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1
EDP – Energias do BrasilAPIMEC SP
Agosto 2013
Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com aregulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análisesfeitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventosfuturos esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferençassignificativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégiade negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentosda indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados desuas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais daCompanhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ouresultados futuros.
As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhumadecisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dosassessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquerperdas 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 eprojeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeçõesde crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambienteregulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente asestimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.
2
Disclaimer
2
Panorama Atual do Setor Elétrico
Cenário atual: condições hidrológicas e PLD
Preço PLD no submercado Sudeste Centro Oeste X Nível dos Reservatórios (R$ / MWh); (%)
Nível dos Reservatórios Preço Spot
4
NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS (31/07)
84,8%
60,8%
41,4%
88,8%
A condição desfavorável hidrológica impactou o PLD
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
100
200
300
400
500
600
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
3
Geração: sazonalização das vendas de energia
Efeito do rateio do ESS (R$ mil)
4T
23%
24%
3T
23%
24%
2T
25%
26%
1T
29%
26%
20132012
Evolução mensal do PLD1 (R$/MWh)
118
181193125
5123 91
345
115
340
414
317
406
320
190
juljun
208
maiabr
196
marfev
215
jan
2013 PLD22013 PLD12012(GWh)
268215
2T13
231
16
2T12
274
7
520524
6M13
595
71
6M12
557
37
Margem Bruta (R$ MM)
Empresa 2T13
Geração 8.925
Energest 1.960
Lajeado 4.240
Peixe Angical 2.726
Outros 963
Comercialização 415
Total 10.304
ComercializaçãoGeração
-20%
+ 138% +95%
+0,6%
Geração e Comercialização: estratégia de sazonalização e rateio ESS
5
1) Submercado SE/CO
685
558
+23%
6M136M12
Recursos CDE (R$ milhões) 2T13 6M13
Insuficiência de Cotas 19 46
Risco Hidrológico -2 21
ESS 52 136
Provisão Revisão Tarifária 33 33
Ajuste referente à provisão do 1T13 20 20
Total 122 256
Sem CDECom CDE
Margem Bruta1 (R$ MM)
6M13
R$ 65 milhões
2T13
R$ 39 milhões
Subvenções da CDE: aumento da Receita Líquida Recursos CDE: redução dos gastos não gerenciáveis
364
558
-35%
6M136M12
192223
-14%
2T132T12
1) Exclui receita/custo de construção
Gastos Não Gerenciáveis (R$ MM)Receita Líquida 1(R$ MM)
Distribuição: impacto da CDE na margem bruta no 1S13
6
353
223
+58%
2T132T12
4
6ª Revisão Tarifária Periódica da EDP Escelsa 3º Ciclo de Revisão Tarifária
7
Evolução do 3º ciclo de RTP | EDP Escelsa (em R$ milhões)
Componentes2º ciclo RTP
2010
Revisão Extraordinária
(janeiro/13)
3º ciclo RTP Final
(agosto/2013)%
BRR Bruta 2.402 2.758 15%1
BRR Líquida 1.297 1.566 21%1
Parcela A 1.218 1.075 1.218 13%2
Parcela B 576 668 640 -4%2
EBITDA Regulatório 292 339 278 -18%2
Remuneração do Capital 189 220 170 -23%
Quota de Reintegração 103 119 108 -9%
Destaque parao aumento de15% no valorda BRR Brutana RTP do 3ºciclo versus
2º ciclo
Decomposição do índice
1) Var.% em relação ao 2º ciclo de RTP 2010 2) Var.% em relação ao Revisão Extraordinária jan/13 3) Fonte: Aneel / Média contempla 21 distribuidoras que já passaram pelo 3º ciclo de RTP
Média Principais
Distribuidoras:
-7,6%
EDP
Bandeirante:
+1,7%
EDP
Escelsa:
+2,2%
BRR Bruta Final x Preliminar3
Efeito médio para o consumidor: -1,05%
Nota: Parcela B inclui outras receitas (Excluindo outras receitas Parcela B 3º RTP = R$ 628 milhões)
A EDP – Energias do Brasil
5
Presença em 10 estados brasileiros
� 9 estados: Espírito Santo, Mato Grosso do Sul,
Tocantins, Ceará, Santa Catarina, Rio Grande
do Sul, Rio Grande do Norte, Pará e Amapá
� Capacidade Instalada: 2,2 GW
Geração
Distribuição
� 2 estados: São Paulo e Espírito Santo
� Mais de 3,0 milhões de clientes
Geração Hídrica
Geração Térmica
Geração Eólica
Distribuição
Em construção
Concessões de Geração Hídrica em Operações1.798,5 MWConcessões com Prazos até 2025 - 2036
Cachoeira Caldeirão219 MWConcessão: 2048
Sto Antônio do Jari373 MWEm ConstruçãoConcessão: 2044
Porto Pecém(1)360 MWAutorização: 2043
CENAEEL(2)6,3 MWConcessão: 2032
Elebrás(2)31,5 MWConcessão: 2032
Escelsa11° estado em relação ao PIB: 2,3% do total nacional1,4 MM clientes em 41,2 mil Km²Concessão: 2025
BandeiranteSP – 1° em relação ao PIB: ~33% do total nacional1,6MM clientes em 9,6 mil Km2Concessão: 2028
Baixa do Feijão(2)54 MWConcessão: 2047
(1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil
9
Crescimento da capacidade Instalada desde o IPO
(1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% de participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil
Capacidade Instalada (MW)
10
(1) (2)
180
180
373
219
2.844
2.197
2.0172.012
1.828
530
Baixa do
Feijão
2016
54
Sto
Antonio
Jari 2015
2T132ª
unidade
Pecém I
2017
+2.314
1T13Rep.
Mascarenhas
5
20121ª
Unidade
Pecém I
Rep.
Mascarenhas
4
20112005 Cachoeira
Caldeirão
2017(1)
5,4x
6
Visão geral Tanques d’ água Caldeiras
Cronograma de entrada em operação comercial
dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13
UG I
UG II
entrada em operação UG II: 10/mai/13
Evolução da margem bruta no 1S13
entrada em operação UG I: 03/dez/12
Venda de energia (GWh)
UTE Pecém I: entrada em operação da unidade II em maio/13 e conclusão do empreendimento (360 MW)
11
14
-37
1T13 2T13
+50
225
238
229229
218
229
JunhoMaioAbrilMarçoFevereiroJaneiro
Aumento
da MB
em 50
milhões
Vendas
de 1.368
GWh no
1S13
Financiamento de curto prazoliberado para início da construção
Vista geral de montante do Circuito Hidráulico
Operação de descida do pré-distribuidor da UG-2
� Status: obra em andamento dentro do cronograma
� Até o momento já foi investido 66% (R$ 974 milhões)
do capex total previsto;
� No 2T13, não houve desembolso do financiamento de
longo prazo com o BNDES, sendo que até o momento
já foi desembolsado o montante de R$ 380,0 milhões,
que representa 52% do montante total.
UHE Jari UHE Cachoeira Caldeirão
� Capacidade instalada: 219 MW
� Início da construção: 2º semestre 2013
(Licença de Instalação concedida em agosto/2013)
� Entrada em operação prevista: 2017
Parque eólico Baixa do Feijão
� Capacidade instalada: 120 MW
� Início da construção: 2º semestre 2013
� Entrada em operação prevista: 2016
Financiamento de curto prazoem fase de estruturação
Vista geral de
montante do
circuito hidráulico
Operação de
descida do pré-
distribuidor da UG-2
Empreendimentos em construção: UHE Jari, Cachoeira Caldeirão e Parque eólico Baixa do Feijão
12
7
PPAs e Concessões de Longo Prazo
(1) Data base: Jun./2013. Média ponderada dos contratos existentes. Considera apenas os PPA’s. (1) Primeiro período de concessão sujeito a renovação
Idade Média das Usinas Data de vencimento das Concessões
Energia Contratada (MW Médio)
Preço Médio:
R$ 111/MWh(1)
44%
15%
0-5 anos
50+anos
2%
11-50 anos
6-10 anos39%
754 730 726
443 448 381 364
455 480632
612742
742
371
2025
1.123
2020
1.190
2016
1.055
2015
1.358
2014
1.210
2013
1.209
735
2030
IGP-MIPCA
13
Jul 2025Escelsa – Distribuidora(1)
Out 2028Bandeirante – Distribuidora(1)
Jul 2043UTE Porto do Pecém – (CI: 360 MW)
Nov 2036UHE Peixe Angical – (CI: 498,8 MW)
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)
Jul 2025UHE Suiça – (CI: 34,5 MW)
Jul 2025UHE Mascarenhas – (CE: 193,5 MW)
Dez 2044UHE Sto Antônio do Jari – (CI: 373 MW)
Ago 2047EOL Baixa do Feijão – (CI: 120 MW)
Dez 2048UHE Cachoeira Caldeirão – (CI: 219 MW)
Distribuição: foco em eficiência e qualidade de serviço
Perdas: Busca constante pela redução
Perdas Técnicas e Não técnicas (%)
Qualidade dos indicadores da distribuição
Qualidade do Serviço: historicamente melhor
que os requisitos da ANEEL
DEC (horas)
Qualidade dos indicadores da distribuição
FEC (vezes)
9,43 9,42 9,24
201220112010
12,18
2T13
9,179,88
20122011
10,40
2010
10,69
2T13
EscelsaBandeirante
7,056,17 6,03 5,77
201220112010 2T13
6,35 6,34 6,37 6,41
201220112010 2T13
EscelsaBandeirante
10,2%
5,5%
4,7%
5,5%
2011
10,3%
4,7%
20122010
11,1%
5,6%
5,5%
2T13
10,3%
5,5%
4,8%
Não técnicaTécnica
Bandeirante
2012
13,7%
6,0%
2011
7,7%
12,8%
5,4%
7,4%
2010
14,0%
5,7%
8,3%
2T13
5,6%
7,8%
13,4%
Escelsa
Meta Anual Regulatória ANEEL
EDP Bandeirante: DEC 9,36 / FEC: 8,07 - EDP Escelsa: DEC: 10,38 / FEC: 8,13 14
8
15
Comercialização: crescimento em EBITDA e receita
� 3º player: 14% de crescimento em volume
(2012/2011) – Histórico de alta
� EBITDA de R$ 54 milhões em 2012 e R$ 65
milhões no 1S13, crescimento de 64% e 119%
respectivamente em relação ao mesmo período do
ano anterior
� Crescimento no número de clientes: de 137 para
210 com contratos de 1 a 4 anos.
• Análise de mercado
• Definição de clientes alvosRelacionamento
• Antecipando tendências, a fim de maximizar o Portfólio
Inteligência de Mercado
• Gestão da inadimplência e risco operacional
Risco
11.254
9.895
8.2638.715
7.2827.188
200920082007
9,4%
2010 20122011
Pilares de suporte ao negócio Destaques
A EDP está focada em crescimento de Margem
aproveitando as sinergias com Distribuição e
Geração
Volume (GWh)
15
6.0345.213
1S12
+16%
1S13
Financeiros
9
Destaques Financeiros – ENBR Consolidado
Receita Líquida(1) (R$ Milhões)
(1) Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intra-grupo. Receita líquida e Gastos Gerenciáveis não inclui receita de construção. * Não inclui Depreciação e Amortização.
2012
2%17%
20%
61%
2011
18%
15%
66%
2010
18%
14%
68%
PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuição
5.034 5.402 6.332
1.8471.447
1S13
18%
25%
57%
1S12
19%
18%
63%
3.4422.889
Gastos Gerenciáveis* e PMSO/Margem Bruta (R$ Milhões) – IPCA acumulado até junho/13: 3,1%
2012
3%16%
-3%
84%
36%
2011
13%2%
85%
36%
2010
15%3%
82%
34%
PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuiçãoMargem Bruta
1S13
12%2%
86%
1S12
14%2%
84%
38%36%
784 861 722 398 491
17
Destaques Financeiros – ENBR Consolidado
Lucro Líquido e Margem Líquida (1) (R$ Milhões)
(1) Percentuais não incluem eliminação intra-grupo. Receita líquida e Gastos Gerenciáveis não inclui receita de construção. * Não inclui Depreciação e Amortização. Valores pós-eliminação
2012
-18%
71%
7%
40%
5%
2011
57%
3%
40%
9%
2010
40%
2%
58%
20%
PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuiçãoMargem Líquida
1S13
31%
19%
50%
6%
1S12
54%
8%
38%
4%
583 491342
182 135
EBITDA e Margem EBITDA (1) (R$ Milhões)
2%
53%
30%
2012
-8%
63%
4%
41%
21%
2011
50%
2%
48%
29%
2010
45%
PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuiçãoMargem EBITDA
1S13
56%
8%
37%
23%
1S12
62%
4%
34%
25%
1.509 1.5381.313 721 789
18
10
Tese de Investimento
Estratégia EDPBR: Operação integrada e crescimento disciplinado
Geração
DistribuiçãoComercialização
Retenção de
Clientes
Operação integrada: capturando as sinergias do 3 negócios
Perfil da empresa em 2015: crescimento disciplinado na geração
Sinergias Operacionais e Financeiras
20
Crescente exposição em Geração
U12M EBITDA (%)
EBITDA 2015E (%)
47%
Comercialização
Distribuição
Geração
4%
49%
62%
Comercialização
2%
Distribuição36%
Geração
11
21
Investimentos
Plantas modernas de Geração requerem níveis de investimento de manutenção menores
Investimento em Distribuição para o crescimento de mercado, manutenção da rede e inovação
1S12 1S13
Distribuição 89 115
Geração 113 223
Outro 1 4
Total 203 342
Composição do Capex no 1S13 (%) Investimentos (R$ milhões)
21
65%
Distribuição34%
Geração
1%
Outros
Solidez Financeira
Perfil da Dívida Prazo e Custo da Dívida
Vencimento Médio (Anos) e Custo da DívidaComposição da Dívida Bruta (2T13)
Níveis de Alavancagem(1)
Dívida Líquida / EBITDA U12M (x) EBITDA U12M / Despesas Líquidas com Juros U12M (x)
(1) Inclui principal + juros + resultado de hedge. Não Considera a UTE Pecém I
Dívida Bruta (2T13): R$ 3,9 Bn
Dívida Líquida (2T13): R$ 2,7 Bn
1,81,81,8
1,5
2T13201220112010
5,45,8
6,96,8
2T13201220112010
6,0%
Pré-Fixada
TJLP24,0%
CDI
70,0%
2T13
3.1
2012
3.5
2011
3.5
2010
3.9 7.4%
8.1%
8.4%
9.8%11.7%
12.1%
9.8%
9.9%
Selic médiaCusto da dívida Vencimento médio em anos
22
12
Dívida concentrada no longo prazo
Instrumento Aprovado Disponibilidade Data Maturidade (anos) Custo do Empréstimo
BNDES – Sto. Antonio do Jari
R$ 737 R$ 357 2015 18,5TJLP + spread 1,86%
CCaldeirão (ponte) R$ 646 R$ 478 2014 1,6 106,3% do CDI
Dívida Bruta (2T13): R$ 3,9 BnCP X LP
Estrutura de Capital (Junho/2013)(%)
Linha de crédito disponível
47%53%
DívidaCapital
66%
34%
Curto Prazo Longo Prazo
23
Crescimento Consistente de Dividendos
Dividendos por Ação Dividendos Totais
(R$ Milhões)(R$ / Ação)
* Não considera os efeitos da UTE Pecém I.
Retorno Total ao Acionista de 168% desde o IPO (R$ 11,33 em Junho de 2013)
0,780,780,74
0,620,55
0,430,34
14,63%
2012201120102009200820072006
370370353
296
237207
170
2012201120102009200820072006
Mínimo Payout de 50%
24
Investimentos de R$ 6,9 bilhões
R$ 2,1 bilhões em dividendos pagos
Nível de endividamento (1,8x Dív.Líq. /
EBITDA no 2T13*)
Mais de 76% do preço do IPO
retornado em dividendos
Desde o IPO (jul.2005 até dez.2012):
13
Por que EDP Energias do Brasil?
Portfólio Integrado de Ativos
CrescimentoConsistente de
Dividendos
Solidez Financeira
Crescimento em Geração com
Disciplina de Capital
PPA’s e Concessões de Longo Prazo
DesempenhoOperacional Eficiente
25
Equipe de RI
Maytê Souza Dantas de Albuquerque
Marilia Barbosa Nogueira
Thiago Piffer
Anna Luisa Rego Bacellar
Kassia Orsi Amendola
Felipe Joaquim Martins de Souza
E-mail: [email protected]
Telefone: +55 (11) 2185-5907
www.edpbr.com.br/ri
14
EDP – ENERGIAS DO BRASIL S.A.