apresentaÇÃo institucional - xp investimentos · apresentaÇÃo institucional fevereiro, 2019. 2...

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


20 anos em RH10 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)


SPE 03(Lot 12)


SPE 04(Lot 14)


SPE 05(Lot 15)


SPE 06(Lot 16)


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

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


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


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


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


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


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

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