Resultados 1T15
Web Conference
12/06/2015
Maior grupo privado do setor elétrico brasileiro em número de clientes:
atendemos 13,5% dos consumidores brasileiros
DISTRIBUIÇÃO
10,3 milhões de
consumidores
GERAÇÃO
3.992 MW instalados
até 2019
TRANSMISSÃO
682,5 km de linhas e
11 subestações
COMERCIALIZAÇÃO
529 MW médios
comercializados
Escritório Central
Geração
Transmissão
Distribução
Comercialização
Cogeração
Posição: 31/03/2015
Fonte: Informações Trimestrais 1T15 da Neoenergia e Abradee
2
Resultados 1T15
R$ Milhões
EBITDA
ROL
9,771
2011
11,650 10,448 12,199
2012
2013
2014
2,850
2,603
2,817
1T14
1T15
2011
Lucro Líquido
2,266
2012
2,142
2013
1,552
2011
2012
877
2013
2014
575
1T14
1T15
126
122
1T14
1T15
2011
3.07
2.94
3.04
1.09
0.75
602
2014
452
Dívida Líquida/EBITDA
2.42
1,049
2,318
2012
Posição: 31/03/2015
Fonte: Demonstrações Financeiras e Informações Trimestrais 1T2015 da Neoenergia
2013
2014
1T14
1T15
3
Resultados Consolidados Neoenergia 2014
Receita Líquida
EBITDA
0.4%
13.8%
Lucro Líquido
1.2%
2.4%
5.0%
6.8%
8.6%
18.3%
19.5%
69.5%
75.5%
79.0%
Resultados
1T2015
Receita
Líquida
EBITDA
Lucro
Líquido
2.481
483
169
Geração
432
117
48
Comercialização
215
32
21
12
8
6
-323
-65
-122
2.817
575
122
R$ milhões
Distribuição
Transmissão
Outros²
Neoenergia
Consolidado
Nota 1: Não estão sendo considerados o resultado do segmento “Outros” nos gráficos percentuais
Nota 2: Outros considera o resultado da Holding, das empresas de controle conjunto e as eliminações
Fonte: Informações Trimestrais do 1T2015
4
Despesa Operacional
Distribuição
1,2%
Neoenergia
1,784
1,763
1T2014
Valores em R$ milhões
4,6%
1T2015
Geração
24,0%
284
229
1,941
Comercialização
e Transmissão
1T2014
1T2015
1,856
35,5%
141
190
1T2014
1T2014
1T2015
1T2015
Nota: O consolidado considera o segmento “Outros”
Data Base: 31/03/2015
Fonte: Informações Trimestrais 1T2015 da Neoenergia
5
Consumo
Em mil
Número de Consumidores
80.000
Distribuidoras
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1T14
1T15
Coelba
4.462
4.676
4.901
5.082
5.219
5.378
5.577
5.429
5.617
2.900
3.009
3.100
3.156
3.252
3.336
3.434
3.359
3.463
1.014
1.074
1.133
1.164
1.212
1.255
1.303
1.267
1.316
8.376
8.759
9.134
9.402
9.683
9.968
Celpe
80.000
80.000
Cosern
70.000
TOTAL
70.000
60.000
60.000
50.000
50.000
40.000
40.000
30.000
30.000
70.000
60.000
30.000
20.000
4,082
9,535
10.000
0
2006
21,9%
28,396
32,870
30,688
31,512
4,521
4,575
4,867
9,984
10,838
11,195
11,759
14,262
15,329
15,742
16,244
4,150
35,729
37,360
5,213
5,462
12,850
13,389
17,666
18,509
10.000
13,679
0
36,9%
40.000
20.000
10.000
Evolução da Energia Distribuída (GWh)
50.000
27,296
20.000
10.314 10.055 10.396
0
2007 2006 2006
2008 2007 2007
2009 2008 2008
2010 2009 2009
2011 2010 2010
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2011 2011
2014
COELBA
CELPE CELPE
COSERN
COELBA
COSERN
CELPE
COSERN
Cresc.
Acum.
Neoenergia
Cresc.
Acum.
Nordeste
Cresc.
Acum. Acum.
Brasil Brasil
Cresc.
Acum.
Neoenergia
Cresc.
Acum.
Nordeste
Cresc.
Cresc. Acum. Neoenergia
Cresc.
Acum.
Nordeste
Cresc.
Acum.
Brasil
COELBA
Nota 1: Outros referem-se: (i) Poder Público (ii) Serviços Públicos (iii) Iluminação Pública
Fonte: Demonstrações Financeiras e Informações Trimestrais 1T2015 do Grupo Neoenergia
6
Indicadores Operacionais
Perdas Totais (%)
COELBA
CELPE
14.7
14.0
COSERN
17.0
16.8
9.8
9.9
7.2
7.0
10.2
10.4
3.6
4.5
1T14
1T15
1T14
1T15
Perdas Não Técnicas
10.2
9.9
8.9
8.3
1.0
1.9
1T14
1T15
Perdas Técnicas
Índice de Arrecadação (%)
COELBA
CELPE
COSERN
101.5
100.0
99.5
97.1
98.4
96.5
1T14
Nota1: Índice de 12 meses
Fonte: Informações Trimestrais 1T2015 das empresas Coelba, Celpe e Cosern
1T15
7
Indicadores de Qualidade
DEC – Duração Equivalente por Consumidor
COELBA
CELPE
+4,1
COSERN
+2,1
+1,4
25.3
21.2
25.1
22.9
16.3
14.9
1T14
1T15
FEC - Frequência Equivalente por Consumidor
COELBA
CELPE
+0,5
+0,39
8.0
COSERN
8.4
9.0
8.4
1T14
-1,0
9.2
8.2
1T15
Nota1: Índice de 12 meses
Fonte: Informações Trimestrais 1T2015 das empresas Coelba, Celpe e Cosern
8
On Site Billing
Leitura, Faturamento e Impressão Simultânea
1º passo: leitura
de consumo
Beneficios para o Consumidor
• Maior agilidade e transparência no Processo de
Leitura e Faturamento
2º paso: a fatura
é impressa
instantânea
• Redução do volume de reclamações de faturas não
entregues
• Apresentação da fatura na data de leitura mensal
Beneficios para a Distribuidora
• Melhor fluidez na transferência de informações
• Monitoramento On Time do processo
• Diminuição do capital de giro por redução do ciclo de
faturamento
Mais de 10 milhões de consumidores em On Site
Billing
3º paso: o cliente
recebe a fatura
9
Programa Luz pra Todos
O Luz pra Todos é um
programa para levar
energia elétrica à
população de baixa renda
do meio rural
• Maior programa de eletrificação rural da América Latina
• 703.951 ligações de 2004 até 2014
• 24.942 ligações previstas para 2015
• R$ 4,33 bilhões investidos
10
Distribuição
1T14
1T15
∆%
Receita Operacional Líquida (R$ milhões)
2.371
2.482
4,7%
Custos Operacionais¹ (R$ milhões)
(1.763)
(1.784)
1,2%
EBITDA (R$ milhões)
306
483
57,9%
Lucro Líquido (R$ milhões)
109
169
54,8%
Nº de Clientes (em mil)
10.055
10.396
3,4%
População (em milhões)
26,1
26,5
1,5%
Energia Distribuída (em GWh)
9.368
9.683
3,4%
• Aumento da Receita Líquida decorrente do reajuste tarifário e do reajuste extraordinário
• Crescimento de 4,3% de energia vendida
• Estabilidade dos Custos Operacionais decorrente da redução do custo de energia elétrica
comprada para revenda e aumento dos encargos do uso do sistema de transmissão
Fonte: Informações Trimestrais 1T2015 das empresas Coelba, Celpe e Cosern / Nota¹: Não inclui as Despesas de Construção
11
Custos e Despesas Gerenciáveis e Não Gerenciáveis
Distribuição
1T2014
1T2015
∆%
Despesas Gerenciáveis¹
436
468
7,4%
Despesas Não Gerenciáveis
1.327
1.316
-0,8%
Total de Despesas1
1.763
1.784
1,2%
Valores em R$ milhões
Despesas Gerenciáveis
• Aumento de R$ 18 milhões em PCLD2
• Aumento no custo de serviços de terceiros de R$ 20 milhões
• Aumento no custo pessoal de R$ 13 milhões
Despesas Não Gerenciáveis
• Redução no custo de energia elétrica comprada para revenda de R$ 58 milhões
• Aumento nos Encargos de uso do sistema de transmissão em R$ 52 milhões
Nota¹: Não inclui as Despesas de Construção, Depreciação e Amortização
Nota2: Provisão Crédito de Liquidação Duvidosas
Fonte: Informações Trimestrais 1T2015 das empresas Coelba, Celpe e Cosern.
12
Geração
Hidráulica
Térmica
Eólicas
Cogeração
11 Usinas
1 Usina
10 Parques
5 Plantas
854 MW
533 MW
144 MW
94 MW
Valores em R$ milhões
1T14
1T15
∆%
Receita Operacional Líquida
322
432
34,4%
Custos Operacionais
(229)
(284)
24,2%
EBITDA
108
117
8,8%
Lucro Líquido
31
48
55,6%
Capacidade Instalada (MW)
1.625
1.625
-
Fonte: Informações Trimestrais 1T15
13
Resultado Financeiro Consolidado
R$ mil
Resultado Financeiro
Aplicações Financeiras
Resultado de Dívida¹
IOF
Não vinculados
Total
1T2014
1T2015
35.119
Variação
R$
%
44.102
8.983
25,6%
(168.970)
(224.543)
(55.573)
32,9%
(7)
(2.000)
(1.993)
28471%
36.281
20.978
(15.303)
-42%
(97.577)
(161.463) (63.886)
Nota¹: Composto pelas componentes de dívida, tais como: encargos, variações cambiais e monetárias, resultado
de swap e custos de transações.
Fonte: Informações Trimestrais 1T15 da Neoenergia
65,5%
14
Endividamento
Características da Dívida
Evolução da Dívida
Valores em R$ mil
Curto Prazo
1.633.527
Empréstimos Curto Prazo
1.265.471
Debêntures Curto Prazo
368.056
Longo Prazo
7.706.690
Empréstimos Longo Prazo
6.586.148
Debêntures Longo Prazo
1.120.542
Total Dívida
9.340.217
8.264
CP
LP
Prazo Médio
Duration
Custo Médio
4,3 anos
2,9 anos
82% do CDI
9.340
Valores em R$ milhões
1.932
7.408
17%
7,045
7,707
1,219
1,634
83%
Dívida Bruta
Dez/14
Dívida Bruta Disponibilidades Dívida Líquida
Mar/15
Mar/15
Mar/15
Curto Prazo
Composição da Dívida por Indexador
Longo Prazo
Valores em R$ milhões
9.8%
2,663
35.6%
53.6%
1,591
612
2,959
672
836
1,827
2,288
3,216
581
2,635
979
TJLP
Dívida Líquida
Dez/14
Cronograma de Esgotamento¹
1.1%
CDI
7.105
PRÉ
INPC
2015
2016
2017
Principal
2018
Juros
Base: 31/03/2015
Fonte: Contratos de Financiamento, Gesplan
A composição leva em consideração a representatividade de cada indexador no saldo devedor total
Nota¹: O cronograma considera o fluxo de pagamento (Principal + Juros + Correção) dos financiamentos classificados de acordo com o tipo de
negócio. No entanto, o fluxo de pagamentos da Norte Energia não é considerado para nesta análise.
1,126
669
171
498
213
2019
2020 a
2030
913
15
Rating Corporativo
Rating Corporativo - Escala
Nacional
NEOENERGIA
Perspectiva
COELBA
Perspectiva
CELPE
Perspectiva
COSERN
Perspectiva
ITAPEBI (Debêntures)
TERMOPE (Debêntures)
Rating Corporativo - Escala
Global
Fonte: S&P 31/3/2015
2011
2012
2013
2014
2015
AAA
Estável
AAA
Estável
AA+
Estável
AAA
Estável
AA+
AA+
AAA
Estável
AAA
Estável
AAA
Estável
AAA
Estável
AA+
AA+
AAA
Estável
AAA
Estável
AAA
Estável
AAA
Estável
AA+
AA+
AAA
Estável
AAA
Estável
AAA
Estável
AAA
Estável
AA+
AA+
AAA
Estável
AAA
Estável
AAA
Estável
AAA
Estável
AA+
AA+
AAA
Negativo
AAA
Negativo
AAA
Negativo
AAA
Negativo
AA+
AA+
2010
2011
2012
2013
2014
2015
BBBEstável
BBBEstável
BB+
Estável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBEstável
BBBNegativo
BBBNegativo
BBBNegativo
BBBNegativo
Investment Grade
NEOENERGIA
Perspectiva
COELBA
Perspectiva
CELPE
Perspectiva
COSERN
Perspectiva
2010
16
Investimentos
R$ milhões
Investimentos
Controladas1
Distribuição
Geração
Transmissão
Total
2012
2013
2014
1T14
1T15
2.094
1.601
1.592
311
314
358
311
677
162
65
15
29
80
6
2
2.467
1.941
2.349
479
380
Nota¹:Considera a consolidação da totalidade dos investimentos realizados pelas controladas em seu
respectivo segmento
Fonte: Demonstrações Financeiras e Informações Trimestrais 1T2015
17
Geração
Capacidade Instalada
1,123
1.625 MW
em Operação
87
245
2,367
912
2009
2010
2015
2016
2015 a
2019
Capacidade Instalada
Novos Negócios
Nota: Na capacidade em operação foram considerados os cinco parques que estão aptos a
operar e aguardando a conexão com o sistema.
Nota: Participações atuais das empresas em UHE’s leiloadas entre 2005 e 2014 por Potência
Instalada.
2017
Total
Calango 6
Santana 1 e 2
Lagoas 1 e 2
Canoas
Belo Monte
2013
Baixo Iguaçu
2011
Teles
Pires
Parques Eólicos
2004
1,481
1,625
Nova Aurora
EnergyWorks
Dardanelos
2003
1,232
Goiandira
Sitio Grande
2002
1,180
Pirapetinga
Pedra do Garrafão
Baguari I
Corumbá III
23
Itapebi
485
Termope
1,018
3.992
Total
Teles Pires
Participação de Neoenergia
50,1% (912 MW e 2.026 MR$)
Prazo
• Início da obra:
set/2011
• Prazo para UG1:
40 meses
• UG 1 – apta operação
jan/2015
• UG 2 - apta operação
mar/2015
• UG 3 – apta operação
abr/2015
•4 e 5 previstas:
jun e ago/2015
Potência Instalada
Garantia Física
1.820 MW
930,7 MW
Avanço físico 99,20%
e financeiro 99,25 %
Destaques da obra
• Prazo de apenas 40 meses
• 6.000 empregos diretos
• Mínima área inundada (0,052 Km2/MW)
• Menor preço do ACR (R$ 58,35/MWh)
• Desafio logístico na Amazônia
19
Baixo Iguaçu
Participação de Neoenergia
70,0% (245 MW e 1.266 MR$)
Prazo
Início da obra:
jun/2013
Previsão operação 1ªUG:
jan/2016
Atraso licença instalação:
165 dias
Paralisação judicial:
desde jul/2014
Previsão atual 1ªUG:
sem previsão
Potência Instalada
Garantia Física
350 MW
172,8 MW
Avanço físico 22%
e financeiro 46%
Destaques da obra
• Problemas com licenciamento ambiental
• Dificuldades com processo fundiário
• Obra parada desde julho de 2014
• 3.000 empregos diretos (desmobilizados após
paralização da obra)
20
Força Eólica do Brasil
(50% Neoenergia – 50% Iberdrola)
• 138 MW em operação comercial
• 150 MW ‘apto’
• 174 MW em implantação
2014: Calango 6, Santana 1,
Santana 2
Potência:
84MW
Inicio previsto de obra:
dez/2015
Previsão operação:
jan/2017
2014: Lagoa 1, Lagoa 2, Canoas
Em operação
Potência:
90MW
Inicio previsto de obra:
ago/2016
Previsão operação :
out/2017
Aptos a operar
Novos Projetos
21
Potiguar Sul
Localização
Extensão (km)
Linha de Transmissão
Conexão
Participação da Neoenergia
Contratos
Previsão de Entrada em
Operação
Paraíba e
Rio Grande do Norte
190
Tensão de 500 kV, circuito
simples (C2)
Subestação Campina Grande
III (PB) – Subestação Ceará
Mirim II (RN)
100%
Linha de Transmissão:
SADESUL; Subestações:
Elecnor; Engenharia do
Proprietário: Iberinco
Prazo de Concessão
Dez/2015
30 anos
Destaques
•Licença Instalação e Ordem Serviço Definitiva
- Set/2014
• Financiamentos previsto: BNDES e Emissão de Debêntures
de Infraestrutura
• Até o momento (Jun/15) 15 estruturas já foram montadas e
içadas das 397 que deverão ser implantadas até o dez/15.
•196 Torres estão liberadas para construção (Não continuas)
22
Responsabilidade Socioambiental
Nossos compromissos e parcerias
• Somos signatários do Pacto Global das Nações Unidas
• Projetos sociais com foco em educação, meio ambiente e cultura
23
Obrigada!
Vanessa Vollet
Gerente Financeiro e de RI
Neoenergia S.A.
Praia do Flamengo, n°78 – 4°andar
Rio de Janeiro – RJ – Brasil CEP 20210-030
Tel: (55) 21 3235-9800 FAX: (55) 21 3235-9884
e-mail: [email protected]
site: www.neoenergia.com/ri
24