Resultados 3T17. Novembro, 2017
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1 Resultados 3T17 Novembro, 2017
2 Destaques 3T17 ESTRATÉGIA DE COMERCIALIZAÇÃO Nível de contratação do ano de 2017 reduzido de 88% para 79% R$ 130 milhões de custos evitados com a estratégia de mitigação do GSF¹ HIDROLOGIA Rebaixamento de 38% no SIN² e PLD³ médio de R$ 435/MWh no SE/CO no 3T17, reflexo da performance hidrológica CRESCIMENTO E DIVERSIFICAÇÃO DE PORTFÓLIO Conclusão da aquisição de Alto Sertão II (eólico) e Boa Hora (solar) Assinatura de acordo de investimentos do Complexo Solar Bauru Autorização da ANEEL para a transferência de Boa Hora para São Paulo PLATAFORMA OPERACIONAL CENTRALIZADA Inauguração do novo Centro de Operações e de monitoramento e pesquisa de novas tecnologias DISTRIBUIÇÃO DE PROVENTOS Distribuição de R$ 42 milhões no 3T17 1 Generation Scaling Factor ( GSF ou risco hidrológico ou ajuste MRE ); 2 Sistema Interligado Nacional; 3 Preço de Liquidação das Diferenças 2 2
3 DESEMPENHO OPERACIONAL E FINANCEIRO 3
4 Hidrologia em 60% da média histórica no 3T17 Redução do nível dos reservatórios do SIN em 15 p.p. (23% no 3T17 vs. 38% no 3T16), resultado da menor afluência (59% da MLT 1 no 3T17 vs. 87% da MLT no 3T16) PLD médio de R$ 435/MWh no SE/CO no 3T17, aumento de 276% vs. ao 3T16, associado à hidrologia e geração térmica entre períodos Nível dos Reservatórios Brasileiros (%) Evolução do PLD - SE/CO (R$/MWh) Afluência Anual - SIN: ² 89% 87% 74% PLD Médio (R$/MWh) 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Historical Histórico since desde Média de longo termo; 2 Data base: jan set /2017; 3 Dado preliminar referente à set/
5 Rebaixamento médio de 38% no MRE no trimestre Despacho térmico de 15,1 GWm no trimestre (vs. 11,4 GWm no 3T16) como resultado da hidrologia Aumento de 0,7% da carga na comparação trimestral Rebaixamento 3T16 x 3T17 (%) Carga SIN (GWm)¹ REBAIXAMENTO 3T16 (17,2%) REBAIXAMENTO 3T17 (38,1%) VARIAÇÃO 3T16 x 3T17 (+0,7%) ,0 39,7 38,5 15,2 16,5 19,9 jul/16 ago/16 set/16 jul/17 ago/17 set/17 3T 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) 5 5
6 Agilidade nas ações comerciais com a antecipação do risco hidrológico evitou a exposição ao mercado spot R$ 130 milhões de custos evitados até 3T17 com ações comerciais visando à mitigação do risco hidrológico Estratégia comercial focada na compra de energia no MCP¹ e na descontratação no mercado regulado (leilão A-1 de 2015) Contratação de Energia % 90% 84% 94% 85% 82% Posição contratual por trimestre: 88% 62% 83% 80% 89% 86% 67% 72% 1T17 2T17 3T17 4T17 Nível de contratação atual Redução da exposição no MCP Nível de contratação início 2017 GSF² 79% 1 Mercado de curto prazo (ou mercado spot ); 2 Generation Scaling Factor ( GSF ou risco hidrológico ou ajuste MRE ) 6 6
7 Estratégia de comercialização focada na gestão do portfólio visando à maximização da margem comercial Inteligência comercial com objetivo de maximizar ganhos de acordo com a tendência do PLD e compra de energia Elevação do volume de energia vendida e preço médio de venda com integração dos projetos eólico e solares Montantes contratados e Disponibilidade para venda¹ (MWm) Nível de contratação Hidro 79% 78% 61% 46% 17% Preço Médio² (R$/MWh) Energia Disponível para Venda 2017³ Energia Hidráulica Contratada PPA de Longo Prazo Compra para mitigação do risco hidrológico 1 Considera energia convencional e incentivada, excluindo perdas e consumo interno; 2 Valores reais com base em setembro de 2017; 3 Não considera PPA de Alto Sertão II devido MCSD realizado e energia contratada por contrato bilateral. 7 7
8 Alto Sertão II e performance hidrológica influenciam resultados Aumento de compra de energia para mitigação do risco hidrológico e do PMSO devido a custos relacionados à aquisição de novos ativos Receita Líquida (R$ milhões) Custos e Despesas Operacionais³ (R$ milhões) +5% 12% % % T16 3T17 9M16 9M17 3T16 3T17 9M16 9M17 Fonte Eólica¹ Fonte Hidráulica² Compra de Energia PMSO Taxas e Encargos Setoriais 1 Considera o resultado de ago/17 e set/17, devido ao closing da operação; 2 Considera receita líquida da AES Tietê Energia controladora e uma de suas subsidiárias integrais; 3 Exclui Depreciação e Amortização 8 8
9 Distribuição de R$ 42 milhões de proventos EBITDA e Lucro Líquido refletem estratégias de crescimento, com entrada de Alto Sertão II, e mitigação do risco hidrológico EBITDA (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 53% 50% 110,9% 108,8% 53% % 35% % ,6% 98-61% 109,8% % T16 3T17 9M16 9M17 3T16 3T17 9M16 9M17 Margem EBITDA Fonte Eólica¹ Fonte Hidráulica² Pay Out Fonte Eólica¹ Fonte Hidráulica² 1 Considera o resultado de ago/17 e set/17, devido ao closing da operação; 2 Considera lucro líquido da AES Tietê Energia controladora e uma de suas subsidiárias integrais 9 9
10 Capacidade de financiamento suporta estratégia de crescimento e diversificação do portfólio Conclusão da renegociação dos índices de alavancagem e cobertura de juros dos contratos de dívida Aumento do endividamento é resultado de R$ 687 milhões de aquisições dos novos ativos mais R$ 1,1 bilhão de dívida assumida de Alto Sertão II Endividamento Líquido (R$ bilhões) Cronograma de Amortização 4 (R$ milhões) ,94x 2,72x² , ,0 3T16 1,8 0,8 3T Dívida Líquida / EBITDA Ajustado¹ Dívida Líquida Covenants: Dívida Líquida / EBITDA Ajustado < 3,85x³ EBITDA Ajustado / Despesas Financeiras > 1,5x Novas aquisições Perfil da Dívida 3T16 3T17 Taxa efetiva 13,8% 10,0% Prazo médio (anos) 2,2 4,1 Custo médio (% CDI) 110% 121% 1 Relacionado ao serviço da dívida; 2 EBITDA ajustado do 3T17 considera EBITDA do Alto Sertão II dos últimos 12 meses; 3 No caso de aquisição de ativos, durante 36 meses ou até o final da respectiva emissão, o que vier primeiro; 4 Fluxo composto por amortização de montante principal 10 10
11 ESTRATÉGIA CORPORATIVA
12 Complementação entre fontes Energias Renováveis: solar e eólica Geração Distribuída Solar Armazenamento de energia: baterias Soluções Integradas Estratégia de crescimento e diversificação do portfólio
13 Complexo Eólico Alto Sertão II Closing da aquisição Conclusão aquisição no dia 03 de agosto Ativo já operado pelo nosso Centro de Operações ( COGE ) remotamente Dois parques do Complexo bateram recorde no fator de capacidade em período de hidrologia crítica Aumento de disponibilidade resultado da performance operacional 386,1 MW capacidade instalada Caetité Bahia localização do ativo
14 Complexo Solar Boa Hora LER 2015 (até 2035) R$ 318,65/MWh Valor da Aquisição: R$ 75 milhões Diferencial: ganhos com sinergia Transferência para São Paulo aprovada em nov/17 Próximos passos: Início da obra planejado para dez/17 Operação comercial prevista para nov/18 91 MWp (75 MWac) capacidade instalada Ouroeste - SP localização do ativo
15 Complexo Solar Bauru LER 2014 (até 2037) R$ 265,43/MWh Acordo de investimento: R$ 650 milhões Diferencial: ganhos com sinergia Obra realizada pela Cobra do Brasil 35% de avanço físico Próximos passos: Operação comercial prevista para mai/ MWp (150 MWac) capacidade instalada Guaimbê - SP localização do ativo 15
16 Novo Centro de Operações Localização: Bauru, São Paulo Centro de monitoramento e pesquisa de novas tecnologias Eficiência operacional: operação de todos os ativos e eclusas remotamente de forma centralizada +R$ 20 milhões de investimento em tecnologias 16
17 Destaques 3T17 ESTRATÉGIA DE COMERCIALIZAÇÃO HIDROLOGIA CRESCIMENTO E DIVERSIFICAÇÃO DE PORTFÓLIO PLATAFORMA OPERACIONAL CENTRALIZADA DISTRIBUIÇÃO DE PROVENTOS 17 17
18 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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