somamos força e energia em todas as regiões do pais · 2018-12-17 · furnas r$ 446 milhões 43...

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


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


Redução de HE, Periculosidade e Sobreaviso


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


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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imer.

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.


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


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

30

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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


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


Class Action e Ação de Investigação

33

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.


34

Wilson Ferreira Junior +55 21 2514-6001 [email protected]

somamos força e energia em todas as regiões do pais · 2018-12-17 · furnas r$ 446 milhões 43...

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