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Agenda
2
Overview da CPFL Energia 1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico 4
Agenda
3
Overview da CPFL Energia 1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico 4
Privatização
1998 2004 2000 1997 2001 2003
IPO
2004 2006 2005 2007
IPO
2008 2010 2009 2011 2012 2013 2014
Desde 1997, a CPFL Energia tem uma estratégia agressiva de crescimento e diversificação
Histórico de expansão
Após o IPO
Construção de 6 UHEs
Constituição da holding
Criação da CPFL Brasil
Aquisição de 5 distribuidoras
Entrada no segmento de energias renováveis
Associação com a Ersa Criação da CPFL Renováveis
Associação da CPFL Renováveis com a Desa
(*) considera data de entrada em operação das usinas, com exceção de Semesa.
4
2002
Receita Líquida (R$ milhões)* EBITDA (% consolidado)*
EBITDA (R$ milhões)* Lucro Líquido (R$ milhões)*
CPFL Energia | Desempenho econômico-financeiro
2004 LTM3T14
10.611
14.697 38,5%
2004 LTM3T14
2.648
3.956
2004 LTM3T14
440
1.235 181,0%
2004 LTM3T14
75%
50%
(*) Moeda constante - Setembro/14. Atualizados por IGP-M. Valores de 2014 ajustados por ativos e passivos regulatórios e efeitos não-recorrentes.
49,4%
9% 6%
16% 44%
C
G
D
C/S
G
D
5
Agenda
6
Overview da CPFL Energia 1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico 4
Aumento do risco do projeto
2005 2003 2007 2008 2010 2013
IPO
2011 2004
IPO
Expertise comercial
Geração e Comercialização | Estratégia clara de crescimento
Recursos do IPO: promover a
expansão do Segmento de Geração
Energias
Renováveis:
novo veículo
de crescimento
Novo foco: energias renováveis
Investimento em fontes alternativas: biomassa e eólica
Aquisição de ativos existentes
Criação da CPFL Renováveis
Leilões de energia e mercado livre
PPAs de longo prazo protegidos/indexados à inflação (prazo de 20-30 anos)
Expansão do mercado livre
Fidelização de clientes
Conquista de clientes fora da área das distribuidoras
Lastro de energia de fontes renováveis
Foco em consumidores especiais
Novas fontes: solar, etc.
Sinergia com a CPFL Brasil
Leilões de projetos estruturantes: Retorno projeto < Retorno CPFL
Entre 2010 e 2011
7
Média setorial
Ago/11 Projetos e Aquis. Jul/13 Projetos e Aquis. DESA Assoc. DESA 2016 2018 Contratado 2018
652 1.153
1.773 502
342
278
284
51
2.108
+
1) Valores em moeda dez/14. PMSO exclui custo com combustível na EPASA.
16,0 18,7 18,8
22,4 23,7 27,2
21,1
-24%
Genco 1 Genco 2 Genco 3 Genco 4 Genco 5
117 136
101 89 89 79
102
Média setorial
Genco 1 Genco 2 Genco 3 Genco 4 Genco 5
+15%
Geração | Foco em eficiência operacional na geração convencional e crescimento em fontes renováveis
PMSO1 / Garantia Física (R$/MWh) Ebitda1 / Garantia Física (R$ MM/MWh)
Portfólio contratado (MW) – CPFL Renováveis (100%)
8
369
443
527
399 428
395
290 267
53
208
Lucro Bruto [R$ MM]
Evolução da receita e energia vendida Lucro bruto
2.2
19 2
.781
2.6
46
2.6
26
2.5
87
2.2
87
2.0
30
2.2
72
2.1
15
2.1
99
1.9
01 2.3
51
2.1
02
1.8
70
1.8
83
1.8
22
1.5
93
1.7
12
1.5
54
1.3
44
Receita bruta [R$ MM] Energia vendida [MW médio]
Comercialização | Resultados consistentes desde o IPO
Manutenção da receita ao longo dos 10 anos, influenciada por:
Pioneirismo na venda de energia para clientes livres de grande porte em sua área de concessão e fora dela
No período recente, foco em clientes especiais, com lastro de energia de fontes renováveis (38% de market
share nesse segmento do mercado) - sinergia com CPFL Renováveis
Não-renovação dos contratos de self-dealing, de acordo com a legislação
9
Distribuição | A CPFL é referência em produtividade...
1) PMSO publicado nas demonstrações financeiras, a preços de 2013. Exclui efeitos não recorrentes de 2005, 2011, 2012 e 2013. 2) CSV, indicador que pondera km de rede (12%), clientes (28%) e mercado (60%), usado pela OFGEM e proxi da metodologia nova da ANEEL
36,5
43,8
49,2
58,6
Disco 1 Disco 2 Disco 4 Disco 3
Peers (dados 2013)
PMSO1 por CSV2 - ganho de 5% ao ano de produtividade desde a aquisição da RGE em 2006
49,3
44,3 41,5 40,9
45,2
38,3 37,0 37,1 36,8
35,2
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
CPFL Energia (8 distribuidoras)
40,8
32,9
5% a.a.
Implementação do modelo operacional da CPFL Energia
Aquisição e integração da RGE, Santa Cruz e Jaguariúna
Operação cada vez mais automatizada e eficiente
Ganhos de escala
Sinergias
Aumento de produtividade
10
Aquisição da RGE
10
...tem criado valor ao acionista ao operar com um PMSO real abaixo do regulatório...
Distribuidoras de pequeno porte
Distribuidoras de grande porte
PMSO Real / PMSO Regulatório*
(*) COR Média do ciclo, ajustada pelo Fator Xt de cada empresa. Grande porte: acima de 1 TWh; Pequeno porte: abaixo de 1 TWh. Fonte: ANEEL.
Média: 109,4%
Média: 106,8%
11
... e investe em tecnologia e modernização de suas redes
Gestão inteligente da força de trabalho
MWM ordens
emergenciais
Centralização Centro Operações
Setorização Baixada
Centro de Despacho
MWM ordens
comerciais
MWM ordens
comerciais
MWM ordens
emergenciais
FEV/13 SET/13 ABR/14 SET/14 DEZ/14 MAI/15
Evolução da instalação de medidores (Mil) – Grupo A
2013 abr/14 ago/14 dez/14
13,0 17,2
21,9 24,6 Redução de custos de leitura, inspeção e faturamento
Ganhos de R$ 5,6 MM/ano com redução de custos de leitura e faturamento a partir de 2015
Ganhos com Recuperação de Energia
Centro Inteligente de Medição implantado em jul/14
Setori-zação
12
Provê soluções de infraestrutura de rede e conectividade, atendendo operadoras e prestadores de serviços de telecomunicações
Foco: cidades mais atrativas economicamente e com maior concentração de usuários da rede
Mercado de Telecom estimado em R$ 13 bilhões/ano
Crescimento em vendas e geração de receita nas 17 cidades onde o projeto já foi implantado (+ de 780 km de cabos ópticos)
Área de concessão da CPFL: 7,3% do PIB brasileiro
Serviços & Telecom | Diversificação de negócios
13
Ampla gama de serviços de valor agregado: projetos de engenharia para
transmissão e distribuição
manutenção e recuperação de equipamentos
redes de auto-geração
arrecadação de contas de serviços públicos com uma rede autorizada estabelecida
prestação de serviços de relacionamento com clientes (call center, atendimento face a face, back-office, recuperação de crédito, ouvidoria, balcão de atendimento e vendas)
GERAÇÃO
• Ter atuação institucional e regulatória visando mitigar riscos do negócio
• Ser eficiente na gestão dos contratos de energia
• Manter liderança em eficiência operacional no setor
Diretrizes estratégicas dos negócios atuais da CPFL Energia
COMERCIALIZAÇÃO
• Maximizar valor no mercado livre atuando dentro dos limites de riscos
• Atuar com foco nos clientes especiais
• Explorar sinergias com atuações estratégicas: ESCO e Comercializador Varejista
DISTRIBUIÇÃO
• Ser líder em eficiência operacional investindo em tecnologia, automação e inovação
• Ter atuação institucional e regulatória, visando garantir a sustentabilidade do setor
SERVIÇOS
• Atuar com foco em Serviços Técnicos, com tecnologia e produtividade
• Mitigar risco de atendimento por meio da contratação de mão-de-obra e fornecedores qualificados
RENOVÁVEIS
• Crescer com criação de valor, através de aquisições e greenfield
• Ser líder em eficiência operacional no segmento de Renováveis
TELECOM
• Crescimento em vendas nas 17 cidades onde o projeto já foi implantado
• Expansão geográfica sob demanda, conforme necessidade dos clientes e rentabilidade dos projetos
14
Agenda
15
Overview da CPFL Energia 1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico 4
Reajuste tarifário das 5 menores distribuidoras (Fev/2015)
Parcela A (não-gerenciável) 21,79% 28,39% 29,57% 39,40% 28,24%
Encargos Setoriais 14,03% 14,29% 14,66% 20,69% 13,94%
Encargos de Transmissão 1,45% 2,38% 2,62% 2,19% 2,22%
Energia Comprada 6,30% 11,73% 12,28% 16,52% 12,09%
Parcela B (gerenciável)* 0,22% 0,43% 0,68% 0,66% 0,65%
Reajuste Econômico 22,01% 28,82% 30,24% 40,07% 28,90%
Componentes Financeiros 12,67% -8,02% -5,36% -1,61% -5,55%
Reajuste Tarifário Total 34,68% 20,80% 24,88% 38,46% 23,34%
Efeito médio para os consumidores
27,96% 24,89% 28,38% 45,70% 29,28%
16 (*) Considera IGP-M de 3,8%.
Dentre as mais de 60 empresas de distribuição do país, as tarifas residenciais das do Grupo CPFL Energia estão entre as mais baratas
Tarifas de energia das distribuidoras da CPFL Energia situam-se entre as mais baratas do Brasil
1) B1 – residencial 2) Tarifas vigentes antes do aumento das concessionárias da CPFL Energia Fonte: Aneel
CP
FL J
agu
ari
Elet
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aulo
CP
FL L
este
Pau
lista
CP
FL S
ul P
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CP
FL P
aulis
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sul
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Cem
at
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E
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t
Am
pla
Cem
ig
Cep
isa
Cem
ar
Cel
tin
s
Elek
tro
Cel
pa
0,24
0,29 0,30 0,32 0,33 0,34 0,34 0,35
0,48
Média = 0,37
Tarifas de Energia Elétrica (R$/kWh)¹,²
4o Ciclo de Revisão Tarifária | WACC regulatório
WACC final representou um efeito positivo de 1% sobre a proposta inicial
Evolução do WACC Regulatório nos Ciclos de Revisão Tarifária
Distribuição 1o ciclo 2o ciclo 3o ciclo 4o ciclo
Primeira Proposta Final
Custo de Capital Próprio 17,47% 16,71% 13,43% 11,92% 13,55%
Taxa Livre de Risco 6,01% 5,32% 4,87% 5,78% 5,64%
Premio do Risco do Negócio 7,76% 6,09% 5,82% 5,01% 7,56%
Beta 0,26 0,55 0,74 0,67 0,70
Risco Brasil 4,08% 4,91% 4,25% 2,80% 2,62%
Custo de Capital de Terceiros 15,76% 14,97% 11,26% 11,86% 11,63%
% Capital de Terceiros 50,0% 57,0% 55,0% 53,0% 48,8%
WACC (nominal) 13,93% 12,81% 10,13% 9,75% 10,69%
WACC (real) 11,26% 9,95% 7,50% 7,16% 8,09%
18
4o Ciclo de Revisão Tarifária | Demais aspectos
Contribuições CPFL Energia Proposta Aneel
Benchmarking – simplificação dos modelos (em relação à 1ª fase da AP023)
Eficiência relativa – normalizada pela mediana das empresas com eficiência > 50%
Regra de aplicação - Xt (cobertura tarifária
benchmarking), com cap em 120% para eficiência relativa (compartilha 50% do excedente)
Eficiência relativa - normalização pela mediana da amostra inteira
Alteração do limite de repasse de custos Custos operacio-
nais
Incluir obrigações especiais e glosas da BRR no cálculo
Compartilhamento parcial de produtividade Considerar desafios futuros de investimentos
Xpd – 1,64% e ajustes por empresas (mercado e UCs)
Compartilhamento total da produtividade estimada no fator X
Fator X
Procedi-mentos gerais
Propor melhorias no cálculo da remuneração sobre obrigações especiais
Retomar discussão sobre ATD, ressaltando que o conceito não deveria ser de remuneração, mas de taxa de administração desses ativos
Assegura remuneração sobre obrigações especiais, mas nega remuneração de ativos totalmente depreciados (ATD)
19
4o Ciclo de Revisão Tarifária | Demais aspectos
Contribuições CPFL Energia Proposta Aneel
Outras receitas
Redução da reversão e ajuste automático do % de reversão, conforme resultado apurado a cada ciclo
Novas atividades e compartilhamento de infraestrutura – redução de reversão no ciclo inicial
Exclusão de atividades (créditos tributários e aluguel de imóveis)
Simplifica a metodologia com adoção de um único percentual (60%) de reversão para modicidade tarifária
Menor entre o 3CRTP e a média do ciclo; 5 clusters de velocidade de redução
Estabelece condições de flexibilização
Perdas não
técnicas
Aperfeiçoar condições de flexibilização para empresas com perdas baixas
Receitas irrecupe-
ráveis
Altera o aging para 49 a 60 meses
Não considera uma metodologia específica para encargos setoriais
Manutenção do aging de 18, 21 e 24 meses
Manutenção de metodologia específica para encargos setoriais já adotada no 3CRTP
20
O prazo para entrega das contribuições para a AP023/14 encerrou-se em 09/fev/15
Agenda
21
Overview da CPFL Energia 1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico 4
Avanços recentes no setor
Em andamento: negociações para um novo empréstimo via conta ACR, da ordem de R$ 2,5 bilhões, para as liquidações dos meses de nov-dez/14
Empréstimo às
distribuidoras
Em vigor desde janeiro/2015 - cobrem custos não contemplados na tarifa (exposição involuntária, despacho térmico e risco hidrológico)
Audiência pública (fev/15):
novos valores para a bandeira amarela (R$ 2,50 para cada 100 kWh) e vermelha (R$ 5,50 para cada 100 kWh)
criação de Conta Centralizadora para equilibrar os recursos entre as distribuidoras
“Bandeiras tarifárias”
Audiência Pública (fev/15): propõe considerar (i) nova quota de CDE, (ii) novas tarifas de Itaipu e (iii) o recálculo do custo de compra de energia
Revisão Tarifária
Extraordinária
20,6 22,3
50,1
40,0
75,7
30,6
42,6 42,9
0
20
40
60
80
100
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
2002
2012
2013
2014
2015/projeçãoONS
Nível dos Reservatórios e ENA
Nível de reservatórios no SIN | %
Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios ENA em 2014 e 2015 | % MLT
08/fev (atual): 20,5
10
20
30
40
50
60
70
nov-1
2
dez-
12
jan-1
3
fev-1
3
mar-
13
abr-
13
mai-13
jun-1
3
jul-13
ago-1
3
set-
13
out-
13
nov-1
3
dez-
13
jan-1
4
fev-1
4
mar-
14
abr-
14
mai-14
jun-1
4
jul-14
ago-1
4
set-
14
out-
14
nov-1
4
dez-
14
jan-1
5
fev-1
5
ENA SE/CO MLT
1) Previsão ONS para o mês de Fevereiro (RV1). 23
2014 Jan/15 Fev/151
SE/CO 75% 39% 51%
Sul 143% 207% 106%
SIN 87% 54% 52%
22,4
ENA no mês de janeiro/15 | SE/CO | % MLT
• Nas 3 primeiras semanas de janeiro, um sistema de alta pressão nas regiões SE, CO e NE, associado a uma massa de ar quente e seco, impediu o avanço das frentes frias e ocasionou temperaturas elevadas
• A partir do dia 21/01, com o enfraquecimento do sistema de alta pressão, uma frente fria atingiu o litoral da região SE e ocasionou chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e São Francisco
Em janeiro/2015 | Sistema de alta pressão impede o avanço de frentes frias no Brasil1
24 1) Fonte: ONS
Bloqueio ao avanço de frentes frias no mês de janeiro
39%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
1 2 3 4 5 6 7 8 910
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
ENA diária real. Média mensal
Anomalia da Precipitação (desvios em relação à média) entre 01 e 27/jan/2014 | mm
Previsão meteorológica1 | Expectativa de maiores índices pluviométricos nos próximos dias
1) Fonte: CPTEC/ONS 25
Região em que estão as usinas com grande capacidade de armazenamento
09/02/2015 10/02/2015 11/02/2015 12/02/2015 13/02/2015
14/02/2015 15/02/2015 17/02/2015 16/02/2015 18/02/2015
Região em que estão as usinas com grande capacidade de armazenamento
41,9%
30,2%
37,8%
17,0%
35,1%
10,1% 20,5% 22,3%
74,7%
42,4%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15
ENA Mar-Nov/15: 100%MLT ENA Mar-Nov/15: 90%MLT
ENA Mar-Nov/15: 87%MLT Real./Estim. ONS Mínimo (ONS)
Média Hist. (1997-2014)
Perspectivas para 2015
26
Cenários para nível de armazenamento em 2015 | %
Período úmido Período seco
ENA fev 52%