-1,2

-0,8

-0,6

0,8

1,4

4%

1%

-3%

6%

-8%

-4%-6%

7%

37%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

-1,5

-1,0

-0,5

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 1Q2014

CVA Energia (Bi R$)

CVA Energia/EBITDA (%)

A CVA Energia representou 2/3 da CVA no período analisado

Carregamento da CVA Energia no 1Q2014 foi da ordem de 37%

do Ebitda no mesmo período

20

Definição dos parâmetros dos cenários (PLD e GSF)

1,00

0,82

0,93

0,88

0,98

0,80

1,00

1,20

abr mai jun jul ago set out nov dez

GSF_Severo

GSF_Mediano

+

-

Referência

0,97

797 752

413

664

0

400

800

abr mai jun jul ago set out nov dez

PLD - Severo PLD - Mediano

21

Estimativa dos custos do risco hidrológico associado às cotas

(Caso mediano que tem se mostrado)

0,4

0,2

0,3

0,4

0,2

0,1

0,1

0,0

Cenário Mediano

R$ 1,8 bi

22

Uma questão relevante para a análise do fluxo financeiro é o

descasamento mensal entre a projeção de custos do Risco

Hidrológico e da receita do Excedente Financeiro da CONER

0,4

0,3 0,3

0,4

0,2

0,1

0,1

-0,0

0,4

0,1

0,2 0,2

0,3

0,3

0,4

0,2

Risco hidrológico Excedente Financeiro da CONER

Meses com despesas superiores às receitas

Meses com despesas inferiores às receitas

Distribuidoras carregam custos

adicionais

Alívio nos saques da Conta

ACR

23

Há possibilidade de que o 2º aporte à Conta ACR possa

contemplar recursos para cobrir o Risco Hidrológico das Cotas?

Receitas

R$ 8,8 bi

Despesas

R$ 8,6 bi

Despacho Térmico

2,8 bi

Exposição Involuntária

R$ 4,0 bi

Risco hidrológico

R$ 1,8 bi

2ª Conta ACR

R$ 6,6 bi

Excedente Coner

R$ 2,2 bi

2. pela expectativa de redução na “quebra” da geração termoelétrica (R$ 2,9 bi)

3. pela suspensão das liminares da UHE Sto. Antonio (R$ 1,2 bi)

1. pelo aumento da cobertura tarifária verificado nos últimos reajustes (R$ 0,5 bi)

Alívios considerados

desde a última estimativa de julho

24

Pauta

1. Visão de longo prazo: pilares para o desenvolvimento e sustentabilidade do setor de distribuição de energia elétrica

2. Questões conjunturais: a crise financeira sobre o setor de distribuição

3. Perspectivas regulatórias: o 4º ciclo de revisão tarifária

25

Balanço final dos impactos tarifários do 3º Ciclo Revisional (1/2)

5,3%

0,3% 0,1% 0,7%

-7,6%

-1,2%

11,6%

5,3%1,3% 3,3%

-20,3%

-1,2%

-35%

-30%

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

Expressiva e preocupante redução da parcela de receita exclusiva das distribuidoras!

26

Balanço final dos impactos tarifários do 3º Ciclo Revisional (2/2)

Contínuo viés de redução da parcela da

distribuição na formação das tarifas

finais!

27

Composição da Tarifa Média de Energia Elétrica

Balanço do 3º ciclo de revisão tarifária (2011-2014)

Legenda: PMSOr – pessoal, material, serviços de terceiros e outros custos operacionais regulatório EBITDAr – remuneração e reintegração do capital regulatório

Por exemplo, 10% de variação de custos da componente de Energia e

Transmissão consome 50% do resultado financeiro da atividade de distribuição no mesmo período

Resultado da atividade do setor é extremamente influenciado por variações de custos de mínimo controle das próprias distribuidoras

28

Expectativas para o 4º ciclo

• Diante desse quadro e da Consulta Pública n. 11/2013 (conteúdo conceitual para o 4º ciclo), havia expectativa de não ocorreria dilapidação de valor.

• No 3º CRTP o setor atuou para minimizar a perda de valor. O ambiente para 4º CRTP dava a impressão de que contribuiremos para agregar valor ao setor.

• Porém, a Audiência Pública 23/14 quebrou essa expectativa

29

Impactos quantitativos das propostas da ANEEL para o 4º ciclo

(1/2)

*Impacto em 9 distribuidoras entre -2% a -13%

11,4 11,1

10,3 10,2

100%98%

91% 90%

80%

85%

90%

95%

100%

105%

5,0

7,0

9,0

11,0

EBITDA Regulatório 3 CRT

WACC Fato X (Pd) Opex Ano Teste (T>2%; 3 CRTP)*

Principais vetores de redução de valor 3º CRTP Proposta 4º CRTP

Custo médio ponderado de capital (WACC) 7,50% 7,16%

Captura de produtividade do segmento (Fator X) 1,1% 2,0%

30

Impactos quantitativos das propostas da ANEEL para o 4º ciclo

(2/2)

Rápida degradação dos indicadores

de sustentabilidade econômica e

financeira do setor de distribuição

76%

45% 41%

2011 2013 4o Ciclo

Taxa de empresas que atendem os indicadores de

sustentabilidade econômica

46 % de redução da taxa de adequação

3,3

5,54,1

7,8

4,4

8,3

Mercado (Dívida Líquida/Ebitda) Aneel [Dívida Líquida/(Ebitda-Inv)]

2011 2013 4o Ciclo

Referência:

< [3;4]

Referência:

< 7

31

1. Cenário Macroeconômico:

2010

2014

32

2. Percepção sobre o Risco País

2010

2014

33

3. CNI / Confiança da Indústria:

2010

2014

34

4. Concessões Ferroviárias:

2012

2013

“ Trabalhamos com uma TIR

(Taxa Interna de Retorno)

razoável em relação às

últimas concessões”, disse o

Ministro dos Transportes,

Paulo Passos.

35

5. Leilões de Transmissão:

2010

2014

10x

36

Percepção do mercado para taxa de juros futura: AUMENTO!

37

Abordagem Regulatória (1/2)

Risco Distribuição Transmissão Geração Cotista

Qualidade técnica

Desempenho de custeio

Volatilidade de mercado

Inadimplência no faturamento

Descasamento financeiro (CVAs)

Repasse de volumes de energia

Exposição ao MRE (novo!)

Se as atividades reguladas estão expostas a riscos distintos, como a métrica do WACC regulatório não trata essas diferenças? A equação é a mesma!

38

Impactos quantitativos das propostas da ANEEL para o 4º ciclo

(1/2)

*Impacto em 9 distribuidoras entre -2% a -13%

11,4 11,1

10,3 10,2

100%98%

91% 90%

80%

85%

90%

95%

100%

105%

5,0

7,0

9,0

11,0

EBITDA Regulatório 3 CRT

WACC Fato X (Pd) Opex Ano Teste (T>2%; 3 CRTP)*

Principais vetores de redução de valor 3º CRTP Proposta 4º CRTP

Custo médio ponderado de capital (WACC) 7,50% 7,16%

Captura de produtividade do segmento (Fator X) 1,1% 2,0%

39

Produtividade

2009 2010 2011 2012 2013 2014

Competitividade Brasileira

Fontes: Fundação D. Cabral e World Competitiveness Yearbook

Tendência de redução!

Conjuntura pede prudência do Regulador no viés de

compartilhamento para o futuro!

40

SCN - Quadra 02 - Bloco D - Torre A Sala 1101 - Edifício Liberty Mall CEP 70712-903 Brasilia DF Brasil Tel 55 61 3326 1312 Fax 55 61 3031-9327 abradee@abradee.org.br

Nelson Fonseca Leite

Obrigado!