Resultados 3T16 Novembro, 2016

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José Camarinho Mangueira
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1 Resultados Novembro, 2016

2 Hidrologia e Reservatórios Redução da afluência do SIN no para 86,5% da MLT 1 na comparação com o 3T15 e nível dos reservatórios ficaram em 38,3% Preço de Energia Expectativa de preço médio de energia no mercado livre de R$ /MWh a partir de 2018 Destaques $ Dividendos Distribuição de dividendos no trimestre de R$ 97,5 milhões a ser pago no dia 25 de novembro de 2016 Novos Negócios / Expansão Portfólio Projeto solar cadastrado no 2º Leilão de Energia de Reserva de 2016 Reconhecimento Eleita entre as 150 melhores empresas para se trabalhar no Brasil pelo Guia 2016 da Revista Você S/A 1. Média de longo termo 2

Baixa hidrologia ao longo de 2016 contribuiu para a redução do nível dos reservatórios Afluência observada no SIN de 86,5% da MLT 1 no vs. 117,4% da MLT no 3T15 Despacho térmico de 11,4 GWm no vs.

3 Baixa hidrologia ao longo de 2016 contribuiu para a redução do nível dos reservatórios Afluência observada no SIN de 86,5% da MLT 1 no vs. 117,4% da MLT no 3T15 Despacho térmico de 11,4 GWm no vs. 14,9 GWm no 3T15 Redução na carga em 0,4% no comparativo entre vs. 3T15 2 Nível Histórico dos Reservatórios Brasileiros (%) Reservatórios (%) vs. Despacho Térmico (GWm) Afluência Anual - SIN: % % % 90% 80% % 14 60% 12 50% 10 40% 8 30% 6 20% 4 10% 2 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Dados Históricos desde % T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T Despacho Térmico Reservatórios 0 1. Média de longo termo 2. Considera recálculo da Carga de 2015 pela ONS 3. Data base: Jan Set / 2016 (dados preliminares) 3

4 Despacho fora da ordem de mérito elevado devido à aversão ao risco, à seca no Nordeste e à intermitência da geração eólica R$/MWh (PLD SE/CO) GWm¹ GWm¹ ² Aumento do Despacho Fora da Ordem de Mérito Despacho Térmico Fora da Ordem Despacho Térmico na Ordem de Mérito + Inflexibilidade Despacho Térmico Total PLD SE/CO 1. Fonte: ONS (PEN 2016) 2. Outubro: dados preliminares 4

5 Maior rebaixamento no trimestre reflete patamares da geração eólica, afluência e carga Rebaixamento médio de 16,5% no, explicado pela redução da afluência e redução da carga em 0,4% no comparativo entre e 3T15 Contratação de 95% da garantia física 2 da AES Tietê; hedge parcial ao GSF esperado para 2016 Rebaixamento (%) Carga no SIN (GWm) 1-8 p.p Variação 3T15 x : + 2,3 p.p p.p Variação 3T15 x : -0,4% +0,5% +0,2% S Julho Agosto Setembro 9M 1S Julho Agosto Setembro 9M Valores obtidos a partir da geração de energia das usinas programadas e despachadas pelo ONS somado às usinas não monitoradas pelo ONS. Fonte: ONS. 2. Garantia física líquida convencional 5

6 Redução da receita líquida no período em função do fim do contrato bilateral com a AES Eletropaulo Aumento da energia faturada de 15% no e 13% no 9M16, em função do aumento do volume de energia vendido no MRE, justificado pelo aumento da geração das nossas usinas em 60% na comparação trimestral Redução da receita líquida de 36% no vs. 3T15 e de 40% nos 9M16 vs. 9M15 reflete novo portfólio de contratos Energia Faturada (GWh) Receita Líquida (R$ milhões) +15% % % % T M M T M15 9M16 AES Eletropaulo / Mercado Regulado e Livre MRE Spot/Outros CCEE AES Eletropaulo / Mercado Regulado e Livre MRE Spot/Outros CCEE 6

7 Redução dos custos operacionais reflete menor preço e volume de energia comprada no mercado de curto prazo Redução de 37% nos custos e despesas operacionais reflete menor preço spot médio e menor volume de compra no mercado spot (473,5 MWh no vs. 626,8 MWh no 3T15) PMSO com aumento de R$ 8 milhões, principalmente em função do pagamento de honorários advocatícios e do dissídio salarial de 9,3% em junho de 2016 Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões) % ² +13% Total 3T15 3T15 PMSO PMSO PMSO Energia comprada, encargos e taxas setoriais PMSO 1. Não inclui depreciação e amortização; 2. Custos com compra de energia, transmissão, encargos e taxas setoriais, previdência privada, contingências, provisões 7

8 Menor preço médio do portfólio de contratos e exposição ao mercado de curto prazo influenciaram resultado do trimestre Preço médio do portfólio contratado¹ no é de R$ 149,38/MWh vs. R$ 203,21/MWh no 3T15 Distribuição de dividendos no valor de R$ 97,5 milhões no ; dividend yield de 1,5% e payout de 99,6% no - Dividendo por Unit de R$ 0,247690, equivalente a R$ 0, por ação ordinária / preferencial EBITDA (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 53% 53% 50% 53% 99,6% 78,8% 110,9% 0,0% % 0,0% 1,5% 6,4% 5,6% % % % 275 3T15 Margem EBITDA 9M15 EBITDA 9M16 3T15 Pay out 9M15 Dividend yield² 9M16 Lucro Líquido 1. Inclui contratos de energia convencional e incentivada no mercado livre, regulado, curto prazo e bilateral com a AES Eletropaulo 2. Considera preço médio ponderado das Units da AES Tietê no 3º trimestre de

9 Programa de investimentos totaliza R$ 69 milhões no acumulado do ano de 2016 Histórico de Investimento e guidance para ¹ (R$ milhões) % % T15 9M15 9M E 2017E 2018E 2019E 2020E Investimentos de R$ 21,1 milhões no, valor 47% abaixo do investido no 3T15, principalmente devido ao encerramento dos ciclos de manutenções incluindo as manutenções preventivas gerais nos últimos anos. Programa de investimentos para (R$ 402,5 milhões), com foco na modernização das usinas para assegurar a disponibilidade do parque gerador, visando à contínua melhoria das condições operacionais 1. Valores normalizados 9

10 Geração de caixa operacional é resultado da aplicação da liminar do GSF e do novo portfólio de contratos Fluxo de caixa livre no 3T15 reflete queda na geração de caixa operacional, reflexo do fim do contrato com a AES Eletropaulo Geração de caixa nos 9M16 influenciada pela liquidação da 1ª emissão de debêntures, no valor de R$ 300 milhões, novo portfólio de contratos e aplicação da liminar que impede a alocação do GSF a partir de junho de 2016 ¹ FLUX O DE CAIX A - R$ milhões 3T15* VAR 9M15* ¹ 9M16 VAR Saldo inic ial de c aixa 227,7 346,6 118,9 501,4 739,3 237,9 Geração Operacional de Caixa 397,8 275,7-122,1 839,5 852,7 13,2 Investimentos (32,6) (12,7) 19,9 (95,3) (48,7) 46,5 Despesas Financeiras Líquidas (12,3) (10,1) 2,2 (69,0) (70,9) -1,8 Amortização Líquida - - 0,0 (300,1) (0,0) 300,0 Imposto de Renda (23,2) (14,8) 8,4 (196,7) (335,0) -138,3 Caixa Livre 329,7 238,0-91,7 178,4 398,1 219,7 Dividendos e JSCP (134,8) (118,6) 16,2 (257,3) (671,4) -414,1 Saldo final de caixa 422,5 466,0 43,5 422,5 466,0 43,5 * 3T15 e 9M15 refere-se ao caixa da AES Tietê S.A. Consolidado 10

11 Manutenção do reduzido grau de alavancagem reflexo da geração de caixa operacional Dívida líquida (R$ bilhões) Cronograma Amortização da Dívida 2 (R$ milhões) 1,00 0, ,96 0, T15 Dívida Líquida/ EBITDA Ajustado 1 Dívida Líquida Covenants Dívida Líquida/EBITDA Ajustado < 3,5x EBITDA Ajustado/Despesas Financeiras > 1,75x Custo da dívida 3T15 Custo médio (% CDI) 106% 110% Prazo médio (anos) 1,88 2,23 Taxa efetiva 16,18% 13,83% 1. Ebitda ajustado pelas despesas com previdência privada 2. Fluxo composto por amortização de principal, juros acruados e saldo de diferidos, conforme Nota Explicativa 16 das Demonstrações Financeiras da Companhia 11

12 Viés de alta nos preços do mercado livre devido às incertezas da hidrologia e à mudança do PLD em 2017 Celebração de novos contratos para entrega de energia entre os anos de 2018 e 2020 Expectativa de preço médio de venda de energia de R$ /MWh a partir de 2018 Histórico e Evolução da Carteira de Clientes¹ (MWm) Nível de contratação Preço Médio² (R$/MWh) 95% 88% 72% 39% 27% 156³ Energia disponível para venda Energia própria contratada 1. Apenas energia convencional. Inclui contratos firmados até o dia 30 de setembro de 2016; Exclui perdas e consumo interno 2. Valores nominais base: setembro 2016; 3. Preço médio dos contratos no de R$ 148/MWh 12

13 Hidrologia e Reservatório Preços de Energia Destaques $ Dividendos Novos Negócios / Expansão Portfólio Reconhecimento 13

14 Relações com Investidores Telefone: ri.aestiete.com.br 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.

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