Resultados 1T14. Maio, 2014

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1 Resultados Maio, 2014

2 Destaques Operacional & Comercial Manutenção do nível de indisponibilidades não programadas em patamares reduzidos (1,18% no versus 1,01% no ); queda média anual de 39% desde 2010 Geração de energia 8% inferior à garantia física e 12% abaixo da registrada em Comercialização de energia para entrega até 2018 com preço médio de R$128/MWh Financeiro Receita líquida de R$ 756 milhões; aumento de 26% vs. Redução nos custos e despesas operacionais¹ de 38%, decorrente do menor volume de compra de energia Ebitda de R$ 377 milhões, aumento de 78% vs. Lucro líquido de R$ 358 milhões, aumento de 93% vs. Dividendos R$ 254 milhões de dividendos no, máximo permitido pela legislação societária dada limitação da reserva de capital Dividend yield de 3,9% no SocioAmbiental Segurança: nenhum acidente com colaboradores próprios e população no período 2 1 exclui depreciação e amortização

3 Manutenção do nível de indisponibilidades não programadas em patamares reduzidos Redução de 80% das indisponibilidades não programadas nos 4 últimos anos Menor despacho das usinas da AES Tietê pelo ONS 2 reduziu a energia gerada em 12% (vs. ) Indisponibilidade não Programada (%) Energia Gerada (MW médio ³ ) 8,38-80% 124% 127% 109% 102% 7,33 5, % ,05 5,23 0,24 3,13 2,68 0,45 1,68 1,40 0,28 1,01 0,94 0,08 1,18 1,04 0, Fator de Parada para Manutenção Não Planejada EFOF¹ Geração/Garantia Física Geração - MWm 1 Fator de equivalência de paradas forçadas; 2 ONS : Operador Nacional do Sistema Elétrico; 3 Energia bruta gerada dividida pelo número de horas do período 3

4 Maior PLD em função do baixo nível dos reservatórios e elevado despacho térmico Despacho térmico médio de 15GW no vs. 13GW no Nível Histórico dos Reservatórios Brasileiros (%) Evolução Mensal do PLD¹ (R$/MWh) - SE/CO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Dados Históricos desde PLD Máximo 1 Os preços médios referentes ao período de abril a ago/13 foram calculados com base nos valores de PLD1. A partir de set/13, calcula-se apenas os valores de PLD, que incorpora os d mecanismos de aversão ao risco ao modelo de cálculo; PLD de mai/14 refere-se ao PLD médio válido para a semana 03/05/14 a 09/05/14 4

5 Estratégia de alocação de energia e impacto de rebaixamento da garantia física Estratégia de sazonalização resultou em um impacto positivo no Ebitda de R$372,9 milhões no, considerando rebaixamento médio de 3,9%¹ no trimestre Estima-se um rebaixamento médio de alocação da garantia física no MRE em 2014 de 6 a 8%, que pode acarretar um impacto negativo líquido de R$ 350 milhões a R$ 500 milhões no Ebitda Estratégia de Sazonalização MRE (MWm) Rebaixamento x Energia Secundária (%) 0,1 1,9-1,7-3,7-6, ,1 2T14 3T14 4T14 Jan/13 Fev/13 Mar/13 Jan/14 Fev/14 Mar/14 Rebaixamento Energia Secundária 1 - Valores contabilizados na liquidação da CCEE no referido mês 5

6 Crescimento da receita reflete a estratégia de sazonalização adotada para 2014 Redução da energia faturada explicada pela sazonalidade do contrato com a AES Eletropaulo Crescimento de 26% na receita liquida em decorrência do aumento de energia vendida no mercado spot Energia Faturada (GWh) Receita Líquida (R$ milhões) -14% +26% AES Eletropaulo Spot AES Eletropaulo Spot MRE Outros bilaterais MRE Outros bilaterais 6

7 Redução de compra de energia no spot em razão da estratégia de sazonalização Estratégia de alocação da garantia física foi o fator preponderante para a redução nos custos com compra de energia no mercado spot Evolução do PMSO gerenciável reflete sazonalização dos custos de 2013 Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões) ,5% ² 112² +6,4% Total Seguro/ Eclusa³ Gerenciáveis Pessoal Material e Serviços Outros³ Gerenciáveis Seguro/ Eclusa³ Total 1 Não inclui depreciação e amortização; 2 Custos com compra de energia, transmissão, encargos e taxas setoriais, previdência privada, contingências, provisões, 3 Custos não recorrentes de seguro (indenização) e normalização das manutenções bianuais das eclusas; 7

8 Maior Ebitda reflete vendas no mercado spot Distribuição de dividendos intermediários limitados a R$ 254,1 milhões, como previsto na legislação societária: 0,70 por ação preferencial e 0,64 por ação ordinária Ebitda (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 78% 110% 71% 56% 2,8 3,9 +78% % Margem Ebitda (%) Ebitda Pay out Dividend yield Lucro liquido 8

9 Continuidade no plano de investimentos da Companhia: R$37 milhões no Histórico de Investimentos (R$ milhões) Destaques % dos investimentos foram destinados à modernização e manutenção das usinas: Água Vermelha Barra Bonita Promissão +36% Ibitinga Manutenção do guidance de investimentos para E 2014 no valor de R$ 186 milhões, concentrado na modernização do parque hidrelétrico da Investimentos Companhia. 9

10 Consistente geração de caixa no período Geração de caixa operacional influenciada pela maior receita com venda de energia no mercado spot Saldo de caixa 9% menor em função do maior volume de investimentos dos últimos 12 meses FLUXO DE CAIXA - R$ Milhões Saldo inicial de caixa 396,9 456,7 Geração Operacional de Caixa 335,1 419,0 Investimentos (24,2) (28,4) Despesas Financeiras Líquidas (10,9) (5,7) Amortização Líquida 377,6 179,1 Imposto de Renda (398,8) (399,6) Caixa Livre 278,8 164,3 Dividendos e JSCP (0,0) (3,1) Saldo final de caixa 675,7 617,9 10

11 Baixo grau de alavancagem Dívida líquida (R$ milhões) Cronograma de Amortização da Dívida ,5 0,5 0,8 0, Dívida Líquida/ Ebitda² Dívida Líquida Covenants Dívida Líquida/Ebitda Ajustado 2 3,5x Ebitda Ajustado 2 /Despesas Financeiras 1,75x Custo da dívida Custo médio (% CDI) 1 113% 104% Prazo médio (anos) 0,8 2,8 Taxa efetiva 9,8% 10,9% 1 Percentual do CDI 2 Conforme 2ª e 3ª emissão de debêntures, o Ebitda é ajustado (i) pelas despesas/receitas financeiras e (ii) pelos valores de depreciação e amortização para melhor refletir a geração de caixa operacional da Companhia 11

12 Evolução da carteira de energia própria +128MWm para 2016, +148MWm para 2017 e +150MWm para 2018 a um preço médio de R$128/MWh¹ Expectativa de preço médio de venda de energia disponível de R$ /MWh para 2016 e R$ /MWh a partir de 2017 Histórico e Evolução da carteira de clientes² (MWm) Preço Médio (R$/MWh) Energia disponível para venda³ Energia própria contratada Contrato AES Eletropaulo Inclui contratos de energia firmados no período de 26/fev/13 até 07/mai/14; 2 Apenas energia convencional; 3 Exclui perdas e consumo interno; 4 Preço Médio (base mar/14) 12

13 Resultados Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios, às projeções de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas, constituem-se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administração em relação ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente dependentes de mudanças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elétrico e do mercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças.