Apresentação para Investidores. Revisão Tarifária Periódica da Escelsa de 2016

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1 Apresentação para Investidores Revisão Tarifária Periódica da Escelsa de 2016 São Paulo, 01 de setembro de 2016

2 EDP Escelsa atende a 90% do estado do Espirito Santo... Área de Concessão Dados Gerais 2015 Mucurici A Água Doce do norte Mantenópolis Barra de São Francisco Ecoporanga Ponto Belo Vila Pavão Nova Venecia Montanha Pinheiros Boa Esperança Pedro Canário Conceição da Barra São Mateus Área de Concessão 41,4 mil km 2 Municípios Atendidos 70 População Atendida 3,6 milhões Clientes Atendidos 1,476 milhões Sooterama Jaguaré Energia Distribuída GWh Rio Bananal Linhares Energia Vendida GWh Ibitrama Divino de São Lourenço Dores do Rio Preto Guaçuí Ibatida Irupi Conceição Iuna do Castelo São José do Calcado Bom Jesus do Norte Laranja da Terra Afonso Claudio Brejetuba Jerônimo Monteiro Baixo Guandu Muniz Freire Vargem Alta Guarapari Castelo Alfredo Chaves Alegre Cachoeiro Iconha Anchieta de Itapemirim Piuma Muqui Rio Novo do Sul Atílio Itapemirim Apiaca Vivacqua Marataizes Mimoso do Sul Santa Maria de Jetiba Itaguaçu Domingos Martins Vitória Cariacica Venda Nova Viana Vilha Velha do Imigrante Marechal Floriano Presidente Kennedy Santa Teresa Santa Leopoldina João Neiva Aracruz Ibiraçu Fundão Serra Dados de Redes 2015 Potência Instalada (MVA) Subestações 89 Linhas e Redes (Km) Transformadores Distribuição Postes

3 Em agosto de 2016 a EDP Escelsa passou pela 7ª RTP... Os resultados obtidos na RTP da Escelsa em 2016 são fruto do esforço de 188 colaboradores atuando em 13 frentes de trabalho sobre os temas abaixo. Efeito Médio ao Consumidor de -2,80%. -6,18% para Consumidores Grupo A. -0,67% para Consumidores Grupo B. A glosa dos investimentos caiu de 14% para 1,3%, em relação à revisão de Efeito Médio BRR Parcela B ~188 Colaboradores Envolvidos R$ 846MM. Aumento de 10,1% frente a Parcela B do reajuste tarifário de 2015 (R$ 768MM) EBITDA Regulatório R$ 389,9MM. Aumento de ~R$ 62,2MM em relação ao EBITDA do tarifa anterior (R$ 327,7MM) Perdas Técnicas e Não Técnicas Planejamento Plano integrado de todas as frentes de trabalho, com mais de 1 ano de antecedência, com a antecipação das simulações e resultados. PT: de 6,70 para 7,14% Acréscimo de 66 GWh (~R$11,4MM) Simulação antecipada e planejamento. PNT: de 7,87 para 11,45%. Aumento de ~166 GWh (~R$ 28,3MM Correção do mercado medido e da probabilidade de comparação. 3

4 Base de Remuneração Regulatória - BRR Modelo de cálculo do VNR Valor Novo de Reposição EP Equipamentos Principais COM Componentes Menores CA Custos Adicionais JOA Juros sobre Obras Equipamentos representados pelas Unidades de Cadastro (UC/UAR), conforme o MCPSE Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico como: disjuntor, chave seccionadora, transformador de corrente, transformador de potencial, etc. Conjunto de componentes fixos vinculados a um determinado padrão construtivo como, por exemplo: cabos de controle, isoladores, etc. Compreende os custos necessários para colocação do bem em operação e deve ser composto dos custos de projeto, gerenciamento, montagem e frete. Representa a remuneração da obra em curso e é aplicado sobre o total dos itens anteriores, para subestações, linhas e redes de distribuição. 4

5 O nascimento do ativo... I Processo Comercial Necessidade do Mercado Apresenta orçamento e recebe Conecta a Instalação Mede, Fatura e Recebe II Processo de Planejamento, Projeto e Obras A Plano de Desenvolvimento da Distribuição Plano Anual de Manutenção Projeto, Orçamento e Obras Energiza e Encerra Relatório BDGD III Processo de Suprimentos Compra de Materiais, Serviços e Ferramentas Banco de Preços IV Processo Contábil Registra as transações Relatórios Padronizados V Processo de Controle de Ativos Unitização do AIS Validação COM e CA Conciliação Físico Contábil RCP Controle Patrimonial VI Processo Tarifário Cálculo do Nível Tarifário Laudo de Avaliação A Processo de Previsão de Mercado 5

6 Valores por Processo Processo Comercial Valor Total do orçamento da Obra Valor da Participação Obrigatória da Empresa Valor da Participação do Interessado ERD Processo de Planejamento, Projeto e Obras Valor Total orçado para Investimentos Valor do orçamento das Obras CAPEX Processo de Suprimentos Processo Contábil Processo de Controle de Ativos Processo Tarifário Valor de aquisição dos materiais e serviços Valor médio de almoxarifado Valor original contábil Valor acumulado da depreciação Valor residual do material Valor original contábil unitizado Unidade de Cadastro / Unidade de Adição e Retirada Valor Novo de Reposição Valor percentual de Componentes Menores Valor percentual de Custos Adicionais BANCO DE PREÇOS VOC CJI3 AA VOC UC/UAR VNR % COM % CA 6

7 Escelsa Bandeirante Base de Remuneração Regulatória - BRR Investimento Incremental Vs. Glosa Investimentos Incrementais de (22,4%) Investimento Contábil - Total (-) Não elétrico e Terrenos Investimento Contábil - Elegível (-) "Glosas" Contábeis Avaliação Ativo Valor Novo de Reposição 1,3% Evolução do Investimento Contábil Elegível Não Reconhecido, % Glosas aplicadas no investimento R$ 61,3 R$ 80 R$ 7,3 1,3% 14% R$ 22,5 3% 15% 15% 2013/ / /15 R$553MM R$453MM R$661MM R$533MM investimento 2007/11 investimento 7

8 Indicadores de Continuidade DEC e FEC i) Validação do banco de dados do regulador ii) Simulação dos indicadores para os próximos 8 anos iii) Proposta de metas Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - Escelsa 12,37 11,75 11,55 11,21 10,81 10,41 10,35 10,13 9,89 9,80 9,72 9,54 10,36 9,72 9,15 8,99 8,52 8,14 8,11 7,85 7,64 7,64 7,27 11,55 6,84 10,67 10,48 9,88 9,16 9,78 10,37 9,06 9,24 6,93 6,95 6,35 6,38 6,37 6,05 6,44 5,08 5, JUN DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto Criação de 6 novos conjuntos Trajetória de redução média anual de 1,20% no DEC e 3,47% no FEC 8

9 Perdas Técnicas 3º CRTP 4º CRTP Alta Tensão: Medição ou Fluxo de Potência. Redes MT, Redes BT, Transformadores, Ramais de Ligação: Cálculo simplificado, com expressões estatísticas e redes típicas. Medidores: Valor fixo por elemento (eletrodinâmico ou eletrônico). Alta Tensão: Medição. Redes MT, Redes BT, Transformadores, Ramais de Ligação: Cálculo detalhado de fluxo de potência. Medidores: Valor fixo por elemento (eletrodinâmico ou eletrônico). 9

10 Perdas Técnicas Média Tensão Curva de carga Curva de carga dos dos TDs CPs Perda na rede MT e seus equipamentos Curva no início do alimentador Rede MT TD CP 10

11 Perdas Técnicas Baixa Tensão Curva de carga dos consumidores Perda nos medidores Perda nos ramais de ligação Curva de carga nos transformadores de distribuição Perda na rede BT Perda nos TDs Trafo distribuição Rede BT 11

12 Perdas Técnicas Resultados Finais 6,70 6,6% 6,72 % 7,14 % AP Pleito A área técnica da ANEEL reconheceu todos os pleitos realizados pela EDP. O reconhecimento gera acréscimo de ~66,1 GWh ao ano e representa ~R$11,3MM no balanço de compra de energia da distribuidora. 6 semanas de projeto em semanas de projeto em simulações de processamento da base Pleitos Reconhecidos pela ANEEL: 69 alimentadores como atípicos Com a mudança de metodologia, a Perda Técnica reconhecida na tarifa aumentou de 6,70% para 7,14% da energia injetada na rede. 12

13 Metodologia do Cálculo de Perdas Não Técnicas (PNT/BT) Mudança de metodologia e atualização das informações socioeconômicas com a AP023/2014 Modelo benchmarking Modelos econométricos para estimar o índice de complexidade das distribuidoras e a probabilidade de comparação e criar ranking da maior para menor complexidade (resultando em 3 benchmarks por empresa) Cálculo da meta Média das metas para cada benchmark, sendo a meta calculada com base na probabilidade de comparação, índice de complexidade e PNT/BT medida da empresa e seu benchmark Cálculo do ponto de partida e de chegada Ponto de partida = max {média das metas; % PNT regulatória do 3CRTP} Ponto de chegada = min {média das metas; ponto de partida} Cálculo da trajetória Diferença entre medido e faturado Suavização da diferença entre o ponto de partida e ponto de chegada ao longo dos anos do ciclo tarifário (divide pelo número de anos do ciclo) % PNT/BT medida real - % PNT/BT faturada real da Escelsa % PNT regulatória Ponto de partida + Trajetória Diferença entre medido e faturado 13

14 Histórico das Contribuições e Pleitos da EDP para PNT (I) Índice de Complexidade 1º Pleito EDP: atualização do índice de complexidade Apresentação Pleitos na SRE- na SRE-ANEEL Dados Censo IBGE 2000 Índice de complexidade 0,157 Cluster 3 Ano de 2013 Censo IBGE , /abr 16/jul 2º Pleito EDP: flexibilização do ponto de partida (para menor valor histórico) e velocidade de redução de 1,40 p.p. 27/jun EDP Escelsa ANEEL 2013/ ,56% 10,37% 2014/ ,16% 1,40% 8,67% 2015/ ,76% 1,40% 6,97% 1,70% 1,70% 14

15 Grande Vitória + Guarapari Linhares Nova Venecia Cachoeiro do Itapemirim ESCELSA Histórico das Contribuições e Pleitos da EDP para PNT (II) Índice de Complexidade Reunião com diretor relator Sustentação oral na RD ANEEL Reforço do 1º Pleito EDP (atualização do índice de complexidade) 10% 5% % Pessoas em Domicílios Subnormais por Regional % 23/abr 10/jul 16/jul 24/jul 29/jul 30/jul Reunião com diretor relator Reunião com diretoria Subnormais 2000 Subnormais 2010 Censo 2010 (IBGE): aumento do % de pessoas em domicílios subnormais em 9 p.p. na RM da Grande Vitória (que concentra 72% das PNT) Mapa da violência 2012 (CEBELA): Espírito Santo é o segundo no ranking de assassinatos de jovens 15

16 Histórico das Contribuições e Pleitos da EDP para PNT (III) Comparabilidade Reunião com diretor relator Sustentação oral na RD ANEEL Reforço do 2º Pleito EDP (flexibilização do ponto de partida) Distanciamento entre PNT 2º ciclo e regulatória 21,99% 12,07% Verificada Regulatória /abr 10/jul Reunião com diretor relator 16/jul 24/jul 29/jul 30/jul Reunião com diretoria Piora nas condições socioeconômicas Empresas não comparáveis Violência e informalidade Escelsa apresenta as 3 condições: poderia abrir a possibilidade de se utilizar o mínimo histórico (18,65%) diferença no Baixa Renda 16

17 Histórico das Contribuições e Pleitos da EDP para PNT (IV) Aperfeiçoamento do Ranking Contribuições EDP: Aperfeiçoamento do ranking de complexidade: inserção de novas variáveis Áreas proteção Indústrias sazonais Morosidade da justiça Crime organizado Peso conta de luz no dom. BR Premiação (ex: maior WACC) para as empresas que já pratiquem níveis baixos de perdas: Auditoria das perdas das distribuidoras benchmark e publicação de custos Benchmarking global de diferentes itens de custo /abr 10/jul 16/jul 24/jul 29/jul 30/jul 18/out 11/jun 11/dez 09/abr 05/mai 25/mai 27/jun Abertura Consulta Pública 11/2013: aprimoramento da metodologia RTP

18 Histórico das Contribuições e Pleitos da EDP para PNT (V) Revisão dos Dados Contribuições EDP: Atualização dos valores regulatórios com frequência anual Resposta ANEEL: ANEEL acatou e determinou frequência trienal Abertura Audiência Pública 23/2014: estabelecimento da metodologia RTP 2015 (1ª fase) /abr 10/jul 16/jul 24/jul 29/jul 30/jul 18/out 11/jun 11/dez 09/abr 05/mai 25/mai 27/jun 2ª fase AP23 3ª fase AP23 18

19 Histórico das Contribuições e Pleitos da EDP para PNT (VI) Após a Abertura da Revisão Tarifária Contribuições EDP: /abr Mercado Atualização do mercado (impactos no Fator X) Reavaliação do mercado medido (impactos em PNT) Parcela B Consideração de condenações trabalhistas e custos de rateio da CCEE nos Custos Operacionais (impactos na Parcela B) Utilização do IPCA para atualização da BRR (impactos 2014 na Parcela B) Perdas Verificação dos dados do novo benchmark da PNT RTP 2013 RTP /jul 24/jul 29/jul 30/jul 18/out Consideração de transformadores particulares na PT Estrutura Tarifária Atualização de custos SE 11/dez Reunião SGT ANEEL /abr 05/mai Abertura AP RTP /mai 27/jun Término das contribuições da AP RTP de 2016 Perdas 19

20 Histórico das Contribuições e Pleitos da EDP para PNT (VII) Construção do pleito Reuniões Apresentação na SRE- na SRE-ANEEL Reunião com diretor relator Sustentação oral na RD ANEEL Abertura AP23: estabelecimento da metodologia RTP 2015 (1ª fase) Reunião SGT ANEEL Abertura AP RTP /abr 10/jul 16/jul 24/jul 29/jul 30/jul 18/out 11/jun 11/dez 09/abr 05/mai 25/mai 27/jun Reunião com diretor relator Reunião com diretoria Abertura CP11: aprimoramento da metodologia RTP ª fase AP23 3ª fase AP23 Término das contribuições da AP RTP de

21 Resultados de Perdas Não Técnicas Perdas Não-Técnicas [%] 45,5% 10,76 % 11,45 % 7,87 % AP Pleito Reconhecimento +166 GWh/ano Perdas não técnicas sob o mercado de baixa tensão deixa de ter trajetória. A Aneel reconheceu adicionalmente os pleitos da EDP: a) Alteração do índice de probabilidade da empresa benchmark pleito acatado, elevando o percentual para 10,94% b) Correção do mercado medido (benchmark e próprio) - pleito acatado, elevando o percentual para 11,45% 12,0 10,67 8,0 Perdas não Técnicas (%) BT 9,27 +45,5% 7,87 11,45 11,45 11,45 6,0 13/14 14/15 15/16 16/17 17/18 18/19 21

22 Fator X Pd Fator X T Q Produtividade Trajetória T Componente de Qualidade 2,67% = 0,99% + 1,68% + 0,0% 0,79% = 1,15% + 0% + (- 0,36%) IGP-M - Fator X Eliminação da trajetória T reduz os ganhos de produtividade compartilhados nos reajustes tarifários 22

23 Resultado da Parcela B Histórico da Parcela B [MM] 9,5% 10,1% ,5% PN: Plano de Negócio; AP: Audiência Pública; Prevista: contém contribuições e os pleitos da EDP AP 2016 Resultado Composição Parcela B [MM] Custos Operacionais Receitas Irrecuperáveis Remuneração do Capital Quota de Reintegração Veículos, aluguéis e sistemas Parcela B Bruta Fator X Pd Fator X Q Fator X T Outras Receitas Parcela B Prevista 23

24 EBITDA Regulatório Evolução do EBITDA regulatório (R$/MM) +35,5% Crescimento do EBITDA regulatório 24

25 Inversão de saldo em função de amortização de componente financeiros e maior tarifa cobertura de CDE e Itaipu Ativos / (Passivos Regulatórios) R$MM Saldo 2015 jan-16 fev-16 mar-16 abr-16 mai-16 jun-16 Saldo 6M16 25

26 EV/EBITDA Impacto na ação EBITDA U12M 1 : R$ milhões Parcela B: R$ 62 milhões Perdas: R$ 40 milhões EV 2 : R$ milhões EBITDA Incremental : R$ 102 milhões EV/EBITDA: 6,0 X Nota 1: Desconsidera ganhos não recorrentes mais relevantes (Venda Renováveis e Pantanal, Repactuação GSF e Pecém - Pleito FID e Seguro); Nota 2: Valor de mercado em 26/08; Dívida Líquida em 30/06; Qtde de ações pós aumento de capital; 26

27 Relações com Investidores Telefone: +55 (11)

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