Prioridades Cenário Energético. Central Térmica. Custo e Caixa

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2 Central Térmica 4. Cliente 1 Cenário Energético Prioridades 2014 Crescimento Custo e Caixa 3. 1) Cenário Energético e Regulatório: Hidrologia desfavorável e baixo nível dos reservatórios; GSF médio de 84,5% 3 ; PLD médio de R$ 677/MWh 1 ; Aportes da Conta-ACR/CDE para as distribuidoras 2 : R$ 273,8 milhões no 3T14 e R$ 864,6 milhões nos 9M14; Reajuste tarifário da EDP Escelsa em agosto/2014 e da EDP Bandeirante em outubro/ ) Custo e Caixa Excluindo os efeitos da venda de imóveis no 3T13 (R$ 52,6 milhões), os gastos diminuiriam 15,5%. No acumulado do ano a descida é de 7,4%; Captações de R$ 1,8 bilhões para reforço do fluxo de caixa e investimentos nos 9M14; Divida Liquida/ EBITDA em 1,4x. 3) Crescimento UHE Santo Antônio do Jari: antecipação da entrada em operação comercial da UG I com 3,5 meses de antecedência. Evolução da obra no 3T14 atingiu 98,1%; UHE Cachoeira Caldeirão: Evolução da obra no 3T14 atingiu 50,5% ; UHE São Manoel: inicio de construção em agosto. 1) Fonte: CCEE. 2) Fonte: Aneel. 3) Fonte: CCEE. 4) Evento subsequente. 5) Fonte: IBGE. 2

3 1 Cenário Energético ) Cliente Manutenção dos indicadores de qualidade de serviço (DEC e FEC) das duas distribuidoras; Satisfação do cliente acima de 80% nas duas distribuidoras de acordo com o Prêmio ABRADEE (2014) 1 Incentivo à melhoria da qualidade (componente q do Fator X): Reajuste tarifário da EDP Bandeirante (Xq: -0,64%) Reajuste tarifário da EDP Escelsa: (Xq: -0,33%) Central Térmica 4. Cliente Prioridades 2014 Crescimento Custo e Caixa 3. 5) Central Térmica Pecém I Aneel aprova pleito da companhia para suspensão do cálculo dos custos por indisponibilidade em base horária e determina o cálculo com base na média móvel de 60 meses; Desligamento intempestivo da UG I devido à queima do estator. Reparos em andamento e expectativa de retorno da operação comercial até dezembro/2014. UG II atingiu índice de disponibilidade médio de 88,3% no 3T14. Em outubro 2 atingiu 98%. 1) Índice de satisfação da qualidade percebida. 2) Até 28/10/2014 3

4 Chuva / Energia Natural Afluente 1 Sudeste (2014 vs. 2013) GWmédio GSF (Generation Scalling Factor) 2014 (%) Sistema Interligado Nacional (SIN) 2 98,7% jan fev mar abr mai jun jul ago set out 96,3% 98,3% 93,8% 93,6% 89,1% 85,3% 86,1% 82,1% jan fev mar abr mai jun jul ago set Despacho térmico 1 Sistema Interligado Nacional (SIN) (GWmédio) PLD (Submercado Sudeste) 2 (R$/MWh) 12,0 15,5 822,83 806,97 592,54 709,53 728,95 8,0 378,22 412, (média) 2013 (média) 9M14 (média) 1) Fonte: ONS. 2) Fonte: CCEE.. jan fev mar abr mai jun jul ago set 4

5 Distribuição Gastos não gerenciáveis 1 (R$ milhões) EDP Bandeirante Energia comprada para revenda Aportes Conta-ACR/CDE Energia comprada líquida dos aportes 73,4 438,8 365,5 3T ,9 277,1 9M ,8 Geração Gastos não gerenciáveis (R$ milhões) GSF EDP Energias do Brasil Distribuição Gastos não gerenciáveis (R$ milhões) EDP Escelsa 375,5 200,5 3T14 175, ,8 587,4 9M14 875,4 319,5 198,6 57,0 63,9 1T14 2T14 3T14 9M14 1) Considera energia comprada para revenda em moeda nacional. Não considera Itaipu e encargos. 2) Fonte: ONS. 5

6 PMSO Consolidado (R$ milhões) 3T14 vs. 3T13-15,9% +5,9% 52,6 260,4-9,5-0,9 1,0-17,8-13,1 207,8 220,1 PMSO 3T13 Venda de Imoveis PMSO 3T13 ajustado Pessoal Material Terceiros Provisões Outros PMSO 3T14 PMSO Consolidado (R$ milhões) 9M14 vs. 9M13 1-7,4% 764,1 707,6 PMSO por unidade de negócio (R$ milhões) 9M14 vs. 9M13-8,3% 9M13 9M14 262,6 +2,0% 268,0 22,4-2,9% 21,7 276,8-1,8% 271,9 95,5-52,5% 45,3 106,8-5,7% 100,7 9M13 9M14 Outros Provisões Serv. Terceiros Material Pessoal 1) Outros: Não considera a venda do COC da EDP Escelsa no 3T13 no valor de R$ 52,6 milhões 588,6 540,2 +1,0% -8,6% 82,1 83,0 12,4 11,4 Distribuição Geração Comercialização 6

7 EBITDA 3T14 (R$ milhões) Var. % EBITDA 3T14 vs. 3T13: -49,7% 52,6 631,6 579,0 266,6 40,4 35,0 317,8 EBITDA 3T13 Venda de imóveis EBITDA 3T13 ajustado Margem Bruta PMSO VNR EBITDA 3T14 Aumento de 20% na Receita líquida: crescimento nos três segmentos de negócio: (i) +13,6% na distribuição; (ii) +12,3% na geração; (iii) e na comercializadora, +55,8%; Aumento de 73% nos Gastos Não Gerenciáveis em consequência dos custos da energia comprada pelas distribuidoras, atenuado parcialmente pelos aportes da Conta-ACR, assim como o aumento nos custos das geradoras devido ao GSF médio de 84,5%; Redução de 32% na Margem Bruta; Aumento de 6% nos Gastos Gerenciáveis. Excluindo os efeitos da venda de Imóveis no 3T13 (R$ 52,6 milhões), os gastos gerenciáveis reduziriam 15,5% frente à inflação de 6,8% (IPCA) do período; Resulta no EBITDA de R$ 318 milhões, redução de 50% em relação ao 3T13 7

8 Lucro líquido 3T14 (R$ milhões) Lucro Liquido 3T13 EBITDA Dep & Amort Equivalência Patrimonial Resultado Financeiro IR & CS Participação de minoritários Lucro Líquido 3T14 Redução de 50% no EBITDA; Redução de 42% em Depreciação e Amortização; Aumento no Resultado das Participações Societárias em R$ 71,6 milhões decorrente da recontabilização e ressarcimento dos custos com penalidades da UTE Pecém I, de dez/12 a nov/13 (R$ 127 milhões) considera participação de 50% 1 Redução de 64% no IR e Contribuição Social; Redução de 74% nas Participações de Minoritários Resulta no Lucro Líquido de R$ 143 milhões, redução de 28% em relação ao 3T13 1) Provisão. 8

9 Endividamento: dez/2013 vs. set/ Dívida líquida Disponibilidades Dívida bruta ,5% ,2% ,0% Dívida Líquida/EBITDA Dívida Líquida 1,5x 1,3x 1,4x Div. Líq./EBITDA 1,4x 1,2x dez-13 set-14 set/13 dez/13 mar/14 jun/14 set/14 Refinanciamento/capital de giro 2014 (YTD) Empresa Fonte Data Vencimento Custo Comparativo* R$ milhões Custo Efetivo Holding Debêntures fev/14 ago/15 CDI +0,72% 300,0 CDI + 0,72% EDP Bandeirante Crédito Rural fev/14 jul/15 CDI +0,12% 98,6 101,15% do CDI EDP Bandeirante Debêntures abr/14 abr/19 CDI +1,39% 300,0 CDI + 1,39% EDP Escelsa Crédito Rural fev/14 jul/15 CDI +0,12% 110,6 101,15% do CDI EDP Escelsa Cédula Cambiária mai/14 mai/18 CDI -0,49% 200,0 85% do CDI + 1,0625% EDP Escelsa Debêntures ago/14 ago/20 CDI +1,50% 176,8 CDI + 1,50% Total * Custo CDI+ com data base em 30/09/2014. Nota: Não considera o endividamento das UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão, São Manoel e da UTE Pecém I (critério de consolidação). 9

10 Desligamento intempestivo da UG I (25/ago/2014) Causa: Falha na proteção do gerador e do transformador, ocasionando a queima do estator. Cronograma 25/ago: Parada da UG01 29/ago: Acionamento do seguro 15/set: Conclusão da inspeção 21/out: Chegada do estator e rotor no site Atividades em andamento Montagem do gerador Início do testes previsto para novembro Conexão ao SIN Aneel aprova pleito da companhia para suspensão do cálculo dos custos por indisponibilidade em base horária e determina o cálculo com base na média móvel de 60 meses: Ressarcimento dos custos por indisponibilidade para o período entre dez/2012 e nov/2013; Valor estimado: R$ 127 milhões 1 (considera participação de 50%). 1) Contabilização de R$ 118,5 milhões (principal) em outras despesas operacionais (ressarcimento) e R$ 8,1 milhões (juros). Valores provisionados 10

11 Índice de disponibilidade (%) 1 por unidade geradora 2014 UG I UG II 95% 98% 99% 88% 91% 90% 97% 98% 1 80% 82% 81% 82% 84% 77% 76% 67% 62% 54% Parada da UG I em ago/14 jan fev mar abr mai jun jul ago set out Taxa de falhas (últimos 12 meses) por unidade geradora 2014 UG I UG II jan fev mar abr mai jun jul ago set Índice de disponibilidade (%) 1 consolidado Taxa de falhas (últimos 12 meses) consolidado % 82% 80% 83% 49% 71% T14 2T14 jul ago set 3T14 1) Considera disponibilidade até 28/10/2014 (sujeito à alterações) jan fev mar abr mai jun jul ago set 11

12 UHE Santo Antônio do Jari 1 373,4 MW 217,7 MW médios Evolução da obra: 98,1% Entrada em operação comercial UG I: Início de fornecimento ao SIN em 26/ago/2014 (teste); DCO 2 em 17/set/2014; Antecipação de 3,5 meses; Capex(e): R$ 1,2 bilhão 93,4% realizado até setembro/2014 1) Considera 100% do empreendimento. 2) Declaração Comercial de Operação. 12

13 Vista geral da casa de força UG I em operação comercial UG II em fase de comissiona mento UG III em fase de montagem Nota: considera 100% do empreendimento. 1) Declaração comercial de operação

14 Vista geral do vertedouro UHE Cachoeira Caldeirão MW 129,7 MW médios Entrada em operação comercial: jan/2017(e): Atividades em andamento: i) Concretagem das estruturas da Casa de Força, Vertedouro Controlado e da área de montagem; ii) Fabricação dos equipamentos eletromecânicos; ente outras. Financiamentos: Curto prazo: empréstimo-ponte: R$ 648 milhões Longo prazo: em estruturação Capex(e): R$ 1,2 bilhão 38% realizado até setembro/2014 Nota: considera 100% do empreendimento. 1) Considera 100% do empreendimento. 1) Declaração comercial de operação

15 Vista geral da ensecadeira Atividades recentes: UHE São Manoel MW 409,5 MW médios Início da construção do canteiro central; Início da execução da terraplanagem para a construção da ensecadeira. Atividades anteriores: Assinatura do Contrato de Concessão com 134 dias de antecedência ao período previsto; Obtenção do REIDI com 56 dias de antecedência; Obtenção da DUP3 do canteiro de obras em 83 dias (abaixo da média de 155 dias para o processo de aprovação); Captação de debêntures (empréstimoponte) no valor de R$ 532 milhões. 1) Considera 100% do empreendimento

16 17,2% 15,5% 13,8% 14,6% 13,2% 11,8% 11,8% 10,4% Evolução do DEC (horas) Perdas não técnicas baixa tensão EDP Bandeirante EDP Bandeirante EDP Escelsa Realizado Meta Aneel 8,08 9,67 9,81 9,61 9,94 7,54 7,41 7,30 20,3% 20,2% 19,9% 18,0% 16,1% 16,1% 15,3% 13,9% 13,1% 4T13 1T14 2T14 3T14 Evolução do FEC (vezes) T Perdas não técnicas baixa tensão EDP Escelsa EDP Bandeirante EDP Escelsa 5,51 5,78 5,55 6,22 5,33 6,10 6,35 5,17 19,6% 18,1% 17,1% 18,4% 15,9% 17,4% 4T13 1T14 2T14 3T14 Incentivo à melhoria da qualidade (componente q do Fator X): 12,1% 10,5% 9,3% 9,3% 7,9% Reajuste tarifário da EDP Bandeirante (Xq: -0,64%) Reajuste tarifário da EDP Escelsa: (Xq: -0,33%) T

17 Tarifa média de cobertura (R$) EDP Bandeirante EDP Escelsa PLD 674,63 680,82 709,53 728,95 592, T14 2T14 jul ago set EBITDA Ajuste de ativos e passivos regulatórios 9M14 (R$ mil) EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição EBITDA (IFRS) Variação de Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA + Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios PMSO Consolidado (R$ milhões) 1 EDP Bandeirante +0,1% 298,6 103,5 +5,6% 109,4 9,2 +1,5% 9,4 97,5 +6,2% 103,6 36,1-19,8% 29,0 52,2-8,7% 47,7 9M13 298,9 9M14 Outros Provisões Serv. Terceiros Material Pessoal 1) Outros: Não considera a venda do COC da EDP Escelsa no 3T13 no valor de R$ 52,6 milhões EDP Escelsa -16,8% 290,0 241,3 92,7-6,5% 8,3 86,7 +0,8% 101,7 8,4-2,3% 99,3 56,6-57,9% 23,8 30,7-25,0% 23,1 9M13 9M14 Outros Provisões Serv. Terceiros Material Pessoal

18 Maytê Souza Dantas de Albuquerque Marília Barbosa Nogueira Thiago Piffer Anna Luisa Rego Bacellar Rodrigo Tassone Telefone: +55 (11)

19 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.