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APRESENTAÇÃO INSTITUCIONALFEVEREIRO, 2019
2
AVISO
As estimativas e declarações futuras constantes da presente apresentação têm por embasamento, em grande parte, as
expectativas atuais e estimativas sobre eventos futuros e tendências que afetam ou podem potencialmente vir a afetar os
negócios, a situação financeira, os resultados operacionais e prospectivos da EQUATORIAL, Estas estimativas e declarações
estão sujeitas a diversos riscos, incertezas e suposições e são feitas com base nas informações de que a EQUATORIAL
atualmente dispõe, Esta apresentação também está disponível no site www.equatorialenergia.com.br/ri e no sistema IPE da
CVM.
Essas estimativas envolvem riscos e incertezas e não consistem em garantia de um desempenho futuro, sendo que os reais
resultados ou desenvolvimentos podem ser substancialmente diferentes das expectativas descritas nas estimativas e
declarações futuras, tendo em vista os riscos e incertezas envolvidos, as estimativas e declarações acerca do futuro
constantes desta apresentação podem não vir a ocorrer e, ainda, os resultados futuros e o desempenho da EQUATORIAL
podem diferir substancialmente daqueles previstos nas estimativas da EQUATORIAL. Por conta dessas incertezas, o
investidor não deve se basear nestas estimativas e declarações futuras para tomar uma decisão de investimento.
As palavras “acredita”, “pode”, “poderá”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e expressões similares têm por
objetivo identificar estimativas. Tais estimativas referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que a
EQUATORIAL não pode assegurar a atualização ou revisão de quaisquer dessas estimativas em razão da ocorrência de
nova informação, de eventos futuros ou de quaisquer outros fatores.
Esta apresentação não constitui oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores
mobiliários, e, esta apresentação ou qualquer informação aqui contida não constituem a base de um contrato ou
compromisso de qualquer espécie.
3
Uma corporation investindo no setor elétrico
1 Depends on the closing of Ceal’s acquisition.
Quem Somos
Distribuição Transmissão Outros
Cemar Celpa Cepisa
Área de Concessão(km2)
331.983 1.248.000 251.500
Municípios (#) 217 144 224
Consumidores(2017, ‘000)
2.359 2.443 1.227
Rede (km) 123.033 153.284 91.765
Km de Rede 3.281
RAP Operacional R$150m
RAP Potencial R$895m
Capacidade Instalada
Geração 332 MW
Comerc. Sol Energias
Serviços 55 Soluções
25%
Distribuição Transmissão
CEMAR
CELPA
CEPISA
EQTT
INTESA65.1%
96.5%
90,3%
100%
100%
CEAL189.9%
Outros
GERAMAR
55 Soluções
100%
Sol Energias
51%
4
85189
341 379 416 470 512 505 559 568 575 545 617
844368
287113
485631
828
973
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
EBITDA (R$ MM, ex-Light, ex-Celpa) EBITDA Light (R$ MM) EBITDA Celpa
784757
681
1.060
1.817
1.445
1.176
Preço da Ação
Geração de Valor no Longo Prazo
através do turnaround das operações e investimentos oportunísticos
Aquisição da CEMAR
Venda da participação
na Light
Aquisição da CELPA
Aquisição do controlecompartilhado Light
Compra de 25% de participação na Geramar
IPOEQTL
EBITDA CAGR(2004-2017):
+27%
5.2Mar 31,2006
77.00Jan 03,2019
Aquisição de Ceal & Cepisa
Aquisição dos 8 projetos de transmissão
2018
ADTV 30 R$ 86 m
Aquisição da Intesa
5
Disciplina na Alocação de Capital
95% 27% 26% 26% 25% 25%106% 26% 100% 33% 25%90%Payout
Compra da Celpa e iníciodo turnaround
Descasamento de Parcela A e contração de crédito
Investimento emTransmissão
Preparaçãopara M&A
Payout Histórico de Dividendos(R$ MM)
* Lucro Líquido Ajustado é o Lucro Líquido após a formação da Reserva Legal
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Dividendos Lucro Ajustado
6
Setor Elétrico: Oportunidades de crescimento
1 Fonte: “Plano Decenal de Expansão de Energia 2027 – MME2 Fonte: BTG Pactual
# Fonte Tabela: “Mapa Dinâmico SIN” - ONS
R$ 72,5 bi de investimentos em
Linhas de Transmissão até 20271
Crescimento orgânico em consumo nas nossas
distribuidoras, em áreas com baixo consumo per capita
R$ 146 bi em M&A desde 20142
R$ 32,5 bi de investimentos em
Subestações até 20271
7
Drivers de Valor
Papel ativo na consolidação do setor elétrico brasileiro
• Leilões de projetos de transmissão
• Privatização das Distribuidoras da Eletrobrás (Cepisa e Ceal)
• Aquisição de ativos estressados com potencial de turnaround
Eficiência Operacional e Rentabilidade
• Redução de Opex com a Aquisição da Cepisa (sinergias e eficiência)
• Benchmark de Qualidade no setor
• Melhoria da eficiência através de investimento na rede de distribuição
Governança Corporativa e Cultura
• Conselho Profissional e alta administração com mais de 10 anos no Grupo
• Plano de Opção de Compra de Ações
• Meritocracia
Otimização da Estrutura de Capital
• Gestão ativa da estrutura de capital das subsidiárias
• Recursos necessários a investimentos e aquisições
• Distribuição do excesso de capital aos acionistas via dividendos
8
Administradores
Sup
rime
nto
s
Distribuição
32 anos Setor Elétrico15 anos grupo Equatorial
15 anos Setor Elétrico12 anos grupo Equatorial
20 anos em RH10 anos grupo Equatorial
10 anos Setor Elétrico10 anos grupo Equatorial
32 anos Setor Elétrico13 anos grupo Equatorial
11 anos Setor Elétrico11 anos grupo Equatorial
Transmissão
Outros
Gerências Corporativas
Regu
latório
Finan
ças e R
I
Tesou
raria
Recu
rsos H
um
ano
s
TI
Juríd
ico
Co
mercial
Engen
haria
Estrutura centralizada para gerir cada área dentro do
grupo
10 anos Setor Elétrico9 anos Finanças10 anos grupo Equatorial
CFOEduardo Haiama
CEOAugusto Miranda
DiretorTinn Amado
DiretorHumberto Nogueira
DiretorSérvio Santos
DiretorLeonardo Lucas
DiretorCarla Medrado
9
Governança Corporativa
SquadraInvestimentos
14.7% 9.8%
Opportunity
5.8%
Blackrock
69.7%
Adm. & Outros
Firmino Ferreira Sampaio NetoPresidente do
Conselho
José Jorge deVasconcelos Lima
Conselheiro
Marcelo SouzaMonteiro
Conselheiro
Carlos Augusto
Leone PianiConselheiro
Eduardo SaggioroConselheiro
Guilherme AchéVice-Presidente
do Conselho
100% Corporation, listada no Novo Mercado
7 conselheiros eleitos a cada 2 anos
2 ex-CEOs da Equatorial Energia
Luiz Henrique de Moura
Conselheiro
DISTRIBUIÇÃO
11
Foco em Resultado
Metas / Remuneração Variável => 100% Funcionários
Stock Options => Liderança
Estrutura de decisão ágil
Controle de custos
Gestão Matricial de Despesas
Gestão dos terceirizados
Contratos por produtividade
Turnaround – a Experiência da CEMAR
28.7%
16.4%
2007 3T18
Perdas Totais sobreInjetada
Eficiência em custos(PMSO/Consumidor) – em BRL
2017
171 237
Regulatory 79% or 50hredução de DEC (2004-2017)
82% or 32xredução de FEC (2004-2017)
Qualidade
12.3 pp
2o
Gestão MatricialMelhores Práticas:
12
Resultados excepcionais obtidos em duas das mais complexasáreas de concessão do Brasil
Criando valor através do turnaround
Ranking de Complexidade da ANEEL
0,503
0,377 0,3640,315 0,313
0,284 0,266 0,265 0,257 0,253
Celpa Light AmazonasEnergia
Cemar Celpe Coelba Ceal Eletropaulo Cepisa Coelce
Implementação de nova cultura corporativa
Estratégia regulatória
Obtenção de apoio de todos os stakeholders
Construção de capital humano (atração, retenção & treinamento, meritocracia)
Otimização da estrutura de capital
Investimento de modernização e reforço da rede
Estrutura organizacional ágil & otimização de processos (controle de custos, arrecadação e combate às perdas)
Crescimento orgânico
Melhoria da produtividade e eficiência operacional
Geração de capital humano (plataforma para novas aquisições)
REINVENÇÃO
CONTINUIDADE
RESTRUTURAÇÃO
13
Perdas Totais sobre Energia Injetada
Perdas
CEMAR
28,7%28,9%
25,2%
22,0%21,0%
20,7%19,2%
17,5% 17,6% 18,0%17,2%
16,4%
25,6%
24,3%
23,1%22,1%
19,4% 19,7%18,6%
18,3%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 3T18
Real Meta Regulatória
CELPA
35,0% 35,5%
31,2%
29,2%
28,3%27,5% 27,5%29,8% 28,6%
27,1%26,0%
26,8% 26,9% 26,8%
2012 2013 2014 2015 2016 2017 3T18
Redução Consistente das Perdas de Energia => impulsionando crescimento de demanda
Cemar vem batendo a meta regulatória desde 2009
Celpa vem reduzindo a diferença ano após ano
14
Melhoria Consistente nos Indicadores de Qualidade
Indicadores de Qualidade
CEMAR
Real Meta Regulatória
CELPA
DECHoras/Ano/Consumidor
FECVezes/Ano/Consumidor
39,3
15,27,5 7,1
2004 2009 2016 2017
63,4
23,6 14,2 13,3
2004 2009 2016 2017
103.4
19.9
46.2
13.3
52.4
29.7
11.9
18.6
101,6
49,0
29,5 27,4
2012 2014 2016 2017
DECHoras/Ano/Consumidor
FECVezes/Ano/Consumidor
37.9
31.0
34.0
29.5
38.7
33.727.5
30.0
50,9
30,020,4 17,8
2012 2014 2016 2017
2a
Ranking de Qualidade ANEEL
2017
9a
Ranking de Qualidade ANEEL
2017
15
Crescimento
Consolidação do segmento de Distribuição
1 Considerando a RAB da Celpa de 2015, ajustado pela inflação.
Outperformance de Custos – Celpa e Cemar
RAB Líquida – 2017(R$ ‘000)1
WACC Regulatório(em termos reais)
WACCPós Impostos
/ (1 - ) =8.09% 34% 12.26%
126 129 126 139 171 245
291 321 367 346
397 436 415
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
PMSO Custos Regulatórios
CEMAR
656535
450 473 434497
2012 2013 2014 2015 2016 2017
PMSO Custos Regulatórios
CELPA
6.956
944
712
8.611
Cemar + Celpa Cepisa Ceal Consolidated
Taxa de IR/CS
WACCPré Impostos
16
Concessões localizadas em área com potencial de crescimento de demanda e grande share de consumidores residenciais
Source: Nota Técnica DEA 001/2017
Crescimento acima da média
Crescimento estimado de demanda por região (%)
Vendas por Classes (incluindo Cepisa e Ceal) 12 Meses encerrados em Dez, 2017 (%)
% Cresc. Norte Nordeste Brasil2016-2021 4,6 3,7 3,22021-2026 5,1 4,5 3,92016-2026 4,8 4,1 3,6
Crescimento acima da média brasileira
Relevância no segmento residencial
Ticket médio residencial baixo
Residencial46%
Industrial 14%
Comercial20%
Outros21%
Consumo mensal médio do segmento residencial(Kwh / Consumidor)
108,6 CEAL
121,65 CEMAR
126,08 CEPISA
142,59 CELPA
17
496829
-344
973
2012 2017CEMAR CELPA
Aplicação da expertise de Gestão para gerar valor em ativos de setores regulados
Forte Geração de caixa
Base Reg. Líquida(R$m)
EBITDA(R$m)
Lucro Líquido(R$m)
Dív. Líquida/EBITDA
CAGR: +36.3%
2,62,0
2012 2017
Consolidated
385 490
-697
614
2012 2017
CEMAR CELPA
CAGR: +237,1%
2.069
3.309
2013 2017
CEMAR
1.472
3.090
2011 2015
CELPA
18
Cepisa e Ceal – Novos Turnarounds
AL
PIMA
PA 1,227 MM Consumidores
91.765 Extensão da Rede (Km)
3.410 GWh Volume Anual
28% Perdas Totais
R$ 419 MM PMSO Regulatório
1,157 MM Consumidores
47.788 Extensão da Rede (Km)
3.546 GWh Volume Anual
25% Perdas Totais
R$ 340 MM PMSO Regulatório
CEALCEPISA
RAB – R$ MM
4a 9a 10a
Ranking de Complexidade ANEEL
PMSO / Consumidor (R$, 2017)
1 Relatório da Eletrobrás
170
356 300147
CEMA R CEPISA CEA L COELCE
7a
2013 20171 Próxima Revisão Tarifária Periódica
CEPISA 318 944 2023
CEAL 444 712 2024
Revisão Tarifária Extraordinária em
2019-2020
19
Aquisições de Cepisa e Ceal
Condições do Edital do Leilão:
Aquisição de participação de 89,94%
Eletrobrás tem o direito de capitalizar dívidas para atingir 30% de participação, até 6 meses após a assinatura do Contrato de
Concessão.
Equatorial deve adquirir as sobras dos 10% de participação aos quais os empregados e aposentados têm direito de Cepisa/Ceal.
Equatorial deve pagar à Eletrobrás 50% dos Ativos Imobilizados em Curso na data do laudo de avaliação e que forem
reconhecidos pela ANEEL na Base das companhias.
1 Incluindo R$ 400 mn de RGR Designada
2 RGR Designada na Ceal ensejará um ativo regulatório na tarifa. Na Cepisa, não há ativo regulatório a ser reconhecido.
3 Os R$ 599 mn de RGR designada na Ceal não inlcui os R$ 400 mn adicionais aprovados.
Condições de Leilão Cepisa Ceal
PMSO Regulatório R$ 419 mn R$ 322 mnPerdas não-Técnicas (sobre Mercado BT) 13,93% 21,95%RGR Designada (mai/18)2 R$ 844 mn R$ 599 mn3
Aporte de Capital Mínimo R$ 721 mn R$ 546 mnBônus de Outorga R$ 95 mn -Dívida Líquida R$ 2,499 mn R$ 1,1851 mn
TRANSMISSÃO
21
A necessidade de investimentos em novos projetos levou à melhoria dos parâmetros dos leilões
Deságio em relação à RAP Máxima
WACC Regulatório
4,6%
5,6%
8,5%
9,5%
8,5%8,0%
7,5%7,0%
6,6%6,0%
5,6%5,0%
4,6%
lotes oferecidos lotes vazios
WACC
Capex Regulatório
Prazo de Construção
Tamanho dos lotes
Parâmetros Regulatórios
Lotes arrematados pela Equatorial
¹O Deságio aplicado pela Equatorial no lote 31, do leilão de abril/17, foi de 9,5%.
7
13
7
13
7
29
20 2124 23
35
26 2624 24
35
11
20
13
0 0 0 0 01
02 1
3
1012
17
10
3 4
0 0 0
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016.1 2016.2 2017.1 2017.2 2018.1 2018.2
39% 38% 43% 40%55% 13% 24% 40% 28% 26% 22% 12% 12% 3% 12% 36% ¹50% 55% 46%
22
Equatorial possui 8 projetos de Transmissão
Receita Anual soma R$ 1,1 Bi / Ano*, corrigido por inflação
(* base Dez/2018)
SPE Lote Estado km SubestaçõesCapex ANEEL
(R$ MM)Licenças
AmbientaisObrasCivis
RAP (R$MM)
SPE 7 Lote 23 PA 125 2 459 Instalação
(87%)Iniciadas 97
SPE 1 Lote 08 BA 251 478 Instalação Iniciadas 85
SPE 2 Lote 09 BA 213 1 501 Instalação Iniciadas 77
SPE 3 Lote 12 BA/PI 380 589 Instalação 112
SPE 4 Lote 14 BA/MG 594 1 1,140 Instalação Iniciadas 202
SPE 5 Lote 15 BA/MG 257 466 Instalação Iniciadas 93
SPE 6 Lote 16 MG 330 542 Instalação Iniciadas 116
SPE 8 Lote 31 PA 436 3 714 Instalação Iniciadas 135
INTESA TO / GO 695 5 May/08 Apr/36 150
Estado km Subestações InícioFim da
ConcessãoRAP
(R$MM)
PROJETOS
OPERACIONAL
TOTAL PROJETOS 2,586 7 4,889 917
TOTAL 3,281 12 1,067
GRUPO 1
INTESA
GRUPO 4
GRUPO 3
GRUPO 2
23
Evolução das Linhas de Transmissão
RAP
Contrato de ConcessãoLicenças
Ambientais Construção CivilNegociaçãoFundiária
ANEEL Assinatura IBAMA / SEMAS AG / ElecnorPor
Propriedade
SPE 01(Lot 08)
10/Feb/2017 Construction
SPE 02(Lot 09)
10/Feb/2017 Construction
SPE 03(Lot 12)
10/Feb/2017 Construction
SPE 04(Lot 14)
10/Feb/2017 Construction
SPE 05(Lot 15)
10/Feb/2017 Construction
SPE 06(Lot 16)
10/Feb/2017 Construction
SPE 07(Lot 23)
10/Feb/2017Construction
(87% of the RAP)
SPE 08(Lot 31)
21/Jul/2017 Construction
61% - 70%
81% - 90%
71% - 80%
91% - 100%
Dez-18.
24
Grande parte dos financiamentos de longo prazo para a Transmissão já está contratada
Funding de Longo Prazo
Capex Reg.
Fonte Fin. / Capex Reg.1 Status(R$ MM)
SPE 1 1,212
190
Banco do Nordeste 70% ContratadaSPE 2
Debentures 10% EmitidaSPE 3
SPE 41,265 BNDES 80% Aprovado no Crédito
SPE 6
SPE 5356
66
Banco do Nordeste
Debentures80%
Contratada
A ser estruturada
SPE 7293
150
SUDAM
80%
Contratada
Debentures A ser estruturada
SPE 8495
190
SUDAM80%
Contratada
Debentures A ser estruturada
TOTAL 4,217 - - -
• O total do investimento já desembolsado na Transmissão até o 3T18 atingiu R$ 647 million.
1 Os percentuais são aproximados e podem variar para cada SPE.
25
Linhas de Transmissão – Evolução dos Projetos
Montagem de Torre
SE Vila do Conde
SE Tapajós
SE Rurópolis
Compensador Síncrono
SPE 1 & 2
SPE 7 SPE 8
Terraplanagem do setor de 500kV concluída
Fundações dos setores de 69kV e 230 kV
Montagem da Torre
500 kV
230 kV69 kV
SE Marituba
SE Marituba
LT Vila do Conde - Marituba
LT Barreiras - Buritirama
NÚMEROS
27
Crescimento consistente de Receita e Rentabilidade
ROL(R$ MM)1
Lucro Líquido(R$ MM)
EBITDA(R$ MM)
Destaques Financeiros
4.715
6.773
7.135
7.826
9.071
2013 2014 2015 2016 2017
681
1.060
1.176
1.462
1.713
2013 2014 2015 2016 2017
69
638
808
712
997
2013 2014 2015 2016 2017
¹ ROL inclui Receita de Construção.
28
88292 295 352
212
657
1.016831
1.0751.078
2013 2014 2015 2016 2017
Luz Para Todos Próprio
Perfil Financeiro Equilibrado para buscar oportunidades
Dív. Líquida Consolidada e Dívida Líquida / EBITDA 12 meses(R$ MM)1
Liquidez(R$ MM)1
Dív. Líquida Proporcional e Dívida Líquida / EBITDA 12 meses(R$ MM)2
Investimentos(R$ MM)
Destaques Financeiros
745
1,308
1,126
1,4271,290
R$ 4.4 BI 4.1 anos
Disponibilidades / Dívida de Curto Prazo
Prazo Médio de Vencimentos
Caixa Consolidado
4.2 x
¹ Considera 100% of CEMAR + 100% of CELPA + 25% of GERAMAR + 100% of 55 Soluções.
² Considera 65.1% of CEMAR + 96.5% of CELPA + 25% of GERAMAR + 100% of 55 Soluções.
2.582 3.164 3.228 3.413 3.370
1,51,8 1,8
1,9 1,8
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2
2,1
2,2
2,3
-
600
1.20 0
1.80 0
2.40 0
3.00 0
3.60 0
Set-17 Dez-17 Mar-18 Jun-18 Set-18
2.213 2.721 2.811 3.006 3.018
1,7 1,82,0
2,22,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2
2,1
2,2
2,3
-
600
1.20 0
1.80 0
2.40 0
3.00 0
3.60 0
Set-17 Dez-17 Mar-18 Jun-18 Set-18
29
Retrospectiva 2018
Licenças de Instalação
para todas as SPEs
Início da Construção
SPEs 1, 2, 7 & 8
Funding de Longo Prazo
R$ 2,3 bi Transmissão
R$ 2,6 bi Distribuição Aquisições
Cepisa
Ceal
Intesa (49%)
Incentivos FiscaisSUDAM – Celpa,
SPEs 7 e 8SUDENE- Cemar, Cepisa, Intesa &
todas SPEs
Crescimento em 2018
↑ 50%consumidores
= 10% share em
distribuição
= R$ 10 bi de RAB
LíquidaDistribuição
Transmissão63% Funding de
Longo Prazo contratado
Início da fase de construção
ANEXO
31
Regulação da Distribuição de Energia Elétrica no Brasil
Procedimentos Tarifários
Ano 0 da Concessão
Reajuste Tarifário AnualRevisão Tarifária
Ordinária
Revisões Tarifárias Ordinárias ocorrem a cada 4 ou 5 anosCEMAR: Ago/2021, CELPA: Ago/2019
Revisão Tarifária Extraordináriano caso de ruptura no equilíbrio econômico-financeiro da concessão
n n+1 n+2 n+3 n+4 n+5
32
Regulação da Distribuição de Energia Elétrica no Brasil
Composição da Receita Operacional Líquida das Distribuidoras
Margem Bruta Regulatória (Parcela B)
Despesas Operacionais Regulatórias
EBITDA Regulatório
Custos Não-Gerenciáveis são repassados à tarifa
Custos Não Gerenciáveis (Parcela A)
Encargos Setoriais
Custo de Compra de Energia
Encargos de Transmissão
+
Repasse à Tarifa(independente do processo tarifário)
Depende do processo tarifário
Reajuste Anual
Inflação (IGP-M) + / - Fator X
Revisão Periódica Revisão da Tarifa e cálculo do Fator X
O que diferencia o Reajuste Anual da RevisãoPeriódica é a maneira como a Parcela B é definida
33
Regulação da Distribuição de Energia Elétrica no Brasil
Reajuste Tarifário (CELPA 2018)
Ano Anterior ao Reajuste(DRA)
Após o Reajuste(DRP)
-
4.344
2.775
1.569
ROL0Rec. Operacional
Líquida
VPA0Parcela A
VPB0Parcela B=
1.678
3.176
4.854
+VPB1Parcela B
VPA1Parcela A
ROL1Rec. Operacional
Líquida
=
x (IGP-M – Fator X) =(8,24% -1,28%) = 6,96%
Parcela B é determinada pordiferença (ROL0 –VPA0)
(+) Componentes FinanceirosVariações de Parcela A após último reajuste/revisão
ROL1
ROL0
IRT = - 1 = 11,75%
34
Regulação da Distribuição de Energia Elétrica no Brasil
A Revisão Tarifária é executada em 2 passos: o cálculo da tarifa e a determinação do Fator X
Ano 0 1a RevisãoTarifária
2a RevisãoTarifária
EBITDA
t
OPEX
3a RevisãoTarifária
Ganhos de Produtividade Ganhos de Eficiência Ganhos de Produtividade e Eficiência sãodivididos com consumidores Fator X
Revisão Tarifária
Custos RegulatóriosCusto Operacional eficiente
definido pela ANEEL
35
Regulação da Distribuição de Energia Elétrica no Brasil
Revisão Tarifária da CEMAR (2017)
430
190
89
577
57
1.343
InvestmentRemuneration
Depreciation Remuneration eDepreciation of Other
Assets
Regulatory Opex Regulattory Bad Debt Parcela B
x WACC x Tx. Depreciação
Base de Ativos Regulatórios (RAB)
São considerados apenasinvestimentos prudentes e
inerentes ao serviço
RAB BrutaR$ 4,9 bilhões
RAB LíquidaR$ 3,3 bilhões
EBITDAReg= R$ 709 MM
Definidos através de modelos de benchmarking
Remuneração do Investimento
Depreciação Retorno e Depreciaçãosobre Outros Ativos
Custos OperacionaisRegulatórios
InadimplênciaRegulatória
Parcela B
36
Regulação da Distribuição de Energia Elétrica no Brasil
Fator X
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿 = 𝑷𝒅 + 𝑸 + 𝑻
FATOR
X
Mudança em DEC/FEC/IASC Performance Relativa
Produtividade média setorial, considerando crescimento no volume vendido e número de consumidores
Q Pd
Definido em cada Reajuste Anual Definido na Revisão Periódica
Transição de um Opex Regulatórioverificado nos últimos 12 meses para um determinado baseado embenchmarking
T
WWW.EQUATORIALENERGIA.COM.BR