4. Destaques
no setor elétrico brasileiro
• Market cap de
, listada
e na
• EBITDA gerencial2 (12M3T13) de
Líquido
gerencial2
e Lucro
de
diferenciada: >50% do lucro líquido,
em bases semestrais.
desde o IPO em 2004
• Presença concentrada nas
do
Brasil
por meio de 8 subsidiárias
de
e um fornecedor de
no Brasil
Gerador privado com
, mais de
4
1) Em 22/jan/14. 2) IFRS (+) consolidação proporcional dos projetos geração convencional (+) ativos e passivos regulatórios (-) itens nãorecorrentes.
5. Maior player privado no setor elétrico
Distribuição
Comercialização
Geração
Área de concessão (cativo +
TUSD)
Energia convencional e
renovável
o Lucro líquido: R$1.236 mm
• 2.988 MW de capacidade
instalada total (participações)
• Mais de 93% renovável
• Maior portfolio de energia
alternativa na America Latina
• 12M3T131:
o Receita líquida: R$2.729 mm
o EBITDA: R$1.863 mm
o Lucro líquido: R$404 mm
Líder em Distribuição2
2o maior player privado3
• 7,3 milhões de clientes
• 569 municípios
• 12M3T13 Vendas de 58.197
GWh
• 12M3T131:
o Receita líquida: R$11.123 mm
o EBITDA: R$2.506 mm
CPFL
CPFL
Outros
3 maiores players:
5
Consumidores Livres e
Serviços de Valor Agregado
• 288 consumidores livres
• alcance nacional
• 12M3T13 Vendas de 18.609
GWh4
• 12M3T131:
o Receita líquida: R$2.161 mm
o EBITDA: R$113 mm
o Lucro líquido: R$56 mm
2o maior player em Comercialização5
CPFL
Outros
3 maiores players:
Outros
3 maiores players:
1) Dados ajustados por ativos e passivos regulatórios, itens não-recorrentes e receita de construção. Desconsidera também eliminações; 2) Fonte: EPE e
companhias (Set-13); 3) Fonte: ANEEL (Dez-13); 4) Volumes de comercialização e geração vendidos para fora do grupo; 5) Fonte: CCEE (Nov-13).
7. CPFL Energia | Principais indicadores financeiros – Vendas
Vendas totais de energia1 (GWh)
51.090
52.382
52.851
57.128
4,5%
59.706
CAGR 2009-12
3,8%
2009
CPFL Renováveis2
2010
2011
2012
Comercialização + Geração Convencional3
Receita líquida (R$ milhões) – gerencial5
12M 3T13
Cativo4
7,3%
CAGR 2009-12
7,0%
7
7
1) Exclui CCEE e vendas a partes relacionadas. 2) Considera 100% (critério IFRS). 3) Considera ajuste de provisionamento de 88 GWh no 9M12 e participação em Foz
do Chapecó, Baesa, Enercan e Epasa. 4) Considera mudanças no calendário de faturamento das permissionárias da RGE no 2T12. 5) Ajustado pela consolidação
proporcional da geração (IFRS 11), ativos e passivos regulatórios, itens não-recorrentes e excluindo receita de construção.
9. Iniciativas de Redução de Custo
Orçamento Base Zero
Programa Tauron
Ineficiências de orçamentos
passados não são
transmitidos para períodos
futuros
Introdução da tecnologia de
smart grid na rede de
distribuição – maior
agilidade e menor custo de
operação
Centro de Serviços
Compartilhado
Implementação de um
provedor de serviço de
back-office – maior
produtividade e eficiência
Total das iniciativas (2015 x 2011):
(R$ 127 milhões já alcançados até set/13)
Resultados
Âmbito Corporativo
• Redução dos serviços de consultoria e
“primarização” das atividades: redução de ≈47%
• Normatização da mão-de-obra terceirizada:
redução de ≈52%
• Aperfeiçoamento da gestão das despesas de
viagem: redução de ≈18%
• Materiais de escritório e consumo de papel:
redução de ≈66%
9
Âmbito Operacional
• Despesa com inspeções (combate a perdas),
revisão de processos e melhoria na
assertividade das inspeções: redução de
≈17%
• Leitura e entrega de contas – conta por email,
mudanças de layout/tipo de papel, alinhamento
dos valores cobrados pelos bancos para todas
as Distribuidoras: redução de ≈11%
10. Projeto Tauron – smart grid
Logística otimizada das equipes de campo
(mapas geo-referenciados)
• Medição do consumo em tempo real
• Maior agilidade nos restabelecimentos
• Análise da curva de carga dos clientes
• Economias com deslocamentos
Uso de tablets para comunicação em tempo real
• Despacho dinâmico
• Detecção de fraudes em tempo real
• Apuração de falta de energia em tempo real
• Roteirização de equipes
• Atualização on-line do progresso das ordens
Resultados alcançados
• Despacho automatizado + tablets já implementados em ~35% das equipes (RGE e CPFL Piratininga)
• 13.000 medidores inteligentes já instalados (52%) até Jan-14 em clientes do Grupo A (Meta: 25.000)
• Implantação da Rede RF Mesh de Telecomunicações já concluída nas 8 distribuidoras
10
EBITDA acumulado até setembro: R$ 24 milhões
11. Produtividade e eficiência
Distribuição - Custos Reais / COR (Custos Operacionais Regulatórios)
Média Setor = 110%1
Média CPFL= 83%
Geração – EBITDA 12M-3T12/MW instalado
11
1) Fonte: ANEEL
2) CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista e CPFL Mococa
Todas as
distribuidoras do
Grupo CPFL
apresentam custos
(PMSO) inferiores
aos Custos
Operacionais
Regulatórios
15. CPFL Renováveis | Associação com a Dobrevê Energia
• Incorporação da WF2 pela CPFL Renováveis, que passará a deter 100% das ações da DESA
Transação • O ARROW, fundo gestor da WF2, passará a deter 12,63%1 do capital social da CPFL
Renováveis, mediante cumprimento das condições precedentes
Presença Geográfica
Ativos Contratados
Capacidade
Instalada
Hidro
15
Eólica
Biomassa
Solar
PCHs
Eólicas
Jul-07
R$ 202/MWh
19,4 MW
64,9%
Nov-10
R$ 201/MWh
PCH Novo
Horizonte
23,0 MW
45,2%
Jun-11
R$ 136/MWh
145,2 MW
45,5%
Jul-12
R$ 186/MWh
60,0 MW
49,2%
Set-13
R$ 150/MWh
Morro dos
Ventos II
29,2 MW
51,8%
1T16
R$ 124/MWh
PCH Mata
Velha
PCH Ludesa
São Domingos – SC
70,7%
C. Morro dos
Ventos
PCH Matavelha
Unaí - MG
30,0 MW
Eurus
PCH Novo Horizonte
Campina Grande – PR
Morro do Vento e Eurus
Região de João Câmara – RN
Data de entrada
em operação
PCH
Figueirópolis
PCH Figueirópolis
Indiavaí – MT
Fator de
Capacidade
24,0 MW
52,1%
2T16
R$ 131/MWh
PCH
Ludesa
(1)
PPA
(2)
1) A DESA detém 60% do capital da PCH Ludesa. 2) Os PPAs têm data base de Janeiro/2014 (valores médios quando da existência de mais de um PPA). 3) Em 31 de Dezembro de 2013
a DESA apresentou um saldo de dívida líquida consolidado de R$ 656 milhões (valor preliminar, sujeito a auditoria e portanto a eventuais alterações), a ser acrescido após 31 de
dezembro de 2013 em aproximadamente R$ 200 milhões.
16. A CPFL Renováveis após a transação | Adição de 331 MW à
capacidade contratada
Evolução da capacidade total contratada da CPFL Renováveis após a transação | MW instalado
30 MW PCH Ludesa
19 MW PCH Figueirópolis
23 MW PCH Novo Horizonte
145 MW EOL Morro dos Ventos I
60 MW EOL Eurus
29 MW EOL Morro dos Ventos II
24 MW PCH Mata Velha
51 MW EOL
Pedra Cheirosa
78 MW EOL Macacos I
120 MW Complexo
Atlântica
82 MW EOL Complexo
Campo dos Ventos
172 MW EOL Complexo
São Benedito
Principais méritos
16
1) Não considera a aquisição de Rosa dos Ventos – pendente ainda de cumprimento de condições precedentes.
17. CPFL Renováveis | Estrutura societária
Antes da operação
(ARROW)
(2)
58,84%
Mercado
5,61%
5,49%
7,12%
2,97%
1,93%
1,47%
7,24%
0,00%
9,32%
Depois da operação
(ARROW)
(2)
51,41%
17
Mercado
4,90%
4,80%
6,22%
2,59%
1,68%
1,29%
1) A participação poderá sofrer eventuais ajustes decorrentes de auditoria. 2) Via CPFL Geração.
6,33%
12,63%(1)
8,14%
19. Condições Energéticas do Sistema | Hidrologia desfavorável e alerta
para o baixo nível dos reservatórios
Nível de reservatórios no SIN | %
100
90
80
70
60
50
42,6
40
39,7
30
20
24/fev (real):
38,9%
10
0
jan
fev
mar
2001
19
abr
2002
mai
2008
jun
2009
jul
ago
2012
set
2013
out
nov
Prev. ONS
dez
20. Em fevereiro | Sistema de alta pressão impede o avanço de
frentes frias no Brasil1
Precipitação acumulada no Brasil entre
01/fev e 07/fev/2014 | mm
Fenômeno climático atípico
• Sistema de alta pressão atuando nas regiões
Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste
• Avanço das frentes frias por todo o país foi
impedido
• Estiagem prolongada nas bacias hidrográficas
ENA no mês de fevereiro/14 | SE/CO | % MLT
60%
50%
40%
41%
35%
30%
39%
20%
10%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
0%
Prev. ONS
20
1) Fonte: ONS
ENA diária real.
Média mensal
21. Previsão meteorológica | Expectativa de maiores índices
pluviométricos nos próximos dias
27/02/2014
01/03/2014
02/03/2014
21
28/02/2014
03/03/2014
04/03/2014
1) Fonte: CPTEC/ONS
22. Energia Natural Afluente | Em 2013, o período úmido teve ENA
abaixo da média histórica, mas as chuvas vieram no período seco
Energia Natural Afluente – SE/CO | GW médios
70
60
50
40
30
20
ENA SE/CO
22
MLT
fev/14
jan/14
dez/13
nov/13
out/13
set/13
ago/13
jul/13
jun/13
mai/13
abr/13
mar/13
fev/13
jan/13
10
23. Carga média | Significativa redução nos subsistemas SE/CO e Sul
na 2ª quinzena de fevereiro, devido à menor temperatura
Carga média no SE/CO1 | GW médios
46
44
42
40
38
36
34
32
42,6
Crescimento médio
(em relação a 2013)
41,0
38,7
01 a 14/02: 12%
Diário
Media
média 1 a 14
24-fev
23-fev
22-fev
21-fev
20-fev
19-fev
18-fev
17-fev
16-fev
15-fev
14-fev
13-fev
12-fev
11-fev
10-fev
9-fev
8-fev
7-fev
6-fev
5-fev
4-fev
3-fev
2-fev
1-fev
15 a 24/02: 1%
Acumulado: 7%
Média 15 a 24
Carga média no SUL1 | GW médios
Crescimento médio
(em relação a 2013)
16
13,2
14
12,4
12
01 a 14/02: 21%
11,2
10
15 a 24/02: 2%
Diário
23
1) Fonte: ONS.
Média mês
Média 1 a 14
Média 15 a 24
24-fev
23-fev
22-fev
21-fev
20-fev
19-fev
18-fev
17-fev
16-fev
15-fev
14-fev
13-fev
12-fev
11-fev
10-fev
9-fev
8-fev
7-fev
6-fev
5-fev
4-fev
3-fev
2-fev
1-fev
8
Acumulado: 13%
24. Perspectivas para 2014 | Cenários de evolução do armazenamento
Cenários de evolução do armazenamento do SIN em 20141| % energia armazenável máxima
80%
70%
60%
47,3%
50%
40%
39,8%
30%
20%
15,1%
10%
0%
jan
fev
mar
ENA 100%MLT
24
abr
mai
jun
jul
ENA similar à de 2013 (105%MLT)
ago
set
out
nov
dez
Cenário Limite (ENA 75%MLT)
1) Premissas: Para os cenários ENA 100% MLT e ENA 105% MLT, considera-se despacho de térmicas por ordem de mérito, no período de março a
dezembro. Para o Cenário ENA 75% MLT, despacho de 100% das térmicas em todo o período.
25. Perspectivas para 2015 | Nova capacidade entrando em operação
no curto prazo garantem maior folga
Balanço SIN - Cronograma ONS fev/14 |
GW médios
Nova capacidade entrando em
operação em 20141 | ONS
84,6
81,8
5,9
78,5
Jirau
hidro
3.750
2.185
mar/14
Batalha
hidro
53
49
mar/14
Baixada Fluminense
termo
530
430
abr/14
Maranhão III
termo
499
471
abr/14
Santo Antonio
hidro
3.150
2.218
set/14
2,9
Santo Antonio do Jari
hidro
300
196
nov/14
Ferreira Gomes
hidro
252
150
jan/15
Belo Monte Comp.
hidro
233
152
mar/15
Teles Pires
hidro
1.820
915
abr/15
Colíder
hidro
300
173
6,5
67,1
jul/15
75,1
70,0
2014
6,2
78,7
75,3
5,7
72,2
69,4
2015
Sobreoferta
2016
2017
Oferta
2018
Demanda
Estão previstos ainda 3,0 GW
médios em PCHs e energia de
reserva para 2014/2015
25
1) Até o momento, estão em operação 1.172 MW da UHE Santo Antonio e 300 MW da UHE Jirau. Além disso, estão previstos para março 213 MW
para Santo Antonio e 75 MW para Jirau.