Resultados 2014
Fevereiro, 2015
Destaques do 4T14 e 2014
■ Afluência na região SE/CO em 2014 de 69% da MLT1 (vs. 102% em 2013)
Hidrologia
■ Nível de reservatórios das usinas da AES Tietê encerraram 2014 em 34,7% vs. 51,1% em 2013
■ Rebaixamento médio do MRE de 12,2% no 4T14 e 9,3% no ano, o que gerou um impacto negativo
de R$ 816 milhões no Ebitda de 2014
■ ~40MWm vendidos no 4T14. Prazo e preço médios de 3,3 anos e R$ 189/MWh, respectivamente
Comercial
■ O portfólio de energia contratada após o fim do contrato com a AES Eletropaulo totalizou 83%,
73%, e 46% da energia disponível da Companhia para 2016, 2017 e 2018 respectivamente
■ Receita líquida de R$ 886 milhões no 4T14; aumento de 54% vs. 4T13, devido ao maior preço e
volume de energia vendida para a AES Eletropaulo e mercado spot
■ Custos com compra de energia superiores em 948% no 4T14
Financeiro
■ PMSO gerenciável 16% inferior ao 4T13; em 2014 PMSO Gerenciável apresentou redução de 6%
vs. 2013, superior ao guidance de redução de custos da Companhia
■ Ebitda de (R$ 37) milhões no 4T14, vs. R$ 378 milhões no 4T13; Prejuízo de R$ 76 milhões no
4T14, vs. lucro de R$ 230 milhões no 4T13
1.
Média de longo termo
2
Manutenção de cenário hidrológico adverso e queda nos
reservatórios no 4T14 contribuiu para a elevação do PLD
■
Afluência observada no SIN no 4T14 foi 80% da MLT vs. 90% da MLT no 4T13
■
Aumento do PLD médio no trimestre e elevação do despacho térmico de 12 GWm no 4T13 para 17 GWm no 4T14
Nível Histórico dos Reservatórios Brasileiros (%)
Afluência
Anual:
2001
2012
65%
87%
2013
Evolução Mensal do PLD² (R$/MWh) - SE/CO
2014
97%
2015¹
81%
823
823
823
807
777
56%
710
805
729
601
593
414
62
61
63
55
43
46
61
49
43
42
43
40
34
38
39
21
22
388
55
40
44
43
40
378
Mar
266
215
29
23
22
Abr
Mai
Jun
Jul
2001
Dados Históricos desde 2001
1.
2.
Ago
2012
Set
2013
Out
2014
Nov
2015
Dez
Jan
193
51
Fev
2012
163
Abr
2013
331
181
Mai
260
291
261
121
183
118
Mar
280
208
196
125
23
Fev
376
345
340
20
Jan
413
388
Jun
2014
91
Jul
119
Ago
2015
Set
Out
Nov
Dez
PLD Máximo
Data base: Jan-fev/2015
Os preços médios referentes ao período de abril a agosto de 2013 foram calculados com base nos valores de PLD1. A partir de
setembro de 2013, calcula-se apenas os valores de PLD, que incorpora os mecanismos de aversão ao risco ao modelo de cálculo.
3
Energia gerada reflete baixo nível dos reservatórios no SE/CO
■
Afluência observada na região SE/CO no 4T14 foi 74% da MLT (vs. 95% no 4T13)
■
Menor despacho das usinas da AES Tietê pelo ONS1 em 2014 reduziu a energia gerada em 39% (vs. 2013)
Energia Gerada2 (MW médio)
Nível de Reservatório da AES Tietê (%)
127%
121%
109%
1.629
1.445
1.392
68%
66%
68
79
850
56
54
48
39
28
Caconde
42
40 36
16
Barra Bonita
4T12
Promissão
4T13
1.
2.
848
24
Água Vermelha
2012
4T14
ONS : Operador Nacional do Sistema Elétrico
Energia bruta gerada dividida pelo número de horas do período
2013
2014
Geração/Garantia Física
4T13
4T14
Geração - MWm
4
Rebaixamento médio do MRE no ano de 9,3% gerou impacto
do risco hidrológico de R$ 816 milhões¹
■
Rebaixamento médio de 12,2% no 4T14, dado redução das afluências no SIN e elevado despacho térmico
■
Impacto negativo no Ebitda em 2014 de R$ 816 milhões, maior do que impacto projetado de até R$ 700 milhões, em
função da deterioração das condições hidrológicas:
− Rebaixamento contabilizado de 9,3% em 2014 ante guidance de 7,5% a 8,5%
Secundária
4T13
Rebaixamento
4T14
-12,2%
+5%
8,0
3,3
3,4
-0,3
-2,0
-8,3
9M13
Out/13
Nov/13
Dez/13
2013
Rebaixamento
1.
9M14
-12,3
-12,3
-12,1
Out/14
Nov/14
Dez/14
-9,3
2014
Energia Secundária
Impacto quando comparado a cenário sem rebaixamento
5
Cenário de rebaixamento no MRE para 2015 na ordem de 15% a
17%, assumindo a manutenção do cenário hidrológico crítico
Sazonalização da Garantia Física¹ (MWm)
Guidance 2015
■ Manutenção do cenário hidrológico crítico para
2015 poderá acarretar um impacto negativo
1.542
1.268
1.268 1.298
líquido de R$ 590 milhões a R$ 680 milhões no
1.268
1.268
1.127
1.122
Ebitda
− Despacho térmico no patamar de
16 – 17 GWm
− Crescimento de Carga na ordem de 0,7%
vs. 2014
− Rebaixamento médio no MRE na ordem
1T15
2T15
PPA Eletropaulo
3T15
Sazonalização do MRE
1.
4T15
de 15% a 17%
− Spot médio de R$ 388/MWh
Considera sazonalização da Garantia Física da energia convencional e perfil de sazonalização do contrato com a AES
Eletropaulo
6
Aumento da receita líquida em 2014 reflete a estratégia de
sazonalização e maiores preços médios
■
Aumento da energia faturada no 4T14 explicada pelo acréscimo da energia faturada no mercado spot, outros
bilaterais e com a AES Eletropaulo
■
Crescimento de 54% na receita líquida no trimestre em decorrência dos maiores volumes e preços de energia
vendida à AES Eletropaulo e no mercado spot
Energia Faturada (GWh)
Receita Líquida (R$ milhões)
+37%
-5%
15.797
11.108
+8%
4.075
3.766
2.212
3.205
15.075
11.108
227
2.336
1.671
2.604
3.218
545
541
144
477
37 305
515
1.932
4T13
4T14
2013
886
576
2.069
2014
482
6
46 42
0 201
52
AES Eletropaulo
Spot
MRE
Outros bilaterais
MRE
4T13
Inclui ajuste gerencial no 4T13 contabilizado em Spot/Outros CCEE
1.992
4
861
633
4T14
AES Eletropaulo
1.
2.131
+54%
23 127
194
209
2013
2014
Spot/Outros CCEE¹
Outros bilaterais
7
PMSO gerenciável inferior em 6%, redução superior ao
guidance da Companhia
■
Aumento nos custos reflete maior PLD médio e maior volume de compra no mercado spot (2.763 GWh em 2014 vs.
783 GWh em 2013)
■
Iniciativas de eficiência implementadas pela Companhia resultaram na redução de 6% do PMSO gerenciável
Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões)
+182%
2.287
811
2.0952
-6%
6132
0
7
1
205
199
Total 2013
10
Seguro/
Eclusa³
2013
Gerenciáveis
1.
2.
3.
1
192
193
Pessoal
Material e Serviços
Outros
2014
Gerenciáveis
Seguro/
Eclusa³
Não inclui depreciação e amortização
Custos com compra de energia, transmissão, encargos e taxas setoriais, previdência privada, contingências, provisões
Custos não recorrentes de seguro (indenização) e normalização das manutenções bianuais das eclusas;
Total 2014
8
GSF e exposição ao mercado spot influenciaram o resultado
do trimestre
■
Redução no Ebitda e prejuízo líquido no trimestre refletem aumento do custo de energia, parcialmente
compensado pelo maior preço e volume faturado a AES Eletropaulo
Lucro Líquido (R$ milhões)
Ebitda (R$ milhões)
111%
65%
66%
13%
29%
143%
10%
881
1.525
-4%
-49%
-40%
-133%
918
-110%
449
230
378
-37
4T13
-76
4T14
2013
Margem Ebitda
1.
2014
Ebitda
Considera apenas ações PN
4T13
4T14
Pay out
2013
Dividend yield¹
2014
Lucro líquido
9
Continuidade do plano de investimentos com R$ 43 milhões
investidos no 4T14 que totalizaram R$ 186 milhões em 2014
Histórico de Investimento e guidance para 2015-2019¹ (R$ milhões)
206
186
186
155
-54%
100
93
80
76
76
2018E
2019E
43
4T13
4T14
2013
2014
2014E
2015E
2016E
2017E
■ Investimentos em 2014 no valor de R$ 186 milhões, em linha com a projeção divulgada para o ano de 2014
■ Investimentos para 2015-2019 com foco na modernização das usinas para assegurar a disponibilidade do parque
gerador, visando à contínua melhoria das condições operacionais
1.
Valores normalizados
10
Geração de caixa operacional em 2014 refletiu o impacto das
condições hidrológicas desfavoráveis
■ Geração de caixa no 4T14 influenciada por maior compra de energia no mercado spot e rebaixamento da garantia
física, compensada pela emissão da 2º Nota Promissória da Companhia (R$ 500 milhões)
FLUXO DE CAIXA - R$ Milhões
4T13
4T14
2013
2014
Saldo inicial de caixa
437
223
397
457
Geração Operacional de Caixa
400
(109)
1.486
1.187
Investimentos
(87)
(41)
(188)
(173)
Despesas Financeiras Líquidas
(32)
(38)
(62)
(94)
-
500
192
499
Imposto de Renda
(20)
(33)
(457)
(483)
Caixa Livre
262
279
971
936
(242)
(0)
(912)
(892)
457
501
457
501
Amortização Líquida
Dividendos e JSCP
Saldo final de caixa
11
Alavancagem maior em função da emissão da 2ª nota
promissória da Companhia
Dívida líquida (R$ milhões)
Cronograma de Amortização da Dívida
826
1,2
1,1
0,4
0,7
266
266
165
100
4T13
4T14
Dívida Líquida/ Ebitda Ajustado¹
2015
2.
2018
2019
2020
Dívida Líquida
Covenants
■ Dívida Líquida/Ebitda ≤ 3,5x2
■ Ebitda Ajustado²/Despesas Financeiras ≥ 1,75x
1.
2017
Custo da dívida
■ Custo médio (% CDI)
■ Prazo médio (anos)
■ Taxa efetiva
4T13
107%
2,40
12,0%
4T14
106%
2,18
13,6%
Ebitda ajustado (i) pelas despesas/receitas financeiras e (ii) pelos valores de depreciação e amortização para melhor refletir a
geração de caixa operacional da Companhia
Exceto primeira emissão a qual prevê dívida bruta/EBITDA de até 2,5x
12
Novos contratos firmados com prazo e preço médios de
3,3 anos e R$ 189/MWh
■
Expectativa de preço acima de 200/MWh para contratos de 3 anos, com entrega a partir de 2016
−
Preços de longo prazo com perspectiva de alta: R$ 150-180/MWh a partir de 2018
Histórico e Evolução da Carteira de Clientes¹ (MWm)
Nível de contratação
Preço Médio²
(R$/MWh)
100%
100%
100%
83%
73%
46%
24%
11%
194
206
206
135
135
141
133
133
210
40
335
40
668
Energia disponível para venda³
952
1.268
1.268
1.268
994
Contrato AES Eletropaulo
869
10
282
2014
1.
2.
3.
2015
2016
2017
Adições 4T14
Energia própria contratada
40
536
2013
1.106
2018
Inclui contratos de energia firmados até 31 de dezembro de 2014
Preço Médio (base janeiro de 2015)
Exclui perdas e consumo interno
2019
138
2020
13
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.
14