Resultados 2T17 Agosto, 2017
Destaques 2T17 ESTRATÉGIA DE COMERCIALIZAÇÃO / GESTÃO DE RISCOS: Redução do nível de contratação para 80%, em 2017, como estratégia de redução da exposição ao risco hidrológico HIDROLOGIA: Rebaixamento de 16,4% no SIN e PLD médio de R$ 304/MWh no SE/CO no 2T17, reflexo da performance hidrológica PLATAFORMA COMERCIAL INTEGRADA: Evolução da plataforma comercial integrada centrada no cliente com ampliação da carteira de produtos e serviços CRESCIMENTO E DIVERSIFICAÇÃO DE PORTFÓLIO: Conclusão da aquisição do Complexo Eólico Alto Sertão II Assinatura de contrato de aquisição do Complexo Solar Boa Hora DIVIDENDOS: Distribuição de dividendos de R$ 102,4 milhões no 2T17, totalizando um Dividend Yield de 1,9% e Payout de 113% no trimestre
DESEMPENHO OPERACIONAL E FINANCEIRO 3
Aumento do PLD no 2T17, reflexo da performance da hidrologia no último período úmido e consequente maior despacho térmico Redução do nível dos reservatórios do SIN em 10,9 p.p. (42,4% no 2T17 vs. 53,3% no 2T16), apesar da maior afluência verificada no período (91,0% da MLT 1 no 2T17 vs. 78,5% da MLT no 2T16) PLD médio de R$ 304/MWh no SE/CO no 2T17, aumento de 387,0% quando comparado ao 2T16, associado ao maior despacho térmico no 2T17 (12 GWm vs. 11 GWm) Nível dos Reservatórios Brasileiros (%) Evolução do PLD - SE/CO (R$/MWh) 90 80 Afluência Anual - SIN: 2015 2016 2017² 89% 87% 76% PLD Médio Trimestral (R$/MWh) 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 35 62 116 163 156 304 70 60 50 40 30 20 10 57 56 55 53 50 49 42 44 42 42 38 40 36 34 31 39 32 41 32 38 35 37 38 29 28 35 37 29 30 21 23 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 3 450 36 76 149 200 128 411 125 281 Historical since 2001 2015 2016 2017 0 jan/16 mar/16 mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 1 Média de longo termo; 2 Data base: jan jul /2017; 3 Dado preliminar referente à jul/2017 4 4
Rebaixamento de 16,4% no período é resultado do maior despacho térmico e retração da carga Despacho térmico de 11,6 GWm no trimestre (vs. 10,8 GWm no 2T16) como resultado da hidrologia no período Retração da carga em 1,0% na comparação trimestral é consequência da performance econômica e de temperatura no período Rebaixamento 2T16 x 2T17 (%) Carga SIN (GWm)¹ REBAIXAMENTO 2T16 (10,7%) REBAIXAMENTO 2T17 (16,4%) VARIAÇÃO 2T16 x 2T17 (-1,0%) 71 67 68 65 63 62 65 67 64 63 20,4 21,9 6,5 11,2 14,6 5,3 abr/16 mai/16 jun/16 abr/17 mai/17 jun/17 1T Abril Maio Junho 1S 2016 2017 1 Valores obtidos a partir da geração de energia das usinas programadas e despachadas pelo ONS somado às usinas não monitoradas pelo ONS (Fonte: ONS). Dados de março a junho de 2017 são preliminares 5 5
Agilidade na antecipação do risco hidrológico por meio da redução do nível de contratação Revisão dos patamares de contratação, em função do rebaixamento elevado e consequente exposição ao mercado spot Redução do nível contratação para 2017 de 88% ao final de 2016 para 80% no 2T17 Nível de contratação para o 2S17 de cerca de 70% Contratação de Energia 2017-8 p.p. 88% 83% 80% Posição Divulgada: Dez/16 Mar/17 Jun/17 Energia Contratada 6 6
Novas vendas na faixa de R$ 140 a 170/MWh tendem a contribuir para melhor preço médio do portfólio Expectativa de atingir um nível de contratação de 80% para o ano de 2018, alinhado com a estratégia de mitigação do risco hidrológico Histórico e Evolução da Carteira de Clientes¹ (MWm) Nível de Contratação 80% 77% 52% 39% 16% Preço Médio² (R$/MWh) 161 162 152 147 132 70 182 276 581 741 1.029 998 944 639 478 191 2017 2018 2019 2020 2021 Energia Disponível para Venda Compra para Mitigação do Risco Hidrológico Energia Própria Contratada 1 Considera energia convencional e incentivada, excluindo perdas e consumo interno; 2 Valores reais com base em junho de 2017 7 7
Eventos não recorrentes e aumento em Pessoal impactam PMSO; menor volume de compra de energia reflete estratégia de mitigação do risco Aumento de PMSO no 2T17 reflete, principalmente, aumento com Pessoal e custos não recorrentes como PCLD¹ e a rescisão do contrato de energia com a AES Eletropaulo, fruto das ações de descontratação de energia Menor receita líquida e compra de energia no 2T17 reflete estratégia de comercialização para reduzir risco hidrológico Receita Líquida (R$ milhões) Custos e Despesas Operacionais³ (R$ milhões) 412 396 5 11-3% 399 374 7 18 1% 803 795 734 748 45 26 21 24 10% 186 170 68 75 75 49 46 43-12% 374 331 174 111 100 131 100 88 2T16 2T17 1S16 1S17 2T16 2T17 1S16 1S17 Mercado Livre e Regulado Spot MRE e Outros² Compra de Energia PMSO Taxas e Encargos Setoriais 1 Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa; 2 Considera Outras Receitas CCEE e subsidiária da AES Tietê Energia 3 Exclui Depreciação e Amortização 8 8
Distribuição de R$ 102 milhões em dividendos no 2T17 EBITDA impactado pela redução das transações nos mercados livre e regulado, maior rebaixamento e eventos não recorrentes Efeito positivo na margem do 1S17 proveniente das transações mercado spot em função da menor exposição ao rebaixamento Distribuição de dividendos no valor de R$ 102,4 milhões no 2T17, com dividend yield de 1,9% e payout de 112,6% no trimestre EBITDA¹ (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 53% 59% 117,2% 108,6% 59% 242-12% 53% 213 421 +12% 472 115,1% 112,6% 2,1% 1,9% -12% 3,9% 178 +22% 4,3% 217 103 91 2T16 2T17 1S16 1S17 2T16 2T17 1S16 1S17 Margem EBITDA EBITDA Pay Out Dividend Yield² Lucro Líquido 1 Considera o EBITDA Consolidado da Companhia; 2 Considera preço médio ponderado das units da AES Tietê Energia 9 9
Estratégia de financiamento suporta estratégia de crescimento e diversificação do portfólio da Companhia Melhor perfil da dívida: refinanciamento de R$ 1,0 bilhão, melhorando o prazo médio do montante de 1,3 ano para 5,0 anos Ajuste do limite de covenants de 3,50x para 3,85x 1, conforme negociação com credores Emissão de empréstimo ponte de R$ 900 milhões para financiar aquisições, com saída de caixa no 3T17 Endividamento Líquido (R$ milhões) Cronograma de Amortização³ (R$ milhões) 0,9 1,0 1.185 1.060 900 829 329 0 0 2T16 2T17 2017 2018 2019 2020 2021-2024 Dívida Líquida / EBITDA Ajust.² Dívida Líquida Covenants: Dívida Líquida / EBITDA Ajustado 1 < 3,85x 2 EBITDA Ajustado / Despesas Financeiras > 1,50x Perfil da Dívida 2T16 2T17 Taxa efetiva 14,4% 11,4% Prazo médio (anos) 2,5 3,3 Custo médio (% CDI) 109% 112% 1 Relacionado ao serviço da dívida; 2 Índice assume limite de 3,85x em caso de aquisição de ativos durante o período de 36 meses ou até data de vencimento, o que ocorrer primeiro, com exceção da 4ª emissão de debêntures; 3 Fluxo composto por amortização de principal. 10 10
ESTRATÉGIA CORPORATIVA
Estratégia de crescimento e diversificação do portfolio: Expansão por meio de novas soluções e fontes não hidráulicas Energias Renováveis: Solar e Eólica Geração Distribuída Solar Armazenamento de Energia Soluções Integradas 1212
Pilares para crescimento sustentável e diversificação reforçando o compromisso na geração de valor aos acionistas AQUISIÇÃO DE ATIVOS PLATAFORMA COMERCIAL CRIAÇÃO DE VALOR AO ACIONISTA GESTÃO DE ATIVOS Crescimento sustentável Projetos com retornos atrativos Manutenção da prática de distribuição de dividendos INOVAÇÃO NOVAS ENERGIAS 1313
Closing da aquisição do Complexo Eólico Alto Sertão II; integração do parque aos ativos da Companhia ao longo do 3T17 Parque Eólico Alto Sertão II Conclusão do processo de aquisição no dia 03 de agosto Incorporação do ativo prevista para ocorrer ao longo do 3T17 Plano de integração do Complexo Eólico aos ativos da Companhia: Expertise da AES Global apoiando equipes locais e remotas envolvidas na operação do Complexo Eólico Dois parques do Complexo bateram recorde no fator de capacidade em período de hidrologia baixa Melhoria de performance operacional: aumento de disponibilidade 1414
Anúncio de aquisição do Complexo Solar Boa Hora, reforçando o nosso compromisso com a estratégia de crescimento e diversificação Complexo Solar Boa Hora Capacidade Instalada: 91 MWp (75 MWca¹) Contratos: LER 2015 (até 2035) R$ 291,75/MWh² Valor da Aquisição: R$ 75,0 milhões Recursos disponíveis em caixa Operação comercial prevista para novembro de 2018 Protocolo junto à ANEEL³ com objetivo de construção no Estado de São Paulo, localizado próximo à Usina Água de Vermelha Potencial ganho com sinergia e O&M 1 Corrente alternada; 2 Preço do LER 2015. Atualização de preço por IPCA; 3- Agência Nacional de Energia Elétrica 1515
Destaques 2T17 ESTRATÉGIA DE COMERCIALIZAÇÃO HIDROLOGIA PLATAFORMA COMERCIAL INTEGRADA CRESCIMENTO E DIVERSIFICAÇÃO DE PORTFÓLIO DIVIDENDOS
Relações com Investidores E-mail: ri.aestiete@aes.com Telefone: + 55 11 2195-7048 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.