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Resultados 3T17Novembro, 2017
2
HIDROLOGIA
• Rebaixamento de 38% no SIN² e PLD³ médio de R$ 435/MWh no SE/CO
no 3T17, reflexo da performance hidrológica
CRESCIMENTO E DIVERSIFICAÇÃO DE PORTFÓLIO
• Conclusão da aquisição de Alto Sertão II (eólico) e Boa Hora (solar)
• Assinatura de acordo de investimentos do Complexo Solar Bauru
• Autorização da ANEEL para a transferência de Boa Hora para São Paulo
DISTRIBUIÇÃO DE PROVENTOS
• Distribuição de R$ 42 milhões no 3T17
ESTRATÉGIA DE COMERCIALIZAÇÃO
• Nível de contratação do ano de 2017 reduzido de 88% para 79%
• R$ 130 milhões de custos evitados com a estratégia de mitigação do GSF¹
PLATAFORMA OPERACIONAL CENTRALIZADA
• Inauguração do novo Centro de Operações e de monitoramento e
pesquisa de novas tecnologias
Destaques 3T17
1 – Generation Scaling Factor (“GSF” ou “risco hidrológico” ou “ajuste MRE”); 2 – Sistema Interligado Nacional; 3 – Preço de Liquidação das
Diferenças 2
3
DESEMPENHO OPERACIONAL E FINANCEIRO
4
36 30 38 49 76 61 83116
149200
166122 121 128
216
371411
125
281
506 522
Nível dos Reservatórios Brasileiros (%)
▪ Redução do nível dos reservatórios do SIN em 15 p.p. (23% no 3T17 vs. 38% no 3T16), resultado da menor afluência
(59% da MLT1 no 3T17 vs. 87% da MLT no 3T16)
▪ PLD médio de R$ 435/MWh no SE/CO no 3T17, aumento de 276% vs. ao 3T16, associado à hidrologia e geração térmica
entre períodos
21 2330
35 37 38
4136
3229 28
29
42
5057 56 55 53
4944
3834 31 32
3538
3940
42 42
3732
23
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
Historical since 2001 2015 2016 2017
3
Evolução do PLD - SE/CO (R$/MWh)
35 62 116 163 304156
2T171T174T161T16 2T16 3T16
PLD Médio (R$/MWh)89% 87% 74%
2015 2016 2017²
Afluência Anual - SIN:
1 – Média de longo termo; 2 – Data base: jan – set /2017; 3 – Dado preliminar referente à set/2017
435
3T17
Hidrologia em 60% da média histórica no 3T17
Histórico desde 2001
4
5
Carga SIN (GWm)¹
VARIAÇÃO 3T16 x 3T17 (+0,7%)
65646362636665636163
SetembroJulho3T Agosto 9M
2016 2017
1 – Valores obtidos a partir da geração de energia das usinas programadas e despachadas pelo ONS somado às usinas não monitoradas pelo
ONS (Fonte: ONS)
▪ Despacho térmico de 15,1 GWm no trimestre (vs. 11,4 GWm no 3T16) como resultado da hidrologia
▪ Aumento de 0,7% da carga na comparação trimestral
Rebaixamento médio de 38% no MRE no trimestre
36,039,7 38,5
19,916,515,2
ago/16jul/16 set/16 ago/17 set/17jul/17
Rebaixamento 3T16 x 3T17 (%)
REBAIXAMENTO 3T16 (17,2%) REBAIXAMENTO 3T17 (38,1%)
5
6
Agilidade nas ações comerciais com a antecipação do risco
hidrológico evitou a exposição ao mercado spot
▪ R$ 130 milhões de custos evitados até 3T17 com ações comerciais visando à mitigação do risco hidrológico
▪ Estratégia comercial focada na compra de energia no MCP¹ e na descontratação no mercado regulado (leilão A-1 de
2015)
1 – Mercado de curto prazo (ou “mercado spot”); 2 – Generation Scaling Factor (“GSF” ou “risco hidrológico” ou “ajuste MRE”)
Contratação de Energia 2017
80%83%88%
79%
Posição contratual
por trimestre:
89% 86% 67% 72%
90%94%
85%82%
110%
84%
62%
1T17 2T17 3T17 4T17
Nível de contratação atual Redução da exposição no MCP
Nível de contratação início 2017 GSF²
6
7
983
84
182
Estratégia de comercialização focada na gestão do portfólio
visando à maximização da margem comercial
1 – Considera energia convencional e incentivada, excluindo perdas e consumo interno; 2 – Valores reais com base em setembro de 2017; 3 – Não
considera PPA de Alto Sertão II devido MCSD realizado e energia contratada por contrato bilateral.
▪ Inteligência comercial com objetivo de maximizar ganhos de acordo com a tendência do PLD e compra de energia
▪ Elevação do volume de energia vendida e preço médio de venda com integração dos projetos eólico e solares
Preço Médio² (R$/MWh) 168 162162 160
946 742
562
207
219
219
219
219
274 477
658
1.013
2018 2019 2020 2021
Energia Hidráulica ContratadaEnergia Disponível para Venda PPA de Longo Prazo
Nível de contratação Hidro 78% 61% 46% 17%
162
79%
2017³
Compra para mitigação do risco hidrológico
Montantes contratados e Disponibilidade para venda¹ (MWm)
7
8
▪ Aumento de compra de energia para mitigação do risco hidrológico e do PMSO devido a custos relacionados à aquisição
de novos ativos
Receita Líquida (R$ milhões) Custos e Despesas Operacionais³ (R$ milhões)
1 – Considera o resultado de ago/17 e set/17, devido ao closing da operação; 2 – Considera receita líquida da AES Tietê Energia controladora e uma de
suas subsidiárias integrais; 3 – Exclui Depreciação e Amortização
399
402459
60
3T16 3T17
+14%
Fonte Hidráulica²Fonte Eólica¹
60 67
84
183
4944
3T17
59%
299
3T16
188
Compra de Energia Taxas e Encargos SetoriaisPMSO
144 137
160 198
12%
9M17
295
9M16
630
562
258
1.202
1.198 60
9M16
1.262
+5%
9M17
Alto Sertão II e performance hidrológica influenciam resultados
8
9
Distribuição de R$ 42 milhões de proventos
▪ EBITDA e Lucro Líquido refletem estratégias de crescimento, com entrada de Alto Sertão II, e mitigação do risco
hidrológico
EBITDA (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões)
1 – Considera o resultado de ago/17 e set/17, devido ao closing da operação; 2 – Considera lucro líquido da AES Tietê Energia controladora e uma de suas
subsidiárias integrais
215
109
51
-25%
3T17
160
35%
3T16
53%
581
635
0%
9M17
632
51
50%
9M16
53%
28
98
109,8%
3T16
99,6%
-61%
3T17
3810
245
275
-7%
110,9%
10
108,8%
9M16
255
9M17
Fonte Hidráulica²Fonte Eólica¹Margem EBITDA Fonte Hidráulica²Fonte Eólica¹Pay Out
9
10
0,94x
2,72x²
1,0
0,8
1,8
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Capacidade de financiamento suporta estratégia de crescimento
e diversificação do portfólio
3T16 3T17
Dívida Líquida / EBITDA Ajustado¹
1 – Relacionado ao serviço da dívida; 2 – EBITDA ajustado do 3T17 considera EBITDA do Alto Sertão II dos últimos 12 meses; 3 – No caso de aquisição de
ativos, durante 36 meses ou até o final da respectiva emissão, o que vier primeiro; 4 – Fluxo composto por amortização de montante principal
▪ Conclusão da renegociação dos índices de alavancagem e cobertura de juros dos contratos de dívida
▪ Aumento do endividamento é resultado de R$ 687 milhões de aquisições dos novos ativos mais R$ 1,1 bilhão de dívida
assumida de Alto Sertão II
17
959
58
417
2.098
2017 2018 2019 2020 2021-2031
Dívida LíquidaPerfil da Dívida 3T16 3T17
▪ Taxa efetiva 13,8% 10,0%
▪ Prazo médio (anos) 2,2 4,1
▪ Custo médio (% CDI) 110% 121%
Covenants:
▪ Dívida Líquida / EBITDA Ajustado < 3,85x³
▪ EBITDA Ajustado / Despesas Financeiras > 1,5x
Endividamento Líquido (R$ bilhões) Cronograma de Amortização4 (R$ milhões)
Novas aquisições
2,6
10
ESTRATÉGIA CORPORATIVA
Estratégia de crescimento e diversificação do portfólio
Energias
Renováveis: solar e eólica
Geração
Distribuída
Solar
Armazenamento
de energia:baterias
Soluções
Integradas
Complementação
entre fontes
Complexo Eólico Alto Sertão IIClosing da aquisição
386,1 MW capacidade instalada
Caetité – Bahialocalização do ativo
▪ Conclusão aquisição no dia 03 de agosto
▪ Ativo já operado pelo nosso Centro de
Operações (“COGE”) remotamente
▪ Dois parques do Complexo bateram
recorde no fator de capacidade em
período de hidrologia crítica
▪ Aumento de disponibilidade resultado da
performance operacional
Complexo Solar Boa Hora
91 MWp (75 MWac)
capacidade instalada
▪ LER 2015 (até 2035) – R$ 318,65/MWh
▪ Valor da Aquisição: R$ 75 milhões
▪ Diferencial: ganhos com sinergia
▪ Transferência para São Paulo aprovada em nov/17
▪ Próximos passos:
▪ Início da obra planejado para dez/17
▪ Operação comercial prevista para nov/18
Ouroeste - SPlocalização do ativo
15
Complexo Solar Bauru
180 MWp (150 MWac)
capacidade instalada
Guaimbê - SPlocalização do ativo
▪ LER 2014 (até 2037) – R$ 265,43/MWh
▪ Acordo de investimento: R$ 650 milhões
▪ Diferencial: ganhos com sinergia
▪ Obra realizada pela Cobra do Brasil
▪ 35% de avanço físico
▪ Próximos passos:
▪ Operação comercial prevista para mai/18
16
▪ Localização: Bauru, São Paulo
▪ Centro de monitoramento e
pesquisa de novas tecnologias
▪ Eficiência operacional: operação de
todos os ativos e eclusas
remotamente de forma centralizada
▪ +R$ 20 milhões de investimento em
tecnologias
Novo Centro de Operações
17
ESTRATÉGIA DE COMERCIALIZAÇÃO
DISTRIBUIÇÃO DE PROVENTOS
HIDROLOGIA
PLATAFORMA OPERACIONAL CENTRALIZADA
Destaques 3T17
CRESCIMENTO E DIVERSIFICAÇÃO DE
PORTFÓLIO
17
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.
Relações com Investidores
E-mail: ri.aestiete@aes.com
Telefone: + 55 11 2195-7048
ri.aestiete.com.br