Reunião Pública Anual com Analistas e Investidores...
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14 de Dezembro de 2017
Mauro Arce – Presidente
Almir Martins – Diretor Financeiro e de RI
Mituo Hirota – Diretor de Geração
Marcio Rea – Diretor Administrativo
Reunião Pública Anual com
Analistas e Investidores 2017
1. Setor de Energia
• O Mercado em 2017
• Perspectivas de Geração
2. CESP
• Situação Operacional
• Situação Financeira
• Privatização
2
Sumário
3. Usinas
• Ativos para Reversão
• Processos Judiciais
4. Perguntas e Respostas
1. Setor de Energia
3
• O Mercado em 2017
• Perspectivas de Geração
Outros*= Consumo Rural; Serviço Público; Iluminação Pública
4Fonte: EPE - Empresa de Pesquisa Energética
2013 2014 2015 2016 2017(jan-out)
125 132 131 133 111
185 179 168 164138
84 90 91 88
73
70 74 74 76
63
Residencial Industrial Comercial Outros *
475 464 460463
385
Consumo Nacional por Classe
(TWh)
Consumo Nacional por Classe
111 138
73 63
385
110 137
73 63
383
10M17 10M16
Residencial Industrial Comercial Outros* Total
Outros*= Consumo Rural; Serviço Público; Iluminação Pública
+0,7%+0,8%
+0,8%(-)
+0,6%
5Fonte: EPE - Empresa de Pesquisa Energética
(TWh)
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
J/16 F M A M J J A S O N D J/17 F M A M J J A S O N D
MW médio
Hidráulica Térmica Eólica Carga Prevista (ONS) Carga
6Fonte: ONS
Geração x Carga 2016 e 2017Dados até 10/12/2017
Geração TérmicaDados até 10/12/2017
9.917 9.417
11.440
13.836 14.533
13.133
16.058
18.868 18.697 19.289
15.716
12.460
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW médio
2016 2017
7Fonte: ONS
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
2015 2016 2017
20,3%
Nível dos Reservatórios
Subsistema Sudeste / Centro Oeste
(70% do armazenamento do país)Dados até 10/12/2017
Fonte: ONS 8
Energia Natural Afluente - SIN
81% MLT
18.000
38.000
58.000
78.000
98.000
118.000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MW médio
2017* 2016 2001 MLT Previsão ONS **
(*) Valor verificado até 10/12/17
(**) Previsão ONS para o final do mês
9Fonte: ONS
Garantia Física X Produção Hidráulica
0,78
0,910,94 0,93
0,890,85 0,85 0,83
0,80 0,82 0,85
0,96 1,06
1,171,08
0,95
0,80 0,78
0,640,60 0,61 0,62
0
0
0
1
1
1
1
1
-
10
20
30
40
50
60
70
80
Garantia Física Produção Hidráulica GSF
GW médio
Fonte: CCEE 10
66,4
68,4
70,6
73,1
76,4
66,1
68,0
70,2
72,8
76,0
79,3
60
65
70
75
80
85
2017 2018 2019 2020 2021 2022
3ª Revisão Quad. 2017 - 2021 Planejamento Anual 2017 - 2026
Carga de Energia - SIN
11Fonte: ONS / EPE/CCEE
GW médio
2013 2014 2015 2016 1T17 2T17 3T17 Out Nov 1aS.Dez
2aS.Dez
3aS.Dez
263,06
688,89
287,20
94,10
156,26
303,75
435,27
533,82
425,17
208,53 220,16
214,51
Preço Médio PLD - R$/MWh
Subsistema Sudeste / Centro Oeste
Média Anual Media Trimestral Média mensal / semanal
Fonte: CCEE 12
Projeção do PLD – SE/CO
Fonte: CCEE13
2016 2017 2018
2. CESP
14
• Situação Operacional
• Situação Financeira
• Privatização
A CESP tem a concessão de 3 Usinas Hidrelétricas que operam no regime de preço.
A capacidade instalada total é de 1.654,6 MW.
15
Usinas
UHE Eng. Sérgio Motta
(Porto Primavera)
1.540 MW
UHE Jaguari
27,6 MW
UHE Paraibuna
85 MW
16
CAPACIDADE
INSTALADA
14 1.540,0 1.017,0 23/Jan/99 11/Jul /28
2 87,0 50,0 20/Abr/78 09/Mar/21
2 27,6 14,0 05/Mai/72 20/Mai/20
BACIAS/USINAS
Nº DE
UNIDADESGARANTIA FÍSICA
MW/MÉDIOS
INÍCIO
DA
OPERAÇÃO
VENCIMENTO
DA
CONCESSÃO
PORTO PRIMAVERA
PARAIBUNA
JAGUARI
18 1.654,6 1.081,0 - -TOTAL
A partir de 22 de dezembro de 2016, a garantia física da UHE Porto Primavera foi reduzida de 1.017 para 992,6 MWmédios. A Companhia ingressou com ação judicial contra a União, e continua envidando esforços para reverter estaredução.
A Portaria Nº 178/2017 reduziu, a partir de janeiro de 2018, a garantia física da UHE Porto Primavera para 941,8 MWmédios, da UHE Paraibuna para 47,5 MW médios, e da UHE Jaguari para 13,3 MW médios. Desta forma, a garantiafísica total será de 1.002,6 MW médios.
2013 2014 2015 2016 2017
0,925 0,931 0,920 0,941 0,938
0,898
Fonte: ONS
0,0101
0,00880,0160
0,00430,0053
2013 2014 2015 2016 2017
Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada
TEIFa *
0,0248
17
Padrão de DesempenhoDados até Outubro de 2017
Performance Operacional
2012 2013 2014 2015 2016 9M17
42.353
35.946
29.171 24.067
9.459*7.054
9.469
6.923
Produção de Energia X Garantia Física (GWh)
34.304
* Sem considerar o Sistema de cotas de Ilha Solteira e Jupiá até 30/junho
18
32.39934.304
33.871
19
Portfólio de Clientes
(MWmédios)
Energia Contratada
230 230 230 230 230 230 230
825 816 839 824 819646
330
Distribuidores Mercado Livre
22% 22% 22% 22% 26%22%
78% 78% 78% 78% 78% 74%
59%
41%
Preços R$/MWh (Base: Novembro 2017)
20
Preço de Contratos
222,55 227,46 228,82 228,82 228,82 228,82 228,82
171,57180,40 180,05 179,99 180,29
193,78
171,89
Distribuidores Mercado Livre
2012 2013 2014 2015 2016 9M17
3.819 4.360
5.400
3.196
2.110 1.290
60
71
321
385
-
Regime de Preços Regime de Cotas
3.819
4.420
5.471
3.517
2.495
1.290
-
92,29134,90 189,25 164,93 178,15 180,75
R$ milhões
R$/MWh21
Receita Bruta x Preço Médio
Preço Médio
* Inclui despesas de Ilha Solteira e Jupiá até 30/06/2016. 22
Custos e Despesas Operacionais
R$ milhões
2012 2013 2014 2015 2016* 9M17
2.223
1.694 1.7011.868
1.2951.119
2012 2013 2014 2015 2016 9M17
380 391
309
213
9953
Inclui Variações Monetárias - Sem Variação Cambial
23
Despesas Financeiras Ajustadas
R$ milhões
EBITDA AjustadoR$ milhões
Margem EBITDA Ajustado(%)
Situação Financeira
2012 2013 2014 2015 2016 9M17
2.086
3.063
4.017
1.740
912
359
2012 2013 2014 2015 2016 9M17
62,2
78,485,5
58,954,6
33,1
24
2012 2013 2014 2015 2016 9M17
Moeda Estrangeira Moeda Nacional
Evolução da Dívida por Moeda
3,7
3,0
1,7 1,1 0,7 1,0 0,9 1,1*
2,8
66%75% 74%
34%
25%
26%
51%
32%
1,7
75%
25%
0,8
últimos 12 meses
Relação Dívida / EBITDA
25
R$ bilhões
49% 68%
0,6
ELETROBRAS R$ 11; 2%
Fundação CESP R$ 128; 23%
Outros R$ 1; 1%
BNDES BRADY R$ 425; 74%
Dívida por Credor
26
Posição: 30/09/2017 - R$ 565 milhões
Dívida em Moeda Estrangeira
US$ 135 milhões (R$ 426 milhões)
4T17 2018 2019 Após 2019
75
Vencimento da Dívida Financeira
27
Posição: 30/09/2017 - R$ 565 milhões
Moeda Nacional
208
185
97
18% 8% 9%
1%
82%
92%
91%
99%
2013 2014 2015 2016 9M17
51
3022
13 5
35
2
53
Modernizações e Melhorias Desapropriação
Investimentos de Capital
28
13
86
32
75
5
R$ milhões
Evolução da Cotação CESP6
Fonte: AE Broadcast
IEE – Índice de Energia Elétrica IBOV – Índice Bovespa
Período: 31/12/2016 a 30/11/2017
11,00
12,00
13,00
14,00
15,00
16,00
17,00
18,00
19,00
20,00
21,00
R$ 13,36*
R$ 12,27
CESP6: -8,2 %
IEE: + 7,1 %
IBOV: + 20,0 %
29
* Valor nominal
30
Privatização
• Leilão previsto para 26 de setembro de 2017 – Adiado
• Expectativa de novo período de concessão
( 30 anos a partir do novo Controlador)
• Pagamento à União de um Bônus pela nova outorga
• Cronograma: meados do 1º semestre de 2018
31
3. Usinas
• Ativos para Reversão
• Processos Judiciais
32
Ativos para Reversão
(R$ milhões)Base: setembro/2017
UsinasTrês
IrmãosIlha
SolteiraJupiá Total
Saldos Contábeis após IFRS 3.529 2.166 642 6.337
Provisões -1.812 -2.037 -539 -4.387
Saldo- Ativos Disponíveis p/ Reversão 1.717 129 103 1.950
Valores em Disputa na Justiça 6.690 915 647 8.252
Data Base dos Valores em Disputa Abr-13 Jun-15 Jun-15
Processos Judiciais
33
Base: Setembro/2017
Probabilidade
de Perda
Processos Processos Relevantes
Quantidade R$ Bilhões Quantidade R$ Bilhões
Provável 1.008 2,9 28 2,4
Possível 1.951 3,4 29 2,7
Remota 566 6,0 14 5,9
Total 3.605 12,3 71 11,0
34
4. Perguntas e Respostas
35
Relações com Investidores
Site: http://ri.cesp.com.br
email: [email protected]
+55 (11) 5613-3626