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Cláudio Batista Santarém
1 Resultados Junho, 2014
2 Destaques Operacional & Comercial Rebaixamento da garantia física de 6,2%, em linha com as projeções da Companhia Comercialização de ~100 MWm com prazo e preço médios de 4,5 anos e R$ 153/MWh, respectivamente Financeiro Receita líquida de R$ 694 milhões¹; aumento de 19% vs. Custos e despesas operacionais 2 inferior em 9,3% vs., por menores PMSO gerenciável, encargos e taxas setoriais Ebitda de R$ 431 milhões, 2% superior ao obtido no Lucro líquido de R$ 251 milhões, 4% superior ao obtido no Dividendos R$ 389,7 milhões de dividendos no, considerando o total de lucro acumulado e não distribuído no 1T14 Dividend yield de 9,9% e payout de 105,7% no 1S14 1- Ajustado pelo Excedente Financeiro no no valor de R$ 68,8 milhões, sem impacto no Ebitda 2- Exclui depreciação e custo de energia 2
3 Redução do PLD em função da melhoria das condições hidrológicas Melhora da hidrologia resultou na redução do PLD médio do SE/CO Despacho térmico médio de 16GWm no vs. 12GWm no Nível Histórico dos Reservatórios Brasileiros (%) Evolução Mensal do PLD¹ (R$/MWh) - SE/CO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Dados Históricos desde PLD Máximo 1 Os preços médios referentes ao período de abril a ago/13 foram calculados com base nos valores de PLD1. A partir de set/13, calcula-se apenas os valores de PLD, que incorpora os d mecanismos de aversão ao risco ao modelo de cálculo. 3
4 Energia gerada reflete baixo nível dos reservatórios no SE/CO Afluência observada na região SE/CO no 1S14 de 64% do MLT (85% no ) Menor despacho das usinas da AES Tietê pelo ONS 2 reduziu a energia gerada em 44% (vs. ) Nível de Reservatórios AES Tietê (%) Energia Gerada (MW médio ³ ) 124% 127% 109% % % Caconde Barra Bonita Promissão Água Vermelha Geração/Garantia Física Geração MWm 1 Fator de equivalência de paradas forçadas; 2 ONS : Operador Nacional do Sistema Elétrico; 3 Energia bruta gerada dividida pelo número de horas do período 4
5 Estratégia de alocação de energia e impacto de rebaixamento da garantia física Estratégia de sazonalização, parcialmente compensada pelo rebaixamento médio de 6,2% no, impactou Ebitda positivamente em R$ 27 milhões no Manutenção da expectativa de impacto negativo liquido de R$ 350 milhões a R$ 500 milhões no Ebitda em função do rebaixamento esperado para 2014 de 6% a 8% (YTG de ~10%) Rebaixamento x Energia Secundária¹ (%) Rebaixamento : (0,4%) Rebaixamento : (6,2%) 6,7 1,7 0,4 2,6 3,7 3,9 1,3 6,4 5,0 11,11 1T13 Abr/13 Mai/13 Jun/13 1S13 1T14 Abr/14 Mai/14 Jun/14 1S14 Rebaixamento Energia Secundária 1 - Valores contabilizados na liquidação da CCEE no referido mês 5
6 Crescimento da receita reflete a estratégia de sazonalização adotada para 2014 Redução da energia faturada explicada pela sazonalidade do contrato com a AES Eletropaulo Crescimento de 19% na receita líquida em decorrência do aumento de energia vendida no mercado spot Energia Faturada (GWh) Receita Líquida (R$ milhões) -17% +23% % AES Eletropaulo MRE S13 Spot Outros bilaterais 1S % AES Eletropaulo MRE S13 Spot/Outros CCEE Outros bilaterais S14 6
7 Maior PLD médio resultou na elevação dos custos operacionais Aumento nos custos com compra de energia no mercado de curto prazo reflete maior PLD médio na comparação x (R$682,2/MWh no vs. R$250,6/MWh no ) PMSO gerenciável com redução de 2% em linha com o guidance de crescimento zero para o ano Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões) +62% % Total Seguro/ Eclusa³ Gerenciáveis Pessoal Material e Serviços Outros³ Gerenciáveis Seguro/ Eclusa³ Total 1 Não inclui depreciação e amortização; 2 Custos com compra de energia, transmissão, encargos e taxas setoriais, previdência privada, contingências, provisões, 3 Custos não recorrentes de seguro (indenização) e normalização das manutenções bianuais das eclusas; 7
8 Evolução do Ebitda reflete vendas no mercado spot e GSF Dividendos de R$ 389,7 milhões, incluindo a distribuição dos lucros acumulados do 1T14 Dividend yield no semestre de 10% Ebitda (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 72% 62% 64% 71% 107% 155% 108% 106% +36% 3% 6% 6% 10% % % % S13 1S14 1S13 1S14 Margem Ebitda Ebitda Pay out Dividend yield Lucro líquido 8
9 Continuidade no plano de investimentos da Companhia: R$ 48 milhões no Histórico de Investimentos (R$ milhões) Destaques % % Promissão % dos investimentos foram destinados à modernização e manutenção das usinas, com destaque para: Água Vermelha Barra Bonita Ibitinga E Investimentos 1S13 1S14 Manutenção do guidance de investimentos para 2014 no valor de R$ 186 milhões, concentrado na modernização do parque hidrelétrico da Companhia 9
10 Consistente geração de caixa operacional no Geração de caixa operacional influenciada pela maior receita com venda de energia no mercado spot Saldo de caixa 21% maior em relação ao em função da maior geração de caixa operacional, compensado pelo aumento do encargo financeiro e volume de investimentos em modernização das usinas FLUXO DE CAIXA - R$ Milhões 1S13 1S14 Saldo inicial de caixa 675,7 617,9 396,9 456,7 Geração Operacional de Caixa 353,6 605,9 688, ,3 Investimentos (22,5) (31,0) (46,7) (90,8) Despesas Financeiras Líquidas (17,5) (36,4) (28,4) (42,1) Amortização Líquida (185,3) (180,0) 192,3 (1,0) Imposto de Renda (21,5) (25,4) (420,4) (425,0) Caixa Livre 106,8 333,1 385,6 497,4 Dividendos e JSCP (407,7) (499,2) (407,7) (502,3) Saldo final de caixa 374,8 451,8 374,8 451,8 10
11 Manutenção do baixo grau de alavancagem e maior prazo médio de amortização Dívida líquida (R$ milhões) Cronograma de Amortização da Dívida 0, ,7 0,7 0, Dívida Líquida/ Ebitda¹ Dívida Líquida Covenants Dívida Líquida/Ebitda 3,5x 1 Ebitda Ajustado 1 /Despesas Financeiras 1,75x Custo da dívida Custo médio (% CDI) 108% 108% Prazo médio (anos) 2,90 3,25 Taxa efetiva 10,7% 12,1% 1 Exceto primeira emissão a qual prevê dívida bruta/ebitda de até 2,5x 11
12 Evolução da carteira de energia própria Novos contratos firmados para entrega de 2016 a 2020 a um preço médio de R$153/MWh Expectativa de preço médio de venda de energia disponível de R$ /MWh para 2016, R$ /MWh a partir de 2017 Histórico e Evolução da carteira de clientes² (MWm) Preço Médio (R$/MWh) Energia disponível para venda³ Adições Energia própria contratada Contrato AES Eletropaulo Inclui contratos de energia firmados no período de 08/mai/14 até 30/jul/14; 2 Apenas energia convencional; 3 Exclui perdas e consumo interno; 4 Preço Médio (base jun/14) 12
13 Resultados 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.
Resultados 4T12. Fevereiro, 2013
Resultados 4T12 Fevereiro, 2013 Principais destaques de 2012 Operacional Geração de energia 27% superior à garantia física e 3% acima da registrada em 2011 - Exposição ao mercado spot de 4,4% de setembro
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Resultados Maio, 2014 Destaques Operacional & Comercial Manutenção do nível de indisponibilidades não programadas em patamares reduzidos (1,18% no versus 1,01% no ); queda média anual de 39% desde 2010
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Resultados Agosto, 2015 Destaques Afluência no SIN no de 91% da MLT 1 (vs. 104% em ) Hidrologia Nível de reservatórios do SIN encerrou o em 38,3% vs. 43,0% no Rebaixamento médio do MRE de 18,9% no vs.
Resultados 2015 Fevereiro, 2016
Resultados 2015 Fevereiro, 2016 Destaques 2015 Hidrologia Afluência na região SE/CO em 2015 de 84,5% da MLT 1 (vs. 69,5% em 2014) e de 105,1% da MLT no (vs. 74,3% em ) Nível de reservatórios do SIN encerrou
Resultados do 1T15 Maio, 2015
Resultados do Maio, 2015 Destaques Operacional e Qualidade do Serviço Redução de 0,83 p.p. nas perdas totais no vs., totalizando 9,3% FEC de 3,21 vezes, 26,5% menor do que no ; DEC de 9,08 horas, 7,8%
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Resultados 1T17 Maio, 2017 Hidrologia e Reservatórios Redução da afluência no SIN 1 no 1T17 (67,1% da MLT 2 vs. 97,4% da MLT no 1T16) reflete no menor nível dos reservatórios no 1T17 atingindo 39,2% vs.
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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
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