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São Paulo, 07 de março de 2012 Abril 2015 5 th Utilities Day - Itau BBA Wilson Ferreira Jr CEO

Cpfl Energia - Itaú

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Page 1: Cpfl Energia - Itaú

São Paulo, 07 de março de 2012 Abril 2015

5th Utilities Day - Itau BBA

Wilson Ferreira Jr

CEO

Page 2: Cpfl Energia - Itaú

2

Agenda

2

Cenário hidrológico 1

Cenário regulatório

3 Resultados 2014

Page 3: Cpfl Energia - Itaú

2

Agenda

3

Cenário hidrológico 1

Cenário regulatório

3 Resultados 2014

Page 4: Cpfl Energia - Itaú

20,6 23,2

30,1

35,6

50,1

40,0

75,7

30,6

42,6 42,9

0

20

40

60

80

100

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

2002

2012

2013

2014

2015/projeçãoONS

Nível dos Reservatórios

Nível de reservatórios no SIN | %

07/abr (atual): 32,2%

22,4

4

Page 5: Cpfl Energia - Itaú

Energia Natural Aflunte (ENA)

Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios

ENA em 2014 e 2015 | % MLT

1) Previsão ONS para o mês de Abril (RV1).

2014 Jan Fev Mar Abr¹

SE/CO 68% 39% 59% 78% 88%

Sul 144% 215% 140% 115% 115%

SIN 82% 54% 61% 73% 86%

10

20

30

40

50

60

70

nov-1

2

dez-

12

jan-1

3

fev-1

3

mar-

13

abr-

13

mai-13

jun-1

3

jul-13

ago-1

3

set-

13

out-

13

nov-1

3

dez-

13

jan-1

4

fev-1

4

mar-

14

abr-

14

mai-14

jun-1

4

jul-14

ago-1

4

set-

14

out-

14

nov-1

4

dez-

14

jan-1

5

fev-1

5

mar-

15

abr-

15

ENA SE/CO MLT

5

Page 6: Cpfl Energia - Itaú

Precipitação pluviométrica | Janeiro a Março/15

Fonte: ONS

01 e 31/jan/2015 | mm 01 e 28/fev/2015 | mm 01 e 31/mar/15 | mm

Anomalia da Precipitação (desvios em relação à média)

ENA janeiro/15 | SE/CO | % MLT ENA fevereiro/15 | SE/CO | % MLT ENA março/15 | SE/CO | % MLT

39%

0%

20%

40%

60%

80%

1 2 3 4 5 6 7 8 910

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

ENA diária real. Média mensal

59%

0%

20%

40%

60%

80%

1 2 3 4 5 6 7 8 910

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

ENA diária real. Média mensal

77%

0%

20%

40%

60%

80%

1 2 3 4 5 6 7 8 910

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

ENA diária real. Média mensal

6

Page 7: Cpfl Energia - Itaú

Cenário de “carga estável” (~2014) representa um desvio de -3,0% (ou -2,0 GWm) em relação ao

projetado pelo ONS (PEN 2015)

+2,7% -2,8% -4,4% -4,5% -5,0% -4,5% -3,9% -3,0% -1,8% -2,2% -1,4%

Desvio:

ONS (PEN 2015)

x “carga estável”

Perspectivas para 2015

Carga SIN 2015 GWm %

2014 65,1

ONS (PEN 2015) 67,3 3,3%

Carga estável 65,3 0,2%

67,8

69,9 69,9

67,6

65,8 65,0 65,1

66,5 67,1

67,9 67,7 67,2

65,0

63,4

69,6

67,5 66,7

64,6

62,8

61,8 62,1

63,9

65,0

66,7 66,3 66,3

69,6

68,1 67,0

58,0

60,0

62,0

64,0

66,0

68,0

70,0

72,0

jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15

[GW

m]

ONS (PEN 2015) ONS (PMO abr/15) CPFL (PIB -1,0%) Realizado

-4,0%

7

Page 8: Cpfl Energia - Itaú

35.6%

20,6% 23,2%

30,1%

0%

10%

20%

30%

40%

jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15

Cenário "carga estável" Real./Estim. ONS Mínimo (ONS)

15.0%

Perspectivas para 2015 |Cenário para nível de armazenamento¹

Piora do cenário econômico e aumento de tarifas podem naturalmente reduzir o consumo

Armazenamento médio Histórico

(1997-2014): 42,4%

Armazenamento médio Histórico

(1997-2014): 74,7% ENA abril: 86%

Período úmido Período seco Período seco

1) Considera a geração da UTE Uruguaiana a partir de fev/2015. 2) Probabilidade considera histórico. 3) Maio a novembro de cada ano.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

10

5%

11

5%

89

%

90

%

10

4%

13

6%

92

%

11

8%

89

%

10

7%

97

%

SIN

104%

ENA necessária (abr-nov)

85%

Probabilidade ENA inferior²

20%

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

11

3%

10

5%

10

2%

92

%

10

7%

13

5%

96

%

11

1%

10

2%

11

0%

80

%

SE/CO

105%

ENA do período seco3 – 2004 a 2014 | % MLT

8

Page 9: Cpfl Energia - Itaú

Nova capacidade entrando em operação em 2015 e 2016

Nova capacidade entrando em operação Maior folga para o balanço nos próximos anos

7,6

8,4

9,2

12,0

13,8

72,5

75,5

78,7

83,7

87,8

65,0 67,1

69,5

71,7

74,0

2015 2016 2017 2018 2019

Sobreoferta Oferta Demanda

Energia assegurada (MW médios)

Usinas 2015 2016

Jirau 1.278 366

Santo Antonio 611 120

Teles Pires 233 698

Santo Antonio do Jari 211 0

Ferreira Gomes 140 0

Outras UHEs 64 177

Outras fontes 564 1.051

Energia de reserva 424 571

Total 3.545 2.983

Balanço SIN - Mar/15 | GW médios

9

Page 10: Cpfl Energia - Itaú

2

Agenda

10

Cenário hidrológico 1

Cenário regulatório

3 Resultados 2014

Page 11: Cpfl Energia - Itaú

Revisão Tarifária Extraordinária

(custos já incorridos e/ou definidos)

Reposicionamento de itens com maior distanciamento da cobertura tarifária:

Quota CDE: elevação de R$ 1,7 bilhão em 2014 para R$ 22,6 bilhões em 2015

Custos com Compra de Energia:

Itaipu: +46% para as distribuidoras S/SE/CO ¹

18º Leilão de Ajuste: elevado custo de contratação (R$ 387,07/MWh)

Contratos por disponibilidade em bandeira verde

“Bandeiras tarifárias”

(custos reais)

Considera custos de geração térmica e exposição ao PLD (risco hidrológico, ESS e exposição involuntária)

Regras de aplicação:

bandeira verde: CVU < 200,00 R$/MWh (sem adicional)

bandeira amarela: 200,00 R$/MWh ≤ CVU < 388,48 R$/MWh (acréscimo de R$ 25/MWh)

bandeira vermelha: CVU > 388,48 R$/MWh (acréscimo de R$ 55/MWh)

Avanços recentes no setor RTE e Bandeiras Tarifárias

Impacto da RTE e das Bandeiras Tarifárias no Brasil | em %

Tarifa pré RTE e Bandeiras

Revisão Tarifária Extraordinária (RTE)

Tarifa pós RTE e Bandeiras

Bandeiras Tarifárias

17,0 bi

Térmicas e exposição ao PLD

15,6%

6,2 bi

Compra de Energia

5,7%

19,3 bi

Quota CDE

17,7%

+39,0%

1) Tarifa com câmbio de R$2,80/US$

Empréstimos Conta ACR

3a tranche:

R$ 3,4 bilhões

54 meses

CDI + 3,15%

Alongamento das dívidas anteriores

1ª tranche: de CDI + 1,9% para CDI + 2,525%

2ª tranche: de CDI + 2,35% para CDI + 2,9%

11

Page 12: Cpfl Energia - Itaú

Redução do PLD Teto

de R$ 823/MWh para R$ 388/MWh

GarantiaFísica

Geraçãoesperada

100

83

Caracterização do impacto financeiro do GSF para os geradores hidráulicos1

-16,8%

Quantidade de energia a ser adquirida

Valoração do GSF ao preço de mercado

PLD Impacto financeiro para UHEs

O que deveria ser corrigido no cálculo do GSF?

Impacto da geração de Energia de Reserva: deveria ser valorado ao custo desta geração (ao invés do PLD)

Impacto do Despacho Fora do Mérito: deveria ser retirado do custo do gerador hídrico

Adotar limitação em função de mudanças estruturais na matriz energética

Ponto de atenção Cálculo do GSF precisa de aperfeiçoamentos

1) Considera cenário de carga do SIN estável em relação a 2014. 12

Page 13: Cpfl Energia - Itaú

2

Agenda

13

Cenário hidrológico 1

Cenário regulatório

3 Resultados 2014

Page 14: Cpfl Energia - Itaú

Resultados 2014

6,0% R$ 214 milhões

Lucro Líquido EBITDA Receita Líquida¹

IFRS

2014 R$ 886 milhões

2013 R$ 949 milhões

2014 R$ 3.761 milhões

2013 R$ 3.547

milhões

2014 R$ 16.361 milhões

2013 R$ 13.629

milhões

20,0% R$ 2.731 milhões

-6,6% R$ 63 milhões

-11,2% R$ 146 milhões

2014 R$ 1.159 milhões

2013 R$ 1.304

milhões

2014 R$ 3.916 milhões

2013 R$3.908

milhões

2014 R$ 15.687 milhões

2013 R$ 13.681

milhões

14,7% R$ 2.005 milhões

IFRS

0,2% R$ 8 milhões

– aditivo aos contratos de concessão das distribuidoras, incluindo cláusula que garante que os saldos remanescentes, não recolhidos via tarifas até o final da concessão, devem ser objeto de indenização

- Contabilização dos ativos e passivos financeiros setoriais (antigos ativos e passivos regulatórios2)

1) Exclui receita de construção. 2) Diferenças entre os custos de compra de energia e encargos estimados nas tarifas cobradas dos consumidores e os custos reais incorridos no período e que serão repassadas às tarifas na data de reajuste anual de cada distribuidora.

Valores contabilizados em 2014

EBITDA

Lucro líquido

Consolidação Proporcional Geração + A/P Financeiros

Setoriais + Itens Não-Recorrentes

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Page 15: Cpfl Energia - Itaú

A bonificação proposta é de 3,194510783%, na proporção de 0,03194510783 nova ação, da mesma espécie, para cada ação

A quantidade total de ações que compõe o capital social passaria de 962.274.260 para 993.014.215, com a emissão de 30.739.955 ações, a serem distribuídas aos acionistas nos termos do artigo 169 da Lei nº 6.404/76

O capital subscrito e realizado aumentaria de R$ 4.793.424.356,62 para R$ 5.348.311.955,07

Dividendo intermediário de R$ 422 milhões (já pago) equivale a 44,5% do lucro líquido do exercício

Aumento de Capital e Bonificação de Ações

Constituição de reserva estatutária - reforço de capital de giro no montante de R$ 555 milhões

Proposta de reversão da reserva estatutária - reforço de capital de giro e aumento de capital por meio de bonificação de ações

Destinação do Resultado e Proposta de Bonificação

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Page 16: Cpfl Energia - Itaú