Apresentação de Resultados do 3T Novembro 2016

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1 Apresentação de Resultados do 16 Novembro 2016

2 Aviso Importante Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros. As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação. Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam. 2

3 Destaques do Resultado do Consumo total de energia cai 1,5% no trimestre e 1,3% nos 9M16, quando comparado ao mesmo período de 2015; OPERACIONAIS Perdas totais (12 meses) totalizaram 12,53% da energia requerida em set/16, ligeiro aumento em relação a jun/16; ESE, EBO, EPB e EMT: apresentaram menor nível histórico dos indicadores de DEC e FEC; CVA: despesas (CVA Passiva)de R$ 15,5 milhões no, contra uma receita (CVA Ativa) de R$ 86,5 milhões no. PMSO reduz 1,3% no trimestre; Ajustado alcança R$ 574,3 milhões no, aumento de 26,5% em relação ao. FINANCEIROS Dívida líquida consolidada de R$ 5.855,5 milhões, queda de 16,5% em relação a jun/16; Investimentos cresceram 15,9% no, alcançando R$ 509,0 milhões (R$ 380,0 milhões em ativos elétricos); Aportes de capital nas subsidiárias totalizam R$ 680 milhões e aumentam a participação da Energisa na Rede Energia, EMT, ETO e EBR; Pagamento de dividendos intermediários de R$ 39,8 milhões em ago/16. SOCIETÁRIO Encerramento da Recuperação Judicial do Grupo Rede (22/agosto) Pedido de fusão das distribuidoras de São Paulo (4) e Paraná (1), prevalecendo Caiuá 3

4 Mercado de Energia do Redução no consumo reflete cenário econômico adverso e temperaturas mais amenas MERCADO TOTAL (GWh) Trimestre -1,5% Considerando Não-Faturado: - 2,8% no -2,7% VARIAÇÃO DAS VENDAS POR CLASSE DE CONSUMO (GWh) ,2% -3,0% ,4% -8,4% +6,8% TUSD Cativo Residencial Comercial Industrial Rural Outras % DE CRESCIMENTO POR REGIÃO ( vs. ) Mercado Total (GWh) 9 Meses % de Crescimento por Região (9M15 vs. 9M16) +0,6 Norte -0,8 Nordeste -1,9 Centro- Oeste -2,3 Sul/Sudeste M15-1,3% M16-1,3% +7,0 N -4,7 NE +0,1 CO -2,7 S/SE 4

5 Perdas Totais Perdas ligeiramente mais altas. Ações de combate às perdas focadas na EMT e ETO PERDAS TOTAIS (12 Meses) 12 meses 11,82% ,97% ,26% 12,35% 12,53% jun/16 set/16 % GWh GWh % ANEEL EM G ,10% 9,16% ENF ,52% 5,88% ESE ,04% 11,33% EBO ,42% 8,07% EPB ,29% 13,96% EM T ,74% 13,67% EM S ,27% 15,31% ETO ,76% 13,91% ECI ,31% 7,48% EVP ,32% 7,24% EBR ,08% 5,01% ENA ,14% 7,34% ELO ,43% 3,39% set-15 dez-15 mar-16 jun-16 set ,53% 12,40% Perdas Não-Técnicas (GWh) Perdas técnicas (GWh) % Perdas Totais sobre Energia Requerida 5

6 Indicadores de Qualidade DEC e FEC (média móvel 12 meses) apresentaram expressiva melhoria nas concessões do Nordeste, EMT e ETO Menor nível histórico DEC (12 meses) 24,99 28,48 11,57 11,37 10,70 8,79 13,60 13,79 11,76 4,89 19,31 16,59 24,48 31,90 12,79 12,79 8,7 9,87 DEC (h) (horas) DEC Regulatório EMG ENF.ESE EBO EPB EMT ETO.EMS ESE EBO EPB EMT FEC (12 meses) 20,97 20,5 9,43 10,31 10,22 10,49 12,43 17,99 16,52 9,77 9,21 FEC (vezes) FEC Regulatório 8,18 8,65 6,76 3,17 6,8 6,19 7,64 EMG ENF.ESE EBO EPB EMT ETO.EMS ESS ESE EBO EPB EMT 6

7 PMSO Redução real nas despesas refletem os esforços da administração na contenção de gastos PMSO CONSOLIDADO (R$ MILHÕES) PMSO REDE ENERGIA (R$ MILHÕES) ,0% ,6% PMSO Corrigido Inflação PMSO Pessoal + Reportado Fundo de Pensão Material Serviços Outros PMSO PMSO Corrigido (1) (1) Inflação PMSO Pessoal + Reportado Fundo de Pensão Material Serviços Outros PMSO Pessoal e Fundo de Pensão: Acordos coletivos: + R$ 16,8 milhões Custos indenizatórios: + R$ 6,2 milhões (total de R$ 11,1 milhões) Fundo de Pensão: + R$ 3,5 milhões Internalização: + R$ 2,5 milhões Serviços: internalização de atividades e migração de sistemas (- R$ 22,0 milhões) (1) IPCA até set/16. PMSO Var. Var. (R$ MM) % R$ MM EMT 125,3 113,2 + 10,7% +12,1 EMS 87,1 93,4-6,7% - 6,3 ETO 54,1 57,6-6,1% - 3,5 ESS 52,5 46,4 + 13,1% + 6,1 7

8 Consolidado cresce 26,5% na comparação entre trimestres, após êxito nas negociações de contas em atraso, revertendo provisões na EMT e Ajustado R$ Milhões ,5% Ajustado sem não-recorrentes R$ Milhões ,7% 494 Ajustado Acréscimos moratórios Receita líquida Custos Não Controláveis PMSO Provisões Outras Rec. / Desp. Operac. 3T6 Acréscimos moratórios Ajustado Não-recorrentes 1 Nota: Não-recorrentes no trimestre: R$ 86,6 milhões de provisões na EMT e R$ 4,4 milhões de custos indenizatórios consolidados. 8

9 Rede Energia Ajustado cresce 68,4% na comparação entre trimestres. E Expurgando efeitos não recorrentes, cresce 34,3% e Ajustado Rede Energia R$ Milhões ,4% Ajustado (Rede) sem não-recorrentes R$ Milhões ,3% Ajustado Acréscimos moratórios Receita líquida Custos Não Controláveis PMSO Provisões Outras Rec. / Desp. Operac. 3T6 Acréscimos moratórios Ajustado Var. Var. (R$ MM) % R$ MM EMT 164,6 63,7 +158,4% + 100,9 EMS 41,2 56,0-26,4% - 14,8 ETO 63,4 37,0 +71,4% + 26,4 ESS 41,7 36,9 +13,0% + 4,8 Nota: Não-recorrentes no trimestre: R$ 86,6 milhões de provisões na EMT e R$ 4,2 milhões de custos indenizatórios das distribuidoras adquiridas. Não-recorrentes 1 9

10 Resultado Consolidado Resultado Líquido R$ Milhões Resultado sem não-recorrentes R$ Milhões Resultado Resultado Resultado Resultado Financeiro Impostos Depreciação Operações Descontinuadas Resultado Não-recorrentes 1 Nota: Não-recorrentes no trimestre: R$ 28,4 milhões na EMT (SANECAP, R$ 43,1 milhões * 66%) e R$4,1 milhões de custos indenizatórios (R$ 6,2 milhões * 66%). 10

11 Endividamento Após IPO, dívida líquida consolidada cai 16,5% e companhia aporta R$ 680 milhões nas subsidiárias ,6x 4,1x 4,2x ,2x ,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2, , ,0 0,5 - dez/15 mar/16 jun/16 jun/16 set/16 pós-oferta - Dívida Líq. Consolidada Dívida Líquida/ Ajustado 12M Aumento de Capital Participação Direta e Indireta da Energisa R$ milhões Antes Depois E. Mato Grosso ,8% 66,6% E. Tocantins ,4% 76,7% E. Minas Gerais % 100% E. Bragantina 50 91,6% 95,8% E. Caiuá % 100% E. Nova Friburgo % 100% Rede Energia: aumento de capital de R$ 352 milhões (de 95,1% para 96,2%). 11

12 Endividamento Cobertura do caixa: 2,1x as amortizações de curto prazo (12 meses) CRONOGRAMA DE AMORTIZAÇÃO (R$ Milhões) DÍVIDA BRUTA POR INDEXADOR (R$ Milhões / % ) (1) CDI 4.468,9 (55,7%) BRL 391,5 (4,9%) SELIC 453,2 (5,6%) Caixa em set/ Após 2021 Amortização das Dívidas Prazo médio: 7,5 anos IPCA 1.449,8 (18,1%) TJLP 500,5 (6,2%) TR 758,6 (9,5%) EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA BRUTA RATINGS 11,79% 14,54% 14,31% 14,53% 14,68% Agência Classificação Nacional/Perspectiva Classificação Global/Perspectiva Último Relatório 8,81% 9,32% Standard & Poor s braa- (negativa) BB (negativa) Ago/2016 Moody s Aa2.br (negativa) Ba2 (negativa) Mar/2016 Fitch Ratings AA (bra) (estável) BB (estável) Out/2016 4T12 4T13 4T14 4T15 1T16 2T16 12

13 Investimentos 79,1% dos investimentos foram aplicados nas empresas adquiridas INVESTIMENTOS (R$ MILHÕES) ,7% ,7% ADQUIRIDAS (R$ MILHÕES) +13,6% ,9% M15 9M16 9M15 9M16 Obrigações Especiais Ativos não-elétricos Ativos elétricos 13

14 Regulatório Tocantins aparece no topo do ranking da variação da BRR entre o 3º e 4º Ciclos. VARIAÇÃO DA BRR ENTRE O 3º E 4º CICLOS 1 (%) (1) Preços de set/16 ETO D2 D3 D4 D5 D6 D7 D8 ENA EBR D11 ECI EVP D14 D15 D16 EMG ELO D19 D20 ENF D22 D23 D24 D25 D26 D27 D28 D29 D

15 Regulatório Regulatório vs. Ajustado Reportado (últimos 12 meses) Consolidado Pioneiras Adquiridas +49,2% ,2% ,7% Regulatório Ajustado 12 Meses Regulatório Ajustado 12 Meses Regulatório Ajustado 12 Meses CAIMI Não-recorrentes 1 CAIMI Não-recorrentes 1 CAIMI Não-recorrentes 1 1 Não-recorrentes consideram os custos indenizatórios e reversão de provisões 15

16 OBRIGADO Maurício Perez Botelho VP Financeiro e Diretor de Relações com Investidores Tel.: mbotelho@energisa.com.br Mariana Rocha Gerente Corporativa de Relações com Investidores Tel.: mariana.rocha@energisa.com.br

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