EDP –Energias do Brasil Apresentação...
Transcript of EDP –Energias do Brasil Apresentação...
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
Disclaimer
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
2
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.
Ge
raçã
o • 10 grupos detêm 55% da
Dis
trib
uiç
ão • 64 companhias
Co
me
rcia
liza
ção • 150 comercializadoras
Setor de energia elétrica no BrasilG
era
ção • 10 grupos detêm 55% da
capacidade instalada total
• 22% setor privado
• 3.316 usinas
• 130,5 GW capacidade instalada
• Ambientes de contratação –mercados livre e regulado
• PPAs ajustados por
Dis
trib
uiç
ão • 64 companhias
• 498 TWh de energia distribuida em 2013
• 74 milhões de consumidores
• 67% setor privado
• Reajuste tarifário anual
• Revisão tarifária a cada 3, 4
Co
me
rcia
liza
ção • 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
4
• PPAs ajustados por inflação
• Reservatórios1:
• Sudeste: 34,3%
• Sul: 91,2%
• Nordeste: 33,1%
• Norte: 86,9%
• Revisão tarifária a cada 3, 4 ou 5 anos
• Serviço público regulado
• Ambiente de contratação regulada
mercados livre e regulado
Fonte: ANEEL e EPE 1) Fonte: ONS. Julho/14
70
8693
10293
105113
121 126
Setor de energia elétrica no Brasil
Consumo de Energia Elétrica – Mercado Total Consumo de Energia Elétrica – Mercado Livre (TWh)
CAGR (%) CAGR (%)
(TWh)
7,6%
335 348378 393 388
415 430 448 4644,2%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Capacidade Instalada(1) (GW) Capacidade Instalada por Fonte de Geração(1) (GW)
Fonte: CCEE e ANEEL
CAGR (%)
+6
+67
+34
+5,5%+4,2%+3,5% 2012=119,5 GW 2022e=183,1 GW
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
183
13%
5Notas: (1) Capacidade do Sistema Interligado Nacional - PDE 2022.
Fonte: EPE
+34
+22
Térmica Eólica, PCH e BiomassaNuclearHidro
54
76
110 116
1991 2001 2010 2011 2022E
71%2%
15%
13%
65%2%
12%
21%
Preço Spot
Preço PLD no submercado Sudeste/Centro Oeste XNível dos Reservatórios 2(R$ / MWh); (%)
Cenário atual: condições hidrológicas e PLD
Nível Reservatórios
80%
100%
800
1000
0%
20%
40%
60%
80%
0
200
400
600
800
jan
-10
ab
r-1
0
jul-
10
ou
t-1
0
jan
-11
ab
r-1
1
jul-
11
ou
t-1
1
jan
-12
ab
r-1
2
jul-
12
ou
t-1
2
jan
-13
ab
r-1
3
jul-
13
ou
t-1
3
jan
-14
ab
r-1
4
jul-
14
6
NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS1
A condição desfavorávelhidrológica impactou o PLD
91.2%
34.3%
33.1%
86.9%
1) Fonte ONS. Julho/2014 2) Fonte: CCEE
• IPO em 2005
Estrutura corporativa e governança
• 22,6 GW de capacidade instalada total 1
EDP
Energias de PortugalFree Float
51% 49%
• 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
• 22,6 GW de capacidade instalada total 1
• EBITDA em EUR 3,6 bilhões1
• Terceira maior empresa de geração de energia eólica a nível mundial (EDP Renováveis )1
• Presença em 13 países1
• Líder mundial no setor de Utilites no índice de Sustentabilidade Dow Jones em 2013.
Energias do Brasil
• 16% do EBITDA do Grupo1
• 10% da capacidade instalada total do Grupo1
81) Em 2013.
Comitês
• Auditoria
• Sustentabilidade e Governança Corporativa
• Remuneração
Políticas
• Política de Divulgação de Informações
• Política de Negociação de ações
Perfil corporativo
Investimento em Lajeado
Aquisição da
Aquisição da Iven(Escelsa e Enersul)
Aquisição da Peixe Angical(parceria com Furnas)
Permuta de Ativos
Investimento em energia eólica Pecém I inicia
operação (2ª unidade)
Parceria com a CTG
Leilão A-5 (São Manoel)
Crise dos Mercados EmergentesCrise
RussaCrise
Aquisição da Bandeirante
Leilão A-5 da termelétrica
de Pecém
Permuta de Ativos (Enersul por Lajeado)
IPO da EDP Energias do Brasil na BM&F BOVESPA
Oferta de ações
Aquisição de Jari
Venda da Evrecy
Leilão A-5(CachoeiraCaldeirão)
Pecém I inicia operação (1ª
unidade)
ENBR3 no Ibovespa
com a CTG
9
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Grau de investimento
Racionamento de energia no Brasil
Eleição do Lula (1º mandato)
RussaNovo modelo do Setor Energético Brasileiro
Crise Asiátia
Crise econômica global
Crise de crédito na Europa
Crise subprime
Bolha da Internet
Crise Argentina
Desvalorização do Real
Companhia
Macro
EMBI Brazil (JP Morgan)
Comprometimento EDP com o Brasil: mais de 17 anos
Sinergias Operacionais e FinanceirasComercializadora privada em 3º
Companhia elétrica integrada privada com operações no negócio de
distribuição, geração e comercialização
Sinergias Operacionais e FinanceirasComercializadora privada em volume de energia• 9% de market share1
3º
Distribuidora privada2
• 3,1 milhões de clientes atendidos por meio de duas empresas de distribuição
6º
Ge
raçã
o
101) Fonte: CCEE em 2013E. 2) Fonte: Abradee em 2012. 3) Fonte: Aneel em 2013.
Maior grupo de geração privado em termos de capacidade instalada3
• 2,2 GW de capacidade instalada
• 1,4 MW Médios de energia assegurada
4º
Presença em 11 estados brasileiros
� 10 estados: Espírito Santo, Mato Grosso, Mato
Grosso do Sul, Tocantins, Ceará, Santa Catarina, Rio
GeraçãoConcessões de Geração
Hídrica em Operações
1.798,5 MW
Concessões com Prazos até
2025 - 2036
Cachoeira Caldeirão(1)
109 MW
Concessão: 2048
Sto Antônio do Jari (1)
186 MW
Em Construção
Concessão: 2044
Porto Pecém(1)
360 MW
Autorização: 2043Grande do Sul, Rio Grande do Norte, Pará e Amapá
� Capacidade Instalada: 2,2 GW
Distribuição
� 2 estados: São Paulo e Espírito Santo
Autorização: 2043
CENAEEL(2)
6,3 MW
Concessão: 2032
São Manoel (3)
233 MW
Concessão: 2049
Escelsa
11° estado em relação ao
PIB: 2,3% do total nacional
Baixa do Feijão(2)
54 MW
Concessão: 2047
Parque Aventura
116 MW
Concessão: 2038
11
� 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
Elebrás(2)
31,5 MW
Concessão: 2032
PIB: 2,3% do total nacional
1,4 MM clientes em 41,2
mil Km²
Concessão: 2025
Crescimento da capacidade instalada desde o IPO
Capacidade Instalada (MW)
54110
23352
530
2.195 18754
110
2.830
2005 2013 UHE Santo Antônio
do Jari
EOL Baixa do Feijão
2016
UHE Cachoeira
Caldeirão
UHE São Manoel
2018
EOL Aventura
2018
2018(e)
12
Notas:
(*) Considera 45% de participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil.
(*) Considera a redução referente à venda das CGH’s São 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 UHEs Costa 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.
Desde de o IPO (2005) a Capacidade Instalada da EDP Energias do Brasil cresceu 5,3x
do Jari
2015
2016 Caldeirão
2017
2018 2018
Índice de disponibilidade(1) (%) Performance do EBITDA(2) (R$ milhões)
UTE Pecém I: indicadores operacionais e financeiros
20,030,8
40,7
4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1S14
54%
75%
62%70%
Visão externa da esteira e chaminés
-75,6 -71,7
-31,9
4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1S14
Índice de disponibilidade (%)1 | 2013 e 1S14
Grupo I Grupo II UTE Pecém I UTE SINES e
outras similares na
Europa
13
62%
81% 83% 82%75% 75%
2013 1S14 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.
Evolução da obra da UHE Santo Antônio do Jari: 95,4%
Overview
UHE Santo Antônio do Jari | 3731 MW (217,7 MW médios)
Realizações 2T14:
� Instalação das turbinas e dos
geradores
� Montagem da subestação
Próximos passos:
� Conclusão da montagem dos
geradores, turbinas e outros
equipamentos complementares
Startup of commercial
operation scheduled for 2015
� Montagem da subestação
� Energização da subestação de
conexão e da linha de transmissão
equipamentos complementares
� Comissionamento das unidades
geradoras
UHE Cachoeira Caldeirão | 2191 MW (129,7 MW médios)
Próximos passos:
� Concretagens das estruturas principais (casa de força e
vertedouro, áreas de montagem e fabricação de equipamentos
UHE São Manoel1| 700 MW (409,5 MW médios)
Realizações 2T14:
� Assinatura do Contrato de Concessão com 134 dias de
antecedência ao período previsto;
14
eletromecânicos)
Capex (e)2: R$ 1,2 bilhão
2013:
14%
2014:
43% 2015:
37%
2016:
6%
� Obtenção do REIDI com 56 dias de antecedência;
� 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/2014.
PPA’s e concessões de longo prazo
Vencimento das Concessões Data de vencimento das Concessões(3)
Jul 2025Escelsa – Distribuidora(2)
Out 2028Bandeirante – Distribuidora(2)
Jul 2025UHE Suiça – (CI: 34,5 MW)
Jul 2025UHE Mascarenhas – (CE: 198 MW)
2025-2029
15%
2043-2048
Energia Contratada (MW Médio)
Preço Médio:
R$ 169,55/MWh(1) Jan 2033UHE Lajeado – (CI: 902,5 MW)
Set 2032EOL Tramandaí – (CI: 70 MW)
Nov 2031PCH Francisco Grós – (CI: 29 MW)
Nov 2031PCH Costa Rica – (CI: 16 MW)
Dez 2029PCH Paraíso I – (CI: 21,6 MW)
Mai 2029PCH São João – (CI: 25 MW)
Dez 2027PCH Mimoso – (CI: 29,5 MW)
Jul 2025PCH Rio Bonito – (CI 22,5 MW)
Jan 2036EOL Baixa do Feijão – (CI: 120 MW)
2031-2036
45%
2043-2048
40%
1.209 1.210
1.358
IGP-MIPCA
15(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 .
Jul 2043UTE Porto do Pecém – (CI: 360 MW)
Nov 2036UHE Peixe Angical – (CI: 498,8 MW)
Dez 2044UHE Sto Antônio do Jari – (CI: 186,5 MW)
Jan 2036EOL Baixa do Feijão – (CI: 120 MW)
Dez 2048UHE Cachoeira Caldeirão – (CI: 109,5 MW)
Ago 2049UHE São Manoel – (CI: 700 MW)
Ago 2049EOL Parque Aventura – (CI: 116 MW)
754 730 726
443 448 381 364
455 480632
612742
742
371
1.209 1.210
1.055
1.1901.123
735
2013 2014 2015 2016 2020 2025 2030
Melhora nos indicadores operacionais
Evolução do FEC (vezes)Evolução do DEC (horas)
9,018,08 7,54 7,41
10,539,67 9,81 9,61
EDP Bandeirante EDP Escelsa
5,84 5,51 5,55 5,336,31 5,78 6,22 6,10
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Perdas | EDP Bandeirante Perdas | EDP Escelsa
3T13 4T13 1T14 2T14 3T13 4T13 1T14 2T14
5,52% 5,53% 5,53% 5,52%
4,84% 4,34% 4,12% 4,30%
Técnica Não técnica
8,04% 7,81% 7,60% 7,61%
5,96% 5,36% 5,63% 5,91%
Técnica Não técnica
10,36% 9,87% 9,65% 9,82%
14,00% 13,17% 13,23% 13,52%
16
5,52% 5,53% 5,53% 5,52%
3T13 4T13 1T14 2T14
8,04% 7,81% 7,60% 7,61%
3T13 4T13 1T14 2T14
� R$ 8,3 milhões para investimentos operacionais(substituição de medidores, instalação de rede especial etelemedição)
� R$ 3,6 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções eretirada de ligações irregulares)
� 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+
Bandeirante 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Reajuste tarifário - % -9,79 +11,89 +3,11 +10,70 - -2,22 10,36
Próximo reajuste tarifário Out 15
Revisões e reajustes tarifários
Distribuição: tarifas e consumo
Consumo por segmento (MWh) | 2T14
Escelsa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Reajuste tarifário - % -6,44 +7,48 +8,34 +7,19 +6,89 +14,29 4,12% +26,54
Próximo reajuste tarifário Ago 16
Rural
6,8%
Outros
6,4%
EDP Escelsa - 2T14
Comercial
14,4%
Rural
0,6%Outros
6,3%
EDP Bandeirante - 2T14
17
Residencial
20,4%
Industrial
11,3%
Comercial
13,2%
Energia em Trânsito
36,4%
Suprimento + Cons.
Próprio
5,5%
Residencial
23,2%
Industrial
17,3%
Energia em Trânsito
38,0%
Suprimento + Cons.
Próprio
0,3%
Comercializadora
• 3ª maior companhia em termos de transação
• 9% de market share
Trading
• 95% de clientes satisfeitos (crescimento de 6 p.p comparado ao ano anterior) Opera em um segmento com grande potencial
de crescimento no longo prazo
Vantagens competitivas do segmento de comercialização
• 9% de market share
• 205 clientes (22% de crescimento comparado à 2012)
• Retenção de 46% de clientes das distribuidoras (migração para o mercado livre)
Relacionamento•Análise de mercado• Procura de clientes alvo
• 4% do EBITDA do grupo em 2013
de crescimento no longo prazo
Sinergias com os segmentos de distribuição e geração
Mercado livre pode chegar a 28 GW Médios, um crescimento de 77% em
comparação com o mercado atual
18
Inteligência de mercado
Risco
• Procura de clientes alvo
•Antecipação de tendências
• Gestão de riscos operacionais
Estratégia
Retenção de clientes das distribuidoras
(migração para o mercado livre)
distribuição e geração
29% 23% 25% 24%
45%
7%
48% 38% 45%
2%
Receita Líquida(1) (R$ milhões)
66% 62% 57% 54%
1.538 1.421 1.656
EBITDA e Margem EBITDA (1) (R$ milhões)
5.402 6.219 6.771
Destaques financeiros – ENBR Consolidado
3.868 837
46%50% 58% 51%
45%
2%4%
4%
48% 45%
2011 2012 2013 1S14
11%40%
Gastos gerenciáveis* e PMSO / Margem Bruta
18% 18% 18% 17%
15% 20% 25% 29%
66% 62% 57% 54%
2011 2012 2013 1S14
36% 33% 37%53%
9% 6% 6% 7%
861 701 957
Lucro líquido e margem líquida(1) (R$ milhões)
481 491
343 376 283
20
85%57%49% 47%
34%3%
11% 10%
11%40%
69% 75%
-20%-30% -33%
-11%2011 2012 2013 1S14
(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
13% 17% 13% 13%
2%
-4%
2% 2%
85% 86% 85% 85%
2011 2012 2013 1T14
Margem EBITDA PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuição Ganho na alienação de investimento2
343 283
Alongamento da dívidaEndividamento: Mar/2014 vs. Jun/20141 Dívida líquida/EBITDA
7801.141
421
Dívida Líquida Disponibilidades UHEs
+11,2%
+100,2%
Dívida Bruta 3.321
1.967
2.453 2.335 2.4512.031
1,3x 1,3x1,4x
1,5x
1,1x
1.562
3.593
7,91% 8,06% 8,62% 9,39% 10,16%
jun-13 set-13 dez-13 mar-14 jun-14
2,59 2,56
mar-14 jun-14
2.4512.031
mar/13 jun/14
-17,1%
Prazo médio da dívida (anos) Custo médio da dívida (ano)
1.967
jun-13 set-13 dez-13 mar-14 jun-14
21
Empresa FonteValor
(R$ milhões)
UHE São Manoel Empréstimo 45
UHE São Manoel Debênture 532
Total 577
Empresa FonteValor
(R$ milhões)
Holding Debênture 300
EDP Bandeirante CCB2 e Debênture 399
EDP Escelsa CCB2 e Credit Agreement (4131) 311
Total 1.009
jun-13 set-13 dez-13 mar-14 jun-14mar-14 jun-14
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
Rolagem da dívida/capital de giro |2014 (YTD) Financiamento (Projetos de geração) | 2014 (YTD)
Solidez financeira
Dívida por contraparte Cronograma de amortização da dívida|R$ milhões
16%
8%
1.562 1.305
744
806,0
8%
26%
50%
Bancos Comerciais BEI BNDES Debêntures
Disponibilidade 2014 2015 2016 2017 Após 2017
487 617
440
744
22
EDP EscelsaEDP Bandeirante
Ratings
Moody’s
GlobalBa1 Baa3 Baa3
S&P Local brAA+ brAA+
EDP Energias
do Brasil
Dividendos por ação(R$ / ação)
0,34
0,43
0,55 0,62
0,74 0,78 0,78 0,78
Crescimento consistente de dividendos
Dividendos totais(R$ milhões)
Payout mínimo 50%
0,34
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
170 207
237
296
353 370 370 370
23
R$2,3 bilhões pagos em dividendos com capacidade de alavancagem preservada
170
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Enfatizando as prioridades de 2014…
Cenário Energético
1.
2.5.
Prioridades
2014
Controle de Custo e Gestão de Caixa
Cliente
2.
4.
5.
25
UTE Pecém ICrescimento
3.4.
Relações com Investidores
Maytê Souza Dantas de Albuquerque
Marilia Barbosa Nogueira
Thiago Piffer
Anna Luisa Rego BacellarAnna Luisa Rego Bacellar
Rodrigo Tassone
E-mail: [email protected]
Telefone: +55 (11) 2185-5907
www.edpbr.com.br/ir