EDP BRASIL
Miguel Setas, CEO EDP Brasil
1
Ambiente Macro, Energético e Regulatório
Perfil Corporativo1
2
Foco estratégico 2016-20203
2
Maior comercializadora privada (vendas)(2)
10,6 TWh de energia vendida
Maior grupo privado de geração (capacidade instalada)(3,4)
2,7 GW de capacidade instalada e 1,8 MW médio de energia assegurada
Contratos de concessão de longo prazo
Parceria com empresas nacionais e estrangeiras
(1) Exclui efeito não recorrente de ganho contábil da aquisição dos 50% remanescentes da UTE Pecém I em 2015; (2) Fonte: CCEE (2015); (3) Em Dez. 2015; (4) Fonte: Aneel. Critério de consolidação; (5) Fonte: Abradee 2015.
4ª
Maior grupo privado de distribuição (energia distribuída)(5)
3,3 milhões de consumidores atendidos por duas distribuidoras
Ranking Aneel de Qualidade: ambas distribuidoras nos 10 maiores.
6º
5º
56%
41%
3%GeraçãoDistribuiçãoComercialização
Composição do EBITDA(1) (%) - 2015
1
Energias do Brasil
EDP - Energias de Portugal
Free Float
51% 49%
EDP Brasil representou 17% do EBITDA do grupo EDP em 2015
Posição da EDP Brasil no mercado elétrico brasileiro
3(1) Mai/2016. (2) Unidade Geradora 1 conectada ao sistema em maio de 2016.
Ativos de Geração (1) Áreas de concessão da Distribuição
Presente em 7 estados
Mix Geração: 69% UHE, 4% PCH, 27% UTE
Cachoeira Caldeirão219 MW (50%)(2)
Santo Antônio do Jari 373 MW (50%)
Pecém I720 MW
Energest329 MW
São Manoel700 MW (33%)
Costa Rica16 MW
UHE
UTE
Enerpeixe499 MW(60%)
Lajeado903 MW(73%)
Em operação
Em construção/comissionamento
28 cidades do estado São Paulo
1,8 milhões de clientes
Concessão até 2028
Revisão Tarifária: Outubro (ciclo: 4 anos)
EDP Bandeirante:
EDP Escelsa:
70 cidades do estado do Espírito Santo
1,5 milhões de clientes
Concessão até 2025
Revisão Tarifária: Setembro (ciclo: 3 anos)
1
4
Ambiente Macro, Energético e Regulatório
Perfil Corporativo1
2
Foco estratégico 2016-20203
5(1) Fonte: FGV (2) Fonte: IBGE (3) Fonte: Focus
2
IPCA(2)
(%) Selic (3)
(%)PIB(1)
(%)
3,9%1,9%
3,0%
0,1%
-3,8%
2011 2012 2013 2014 2015
Geração: PPAs atualizados pela inflação
Distribuição: Reajuste Tarifário Anual
Aumento do custo
Geração: Baixa exposição ao ciclo
econômico
Distribuição: Queda de demanda;
pressão em perdas comerciais
Maior custo de financiamento
Mercado de crédito restrito
4,4%5,8% 5,9% 6,4%
10,7%
2011 2012 2013 2014 2015
Utilities: Setor defensivo na crise econômica
Utilities: Protegido pela inflação
Aumento da relevância da redução do risco de refinanciamento e alavancagem saudável
10,90%
7,14%9,90%
11,65%14,25%
2011 2012 2013 2014 2015
6
29
167263
689
287
35
2011 2012 2013 2014 2015 1Q16
113% 108%100%
91% 85% 88%
(1) 2016 YTD = média do 1T16 (2) Sudeste representa 70% do SIN (3) Generation Scaling Factor
2
Despacho térmico(1)
(GW médio - Sistema Interligado Nacional)PLD(1)
(R$/MWh - Sudeste(2))Nível histórico dos reservatórios(1)
(Média (%) - Sudeste (2))
2014-15:
Geração: perda de margem
decorrente do risco de GSF
Distribuição: aumento do capital de
giro devido a déficites tarifários
Baixo volume de chuvas e nível de
reservatórios em 2015; forte
melhoria em 2016
Aumento dos custos de energia
devido ao maior despacho térmico
Dez-15: repactuação do GSF aprovada
Revisão Tarifária Extraordinária (25,12%
Bandeirante e 26,83% Escelsa) e
Bandeiras Tarifárias (tarifas > 50% em 2
anos)
73%62%
51%
31% 30%
58%
2011 2012 2013 2014 2015 mai/16
4,5
7,8
12,3
15,9 15,4
11,9
2011 2012 2013 2014 2015 1T16
GSF(3) médio
+28%
86 em Maio-16
7
Medidas regulatórias de apoio em um cenário adverso
(1) Líquido de cobertura e seguro
Repactuação do risco do GSF: impacto positivo de R$ 41
milhões em 2015 e R$ 11 milhões no 1T16
Linha de crédito e fundos setoriais: R$ 22 bilhões para
compensar os gastos não gerenciáveis
Revisão Tarifária Extraordinária (25,12% Bandeirante e
26,83% Escelsa) e Bandeiras Tarifárias
2
EDP Brasil: Perdas GSF (1)
(R$ milhões)EDP Brasil: Ativos Regulatórios(R$ milhões)
394295
-7
2014 2015 1T16
602735
318
2014 2015 1T16
8
Ambiente Macro, Energético e Regulatório
Perfil Corporativo1
2
Foco estratégico 2016-20203
9
3
Compromisso com a execução
Excelência operacional e
eficiência superior
Foco regulatório
Otimização do portfólio
A
B
C
D
E
Comissionamento das UHEs Cachoeira Caldeirão e São Manoel dentro do prazo e orçamento
Investimentos em distribuição
Pipeline de novos projetos (hidrelétricas de médio porte e usinas térmicas)
Estabilização operacional da UTE Pecém I
Diminuir a diferença entre as perdas e as metas regulatórias das distribuidoras
PMSO abaixo da inflação
Revisão Tarifária Periódica da EDP Escelsa em Agosto de 2016
Solução para a sobrecontratação na distribuição
5º ciclo de Revisão Tarifária Periódica (ambas distribuidoras em 2019)
Rotação de ativos e “reciclagem” de capital
Gestão ativa da exposição ao mercado de energia
Expansão de serviços de energia ( foco no cliente )
Balanço saudável e acesso ao mercado de crédito
Aumento de capital
Política de dividendos: pagamento mínimo de 50% do lucro líquido ajustado
Disciplina de capital e retorno
para os acionistas
10
Projetos hídricos em construção e/ou comissionamento
(1) Capex real estimado de acordo com o comunicado ao mercado.
Execução superior dentro do prazo e custo
EDP Brasil participação
50% EDP 50% EDP 33% EDP
50% CTG 50% CTG33% CTG
33% Furnas
Capacidade (100%) (MW)
373 219 700
Capex (R$ bilhões) 1,1 1,2 2,7(1)
Dívida/ Capital próprio 67%/33% 55%/45% 50%/50%
Início da operação comercial
Set/2014Oficialmente: Jan/2015
2T16Oficialmente: Jan/2017
Mai/2018
A
11
62%
76%88% 90%
2013 2014 2015 1T16
Meta para manter no mínimo 90% de disponibilidade
Dez/14: acordo para aquisição dos 50% remanescente fechado em Mai-15
Ganho contábil de R$ 885 milhões em 2015
-106
46
523
201
2013 2014 2015 1T16
79
2314 13
B
Taxa de falha
Disponibilidade (%)
Evolução do EBITDA(R$ milhões)
12
Significante redução das perdas não-técnicas em um ano de aumento de tarifas e recessão econômica
Mais de R$ 100 milhões em investimentos para redução das perdas nos últimos 2 anos
13,9212,15
10,60
2013 2014 2015
15,92 17,8714,89
2013 2014 2015
Foco em reduzir a diferença entre as perdas e a meta regulatória no 4º ciclo de revisão tarifária
Meta ANEEL:
9,83% 7,87%
Meta ANEEL:
B
EDP Bandeirante - Perda não-técnica (baixa tensão)(%)
EDP Escelsa Perda não-técnica (baixa tensão) (%)
-2,98 p.p.-1,55 p.p.
13
991 963
1.116
38% 38% 36%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
0
200
400
600
800
1.000
1.200
2013 2014 2015
Opex Opex/Margem bruta
Rígido controle de custos: foco em manter a evolução dos custo abaixo da inflação
(1) OPEX (pessoal, material, serviços, provisões e outros); Opex apresentado em valores nominais.
OPEX – 4,4% em termos reais (aumento de 12,6%
nos últimos 2 anos, abaixo da inflação acumulada
de 17,8%)
Queda do Opex/Margem bruta
Orçamento base zero: 110 iniciativas para
melhorar a eficiência
1.039
+8%
+16%-3%
ex Pecém I
B
Opex 2013-15(1)
(R$ milhões)
14
Foco em assegurar o reconhecimento do Capex total na Base de Remuneração Regulatória
Tarifa atualizada anualmente pelo IPCA
Proteção pela inflação
O aumento do WACC regulatório garante a estabilidade da parcela B
Parcela B
O 4º ciclo melhorou o retorno do negócio da distribuição para 8,09% sem inflação
WACC: De 7,5% para 8,09%
Ke: De 11,36% para 12,26%
Retornoem termos reais
Aumento do ponto de partida
Redução recente de 1,4% para 0%Perdas
C
151) Fonte: ABRADEE
Ações em andamento devem garantir a solução da sobrecontratação
Limpeza de contratos
Migração de clientes especiais
Exposição involuntária
Outras medidas
Habilitar contratos para energia de reserva
100%
105%
110%
115%
120%
125%
Média de sobrecontratação no Brasil: 113,5%
<105% totalmente repassado
EDP Bandeirante
EDP Escelsa
Soluções em discussão
C
Distribuidoras sobrecontratadas: compras reguladas pelo PPA / vendas reguladas para clientes(1)
(%, 2016E)
16
Criação de valor através de disciplina financeira rigorosa e alocação de capital
45% da EDP Renováveis Brasil
Valor recebido: R$190 milhões
Ganho de capital: R$69 milhões
Concluído no 4T15
50% da UTE Pecém I
Capacidade instalada: 360 MW
Investimento: R$ 300 milhões
Ganho de capital: R$885 milhões
Concluído em Mai/15
APS Soluções
Valor da aquisição: R$27 milhões
Concluído no 4T15
Pantanal PCHs
Capacidade instalada: 51 MW
Valor recebido: R$ 390 milhões
Ganho de capital: R$278 milhões
Concluído em 1T16
UHE/PCH
UTE
EOLAPS
D
Aquisições:Vendas:
17
Quase totalmente contratada no médio prazo e adesão a repactuação do GSF
D
95% 93% 92% 87%78%
5% 7% 8% 13%22%
2016E 2017E 2018E 2019E 2020E
Distribuição das vendas da Geração(% em TWh)
PPA contratado Descontratado
Exposição controlada ao mercado de curto
prazo: até 2020 dos 351 MW médios, sendo 271
MW médios na Enerpeixe (60% pertence a EDP
Brasil)
PPAs de longo prazo protegidos pela inflação
com preço médio de R$177/MWh (Dez/15)
18(1) Não levando em conta os efeitos das participações nas UHEs Santo Antonio do Jari , Cachoeira Caldeirão e São Manoel
Dívida líquida/EBITDA(1)
(R$ milhões)
2.335 2.531
5.036
1,4x 1,3x
1,7x
1,2x
1,7x
0
2.000
4.000
2013 2014 2015
Dívida Líquida
1.150 810
1.307 1.297
847
1.926
Cash 2016 2017 2018 2019 Depois de2020
(R$ milhões) 2014 2015
Debêntures 777 892
BNDES 0 475
Outros 409 1.375
Total 1.186 2.742
Emissões de dívidasem 2014/2015
São Manoel DebenturesR$ 532 milhões
até Dez. de 2016120,50% of CDI a.a
Debêntures da Holding R$ 250 milhõesaté Abr. de 2022IPCA + 8,3479%
Debêntures da EnergestR$ 90 milhões
até Abr. de 2020CDI + 2,25%
Emissões em 2016 YTD
Mercado de crédito restrito aumenta o valor da liquidez financeira
Debêntures DistribuidorasR$ 220 milhõesaté Fev. de 2020CDI + 2,30% a.a
Totalmente Financiado
E
Cronograma de amortização da dívida bruta(1)
(R$ milhões)
19
Até R$1.500 milhõesVolume
Fortalecer a estrutura de capital
Reduzir os custos financeiros
Para atender às necessidades operacionais e de investimento de médio a longo prazo
1
2
3
Condições
3/Mai
Cronograma indicativo
Aviso aos Acionistas:
Processo de aumento de
capital
Prazo para Exercício do Direito de Preferência 5/Mai – 3/Jun
R$ 11,50Preço de inscrição
Até 130.434.782 de ações ordináriasNúm. de ações
E
Destinação dos recursos
20
Em 2014 e 2015 a Companhia aplicou a
política da Bolsa de Valores de São Paulo
Bolsa (BM&FBovespa) do segmento do
"Novo Mercado": pagamento mínimo de
25% do lucro líquido , devido às condições
macroeconômicas e hidrológicas.
Prudência dos últimos 2 anos370 370 370
197
303
75%
108%98%
25%25%
0%
50%
100%
150%
0
100
200
300
2011 2012 2013 2014 2015
Dividendos e relação de Pagamento(R$ milhões, %)
0,78 0,78 0,78
0,41
0,64
2011 2012 2013 2014 2015
E
Dividendos por ação(R$)
Política de dividendos:
Pagamento ≥ 50% do lucro líquido ajustado
21
Cumprindo a estratégia para alcançar metas e consolidar a posição de liderança no setor energético brasileiro
Compromisso com a execução
Excelência operacional e eficiência superior
Foco Regulatório
1
2
3
Otimização do Portfólio4
Capacidade instalada
2018
Dívida Liq./EBITDA
Política deDividendos
( Pagamento )Disciplina de capital e retorno para os acionistas5
3,0 GW
< 2,5x
≥ 50%
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