EDP Brasil B3: ENBR3. Apresentação de Resultados 3T18 (Teleconferência em 01 de novembro de 2018)
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- Raphael Barros Marreiro
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1 EDP Brasil B3: ENBR3 Apresentação de Resultados 3T18 (Teleconferência em 01 de novembro de 2018) 1
2 Disclaimer Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. 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 3T18 Destaques Operacionais GERAÇÃO Hedge Hidrológico Pecém 17% de energia descontratada EBITDA de R$ 184,0 milhões Ganho de R$ 371,0 milhões + 31,8% vs 3T17 Energia Distribuída +4,2% no trimestre + 1,8% nº de clientes DISTRIBUIÇÃO Perdas Totais EDP SP: 8,43% EDP ES: 12,35% -0,04 p.p na EDP SP -0,21 p.p na EDP ES vs 2T18 Celesc Contabilização dos Resultados¹ + R$ 16,9 milhões COMERCIALIZAÇÃO Comercializadora EBITDA de R$ 64,8 milhões + 63,7% vs 3T17 TRANSMISSÃO Linha de Transmissão Espírito Santo Linha de Transmissão Santa Catarina 92% de Alavancagem 99,8% de alavancagem 79,1% das obras concluídas Licença Prévia emitida 1 Defasagem de 01 trimestre. 3
4 Gestão Permanente do Risco Hidrológico Gestão do Risco % HEDGE 18% 17% ENERGIA DESCONTRATADA MW médio MCSD + Redução Bilateral de Contratos Hedge Adicional Hedge Natural E Gestão Energética Integrada 3T18 R$ Milhões Impacto , Rec. Vendas MRE GSF/PLD Repactuação Hedge CP Energia Livre Hedge de Pecém Margem Bruta Comercialização Impostos, encargos e outros Margem Bruta Gerencial 4
5 Pecém Estabilidade Operacional Disponibilidade 62% 75% 54% 76% 62% 90% 88% 89% 92% 89% 91% 88% 92% 89% 93% 98% 86% 81% UG01 UG02 Média da Usina Manutenção Programada da UG02 Concluída com sucesso em 61 dias Reversão da Provisão do ADOMP R$ 22,8 milhões e 2018, sem déficit para Conforme Ofício ANEEL n 252/2016-SRG/ANEEL. Manutenção Programada da UG01 4T18 - Duração prevista: 45 à 60 dias 5 5
6 Distribuição Evolução do Capex e Redução da Trajetória de Perdas Volume Energia Distribuída MWh Capex R$ Milhões Capex/QRR 1 ~2,0x EDP SP EDP ES +4,2% ,0% ,7% T17 3T % 33% 35% 10% 2% 11% 1% 9M17 +7,4% % 9M E Investimento recorrente ACIMA da Quota de Reintegração Expansão Melhoria da Rede Universalização Telecom., Informática e Outros 630 9,63% 9,57% Evolução Perdas Não Técnicas BT 9,55% 9,19% 9,19% 9,19% 9,19% 12,14% 11,94% 11,92% 11,91% 11,84% 8,94% 8,63% 8,51% 11,45% 11,45% 11,45% 11,45% 11,45% set/17 dez/17 mar/18 jun/18 set/18 set/17 dez/17 mar/18 jun/18 set/18 EDP SP Meta ANEEL Perdas Totais 8,43% vs meta Aneel de 7,75% 5 EDP ES Meta ANEEL Perdas Totais 12,35% vs meta Aneel de 11,75% 6
7 Serviços Comercialização Comercialização e Serviços Consistência nos Resultados Volume Energia Comercializada (MWh) + 1,1% Crescimento EBITDA Comercializadora R$ Milhões + 63,7% Crescimento T17 3T18 3T17 3T18 EBITDA GRID R$ Milhões + 193,9% AUTOPRODUÇÃO SOLAR: Nova frente de serviços em B2B e B2C Crescimento 10 Projeto em MG para rede de shoppings Área de 30 hectares, com módulos 3 3T17 3T18 Potência instalada de 8,33 MWp e geração média de 2,0 MW médios 7 7
8 Transmissão Evolução dos projetos Linha de Transmissão do Espírito Santo 79,1% das obras concluídas Linha do Espírito Santo Leilão out/16 Extensão: 113 km Alavancagem 92% SE São Matheus Alavancagem 99,8% SC / Aliança Leilão abr/17 Extensão: 485 km 79,1% das LP EMITIDA obras concluídas MAI e MAII Leilão abr/17 1- Extensão: 121 km 2- Extensão: 203 km LP Audiência EMITIDA pública SP/MG Leilão abr/17 Extensão: 375 km Licenças Prévias Solicitadas Lote ES com mais de 17 meses de antecipação prevista Obras na Linha de Transmissão do Espírito Santo 8
9 3T18 Destaques Financeiros Margem Bruta PMSO R$ 993,6 milhões R$ 263,9 milhões¹ +15,1% vs 3T17-3,0% vs 3T17 Abaixo da Inflação FINANCEIRO EBITDA R$ 679,6 milhões +23,2% vs 3T17 Lucro Líquido R$ 306,9 milhões +119,1% vs 3T17 Endividamento 8,8% de custos a.a. -2,3 p.p. vs Dez/17 Capex R$ 398,1 milhões +143,0% vs 3T17 1 Exluindo PECLD, contingências e Grid, uma vez que os custos da última são atrelados a projetos. 9
10 EDP SP EDP ES Compromisso com o Controle de Custos OBZ PMSO Recorrente¹ R$ Milhões Crescimento abaixo da inflação do período IPCA+ 4,5% 2015 OBZ ,0% ,2% 804 OBZ T17 3T18 9M17 9M18 OBZ 3.0 Produtividade e Eficiência na Holding Evolução PECLD Sourcing Estratégico (MSO) 0,9% 34,2 0,7% 36,8 1,1% 38,0 1,0% 36,6 Produtividade de Pessoal (Macroprocessos Transversais) Redução e Rateio de Custos (PMSO, Funções Transversais) 9M17 9M18 PECLD R$ Milhões 1) Exclui os custos da EDP Grid e Soluções, PECLD e Contingências 9M17 PECLD/Receita 9M18 Entre 2015 e 2018: mais de 150 iniciativas com + R$ 200 milhões em redução de custo e incremento da receita 10
11 Consolidado Formação do EBITDA 3T18 R$ milhões +23,2% EBITDA 3T17 Geração Hídrica + Comercializadora Pecém Distribuição Transmissão, GRID, Outros e Eliminações EBITDA 3T18 9M18 R$ milhões +18,2% EBITDA 9M17 Geração Hídrica + Comercializadora Pecém Distribuição Transmissão, GRID, Outros e Eliminações EBITDA 9M18 11
12 Consolidado Lucro Líquido 3T18 R$ milhões ,1% Lucro Liquido 3T17 EBITDA Dep & Amort Equivalência Resultado Patrimonial Financeiro IR & CS Participação de minoritários Lucro Líquido 3T18 9M18 R$ milhões +79,6% Lucro Liquido 9M17 EBITDA Dep & Amort Equivalência Patrimonial Resultado Financeiro IR & CS Participação de minoritários Lucro Líquido 9M18 12
13 Dívida 3T18 Disciplina na alocação de capital Dívida Bruta - Holding (%) Evolução 24% 22% 12,9% 13,1% 13,5% 13,7% 14,5% 14,1% 6,5 13,5% 12,3% 5,5 11,1% 16,0% 14,0% 12,0% Dez/15 dec-15 14% 13% 8% Set/18 9,7% 4,5 9,4% 8,80% 10,0% 3,5 3,4 3,2 3,4 3,3 3,0 8,0% 2,8 2,8 2,7 2,8 2,7 2,8 2,9 6,0% 2,5 4,0% 1,5 1,7 1,8 1,4 1,3 1,2 1,5 1,7 1,9 2,0 2,0 1,9 2,0 2,0% 0,5 0,0% dez-15 mar-16 jun-16 set-16 dez-16 mar-17 jun-17 set-17 dez-17 mar-18 jun-18 set-18 Prazo Médio DL/EBITDA 12m Custo Médio Alavancagem , , , , , ,0 2,4 2,4 2,4 2,3 2,3 1,9 2,0 2,0 2,0 1, Dívida Líquida (Não Consolidadas) Dívida Líquida (Consolidadas) Dívida Líquida/EBITDA (Consolidadas) Dívida Líquida/EBITDA Total - Set/2017 Dez/2017 Mar/2018 Jun/2018 Set/2018 GESTÃO ATIVA DO ENDIVIDAMENTO Redução gradual do custo da dívida, com manutenção da alavancagem -1,0 13
14 Transmissão Estrutura de Financiamento Lote Instrumento CAPEX Estimado (R$ milhões) Alavancagem Duration das dívidas (anos) RAP (R$ Milhões) 24 Debêntures de Infraestrutura (CVM 476) 125,0¹ 92%¹ 7,0 20,7 21 Debêntures de Infraestrutura (CVM 476) 1.121,0² 99,8% 6,4 171,8 Premissas de Leilão 7 Bridge + BNDES + Debêntures 388,0² Entre 65% e 75% 8,2 66,3 11 Bridge + BNDES + Debêntures 184,0² Entre 65% e 75% 7,6 30,2 18 Bridge + BNDES + Debêntures 1.290,0² Entre 65% e 75% 7,8 205,2 1. Considera CAPEX nominal (base: abril/2018) 2. Considera CAPEX BID do leilão nº05/2016 A antecipação e o funding dos lotes possibilitaram extrapolar a banda superior, trazendo 14 ganhos em IRRa e NPVa em relação ao estabelecido no âmbito do leilão 14
15 Conclusão da Reciclagem de Capital Venda da Pantanal Energética UHE Mimoso e PCH Paraíso; Capacidade instalada: 51 MW; Valor da Venda: R$ 390 milhões; Mais Valia: R$ 278,1 milhões Conclusão: 1T16. MT ES Anúncio da Venda das PCHs e de Santa Fé UHE Suiça, PCH São João, PCH Rio Bonito, PCH Fruteiras, PCH Jucu, PCH Viçosa, PCH Alegre e UHE Francisco Grós; Capacidade instalada: 131 MW; Valor Líquido: R$ 591 milhões. Venda da Costa Rica PCH Costa Rica; Capacidade instalada: 16 MW; Valor da venda: R$ 43,5 milhões; Mais Valia: R$ 34,1 milhões Conclusão: 3T18. 15
16 Relações com Investidores Telefone: +55 (11)
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