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Teleconferência 1T18 Maio de 2018
2
Disclaimer
Esta apresentação pode conter
estimativas e projeções que
não são declarações de
fatos ocorridos no passado mas refletem
crenças e expectativas de
nossa administração e podem constituir
estimativas e projeções sobre
eventos futuros de acordo com Seção 27A do
Securities Act de 1933, conforme
alterado, e Seção 21E do Securities
and Exchange Act de 1934, conforme
alterado.
As palavras “acredita”, “poderá”,
“pode”, “estima”, “continua”,
“antecipa”, “pretende”, “espera” e
similares têm por objetivo identificar
estimativas que
necessariamente envolvem
riscos e incertezas,
conhecidos ou não.
Riscos e incertezas
conhecidos incluem,
mas não se limitam a:
condições econômicas,
regulatórias, políticas
e comerciais gerais no Brasil e no exterior,
variações nas taxas de
juros, inflação e valor do
Real, mudanças nos
volumes e padrão de uso
de energia elétrica pelo consumidor,
condições competitivas, nosso nível de
endividamento, a possibilidade de recebermos
pagamentos relacionados
a nossos recebíveis,
mudanças nos níveis
de chuvas e de água nos reservatórios usados para operar
nossas hidrelétricas, nossos
planos de financiamento
e investimento de capital,
regulamentações
governamentais existentes e futuras, e outros riscos
descritos em nosso relatório anual e
outros documentos registrados perante
.
Estimativas e projeções
referem-se apenas à data
em que foram expressas e não assumimos
nenhuma obrigação de
atualizar quaisquer dessas
estimativas ou projeções em razão da ocorrência de nova
informação ou eventos futuros. Os
resultados futuros das operações e
iniciativas das Companhias podem
diferir das expectativas atuais e
o investidor não deve se
basear exclusivamente nas
informações aqui contidas.
Este material contém
cálculos que podem não
refletir resultados precisos
devido a arredondamentos
realizados.
Destaques
3
4
Destaques do 1T18
Resultados
R$ 9.140 milhões
Receita Bruta Gerencial
|
9% em relação a 1T17, devido
ao crescimento das receitas
de Transmissão e de
Distribuição
R$ 56 milhões
Lucro no 1T18 |
96%
em relação a 1T17,
devido ao prejuízo do
segmento de Distribuição,
com destaque para
Amazonas D no total de
R$ 1,3 bilhão
R$ 1.406 milhões Lucro dos Segmentos de
Geração e Transmissão
|
12% em relação ao 1T17,
indicando a melhora nesses
segmentos
R$ 1.910 milhões Prejuízo das Distribuidoras
no 1T18
|
65% O segmento de Distribuição
foi o principal fator negativo
do resultado consolidado no
1T18, com destaque para
o prejuízo Amazonas D no
montante de R$ 1,3 bilhão,
pelo impacto da redução dos
reembolsos da CCC de R$
377 milhões.
5
Destaques do 1T18
Plano de Negócios
Redução da
Dívida Líquida
Ebitda Gerencial
2016
1T18
Pontuação máxima no 2º ciclo do Indicador de Governança
IG/SEST (Nível 1 – Excelência)
Selo de Governança em Estatais da B3
aproximando-se da meta de redução do
endividamento do PDNG 2018-2022
60% conclusão do
ProERP
|
implementação de Go Live
em 4 empresas
do Rio de Janeiro em
1º de abril de 2018
96% conclusão do Centro de
Serviços Compartilhados
|
entrada de todos os processos
até outubro de 2018
Plano de Demissão Consensual - PDC
adesão de 735 empregados
|
R$ 216 milhões economia anual com payback de 1,25 ano
|
Investimento de
R$272 milhões
6,1 3,7
Nosso Negócio
6
7
48.470 MW capacidade instalada
da Eletrobras
230 usinas
31% da capacidade
instalada do Brasil
+ 7.360 MW serão adicionados à matriz energética até
2021 com destaque para Sinop e Belo Monte.
Crescimento em
Geração
+ 337 MW agregação física líquida em 2018, com
destaque para as usinas de Belo Monte, São
Manoel e Casa Nova III e desligamentos das
UTEs P. Médici e São José no total de 113
MW.
Desempenho da Expansão
Usina Part.
ELB
Potência total do
empreendimento
(MW)
Potência
instalada
(MW)
Potência
instalada
em 2018
(MW)
Potência
Eletrobras
instalada
em 2018
(MW)
Belo Monte 49.98% 11.233,10 5.121,98 611,11 305,43
São Manoel 33.33% 700,00 525,00 350,00 116,66
Casa Nova III 100.00% 28,20 28,20 28,20 28,20
Total 5.675,18 989,31 450,29
RAG de R$ 18 milhões/ ano
referente à usina de Casa
Nova III da Chesf
8
1960
71.754 km sendo 65.014 km com tensão ≥ 230kV
A maior transmissora da América Latina
70 km agregados no 1ºTRI / 2018
48,9% das linhas
Com tensão ≥
230kV no Brasil
Interligação do Brasil
Destaques:
• LT 500 kV Brasília Leste – Luziânia, SE Brasília Leste (GO/DF)
• LT 230 kV Foz do Chapecó -
Pinhalzinho C1, SE Pinhalzinho (SC)
2018 Investimento Obras Receita
Eletrosul R$ 64
milhões 11
R$ 17
milhões
Eletronorte R$ 578
milhões 38 (G e T)
R$ 102
milhões
Chesf R$ 740
milhões 34
R$ 95
milhões
Furnas R$ 446
milhões 43
R$ 42
milhões
Financeiro
9
Resultado Financeiro
Impacto do Acordo com a Eletropaulo no
valor de R$ 1,07 bilhão
Participações societárias
No 1T17 impactado pela alienação da
CELG D no valor de R$ 1,5 bilhão
Desempenho Econômico-Financeiro
10
valores em R$ milhões
DRE consolidado Realizado trimestral
1T2017 1T2018 %
Receita Operacional Bruta* 10.494 10.339 -1%
Deduções -1.954 -2.080 6%
Receita Operacional Líquida* 8.540 8.259 -3%
Custos Operacionais* -3.095 -3.416 10%
Despesas Operacionais -3.541 -4.320 22%
PMSO -2.480 -2.501 1%
PDC 0 -272 -
Provisões/Reversões operacionais -600 -1.081 80%
Depreciação e Amortização -461 -466 1%
Ebitda CVM 4.190 1.244 -70%
Resultado Financeiro -1.099 -7 -99%
Resultado das Partic. Societárias 1.825 255 -86%
Resultado Operacional Antes IR/CS 2.630 770 -71%
IR/CS -1.252 -714 -43%
Resultado Líquido após IR/CS 1.378 56 -96%
Provisões
Contingências com destaque para atualização
R$ 197 milhões
para empréstimo compulsório e R$ 90 milhões
da Cepisa referentes a ICMS e R$ 65 milhões
da Amazonas D referente aos PIEs
EBITDA
1.Combustível: glosa de R$ 337 milhões da
Amazonas D;
2. Contingências : atualização de empréstimo
compulsório de R$ 197 milhões e CEPISA: R$
90 milhões;
3. PCLD CEPISA: R$ 100 milhões renegociação
com Agespisa.
4. alienação da CELG D no valor de R$ 1,5
bilhão no 1T17
*sem construção
Custos Operacionais
Reembolso de CCC da Amazonas D
menor em R$ 337 milhões
Resultado por segmento
Geração Transmissão G & T Distribuição
Total Variação Total Variação Total Variação Total Variação
ROL 1T18 4.709
4% 2.368
-13% 7.077
-3% 2.054
4% 1T17 4.533 2.727 7.260 1.978
(-) PMSO 1T18 -888
11% -916
2% -1.804
6% -583
-14% 1T17 -801 -899 -1.700 -674
(-) Custos e despesas
operacionais
1T18 -2.554 1%
-416 24%
-2.970 4%
-2.622 74%
1T17 -2.528 -335 -2.863 -1.505
Ebitda 1T18 1.667
7% 1.050
-30% 2.717
-11% -1.101
-821% 1T17 1.559 1.509 3.068 -120
Resultado financeiro 1T18 -430
24% -278
-222% -708
-9% -728
11% 1T17 -564 -86 -650 -817
Resultado líquido 1T18 586
9% 821
-2% 1.406
2% -1.910
-88% 1T17 537 839 1.376 -1.018
11
valores em R$ milhões
1T18 1T17
RBSE 1.194 1.553
RBSE líquido de imposto 788 1.025
PMSO GT Custos e Resultado de Distribuição
Influenciado pelo PDC
em 1T18 (R$ 272
milhões)
Resultado negativo das Distribuidoras, com destaque para
Amazonas Energia, impactada pelo fator de corte da ANEEL, que
restringiu o reembolso da CCC/CDE em R$ 477 milhões.
Resultado Financeiro Transmissão:
Correções dos contratos de empréstimos Eletronorte junto a Holding e
instituições financeiras (BB, CEF, BASA) e impacto da variação cambial sobre
os contratos em moeda estrangeira.
Receita Bruta 1T18
12
Geração Transmissão Distribuição Outras Receitas
Regime de O&M Regime de Exploração Regime de O&M Regime de Exploração (i)Reajustes tarifários;
(ii) Efeito da constituição
de CVA positiva nas
controladas Eletroacre e
Ceal e da redução da
constituição de CVA
negativa na controlada
Amazonas Distribuição.
Na Eletronorte,
aumento da
prestação de
serviços e serviços
de multimídia e,
aumento da receita
de subvenção na
Ceal e Boavista.
Alteração na tarifa CFURH, que
compõe a receita de cotas e
frustração da previsão da receita
financeira ocasionada pela
diferença entre a taxa de
remuneração utilizada na previsão
e a taxa efetivamente realizada.
Atualização da receita fixa de
Angra 1 e 2 estabelecida pela
ANEEL para o Exercício de 2018
e parcela variável referente ao
excedente de energia elétrica
gerado estimado para 2018.
Atualização anual da RAP das
concessões e investimentos
relativos a reforços de linhas
no sistema de transmissão,
com destaque para controlada
Chesf.
Atualização anual da
RAP das concessões
contrabalançado por
parcela de ajuste no
período.
10,816
8,372 9,145
10,673 1,553
892 -31 46 143 -44 625 33
1,194 334
Receita BrutaIFRS 1t17
RBSE CELG D eConstrução
Receita BrutaGerencialIFRS 1T17
Geração -Regime de
O&M
Geração -Regime deExploração
Transmissão- Regime de
O&M
Transmissão- Regime deExploração
Distribuição OutrasReceitas
Receita BrutaGerencialIFRS 1T18
RBSE Construção Receita BrutaIFRS 1T18
+9%
-5% +1% +20% -13% +33% +8%
-1% R$ 148 milhões
R$ 767 milhões
1.602 1.487
55 74
581 578
242 362
272
1T17 1T18
Pessoal sem PAE/PDC Material Serviços Outros PAE/PDC
Pessoal, Material, Serviços e Outros (R$ milhões)
Outros
13
12%
2.480
2.767
Pessoal
Conta de Pessoal sem
gastos com PDC apresentou
redução de 7%!
Investimento de
R$ 272 milhões adicionais
no 1T18, relacionado ao
PDC – Plano de Demissão
Consensual
47%
1%
34%
7%
Na controlada Amazonas D, no 1T18, multa por fator de
corte de perdas regulatórias e transgressão dos
indicadores no total de R$ 114 milhões;
Material
A variação se deve, principalmente, ao aumento do
consumo de materiais em função da parada de Angra 2
para troca de combustível nuclear.
Provisões Operacionais
14
1T17 1T18 % Posição em
31/03/18
Garantias 13 -14 208%
Contingências 351 512 46% 24.190
PCLD - consumidores e revendedores 94 292 211% 1.671
PCLD - financiamentos e empréstimos 5 35 597%
Contratos onerosos -319 -301 6% 1.840
Provisão/reversão p/ perdas em investimentos 20 7 63%
Impairment 270 174 35% 16.885
TFRH – Taxa Pará 85 150 77% 1.334
Outras 82 225 175%
Total 600 1.081 80% 45.920
Provisões de R$ 512 milhões,
com destaque para R$ 197 milhões
de provisão para empréstimo compulsório,
R$ 90 milhões da Cepisa referentes ao
ICMS, atualização em R$ 65 milhões da
Amazonas D referente aos Produtores
Independentes
valores em milhões de R$
Os valores negativos se referem a reversões de provisões
Constituição de R$ 100 milhões da Cepisa
em relação à Agespisa
Principais: Reversão de Angra III (R$220
milhões) e Distribuidoras (R$111 milhões)
Principais: Constituição de Angra III (R$204
milhões) contrabalançado por Reversão
Distribuidoras (R$29 milhões)
Controladora: sendo cerca de R$ 90
milhões referente à provisão reflexo dos
PIEs da Amazonas D e cerca de R$ 50
milhões relacionados à PCLD da
Controladora
4,190
1,500
880
1,244
2,691
391 45 511
111 345
363
EBITDA CVM1T17
Itens NãoRecorrentes
EBITDAGerencial 1T17
ROL Gerencial ParticipaçõesSocietárias
Custosoperacionais
PMSOGerencial
ProvisõesOperacionais
EBITDAGerencial 1T18
Itens NãoRecorrentes
EBITDA CVM1T18
+6%
-15%
-18% -5% -179%
Ebitda 1T18 (R$ millhões)
15
Aumento da ROL Gerencial:
(i) Nas Distribuidoras, reajustes tarifários; e efeito da
constituição de CVA positiva nas controladas EletroAcre
e Ceal e da redução da constituição de CVA negativa na
controlada Amazonas Distribuição; e (ii) Atualização
anual da RAP das concessões e investimentos relativos a
reforços de linhas no sistema de transmissão, com
destaque para controlada Chesf.
Participações Societárias Gerencial:
A variação está fragmentada em
diversas participações, com destaque
negativo para o resultado das
empresas Triangulo Mineiro
Transmissora (R$55 milhões), ESBR
(R$22 milhões) e Interligação Elétrica
Garanhuns S.A.(R$17 milhões).
Custos operacionais :
A variação é explicada,
principalmente, pela menor
recuperação de despesas de
combustíveis no sistema
isolado, em função da apuração
da CCC, com destaque para
controlada Amazonas Energia.
PMSO Gerencial:
Destaque para conta de
Outras despesas, impactada
pelo fator de corte de perdas
regulatórias na Amazonas D
e, na Chesf, pelo registro de
ajuste do laudo atuarial -
Benefícios pós emprego e
registro de perdas -
Consumidores e
Concessionárias.
Provisões Operacionaisl:
Aumento das provisões
operacionais influenciadas
pela aplicação do IFRS 9 –
PCLD afetando o 1T18;
Controladora: R$ 90 milhões
referente à provisão reflexo
dos PIEs da Amazonas D e
cerca de R$ 50 milhões
relacionados à PCLD da
Controladora
-70% (R$ 2.947 milhões)
-41% R$ 619 milhões
Destaques: RBSE: R$ 1,5 bi Alienação CELGD: R$ 1,5 bi Contingências: R$ -351 mi C. Onerosos: R$ 391 mi Impairment: R$ -270 mi Taxa Pará: R$ -85 milhões
Destaques: RBSE: R$ 1,1 bi PDC: R$ -272 mi Contingências: R$ -512 mi C. Onerosos: R$ 301 mi Impairment: R$ -174 mi Taxa Pará: R$ -150 milhões
16
Dívida bruta R$ 44.179
milhões
Financiamento a pagar sem RGR 41.580
(-) (Caixa + Valores Mobiliários) 7.251
(-) Financiamento a receber sem RGR e com ajuste EDEs*
13.898
(-) Saldo líquido do ativo financeiro de Itaipu
1.807
Dívida Líquida* R$18.624
milhões
Perfil Bruto da Dívida**
Financiamentos (R$ milhões)** 5.796 8.175 4.730 10.159 2.316 1.390 11.740 44.307
Vencimento (Ano) 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Após 2023 Total
* 1. Foram excluídos da dívida bruta os financiamentos, concedidos com recursos da RGR, devidos por empresa fora do grupo Eletrobras (R$ 1.198 milhões) e os créditos referentes à federalização das Distribuidoras, conforme Artigo 21-A e 21-B da Lei 12.783/2013 (R$ 400 milhões). 2. Foram excluídos os recebíveis devidos por empresa fora do grupo Eletrobras à conta da RGR (1.219 milhões) e ajustado pelos recebíveis das Empresas Distribuidoras da Eletrobras mantidas para venda (R$ 4.214 milhões). ** Excluindo debêntures, no montante de R$ 481 milhões.
Esta
apre
senta
ção p
ode c
onte
r estim
ativ
as e
pro
jeções. V
ide D
iscla
imer.
EBITDA
(LTM) 3,8 4,0 4,9 5,5 5,5 5,0
Disciplina Financeira
Meta Dívida Líquida
< 3,0 EBITDA Ajustado
23.4 23.4 23.4 22.7 20.3
18.6
6.1 5.7 4.7
4.1 3.7 3.7
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
dez-16 mar-17 jun-17 set-17 dez-17 mar-18
Dívida Líquida/Ebitda
Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA Gerencial
Resultado Financeiro (R$ milhões)
17
Outros resultados financeiros, impactados pelas
perdas com derivativos no montante de R$16 milhões
no 1T18, frente aos ganhos de R$ 117 milhões no
1T17.
Variação do câmbio no período incidente sobre
contratos de financiamento, especialmente os
saldos com a Itaipu Binacional.
Redução de cerca de R$1,5 bilhão no saldo
passivo de financiamentos e empréstimos e
redução dos juros junto à Caixa, BB, CEF e Caf.
Acordo Judicial com a EletroPaulo impactando a
conta de receitas financeiras no montante de
R$1.064 milhões.
186%
631 1.495
13%
99%
(1,099) (7)
1T17 1T18
Resultado Financeiro Receitas Financeiras
1,559
1,107
51
335
119
61
1T17 1T18
Despesas Financeiras
Encargos sobre recursos de acionistas
Outros resultados financeiros
Encargos de dívidas
1.502 1.730
31 (38)
497
1,418 103
115
1T17 1T18
Acréscimo moratório sobre energia elétrica
Receitas de juros e Aplicações Financeiras
Variação cambial líquida
Dívida Líquida – Geração e Transmissão R$ milhões
18
805 +2,7% 827 EBITDA
-9% -25%
484 +7,2% 519 EBITDA
ELETRONORTE – Dívida Líquida/EBITDA
2.080 -31% 1.442 EBITDA
1.684 -3% 1.635 EBITDA
-37% -16%
FURNAS – Dívida Líquida/EBITDA
Eletrosul – Dívida Líquida/EBITDA
Chesf – Dívida Líquida/EBITDA
10,518 8,814
6.2 5.4
-6.0
-2.0
2.0
6.0
10.0
14.0
18.0
22.0
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
2017 (LTM) 2018 (LTM)
LTM = Last twelve months
Plano Diretor de Negócios e Gestão
19
Plano Diretor de Negócios e Gestão 2018-2022
Desafio 22: Excelência Sustentável
20
Disciplina Financeira
Dívida Líquida
Ebitda < 3
1T18 2018
3,7 < 3,0
Performance Sustentável
Emissão de GEE (ton CO2)
ROL
2017 2018
0,295 0,330
Valorização da Pessoas
Taxa de frequência de
acidentes (índice)
2017 2018
2,23 1,38
Excelência Operacional
PMSO
PMSO regulatório = 1
2017 2018
1,33 1,00
Governança e Conformidade
Fraquezas materiais = 0
2017 2018
1 0
1.55 1.54 1.54 1.39 1.35 1.33 1.00
2015 2016 1T17 2T17 3T17 4T17 Meta2018
6 4
1 0
2015 2016 2017 Meta2018
6.50 8.78
6.70 5.70 4.70 4.10 3.70 3,70 3.00
2015 3T16 2016 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 Meta2018
Desafio 2021/22: principais resultados
PMSO Recorrente/PMSO Regulatório Dívida Líquida/EBITDA Gerencial N.º de Fraquezas Materiais
Excelência Operacional Disciplina Financeira
Redução de 758 funções gratificadas
Economia anual: R$ 74,36 milhões
Total de 2.055 desligamentos no PAE
Economia anual: R$ 855,26 milhões
Implantação do ProERP: 4 empresas em 1º de
abril/2018 e demais empresas até julho/2018
Economia anual de R$ 107 milhões
Implantação do CSC: Go Live em Junho/2018
Economia anual de R$ 616,0 milhões
Redução de custos administrativos
Economia anual: R$ 51,50 milhões
Redução de HE, Periculosidade e Sobreaviso
Economia anual: R$ 23,11 milhões
Atuação integradas na Comercialização
Ganhos acumulados: R$ 329,8 milhões
Plano de Desligamento Consensual (PDC)
Economia anual: R$ 890 milhões
Redução de 29% no investimento no PDNG 17-21, PDNG15-19 (50bi) / PDNG17-21 (35bi) / PDNG18-22 (19bi)
Privatização das Distribuidoras em jun/18
Melhoria de R$ 1,1 bi no EBITDA
Venda de Imóveis Administrativos: R$ 400 milhões
Venda de 70 SPEs em 29/06/2018: R$ 2,5 bilhões
Economia de R$ 1,83 bilhão com Otimização Tributária
Vendas Totais: R$ 1,86 bilhão
Venda da CELG D: R$ 2,2 bilhões
(R$1,1 bilhões Eletrobras)
Venda de ações da Energisa: R$ 364,7 milhões
Venda de ações da CPFL: R$ 46,0 milhões
Venda de ações da Tumarin: R$ 70 milhões
Venda de ações da Intesa: R$ 282 milhões
Governança e Conformidade
Estatutos e Política de alçadas aprovados
na holding e nas demais empresas Eletrobras
consolidar a implantação do 5 Dimensões até
dez/2018
IG-Sest - Nivel 1. Nível de excelência no 2º Ciclo , com
notas máximas nas três dimensões: Transparência
das Informações, Gestão/Controle/Auditoria e
Conselhos/Comitês/Diretorias
Selo de Governança da B3
* Custo Operacional - R$ 485 milhões
e PMSO - R$ 502 milhões = - R$ 987 milhões
Economia em 2017: R$ 987 milhões*
21
Fraquezas Materiais Status
Compliance/FCPA Eliminada
Gestão de SPEs Eliminada
Fechamento Contábil A ser eliminada até dez/18
Controle Ambiental Eliminada
Orçamento Base Zero
Principais Obras Concluída
Santo Antonio (3.568 MW), Jirau (3.750 MW), Mauá 3
(591 MW) e São Manoel (700 MW): finalizadas
Belo Monte (11.233 MW): dez/2019
Belo Monte Transmissora (2.092 km) : finalizada
Eliminadas 75% das Fraquezas Materiais
22
Venda de participação em 70 SPEs
59
22
11
Valor contábil R$ 2,5 bilhões
Geração (parques eólicos)
967 MW
Transmissão
1,004 Km
Leilão dividido em 17 lotes:
• 8 lotes Geração
• 9 lotes Transmissão
Data: 29 de junho de 2018
Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer.
Privatização das
Distribuidoras
Leilão
Homologação
dos resultados
Junho de 2018
Agosto de 2018
Julho de 2018
Aprovação
em assembleias
das Distribuidoras
Assinatura
dos contratos
25 de
Setembro
de 2018
Investimentos PDNG 2018-2022
24
R$ milhões
Detalhamento Orçado 2018 Realizado
1T18 Realizado % 2019 2020 2021 2022 2018 - 2022
Empreendimentos
Corporativos 4.382 505 12% 3.094 2.490 2.205 2.068 14.239
Geração 1.321 109 8% 968 1.055 938 874 5.157
Transmissão 2.367 206 9% 1.858 1.184 994 896 7.300
Infraestrutura e Outros 434 86 20% 268 251 273 297 1.523
Distribuição 260 104 40% 0 0 0 0 260
Investimento em SPEs 1.826 369 20% 688 677 898 1.428 5.517
Geração 1.490 342 23% 389 639 891 1.428 4.837
Transmissão 336 26 8% 299 38 7 0 680
Total 6.208 873 14% 3.782 3.168 3.103 3.496 19.756
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25
Estrutura Futura
Fortalecer o foco em
Geração e
Transmissão
Expectativa de
49,9 GW de capacidade instalada até 2018
Manuntenção de 48 SPEs estratégicas
25
Estrutura
Enxuta
Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. 25
Empresas Eletrobras Atual
Segmento Total de
SPEs Valor de livro (R$ milhões)
Geração 137 16.908
Transmissão 38 7.378
Serviços 3 60
Total 175 24.346
Empresas Eletrobras- Fim 2018
Segmento Total de
SPEs
Valor de livro (R$ milhões)
Geração 30 14.641
Transmissão 17 3.712
Serviços 1 3
Total 48 18.356
Privatização da Eletrobras
Oportunidade de criar uma grande corporação
As maiores empresas de energia elétrica dos países do G-20
são estruturadas como corporation. 14 usinas e 14 GW
para descotização em
futura oferta de ações
26
Novo Marco Regulatório e Privatização
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Privatização da Eletrobras
27
Disclaimer
A eficácia dessa operação depende de autorizações governamentais, avaliações legais e regulatórias exigidas, análise do modelo a ser proposto e cumprimento
de procedimentos específicos, considerando que a Eletrobras é uma empresa de capital misto, com ações cotadas na Bolsa de Valores de São Paulo (B3 - Brasil,
Bolsa, Balcão), bem como nas bolsas de valores de Nova York (NYSE) e Madrid (Latibex).
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Janeiro - 2018
Divulgação pelo Ministério de Minas e
Energia do Projeto de Lei sugere que
a privatização será implementada
através de um aumento de capital com
emissão de novas ações ordinárias
(emissão primária).
Março – 2018
Resolução CPPI 30 – recomenda que o
BNDES fique responsável pela
execução e pelo acompanhamento do
processo de desestatização da
Eletrobras.
• Decreto do Presidente da República
que nomeia os agentes da
privatização e inclui as ações da
Eletrobras, cujo detentor é a União,
no Programa de Parcerias de
Investimentos.
• Assinado em 15 de maio o Decreto
9.375/18 que qualifica no âmbito do
PPI e inclui a Eletrobras no PND
condicionada a assinatura de contrato
que tenha por finalidade a realização
dos estudos necessários à
privatização.
Próximos Passos - 2018
• Edição de Lei para regularizar
condições de privatização.
Maio - 2018 Divulgado no dia 10 o relatório do deputado José
Carlos Aleluia sobre o PL 9463/18, destacando-se os
seguintes pontos:
• Repasse à CDE de 40% do valor adicionado às
concessões com uma renovação dos contratos
por 30 anos prevista em meio à desestatização.
• Previsão de direcionamento pela Eletrobras de
R$ 170 milhões anuais para o Cepel.
• Destinação, pela subsidiária Chesf, da energia
elétrica necessária para a operação da
transposição do São Francisco.
• Manutenção de uma golden share, que permitirá
ao governo poderes de veto em alguns temas
estratégicos
• Manutenção de um limite de até 10 por cento
para a participação de qualquer grupo de
acionistas na companhia, além de uma
proibição a acordos de acionistas para criar
blocos que tenham poder de voto maior que
esse limite.
Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer.
MP 814 – Angra 3
28 Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer.
Impacto considerando a aprovação da MP 814
Angra 3
Viabilidade do empreendimento , com definição de novo preço da energia, o que permitirá a renegociação dos
empréstimos contraídos com BNDES e CEF. Quanto maior a tarifa, mais atrativo se torna o projeto para um novo sócio e
maior VPL é gerado para o projeto.
Institui também a participação de um parceiro privado na Eletronuclear.
MP 814 – CCC/AmazonasGT
29 Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer.
Impacto considerando a aprovação da MP 814
Viabiliza as condições do acordo com a Petrobras para a cessão do Contrato de Gás da Amazonas Distribuidora (AmD) para a
AmazonasGT (AmGT), permitindo a finalização do processo de desverticalização da Amazonas e adoção tarifa de transporte
gás de regulada;
Permite a antecipação do compromisso de entrega de energia da UTE Mauá 3 acordado no Leilão de Energia A-5/2014,
trazendo os seguintes benefícios:
(i) Compatibilização do período de suprimento de gás da UTE MAUÁ 3, com o compromisso de entrega de energia do
Leilão A-5/2014, eliminando o risco de preço do gás para o período remanescente de concessão (nov/2030 até
dez/2043);
(ii) Viabilização da operação de todas as usinas da Amazonas GT disponíveis para produção da energia, incluindo os
Produtores Independentes de Energia (PIEs) e usinas do interior do Estado ligadas ao gasoduto com a cobertura da
parcela combustível via CDE/ CCC* (após o encerramento dos contratos atuais dessas usinas) ;
(iii) Resolução do problema da ociosidade do gasoduto, evitando as glosas da ANEEL pelo consumo de gás abaixo do
volume contratado.
* CDE: Conta de Desenvolvimento Energético/ CCC: Conta Consumo Combustível.
** Valor estimado considerando a retroatividade da tarifa ao início do contrato (referência: fev/2018)
***Soma das estimativas de glosas anuais (2018-2030) considerando o preço vigente do gás.
Desverticalização da Amazonas GT
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Inicio de Operação 01 de julho de 2015
Total de Ativos (2019) R$ 3,092 bilhões
Receitas R$ 4,120 bilhões (2019) R$ 4,812 bilhões (2020)
Área de Atuação na comercialização Todo Território Brasileiro
Força de Trabalho (maio 2018) 456 empregados
População Local Atendida (2017) 2,13 milhões de Habitantes (*)
PMSO abaixo do regulatório!
Dados Gerais da empresa
LTs 230 kV 392 km
SEs (Transformação) 1350 MVA
Geração Total 1410,8 MW
- UHE 250 MW
- UTEs Próprias (Capital e Interior) 750,78 MW
- UTEs Locadas (ESS) 105 MW
- PIEs (Energia Comercializada) 305 MW
Ativos da Amazonas GT
MP 814 – GSF
31 Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer.
CONSIDERANDO APROVAÇÃO DA MP 814
Alteração da Lei Federal nº 13.203/2015 visando tratar as questões que afetam o Fator de Ajuste do MRE “GSF”*
tais como:
- geração termelétrica fora da ordem de mérito;
- importação de energia elétrica sem garantia física;
- Redução de carga ocasionada por ofertas de consumidores de energia elétrica;
- Antecipação de garantia física outorgada a projetos estruturantes e eventuais restrições de transmissão (UHE
Belo Monte, Jirau e Santo Antônio).
A MP 814 possibilita a compensação aos efeitos negativos sofridos pelos agentes causados pelo GSF devido a
estas questões no período 2013 a 2017, através de extensão de prazo de outorga.
Para a Eletrobras, a interpretação da proposta é vista como “positiva” por apresentar uma compensação
parcial dos custos dos deslocamentos da geração de suas usinas, no que se refere à parcela da Garantia
Física sem repactuação do risco hidrológico.
As estimativas de ativo regulatório e consequente extensão de prazo de outorga dependerão de
regulamentação complementar.
32
Acordo Petrobras
Acordo Petrobras - dívida total de R$ 20,7 bilhões
Titular da dívida Dívida Condições Garantia
Eletrobras
9,8 83 meses / Selic
Crédito Lei 13.299/2016 - 3,5 bilhões
Crédito CCC - 1,2 bilhão
Crédito Eletropaulo - 1,4 bilhão
Recebíveis Mútuos - 3,7 bilhões
1,3 36 meses / 124,75% Recebíveis Mútuos - 1,3 bilhões
3,1 Controverso* N/D
Total 14,2
Distribuidoras
4,8 36 meses / 124,75% CDI Corporativa até troca de controle
0,8 83 meses / Selic Corporativa até troca de controle
0,9 Negociação PIE - Breitner N/D
Total 6,5 R$ bilhões
Total geral 20,7
Condições de eficácia para o acordo:
► Sucesso do leilão de privatização de cada umas das empresas distribuidoras
► Transferência do controle anuído e homologado pela ANEEL e pelo CADE
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Class Action e Ação de Investigação
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Class Action
Acordo assinado em 01/05 com os demandantes
das class actions em curso nos EUA, formalizando
proposta de pagamento de U$ 14.75 milhões.
Acordo submetido à aprovação pela Corte
americana. Após notificação dos membros da ação
coletiva para eventuais objeções, o acordo deverá
ser aprovado.
A proposta de acordo não representa
reconhecimento de ato ilegal ou culpa pela
Eletrobras, que optou pelo acordo em decorrência
dos riscos inerentes a um julgamento desta
natureza.
Ação de Investigação
Relatório final com os resultados da investigação dos
procedimentos de investigação independente emitido em
30/04 pelo escritório Hogan Lovells, com aprovação da
Comissão Independente para Gestão de Investigação
(CIGI).
Com este resultado, encerraram-se, na mesma data
(30/04),
as atividades de investigação, bem como a supervisão dos
membros da CIGI.
O contrato com o escritório ainda permanece vigente,
visando ao acompanhamento das ações de remediação
implementadas pela Eletrobras e à resolução das ações de
investigação em curso, junto às autoridades americanas,
SEC e DOJ, o que deverá ocorrer até agosto do ano
corrente.
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Wilson Ferreira Junior +55 21 2514-6001 [email protected]