II ENCONTRO ESTADUAL DE CONSELHOS DE EDUCAÇÃO DO ESTADO DO PARÁ 25 A 27 DE JUNHO DE 2013
3º Encontro de conselhos de consumidores da Região Sul · 3º Encontro de conselhos de...
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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
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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 [email protected]
Nelson Fonseca Leite
Obrigado!