EDP Energias do Brasil

Transcrição

1 EDP Energias do Brasil Apresentação Institucional

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 Panorama Geral do Setor Elétrico

4 Setor de energia elétrica no Brasil Geração 10 grupos detêm 55% da capacidade instalada total 22% setor privado usinas 130,5 GW capacidade instalada Ambientes de contratação mercados livre e regulado PPAs ajustados por inflação Distribuição 64 companhias 498 TWhde energia distribuida em milhões de consumidores 67% setor privado Reajuste tarifário anual Revisão tarifária a cada 3, 4 ou 5 anos Comercialização o 150 comercializadoras Volume de Consumo no ACL em 2013: aprox. 140 TWh Clientes Livres e Especiais: aprox. 101 TWh Geradores e Exportação: aprox. 39 TWh Ambientes de contratação mercados livre e regulado Reservatórios 1 : Sudeste: 34,3% Sul: 91,2% Nordeste: 33,1% Norte: 86,9% Serviço público regulado Ambiente de contratação regulada Fonte: ANEEL e EPE 1) Fonte: ONS. Julho/14 4

5 Setor de energia elétrica no Brasil Consumo de Energia Elétrica Mercado Total (TWh) Consumo de Energia Elétrica Mercado Livre (TWh) CAGR (%) CAGR (%) 4,2% ,6% Fonte: CCEE e ANEEL Capacidade Instalada (1) (GW) Capacidade Instalada por Fonte de Geração (1) (GW) CAGR (%) ,5% +4,2% +5,5% 2012=119,5 GW e=183,1 GW % 21% % 76 12% 54 2% 71% 2% 65% E Fonte: EPE Hidro Nuclear Térmica Eólica, PCH e Biomassa Notas: (1) Capacidade do Sistema Interligado Nacional - PDE

6 Cenário atual: condições hidrológicas e PLD Preço PLD no submercado Sudeste/Centro Oeste X Nível dos Reservatórios 2 (R$ / MWh); (%) Nível Reservatórios Preço Spot % % % % % 0 jan-10 abr-10 jul-10 out-10 jan-11 abr-11 jul-11 out-11 jan-12 abr-12 jul-12 out-12 jan-13 abr-13 jul-13 out-13 jan-14 abr-14 jul-14 0% NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS % 34.3% 91.2% 86.9% A condição desfavorável hidrológica impactou o PLD 1) Fonte ONS. Julho/2014 2) Fonte: CCEE 6

7 EDP Energias do Brasil

8 Estrutura corporativa e governança EDP Energias de Portugal Free Float 51% 49% 22,6 GW de capacidade instalada total 1 EBITDA em EUR 3,6 bilhões 1 Terceira maior empresa de geração de energia eólica a nível mundial (EDP Renováveis ) 1 Presença em 13 países 1 Líder mundial no setor de Utilites no índice de Sustentabilidade DowJones em Energias do Brasil 16% do EBITDA do Grupo 1 10% da capacidade instalada total do Grupo 1 IPO em 2005 Melhores práticas de governança corporativa Listada no Novo Mercado (BM&FBOVESPA) Conselho de Administração composto por oito membros, com três independentes Compõe o Ibovespa e os índices de Governança Corporativa e Sustentabilidade Comitês Auditoria Sustentabilidade e Governança Corporativa Remuneração Políticas Política de Divulgação de Informações Política de Negociação de ações 1) Em

9 Perfil corporativo Investimento em Lajeado Aquisição da Iven (Escelsa e Enersul) Aquisição da Peixe Angical (parceria com Furnas) Investimento em energia eólica Leilão A-5 (São Manoel) Pecém I inicia operação (2ª unidade) Aquisição da Bandeirante Permuta de Ativos (Enersul por Lajeado) Parceria com a CTG IPO da EDP Energias do Brasil na BM&F BOVESPA Leilão A-5 da termelétrica de Pecém Oferta de ações Aquisição de Jari ENBR3 no Ibovespa Leilão A-5 (Cachoeira Caldeirão) Pecém I inicia operação (1ª unidade) Crise Asiátia Crise Russa Desvalorização do Real EMBI Brazil (JP Morgan) Bolha da Internet Crise Argentina Racionamento de energia no Brasil Crise dos Mercados Emergentes Eleição do Lula (1º mandato) Novo modelo do Setor Energético Brasileiro Crise subprime Grau de investimento Crise econômica global Crise de crédito na Europa Venda da Evrecy Companhia Macro

10 Comprometimento EDP com o Brasil: mais de 17 anos Companhia elétrica integrada privada com operações no negócio de distribuição, geração e comercialização 3 º Comercializadora privada em volume de energia 9% de market share 1 6 º Distribuidora privada 2 3,1 milhões de clientes atendidos por meio de duas empresas de distribuição Sinergias Operacionais e Financeiras Geração 4 º Maior grupo de geração privado em termos de capacidade instalada 3 2,2 GW de capacidade instalada 1,4 MW Médios de energia assegurada 1) Fonte: CCEE em 2013E. 2) Fonte: Abradee em ) Fonte: Aneel em

11 Presença em 11 estados brasileiros Concessões de Geração Hídrica em Operações 1.798,5 MW Concessões com Prazos até Cachoeira Caldeirão (1) 109 MW Concessão: 2048 StoAntônio do Jari (1) 186 MW Em Construção Concessão: 2044 Porto Pecém (1) 360 MW Autorização: 2043 Parque Aventura 116 MW Concessão: 2038 Geração 10 estados: Espírito Santo, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Tocantins, Ceará, Santa Catarina, Rio GrandedoSul,RioGrandedoNorte,ParáeAmapá Capacidade Instalada: 2,2 GW São Manoel (3) 233 MW Concessão: 2049 CENAEEL (2) 6,3 MW Concessão: 2032 Elebrás (2) 31,5 MW Concessão: 2032 Baixado Feijão (2) 54 MW Concessão: 2047 Escelsa 11 estado em relação ao PIB: 2,3% do total nacional 1,4 MM clientes em 41,2 mil Km² Concessão: 2025 Distribuição 2 estados: São Paulo e Espírito Santo Mais de 3,1 milhões de clientes Geração Hídrica Geração Térmica Geração Eólica Distribuição Em construção Bandeirante SP 1 em relação ao PIB: ~33% do total nacional 1,6MM clientes em 9,6 mil Km2 Concessão: 2028 (1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil. (3) 33,6%% de participação da EDP Energias do Brasil 11

12 Crescimento da capacidade instalada desde o IPO Capacidade Instalada (MW) UHE Santo Antônio EOL Baixa do Feijão UHE Cachoeira UHE São Manoel EOL Aventura 2018(e) do Jari 2016 Caldeirão Desde de o IPO (2005) a Capacidade Instalada da EDP Energias do Brasil cresceu 5,3x Notas: (*) Considera 45% de participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil. (*) Considera a redução referente à venda das CGH ssão João I e II e Coxim, que somam capacidade instalada de 1,7 MW realizada no 3T13. (*) A capacidade instalada não utiliza os valores percentuais de participação nas UHEsCosta Rica, Lajeado e Enerpeixe, uma vez que os dados dessas usinas são consolidados integralmente na EDP. (*) Considera a participação proporcional das UHEs Santo Antonio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel. A transação da UHE São Manoel está pendente de aprovação. 12

13 UTE Pecém I: indicadores operacionais e financeiros Índice de disponibilidade (1) (%) Performance do EBITDA (2) (R$ milhões) 54% 75% 62% 70% 20,0 30,8 40,7 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1S14-31,9 Grupo I Grupo II UTE Pecém I UTE SINES e outras similares na Europa Índice de disponibilidade (%) e 1S14-75,6-71,7 Visão externa da esteira e chaminés 62% 81% 83% 82% 75% 75% S14 abr/14 mai/14 jun/14 1S14 (1) Considera o número de horas disponíveis do equipamento em relação ao número total de horas de existência do equipamento. 2) Considera 50% de participação. 13

14 Evolução da obra da UHE Santo Antônio do Jari: 95,4% UHE Santo Antônio do Jari MW (217,7 MW médios) Overview Realizações 2T14: Próximos passos: Startup of commercial operation scheduled for 2015 Instalação das turbinas e dos geradores Montagem da subestação Energização da subestação de conexão e da linha de transmissão Conclusão da montagem dos geradores, turbinas e outros equipamentos complementares Comissionamento das unidades geradoras UHE Cachoeira Caldeirão MW (129,7 MW médios) Próximos passos: Concretagens das estruturas principais (casa de força e vertedouro, áreas de montagem e fabricação de equipamentos eletromecânicos) UHE São Manoel MW (409,5 MW médios) Realizações 2T14: Assinatura do Contrato de Concessão com 134 dias de antecedência ao período previsto; Obtenção do REIDI com 56 dias de antecedência; Capex (e) 2 : R$ 1,2 bilhão 2013: 14% 2014: 43% 2015: 37% 2016: 6% Obtenção da DUP3 do canteiro de obras em 83 dias (abaixo da média de 155 dias para o processo de aprovação); Captação de debêntures (empréstimo-ponte) no valor de R$ 532 milhões; Início da construção: 2S14 (1) Considera 100% do projeto. De 2014/06/27 EDP Energias do Brasil detém 50% de participação no empreendimento. Nota: Parceria com a CTG para projetos hidrelétricos em fase de aprovação: Jari e Cachoeira Caldeirão desde dez-13 e São Manoel desde fev-14. 2) Estimativa em junho/

15 PPA s e concessões de longo prazo Vencimento das Concessões Data de vencimento das Concessões (3) % Escelsa Distribuidora (2) Bandeirante Distribuidora (2) UHE Mascarenhas (CE: 198 MW) Jul 2025 Jul 2025 Out % UHE Suiça (CI: 34,5 MW) PCH Rio Bonito (CI 22,5 MW) Jul 2025 Jul % PCH Mimoso (CI: 29,5 MW) PCH São João (CI: 25 MW) Dez 2027 Mai 2029 PCH Paraíso I (CI: 21,6 MW) Dez 2029 PCH Costa Rica (CI: 16 MW) Nov 2031 Energia Contratada (MW Médio) IPCA IGP-M Preço Médio: PCH Francisco Grós (CI: 29 MW) EOL Tramandaí (CI: 70 MW) Nov 2031 Set R$ 169,55/MWh (1) UHE Lajeado (CI: 902,5 MW) Jan EOL Baixa do Feijão (CI: 120 MW) UHE Peixe Angical (CI: 498,8 MW) UTE Porto do Pecém (CI: 360 MW) UHE StoAntônio do Jari (CI: 186,5 MW) UHE Cachoeira Caldeirão (CI: 109,5 MW) UHE São Manoel (CI: 700 MW) Jan 2036 Nov 2036 Jul 2043 Dez 2044 Dez 2048 Ago EOL ParqueAventura (CI: 116 MW) (1) Data base: Jul./2014. Média ponderada dos contratos existentes. Considera apenas os PPA s.(2) Primeiro período de concessão sujeito a renovação (3) Não considera a participação da EDP. Ago

16 Melhora nos indicadores operacionais Evolução do DEC (horas) Evolução do FEC (vezes) EDP Bandeirante EDP Escelsa EDP Bandeirante EDP Escelsa 9,01 10,53 9,67 9,81 9,61 8,08 7,54 7,41 5,84 6,31 5,51 5,78 5,55 6,22 5,33 6,10 3T13 4T13 1T14 2T14 3T13 4T13 1T14 2T14 Perdas EDP Bandeirante Perdas EDP Escelsa Técnica Não técnica 10,36% 9,87% 9,65% 9,82% 4,84% 4,34% 4,12% 4,30% 5,52% 5,53% 5,53% 5,52% 3T13 4T13 1T14 2T14 R$ 8,3 milhões para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) R$ 3,6 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares) Técnica Não técnica 14,00% 13,17% 13,23% 13,52% 5,96% 5,36% 5,63% 5,91% 8,04% 7,81% 7,60% 7,61% 3T13 4T13 1T14 2T14 52,7 mil inspeções: (i) substituição de 18,6 mil medidores, (ii) 1,9 mil regularizações de ligações clandestinas + R$ 31,7 milhões de recuperação de receitas 16

17 Distribuição: tarifas e consumo Revisões e reajustes tarifários Bandeirante Reajuste tarifário - % -9,79 +11,89 +3,11 +10, ,22 10,36 Próximo reajuste tarifário Out 15 Escelsa Reajuste tarifário - % -6,44 +7,48 +8,34 +7,19 +6,89 +14,29 4,12% +26,54 Próximo reajuste tarifário Ago 16 Consumo por segmento (MWh) 2T14 EDP Bandeirante - 2T14 Rural 0,6% Comercial 14,4% Outros 6,3% EDP Escelsa - 2T14 Rural 6,8% Outros 6,4% Industrial 17,3% Energia em Trânsito 38,0% Comercial 13,2% Industrial 11,3% Energia em Trânsito 36,4% Residencial 23,2% Suprimento + Cons. Próprio 0,3% Residencial 20,4% Suprimento + Cons. Próprio 5,5% 17

18 Comercializadora 3ª maior companhia em termos de transação 9% de market share 205 clientes (22% de crescimento comparado à 2012) Retenção de 46% de clientes das distribuidoras (migração para o mercado livre) Trading 95% de clientes satisfeitos (crescimento de 6 p.p comparado ao ano anterior) 4% do EBITDA do grupo em 2013 Vantagens competitivas do segmento de comercialização Opera em um segmento com grande potencial de crescimento no longo prazo Mercado livre pode chegar a 28 GW Médios, um crescimento de 77% em comparação com o mercado atual Estratégia Relacionamento Análise de mercado Procura de clientes alvo Sinergias com os segmentos de distribuição e geração Inteligência de mercado Risco Antecipação de tendências Gestão de riscos operacionais Retenção de clientes das distribuidoras (migração para o mercado livre) 18

19 Financeiros

20 Destaques financeiros ENBR Consolidado Receita Líquida (1) (R$ milhões) EBITDA e Margem EBITDA (1) (R$ milhões) % 62% 57% 54% 15% 20% 25% 29% 18% 18% 18% 17% S14 Gastos gerenciáveis* e PMSO / Margem Bruta 53% 36% 33% 37% % 86% 85% 85% 2% 2% 2% 13% 17% 13% 13% -4% T14 Margem EBITDA 29% 23% 25% 24% % 48% 38% 45% 2% % 4% 50% 58% 51% 7% 45% 46% S14 Lucro líquido e margem líquida (1) (R$ milhões) 9% 6% 6% 7% (1) Percentagens do segmento não consideram as eliminações intra-grupo. Receita Líquida e os custos gerenciáveis não incluem a receita de construção. Depreciação e Amortização não estão incluídos. (2) Considera o valor da venda de 50% das UHEs Sto. Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão 20 40% 3% 57% 69% 75% 11% 10% 49% 47% -30% -33% 11% 34% 85% -20% -11% S14 Distribuição Comercialização Geração Pecém Ganho na alienação de investimento 2

21 Alongamento da dívida Endividamento: Mar/2014 vs. Jun/ Dívida líquida/ebitda Dívida Líquida Disponibilidades UHEs Dívida Bruta ,2% ,2% ,5x 1,4x 1,3x 1,3x ,1x ,1% mar/13 Prazo médio da dívida (anos) jun/14 jun-13 set-13 dez-13 mar-14 jun-14 Custo médio da dívida (ano) 2,59 2,56 7,91% 8,06% 8,62% 9,39% 10,16% mar-14 jun-14 jun-13 set-13 dez-13 mar-14 jun-14 Empresa Rolagem da dívida/capital de giro 2014 (YTD) Fonte Valor (R$ milhões) Holding Debênture 300 EDP Bandeirante CCB 2 e Debênture 399 EDP Escelsa CCB 2 e Credit Agreement (4131) 311 Total Financiamento (Projetos de geração) 2014 (YTD) Empresa Fonte Valor (R$ milhões) UHE São Manoel Empréstimo 45 UHE São Manoel Debênture 532 Total 577 Nota: não considera o endividamento das UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão, São Manoel e da UTE Pecém I (critério de consolidação) / Nota 1: Cédula de Crédito Bancário 21

22 Solidez financeira Dívida por contraparte Cronograma de amortização da dívida R$ milhões 16% % 8% % Bancos Comerciais BEI BNDES Debêntures Disponibilidade Após 2017 Ratings Moody s Global EDP Energias do Brasil EDP Bandeirante EDP Escelsa Ba1 Baa3 Baa3 S&P Local braa+ braa+ 22

23 Crescimento consistente de dividendos Dividendos por ação (R$ / ação) 0,55 0,62 0,74 0,78 0,78 0,78 0,34 0, Dividendos totais (R$ milhões) Payout mínimo 50% R$2,3 bilhões pagos em dividendos com capacidade de alavancagem preservada 23

24 Prioridades

25 Enfatizando as prioridades de Cenário Energético Cliente Controle de Custo e Gestão de Caixa Prioridades Crescimento UTE Pecém I 25

26 Relações com Investidores Maytê Souza Dantas de Albuquerque Marilia Barbosa Nogueira Thiago Piffer Anna Luisa Rego Bacellar Rodrigo Tassone Telefone: +55 (11)