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Apresentação para investidoresJulho de 2015
Perfil corporativo: Companhia elétrica integrada privada de energia com operações nos segmentos de geração, distribuição e comercialização
2
Free Float
51% 49%
EDPEnergias de Portugal
Energias do Brasil17% do EBITDA do Grupo (2014)
1) Fonte: CCEE (2014); 2) Em 2014. Fonte: Aneel. 3) Em junho/2015. 4) Em 2014. Fonte: Companhias.
3ª maior comercializadora privada (vendas)9% de market share1
4ª maior grupo privado de geração (capacidade instalada)2
• 2,7 GW de capacidade instalada e 1,8 GW médio de energia assegurada3
• Contratos de concessão de longo prazo• Parceria com empresas nacionais e estrangeiras
5º maior grupo privado de distribuição (energia distribuída)4
3,2 milhões de consumidores atendidos por duas distribuidoras (EDP Bandeirante e EDP Escelsa)
Perfil corporativo: Operação em 11 estados brasileiros
31) Venda de 45% da participação para a EDP Renonáveis (EDPR) em dez/2014. | 2) Venda Pantal Energética em jul/15.
UHE
Térmica
Eólica
Em operação
Em construção
São Manoel700 MW (33,3%)
CENAEEL14 MW(45%)
Energest67 MW
Elebrás70 MW (45%)
Sto. Antônio do Jari 373 MW (50%)
Cachoeira Caldeirão219 MW (50%)
Aventura116 MW (45%)1
Baixa do Feijão120 MW (45%)1
Pecém I 720 MW(100%)
Lajeado903 MW (73%)Enerpeixe499 MW (60%)
Energest2
329 MW
GERAÇÃO
28 cidades no estado de São Paulo
1,8 milhão de clientes
Concessão: 2028
EDP Bandeirante
EDP Escelsa
70 cidades no estado do Espírito Santo
1,4 milhão de consumidores
Concessão: 2025
DISTRIBUIÇÃO
UHE: 67%, PCH: 5%, Térmica: 26% e Eólica: 1%
Presença em 10 estados
7,8
12,3
15,9 16,1
2012 (média) 2013 (média) 2014 (média) 2015 (média)
Cenário Energético:Hidrologia desfavorável e baixo nível dos reservatórios
4
Chuva/Energia Natural Afluente | Sudeste (2014 vs. 2013)GW médio
GSF (Generation Scalling Factor) | Average (%)Sistema Interligado Nacional (SIN)
PLD (Submercado SE/CO e N) | (R$/MWh)Despacho térmico | Sistema Interligado Nacional (SIN)GW médio
96,3%93,8%
84,5%87,7%
79,2%80,8%
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15
388,5 388,5 388,5 388,5 387,2 372,7
240,1
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000 2014 2015
Governança Corporativa• Equilíbrio no Conselho de Administração: 4 indicados pela controladora e 4 independentes;• Top Management alinhado e totalmente comprometido com a estratégia da Companhia;• Definição de um plano de remuneração de ações.
Compromisso com a Execução• Antecipação da UHE Jari;• Conclusão de 85% da UHE C. Caldeirão;• Conclusão de 15% da UHE São Manoel.
“Turnaround” da UTE Pecém I• Operacional: disponibilidade acumulada em junho de 2015 de 87,5%;• Financeiro: EBITDA acumulado de 2015 de R$ 142 milhões;• Regulatório: decisão favorável de pleitos regulatórios com efeito positivo em 2015.
Melhoria da Eficiência Operacional• Redução das perdas Não Técnicas em Baixa Tensão: EDP Bandeirante -1,18 p.p e EDP Escelsa -1,45 p.p no 2T15 Vs 1T15;• DEC e FEC dentro das metas regulatórias;• Expansão na comercialização e EDP Grid.
Mitigação de Fatores de Risco• Crédito: gestão da PDD e Inadimplência;• Energético: descontratação de Enerpeixe;• Financeiro: Recebimento de R$ 88 milhões referente ao adiantamento da venda da EDP Renováveis; Desembolso total de R$ 771,5
milhões da Holding e Distribuidoras; Dívida Líquida/EBITDA: 1,8X.
• Conclusão no 2T15 da aquisição de 50% da UTE Pecém I (impacto de R$ 885 milhões no EBITDA); aquisição da APS Soluções no valor de R$ 27,2 milhões;
• Venda da EDP Renováveis no valor de R$ 190 milhões (R$ 88 milhões já recebidos) e da Pantanal Energética no valor de R$ 390 milhões.
Operador integrado com foco hidrotérmico e reforço em serviços de energia
Posicionamento estratégico
5
1
2
5
6
3
4
Governança Corporativa:Reforço e equilíbrio
6
Membros Membros Independentes
4 4
Antonio Mexia – Presidente do Conselho• CEO EDP Grupo• Presidente do Comitê de Remuneração• Membro do CAE
Pedro Sampaio Malan• Membro do Comitê de Remuneração
Miguel Setas – Vice Presidente do Conselho• CEO EDP Brasil• Membro do CAE
Modesto Souza Barros Carvalhosa• Presidente do Comitê de Governança e • Partes Relacionadas
Nuno Alves • CFO EDP Grupo• Membro do CAE
Francisco Carlos Coutinho Pitella• Presidente do Comitê de Auditoria Interna
João Marques da Cruz• Membro do CAE
José Luiz Alqueres• Presidente do Comitê de Sustentabilidade
Equilíbrio
CEO e DRI CFO VP Geração VP DistribuiçãoVP Comercialização e Novos Negócios
Miguel Setas Henrique FreireLuis Otavio
HenriquesMichel Itkes Carlos Andrade
Conselho de Administração
Diretoria
1
Operador integrado com foco hidrotérmico e reforço em serviço de energia: Compra e venda de ativos recentes
7
2
Capacidade instalada adquirida: 360 MW;
Valor da aquisição: R$ 300 milhões;
Impacto de R$ 885 milhões (EBITDA).
Aquisição de 50% da UTE Pecém I
Valor da aquisição: R$ 27 milhões;
23 anos de experiência e atuação nomercado de eficiência energética;
Faturamento 2014: R$ 19 milhões;
# Clientes: mais de 600 em diversossetores;
Diferenciais: 21 prêmios nacionais deconservação de energia (PremiaçõesPROCEL); Executora dos Programas deEficiência Energética de 11Concessionárias;
Conclusão (e): final de 2015.
Aquisição da APS Soluções
UHE Mimoso e PCH Paraíso;
Capacidade instalada: 51 MW;
Valor da venda: R$ 390 milhões;
Conclusão (e): início de 2016.
Venda da Pantanal Energética
Venda da EDP Renováveis
Capacidade Instalada vendida:
Operação: 84 MW
Construção: 236 MW
Valor da venda: R$ 190 milhões;
Conclusão (e): final de 2015.
Compromisso com a Execução: UHE Jari | Entrada em operação com antecedência em relação ao CCEAR
8
3
UHE Santo Antônio do Jari373,4 MW / 217,7 MW médios
Localização: Divisa do Pará e Amapá Inicio dos PPAs: jan/2015
Dados financeiros1:
ROL 1S15R$ 50,4 milhões
EBITDA 1S15R$ 17,0 milhões
Impacto do GSF 1S15R$ 27,5 milhões
Prejuízo 1S15- R$ 1,3 milhão
Impacto da antecipação da entrada emoperação comercial
EBITDA de R$ 85 milhões em 20141
Capex(e): 97% realizado até junho/2015
Vista superior do Vertedouro Controlado
1) Valores correspondem a participação da EPD Energias do Brasil.
Compromisso com a Execução: UHE Cachoeira Caldeirão e São Manoel |Evolução dos projetos em construção
9
3
No 2T15 prosseguimos com o forte ritmo na construção das novas usinas
UHE Cachoeira Caldeirão219 MW / 129,7 MW médios Localização: Amapá Inicio dos PPAs: jan/2017 Capex(e): 74% realizado até junho/2015
Vista superior do Vertedouro Controlado
UHE São Manoel700 MW / 409,5 MW médios Localização: Mato Grosso Início dos PPAs: mai/2018 Capex(e): 19% realizado até junho/2015
Vista geral
85% 15%
EVOLUÇÃO FÍSICA EVOLUÇÃO FÍSICA
Compromissos com a execução:Aumento de 577 MW entre 2014 e 2018(e)
10
Evolução da capacidade instalada | pro forma
530
1.665 1872.381 360
2.74238 51 110
233
2.958
2005 (IPO) 2013 UHE SantoAntônio do Jari
(50%)
2014 Aquisição de50% de Pecém I
mai/2015Closing de
Pecém
Venda 45%EDP Renováveis
Brasil (emoperação)
Venda PantanalEnergética (em
operação)
UHE CachoeiraCaldeirão (50%)
2017
UHE SãoManoel
(33,34%)2018
2018
67%6%
26%
1%UHE
PCH
UTE
EOL72%
4%
24% UHE
PCH
UTE
Jun/15 2018(e)
Matriz de geração de energia
3
Turnaround da UTE Pecém I: Visão geral da Usina
11
4
Turnaround da UTE Pecém I: Índice de disponibilidade de 88%, EBITDA de 142 milhões e decisão favorável de pleitos regulatórios
12
4
Operacional
Índice de disponibilidade (%)
No acumulado de 2015, a Usinaapresenta disponibilidade de 88%,próximo a meta regulatória de90,14%.
Financeiro
Evolução do EBITDA (R$ milhões)
A Usina apresenta evolução expressivado EBITDA desde a entrada emoperação comercial.
Regulatório
Despacho 302/2015 (cálculo doFator de Disponibilidade na base700 MW) Período: efeito retroativo a
partir dez/13
Despacho 686/2015 (Exclusão doperíodo de teste no cálculo doConsumo Interno) Período: efeito retroativo a
partir dez/12
Aumento da garantia física De 631,0 MW médios para 645,3MW médios (Potência de 700 MWpara 720 MW)
Decisão favorável de pleitos regulatórios
ADOMP retroativo (penalidadehorária) Período: dez/12 à nov/13 Valor: R$ 237 milhões (3T14)
62%
76%
88%
2013 2014 1S15
142
81
-207
1S151S141S13
-1.18 p.p.
-1.45 p.p.
Melhoria da Eficiência Operacional: DEC e FEC dentro das metas regulatórias e quedas nas perdas Não Técnicas de Baixa Tensão
13
5
Perdas não técnicas em baixa tensão | EDP Escelsa
Perdas não técnicas em baixa tensão | EDP Bandeirante
19,56%18,10% 17,07% 18,37%
15,92%17,87% 16,74%
15,29%
17,24%15,52%
13,79%12,07% 10,67% 9,27% 9,27% 9,27%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 1T15 2T15
Realizado Meta Aneel
20,29% 20,19%
16,12% 15,34%13,92%
12,15% 11,80% 10,62%19,85%
17,99%16,12%
14,63%13,23%
11,83%10,43% 10,43%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 1T15 2T15
Realizado Meta Aneel
8,087,62 7,65 7,40
9,6710,37
9,629,28
2013 2014 1T15 2T15
EDP Bandeirante EDP Escelsa
5,515,34
5,144,98
5,78
6,45
5,605,44
2013 2014 1T15 2T15
EDP Bandeirante EDP EscelsaEvolução do FEC (vezes)
10,28
8,78
7,98
7,23
Evolução do DEC (horas)
Meta Anual Regulatória Aneel
Meta Anual Regulatória Aneel
Melhoria da eficiência operacional:Expansão na Comercialização e EDP Grid
14
EDP Comercialização e EDP Grid
3ª maior companhia em termos de transação
9% de market share
149 clientes (3,5% de crescimento comparado à 2014)
92% de clientes satisfeitos
6% do EBITDA do grupo em 2014
Relacionamento-Análise de mercado-Procura de clientes alvo
Inteligência de MercadoAntecipação de tendências
RiscoGestão de riscos operacionais
Estratégia
Evolução do EBITDA (R$ milhões)
54
69
103
47
2012 2013 2014 1S15
Evolução do Volume Comercializado (GWh)
11.25412.391 13.052
5.209
2012 2013 2014 1S15
5
Mitigação dos fatores de risco (Crédito): Gestão efetiva no combate de PDD e Inadimplência
15
6
0,75%
0,47%
0,60%
0,97%
0,38%
0,83%
2013 2014 1S15
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Ações de cobrança
Reformulação da cobrança;
Protesto e Cejusc;
Restrição de crédito;
Estratégia de corte;
Negociação com grandes clientes.
PDD/Receita Bruta
Mitigação dos fatores de risco (Financeiro): Desembolso de R$ 771,5 milhões no 2T15 da Holding e Distribuidoras para reforço de fluxo de caixa e investimentos
16
Dívida Líquida/EBITDAEndividamento: dez/2014 vs. junho/2015
Desembolso | Holding e Distribuidoras
Desembolso | Projetos em andamento
Holding Emissão CCB de R$ 300 Milhões;Distribuidoras Emissão Cédula de Câmbio de R$ 250,0 Milhões; Linha de crédito disponível pelo BNDES em dez/14: R$ 570 milhões:
1º Desembolso fev/15: R$ 170 milhões; 2º desembolso abr/15: R$ 221,5 milhões.
UHE Cachoeira Caldeirão - Contrato dez/14: Debêntures de Infra-Estrutura de R$ 156,5 milhões (desembolso em fev/15); UHE São Manoel - Contrato maio/15: Desembolso de financiamento do BNDES de R$ 265 milhões (desembolso em jun/15).
Dív. Bruta Dez/14
3.358
+94%
Dív. Bruta Jun/15
6.512
1.635
827
Caixa Dez/14
+98%
Caixa Jun/15
+93%
Div. Liq. Jun/15
4.877
Div. Liq Dez/14
2.531
2.451 2.031 2.008 2.531 2345
4.877
1,5x
1,2x1,4x 1,3x 1,2x
1,8x
mar/14 jun/14 set/14 dez/14 mar/15 jun/15
Dívida Líquida Div. Líq./EBITDA
6
Mitigação de fatores de risco (Energético):Risco energético mitigado com a descontratação de Enerpeixe
17
6
Energia descontratadaGeradoras (MW médio)
19% 20% 17% 21% 21%
% de descontratação
61 61 70
189211
211271
31
271
279
7
2017
249
7
2016
339
7
2018
343
2
2019 2020
212
7 16
LajeadoEnergestEnerpeixe
4º ciclo da Revisão Tarifária PeríodicaNúmeros Preliminares da EDP Bandeirante
18GSF - Generation Scaling Factor – fator de redução da geração hidrelétrica das usinas que compartilham risco hidrológico no MRE
Quota de Reintegração Regulatória
13641
CAIMI Índice de Produtividade
10
217
Receitas Irrecuperáveis
32
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
3
Remuneração do Capital
Parcela B
798
Outras Receitas
28
Custos Operacionais
415
773621
706 765 824 798
-20%
2013
-3%
2012 RTP 201520142010 RTP 2011
R$ milhões3º cicloOut/11
4º cicloOut/15
BRRBruta
3.000 3.361
BRRLíquida
1.545 1.680
Evolução da parcela B
Composição da Parcela B RTP 2015
Base de Remuneração Regulatória - BRR
CAIMI = Custo anual das instalações móveis e imóveis
Relações com Investidores
E-mail: ri@edpbr.com.br
Telefone: +55 (11) 2185-5907
www.edpbr.com.br/ri
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