Post on 27-Jun-2020
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Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a
regulamentação de valores mobiliários brasileira. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela
Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros
esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças
significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia
de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira,
desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a
respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses
fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de
expectativas sobre eventos ou resultados futuros.
As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma
decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos
assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer
perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação.
Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas
e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem
projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva,
ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente
as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.
Aviso Importante
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Destaques
OPERACIONAIS
Consumo total de energia (cativo + livre) cresce 2,3% no trimestre, desempenho 3,3 p.p. superior ao Brasil;
Perdas totais (12 meses) somaram 11,98% da energia requerida em jun/17, 0,17 p.p. abaixo de mar/17. ETO atinge
perdas regulatórias.
Melhoria expressiva nos indicadores de qualidade em diversas concessões, com destaque para ESS e EBO;
FINANCEIROS
CVA: “a pagar” (CVA passiva) de R$ 78,4 milhões em jun/17, contra R$ 238,0 milhões em jun/16.
PMSO reduz 0,5% no trimestre, e 2,4% no semestre;
EBITDA Ajustado alcança R$ 471,2 milhões no 2T17, R$ 1.048,3 milhões no 1S17, aumento de 14,1% e 22,6%,
respectivamente;
Lucro Líquido de R$ 75,0 milhões no trimestre (contra prejuízo de R$ 27,2 milhões no 2T16), e de R$ 205,9 milhões
no semestre (contra R$ 97,2 milhões no 1S16);
Dívida líquida totaliza R$ 6.323,2 milhões e indicador dívida líquida/EBITDA Ajustado fecha em 2,8x;
Investimentos totais crescem 50,5% no trimestre, e 47,4% no semestre.
EVENTOS
RECENTES
Fusão e primeiro reajuste tarifário da ESS;
Captação de R$ 374,9 milhões em oferta pública de debêntures de infraestrutura;
Antecipação de dividendos do exercício de 2017.
4
Mercado de Energia do 2T17 Fatores climáticos e melhoria no cenário macroeconômico elevam o consumo em 2,3%
6.235 6.140
910 1.173
2T16
+2,3%
2T17
7.313
-1,5%
7.146
TUSD
Cativo
Considerando Não-
Faturado:
+ 2,6% no 2T17
93
3331
30
7.313
Residencial Comercial Industrial
-19
Rural Outros
7.146
2T16 2T17
+2,3%
MERCADO TOTAL (GWh)
Trimestre
VARIAÇÃO DAS VENDAS POR CLASSE DE CONSUMO (GWh)
1,1
3,9
1,3
0,3
Centro-
Oeste
Norte Nordeste Sul/Sudeste
% DE CRESCIMENTO POR REGIÃO
2T16 vs. 2T17
+3,7%
+2,3% -1,2% +5,0%
+3,1%
+2,3%
14.685
2.301
12.385
1S17 1S16
14.358
12.610
1.748
MERCADO TOTAL (GWh)
Acumulado
1,7
3,0
2,3
-0,8
S/SE N CO NE
% DE CRESCIMENTO POR REGIÃO
1S16 vs. 1S17
5
Mercado de Energia em 2017 Diversificação geográfica permitiu desempenho acima da média nacional em 2017, exceto em fevereiro.
% DE CRESCIMENTO DO MERCADO MENSAL TOTAL
(2017 X 2016)
5,7
3,53,74,1
-1,2
1,1
-1,5
0,0
2,5
-2,4
2,7
Mai Jun Fev Jan
-1,8
Mar Abr
Brasil Energisa
2,3
1,61,2
2,2
1,4
4,1
0,2
0,9
1,52,0
0,4
Jan-Jun Jan-Mai Jan
1,5
Jan-Mar Jan-Fev Jan-Abr
Energisa Brasil
% DE CRESCIMENTO DO MERCADO ACUMULADO TOTAL
(2017 X 2016)
+1,9
+4,6
6
Perdas Totais Perdas não técnicas: redução de 57 GWh, em relação a mar/17 e 212 GWh em relação a jun/16.
Destaque para a ETO, fechando o mês abaixo da meta regulatória.
% Perdas Totais sobre Energia Injetada
PERDAS TOTAIS (GWH)
12 Meses
3.045 3.040 3.048 3.118 3.138
1.127 1.178 1.102 972 915
mar-17
4.090 4.053 4.150
dez-16 set-16 jun-16
4.218 4.172
jun-17
-57
Perdas Técnicas (GWh) Perdas Não-Técnicas (GWh)
12,35% 12,53% 12,38% 12,15%
11,98%
mar/17 Aneel
Distribuidora GWh GWh % %
EMG 171 174 10,35 9,63 0,72
ENF 17 17 4,64 5,84 -1,20
ESE 349 343 8,87 11,38 -2,51
EBO 37 34 4,83 7,90 -3,07
EPB 663 658 13,10 13,94 -0,85
EMT 1.426 1.423 14,99 13,69 1,30
EMS 777 771 13,34 15,06 -1,72
ETO 364 346 13,69 14,01 -0,32
ESS 288 288 6,56 6,73 -0,17
Energisa Consolidada 4.090 4.053 11,98 12,42 -0,43
jun/17
7
Perdas na Energisa Tocantins Redução de 23 GWh nas perdas totais em relação a mar/17, entrando na meta regulatória.
% Perdas Totais sobre Energia Injetada
PERDAS TOTAIS – Energisa Tocantins
12 Meses
296302284296 290299290
86
57
837361
8074
341
mar-17
364
jun-17
382
dez-16 jun-16 set-16 mar-16
382
351
dez-15
370 381
Perdas Não-Técnicas (GWh) Perdas Técnicas (GWh)
14,30% 14,71% 14,83% 14,76% 14,86%
14,37%
13,69%
14,01% Perdas regulatórias
8
Inclui as reversões na
EMT
Arrecadação e Inadimplência
-0,47%
jun-17
97,33%
jun-16
97,79%
TAXA DE ARRECADAÇÃO
Distribuidoras Consolidado
12 Meses
-0,43
jun-17
0,40%
jun-16
0,83%
TAXA DE INADIMPLÊNCIA
Distribuidoras Consolidado
12 Meses
Taxa de Arrecadação: Arrecadação 12 Meses / Faturamento 12 Meses
Taxa de Inadimplência = Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa / Fornecimento Faturado
Apesar de atrasos do Poder Público, indicadores seguem controlados.
Em curso, plano de medidas visando reforço a arrecadação.
9
Indicadores de Qualidade
DEC (12 meses)
Expressivas melhorias, com destaque para ESS e EBO
Menor nível histórico
FEC (12 meses)
9,34 6,92 12,60
4,04
15,62
25,62
12,25
34,94
6,29
11,52 11,06 12,78 13,12
17,64
23,92
12,28
27,35
8,53
EMG ENF ESE EBO EPB EMT EMS ETO ESS
DEC (horas)
DEC Regulatório
6,53 6,12 7,26 2,72
7,11 13,36
6,07
13,54
5,15
9,35 9,80 9,29 9,91 11,17
19,81
9,23
19,48
8,77
EMG ENF ESE EBO EPB EMT EMS ETO ESS
FEC (vezes)
FEC Regulatório
10
10 premiações em 8 categorias. Grupo Energisa em 1º lugar no ISQP.
(1)Índice de Satisfação da Qualidade Percebida (ISQP)
86,283,882,0
85,978,5
78,978,778,2
2014 2013
68,4
2012
Brasil (média) Rede Energia Energisa
81,578,9
81,5
76,874,4
77,3
+6,1%
2015 2017 2016
Entre as distribuidoras com mais de 500 mil consumidores
Energisa Paraíba
Melhor empresa do Brasil
Melhor empresa do Nordeste
Gestão Econômico-Financeira
Gestão Operacional
Energisa Sergipe Gestão Econômico-Financeira
Gestão Operacional
Energisa Mato Grosso do Sul Melhor empresa do N/CO
Evolução de Desempenho
Entre as distribuidoras com até 500 mil consumidores
Energisa Borborema Responsabilidade Social
Gestão Operacional
Ranking ISQP1– Grupo Econômico
2º 6º 1º 2º 2º 1º 2º 2º 8º
Prêmio Abradee 2017
Categorias Premiadas
11
Resultado em linha com o 2T16 e abaixo da inflação do período.
PMSO
PMSO CONSOLIDADO (R$ MM)
Trimestre
Pessoal: - R$ 6,5 milhões (maior capitalização de
mão de obra, na EMT e ETO);
Fundo de Pensão: + R$ 3,2 milhões (relatório do
atuário no âmbito da Instrução CVM nº 695,
considerando o resultado de 2016.);
Serviços: - R$ 4,4 milhões (fim de contratos
intercompany).
Outros: reversão despesas ocorrida no 2T16.
(1) IPCA 12 meses findos em junho de 2017
(1)
5
Material
-4
Serviços
478
Outros Pessoal +
Fundo de
Pensão
-0,5%
PMSO 2T17
-3,4%
0
PMSO
Reportado
2T16
PMSO 2T16
Corrigido
-3
Inflação
-14
494
480
12
Central de Serviços Compartilhados
1ª onda
RH
Suprimentos
Contabilidade
Financeiro
Telecom
TI Faturamento
2ª onda 3ª onda
+ 435 colaboradores
+ 235 pontos de apoio
5º maior CSC do Brasil1
Tangível
Aumento de produtividade
Créditos fiscais (holding)
Intangível
Menor custo marginal de crescimento
Rapidez na captura de sinergias em aquisições futuras
Áreas corporativas focadas em pontos estratégicos
abr/17 out/17 abr/18
(1) Segundo raking da TOTVS
13
EBITDA Consolidado Trimestre
EBITDA e EBITDA AJUSTADO (R$ MM)
354
471
407380
413 64
Acréscimos
moratórios
EBITDA
2T17
Outras
Rec. /
Desp.
Operac.
-21
Provisões
-100
PMSO
2
Custos Não
Controláveis
-209
+14,1%
EBITDA
Ajustado
2T17
Receita
líquida
EBITDA
2T16
Acréscimos
moratórios
32
EBITDA
Ajustado
2T16
EBITDA AJUSTADO
SEM NÃO-RECORRENTES
(R$ MM)
2T16 2T17 Var. %
EBITDA reportado 412,8 471,2 +14,1
Custos Indenizatórios 8,2 6,6 - 19,5
VNR (reclassificação) -28,4 -3,0 - 89,4
Reversões/Provisões -12,5 -
EBITDA sem não recorrentes 380,1 474,8 + 20,0
Aumento de R$ 155,0 milhões na Parcela B das distribuidoras justifica a melhoria no EBITDA
14
Resultado Consolidado Trimestre
75
-27
-16
Impostos EBITDA
121
Resultado
Financeiro
-29
Depreciação Resultado 2T17 Resultado 2T16
26
RESULTADO LÍQUIDO (R$ MM) RESULTADO
SEM NÃO-RECORRENTES
(R$ MM)
2T16 2T17 Var%
Resultado reportado -27,2 75,0 -
Custos Indenizatórios 5,4 4,4 -19,5%
Reversão na EMT -8,3 -
Resultado sem não recorrentes -30,0 79,4 -
Reversão de prejuízo do 2T16, em função do melhor resultado financeiro e
geração de caixa mais forte
15
Endividamento Cobertura do caixa: 1,2x as amortizações de curto prazo (12 meses)
614832
1.017
2021 2020 2019
1.163
2018
1.595
2017
877
Caixa
em
jun/17
2.524
Após
2022
1.561
2022
CRONOGRAMA DE AMORTIZAÇÃO (R$ MM)
DÍVIDA BRUTA POR INDEXADOR (R$ MM / % )
Prazo médio: 6,8 anos
EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA BRUTA
6.323
mar-17
6.142
dez-16
6.022
set-16
5.856
jun-16
7.015
jun-17
Dívida Líq. Consolidada
DÍVIDA
Dívida Líquida/ EBITDA Aj.
4,2 x 3,2 x 2,9 x 2,8 x 2,8 x
CDI(1) 4.046,2 52,8%
IPCA/IPC/ Atuarial 1.540,5 20,1%
TR 930,3 12,1%
TJLP 584,5 7,6%
SELIC 376,0 4,9%
BRL 182,2 2,4%
14,54% 14,31% 14,53% 14,58% 13,93%
12,85%
11,41%
4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17
16
Montante total de R$ 374,9 milhões, ao custo anual de aproximadamente 102% CDI (swap)
Emissão de Debêntures de Infraestrutura
Energisa S.A.
Debenturistas
EMT ETO ESS
EPB ESE EMG
2ª Série
R$ 177,4 milhões
1ª Série
R$ 197,6 milhões Total
Rendimento (a.a.) IPCA + 5,60% IPCA + 5,66%
Prazo 5 anos 7 anos R$ 82
R$ 16
R$75
R$ 29 R$ 18
R$ 155
R$ milhões
R$ 375
Juros semestrais e amortização única no vencimento
17
Investimentos nas distribuidoras cresceram 43,8%, sendo que R$ 769 milhões foram nas
distribuidoras que passarão pelo 4CRTP em 2018
Investimentos
CONSOLIDADO (R$ MM) DISTRIBUIDORAS (R$ MM)
565 611
377
82
75
+47,4%
1S17
1.078
50
40
1S16
732
10
565 611
75
377
82
+43,8%
1S17
1.038
50
1S16
722
Ativos elétricos
Ativos não-elétricos
Obrigações Especiais
Outros
18
Não-recorrentes1 CAIMI
DISTRIBUIDORAS
Total
PIONEIRAS
ADQUIRIDAS
Regulatório
EBITDA Regulatório vs. EBITDA Reportado (sem não-recorrentes)
1.306
1.752
236
1.898
1.543 +446
(+34,1%)
EBITDA Ex-Não
recorrentes
EBITDA
Regulatório
-145
Não-recorrentes1 CAIMI Não-recorrentes1 CAIMI
418
667
73
-20
EBITDA
Regulatório
491
687
+250 (+59,8%)
EBITDA Ex-Não
recorrentes
889
1.085
163
1.210
+196 (+22,1%)
EBITDA Ex-Não
recorrentes
-125
EBITDA
Regulatório
1.052
Não-recorrentes nos 12 meses findos em jun/17: R$ 21,9 milhões (venda de aeronave), R$ 45,0 milhões (sobrecontratação), R$ 28,9 milhões (custos indenizatórios), R$ 130,2 milhões (reversão de provisões EMT e EMS), e R$ 67,1 milhões
(reclassificação do VNR).
(R$ milhões)
19
Regulatório
-2-1
23
D19 6
EMG 5 D20
4 ELO 4
D29 D30
20
D26 ENF D24
-16
D28 -6 D27
10
-6
ENA 20 EBR
15 D15 14 ECI
D23
D6
39 D7 41
33 D8
25 EBO
23 D10
22 D11 EPB
D18
D2 58
D4
59 D3
55
ETO
D5
72
42
8 EVP
5
51
Evolução da BRR entre o 3º e o 4º Ciclo1 (%)
1jul/17
Revisão Preliminar da EPB (dados finais serão divulgados até o fim de agosto
639
+63585
-1
Anuidades
-22
+1
Inadimplência Opex
+14
Parcela B
(3º Ciclo)
Outras
Receitas
EBITDA
+54 (9,3%)
Parcela B
(4º Ciclo)
EBITDA Regulatório: +34%
Anuidades: + 53%
Parcela B (R$ milhões)
20
EMT
EMS
26
3
Extensão: 272 km
Estado: Goiás
Capex ANEEL: R$ 295,3 milhões
RAP Máxima: R$ 58,8 milhões
RAP Proposta: R$ 36,7 milhões (deságio de 37,6%)
Prazo de construção: 48 meses
Início da Operação: Até agosto de 2021
Empreendimento: LT 230 kV Rio Verde Norte - Jataí - CD, C1 e C2, com 136 km; SE
500/230 kV Rio Verde Norte (novo pátio 230 kV) - (6+1 Res) x 224 MVA.
Finalidade: Reforços para atendimento ao estado do Mato Grosso do Sul com
aumento da confiabilidade do sistema/qualidade
Lote 03
Extensão: 592 km
Estado: Pará
Capex ANEEL: R$ 329,8 milhões
RAP Máxima: R$ 65,8 milhões
RAP Proposta: R$ 46,3 milhões (deságio de 29,6%)
Prazo de construção: 54 meses
Início da Operação: Até fevereiro de 2022
Empreendimento: LT 230 kV Xinguara II - Santana do Araguaia C1/C2, CD, com
296 km; SE 230/138 kV Santana do Araguaia (novo pátio 230 kV) - 2x150 MVA e
transformação defasadora.
Finalidade: Reforço para o suprimento à região de Santana do Araguaia e
aumento na qualidade e confiabilidade do atendimento aos clientes da região
nordeste de Mato Grosso.
Lote 26
Leilão no 005/2016 Visão geral da participação da Energisa
Lotes que trazem
benefícios para as
distribuidoras do Grupo:
segurança do sistema
suprimento a áreas
críticas
melhoria da qualidade
sinergias
OBRIGADO
Ricardo Perez Botelho
Diretor Presidente
Tel.: +55 21 2122-6904
E-mail: rbotelho@energisa.com.br
Maurício Perez Botelho
VP Financeiro e Diretor de Relações com Investidores
Tel.: +55 21 2122-6904
E-mail: mbotelho@energisa.com.br
Mariana Rocha
Gerente Corporativa de Relações com Investidores
Tel.: +55 21 2122-9521
E-mail: mariana.rocha@energisa.com.br