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São Paulo, 07 de março de 2012Fevereiro 2016
Santander
VII Conferência Setor Elétrico
Brasil
Wilson Ferreira Jr
CEO
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Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
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Tarifas em 2016
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7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
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4º Ciclo de Revisão Tarifária
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Panorama 2015-2016
Alavancagem6
Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
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Tarifas em 2016
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7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
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4º Ciclo de Revisão Tarifária
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Panorama 2015-2016
Alavancagem6
1. Ameaça de racionamento diante da hidrologia desfavorável
• ENA/SIN 2015 - úmido - 71%
2. Desequilíbrio de caixa das Ds sem recursos do Tesouro ou da conta ACR
3. Baixa atratividade do setor para novos investimentos
4. Morosidade no processo de renovação das concessões das Ds
5. Impacto relevante do risco hidrológico (GSF) para os geradores
6. Dificuldades com o processo de relicitação das UHEs não renovadas em 2012
Situação em 2015
Avanços regulatórios e melhores perspectivas para 2016
Situação em 2016
1. Risco de racionamento em 0%
• ENA/SIN 2015 - seco - 113%
• ENA/SIN jan/2016 - 109%
2. Adoção de mecanismo de bandeira e RTE / inflexão no saldo de CVA
3. Elevação da rentabilidade
• 4CRTP - já é realidade para as Ds
• Melhora do WACC para todo o setor
• Melhora do preço-teto dos leilões
4. Concessões renovadas por 30 anos sob novos critérios
5. Possibilidade de repactuar o GSF
• Proposta viabilizou a repactuação do risco para o ACR através do pagamento de um premio
• Diminuição da volatilidade e retorno da previsibilidade dos fluxos de caixa do gerador
6. Sucesso no leilão das UHEs relicitadas
Grandes evoluções
regulatórias
Melhora no cenário
hidrológico
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Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
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Tarifas em 2016
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Desempenho do mercado e Inadimplência
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4º Ciclo de Revisão Tarifária
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Panorama 2015-2016
Alavancagem6
Como solucionar o impacto do GSF para os geradores?
• O gerador hidrelétrico pode mitigar o risco hidrológico, mediante pagamento de um prêmio de risco
• Regras distintas para os Ambientes de Contratação Regulada (ACR) e Livre (ACL)
• ACR: gerador paga um prêmio (de até R$ 9,50/MWh) para mitigar os efeitos do GSF
• ACL: o gerador adquire no mínimo 5% da garantia física alocada no ACL em energia de reserva existente até 2018 (prêmio de risco de R$ 10,50/MWh)
Regras Gerais
• Montante repactuado no ACR (% da CPFL): 459 MW médios
• Negociação pendente: BAESA (95,2 MW médios)
• Parcela ACL: não repactuado
Repactuação do risco hidrológico
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Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
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Tarifas em 2016
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Panorama 2015-2016
Alavancagem6
23941 12 291
132 (80)
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A aplicação da nova metodologia para a CPFL
Piratininga gerou um benefício de R$ 43,5 milhões/ano
4º Ciclo de Revisão Tarifária | Principais alterações na metodologia
CPFL Piratininga 3CRTP
(R$ milhões)
WACC de 8,09% (vs. 7,50% no 3CRTP) +17,1
Remuneração sobre obrigações especiais +10,4
Perdas Técnicas +22,3
Compartilhamento de Outras Receitas +6,7
Receitas Irrecuperáveis -8,0
Fator Xpd de 1,53% + ajustes mercado/UCs(1,11% no 3CRTP)
-5,1
As discussões sobre a metodologia do 4CRTP trouxeram resultados positivos, se comparado às regras do 3CRTP
Movimentação do EBITDA regulatório | R$ milhões
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COM & CA: Banco de Preços Referenciais – incentiva empresas que compram de forma mais eficiente > Aplicação nas RTPs a partir de 2017
Equipamento Principal: média ponderada dos preços de todo ciclo tarifário > mitiga riscos de fortes variações de preços
BAR¹: mantida metodologia de valoração em função dos ativos elétricos, com atualização da fórmula >aumenta a receita de BAR (em até R$ 65 MM/ano – moeda revisão tarifária)
1) Dados provenientes dos últimos eventos de RTP das distribuidoras (4CRTP para CPFL Piratininga e 3CRTP para as demais).
Remuneração sobre ativos 100% depreciados
Perdas não técnicas – incentivo para empresas eficientes
Receitas Irrecuperáveis - aumento do aging no 4CRTP
Pontos que ainda necessitam evolução:
A aplicação da nova formulação da BAR para a CPFL Energia pode gerar um benefício de até R$ 65 milhões/ano (moeda revisão tarifária)
CPFL Paulista: +42% CPFL Jaguari: +13%
CPFL Piratininga: +37% CPFL Mococa: +16%
RGE: +35% CPFL Leste Paulista:+18%
CPFL Santa Cruz: +24% CPFL Sul Paulista: +18%
Metodologia BRR (3ª fase AP023)
Cálculo da BAR | Metodologia 4CRTP x 3CRTP
As discussões sobre a metodologia do 4CRTP trouxeram resultados positivos, se comparado às regras do 3CRTP
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Repactuação do risco hidrológico
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Desempenho do mercado e Inadimplência
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Panorama 2015-2016
Alavancagem6
Vendas de Energia | 9M15
Set/14 Set/15
2.212 2.199
880 930
9M14 9M15
32.085 31.108
12.560 11.946
44.64543.054
(254) (40) (1.091) (206)
Resid.
-0,5% -6,0% -3,1%
Comerc. Indust. Demais9M14 9M15
-2,1%
Vendas na áreade concessão | GWh
Vendas por classede consumo | GWh
Crescimento na área de concessão | Comparativo por região | %
44.645 43.054-4,9%
TUSD Cativo (Distribuição)
-3,6%
-3,0%
Capacidade instaladade Geração1 | MW
3.091 3.129+1,2%
-0,6%
+5,7%
Renováveis Convencional
Perfil do Mercado naárea de concessão | 9M15
27%
41%
16%
15%
Residencial Industrial
Comercial Demais
1) Considera 51,61% da CPFL Renováveis
Demanda Contratada l% sobre mesmo mês de 2014
-3,6%
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Inadimplência e PDD
Evolução da PDDem R$ milhões
Régua de cobrança | 14 ações dirigidas para buscar a melhor efetividade de recuperação
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Desempenho do mercado e Inadimplência
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Panorama 2015-2016
Alavancagem6
Encargos
Quota de CDE (Uso + Energia): R$ 22,1 bi em 2015 para R$ 15,3 bi
em 2016 (-31%)1
Compra de energia
Itaipu: US$ 38,07 em 2015 (incluía GSF 2014) para US$ 25,78 em
2016 (-32%)
Mesmo com a alta do dólar (de ~R$3/US$ em 2015 para ~R$4/US$
em 2016), haverá uma redução do custo dessa energia (-10%)
Térmicas: melhor cenário hidrológico e perspectiva de redução do
despacho térmico, além da redução do preço do combustível
Expectativa para reajustes tarifários em 2016
14
Principais fatores que contribuem para a redução em 2016
1) Parcela do orçamento de CDE repassada às tarifas; valores aprovados pela Aneel.
Saldo de CVA
Novos valores de encargos/compra de energia serão
repassados ao consumidor no próximo evento tarifário
passivos regulatórios de 2016 aceleram a
recuperação de ativos acumulados ao longo de
2015, diminuindo o repasse de componentes financeiros
na nova tarifa
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Desempenho do mercado e Inadimplência
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Alavancagem6
Endividamento | Controle de covenants financeiros
Alavancagem1 | R$ bilhões
Dívida Líquida ajustada1
/EBITDA ajustado2
4.377 3.399 3.736 3.835 3.755 3.971EBITDA ajustado1,2
R$ milhões
Com ajuste da CVA no saldo de caixa
Evolução do saldo de caixa e CVA3 | R$ bilhões5.622
4.8084.8014.9994.134
2.616
+17%
+26%
+13%
A CPFL Piratininga passa a receber R$ 475 milhões em CVAs a partir de outubro de 2015
1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 3) Saldo de ativos e passivos regulatórios (-) bandeiras tarifárias não homologadas pela Aneel.16
Caixa Curto Prazo 4T16 2017 2018 2019 2020 2020+
3.716
2.183
380
2.652
5.134
3.603
1.325
2.301
Perfil da dívida | 30/set/2015
Cronograma de amortização da dívida3,4 | set/15 | R$ milhões
Cobertura do caixa:
1,70x amortizaçõesde curto-prazo (12M)
Prazo médio: 3,51 anos
% Dívida no curto prazo (12M):
12,4% do total
CDI
Prefixado (PSI)
IGP
TJLP
Composição da dívida bruta por indexador | 3T15 2,4
Custo da dívida bruta1,2 | últimos 12 meses
Nominal
Real
5
1) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 2) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge; 3) Considera o principal da dívida incluindo hedge ; 4) Critério Covenants; 5) Considera amortização a partir de Outubro/2016.
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Desempenho do mercado e Inadimplência
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Panorama 2015-2016
Alavancagem6
10
30
50
70
90
110
nov-1
2dez-
12
jan-1
3fe
v-1
3m
ar-
13
abr-
13
mai-13
jun-1
3ju
l-13
ago-1
3se
t-13
out-
13
nov-1
3dez-
13
jan-1
4fe
v-1
4m
ar-
14
abr-
14
mai-14
jun-1
4ju
l-14
ago-1
4se
t-14
out-
14
nov-1
4dez-
14
jan-1
5fe
v-1
5m
ar-
15
abr-
15
mai-15
jun-1
5ju
l-15
ago-1
5se
t-15
out-
15
nov-1
5dez-
15
jan-1
6fe
v-1
6
ENA SE/CO MLT
Nível de reservatórios no SIN | %
Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios ENA | % MLT
Sub sistema
2015 Jan2016
Fev2016¹úmido Seco
67% 106% 127% 85%
137% 162% 204% 180%
44% 40% 39% 111%
71% 113% 111% 96%
10% abaixoda MLT 36% abaixo
da MLT 32% abaixoda MLT
Nível dos reservatórios e ENA
1) Até 15/fev19
Fev 15: 47,4%
Perspectivas para 2016
20
Período SecoPeríodo Úmido
Com uma ENA de 90% da MLT e 50% de despacho térmico, a expectativa é atingir Nov/16 com os niveis de reservatórios acima da média do período 1997-2015
Cenários de Níveis de Reservatórios para 2016
dec/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16
Real./Estim. ONS 80%MLT (Despacho Térmico 65%)90%MLT (Despacho Térmico 50%) 100%MLT (Despacho Térmico 35%)Média 1997-2015
Fev 15: 47,4%
21
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