BTG Pactual | XIV CEO Conference

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BTG Pactual | XIV CEO Conference

  1. 1. Fevereiro, 2013
  2. 2. Disclaimer Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. 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 podem incluir projeções de crescimento econômico, demanda, 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.2
  3. 3. Agenda Overview Destaques Financeiros MP 579 Cenário energético de curto prazo Plano Estratégico3
  4. 4. Destaques • Maior player privado no setor elétrico brasileiro • Market cap de ≈ R$19,5 bilhões1, listada na BM&F Bovespa Novo Mercado e na NYSE (ADR Level III) • 12M3T12 EBITDA de R$ 4,0 bilhões e lucro líquido de R$ 1,4 bilhão • Política de Dividendos diferenciada: >50% do lucro líquido, em bases semestrais. Payout de ≈ 95% desde o IPO em 2004 • Presença concentrada nas regiões mais desenvolvidas do Brasil • Liderança em distribuição por meio de 8 subsidiárias • Liderança em Comercialização e um fornecedor de Serviços de Valor Agregado de padrão internacional • Liderança em Energia Renovável na América Latina • 2o maior gerador privado com 2.961 MW de capacidade instalada (participação), mais de 93% proveniente de fontes renováveis4 1) Em 31/01/2013; 2) capacidade instalada equivalente CPFL Energia nos projetos.
  5. 5. Maior player privado no setor elétrico Distribuição Geração ComercializaçãoÁrea de concessão (cativo + Energia convencional e Consumidores Livres eTUSD) renovável Serviços de Valor Agregado• 7,1 milhões de clientes • 2.961MW de capacidade • 217 consumidores livres instalada total (participações)• 569 municípios • 3 escritórios: alcance nacional • Mais de 93% renovável• 12M3T12 Vendas de 55.891 • 12M3T12 Vendas de 15.377 GWh • Maior portfolio de energia GWh5 alternativa na America Latina• 12M3T121: • 12M3T121: • 12M3T121: o Receita líquida: R$10.596 mm o Receita líquida: R$1.863 mm o Receita líquida: R$2.062 mm o EBITDA: R$2.213 mm o EBITDA: R$1.568 mm o EBITDA: R$285 mm o Lucro líquido: R$1.090 mm o Lucro líquido3: R$807 mm o Lucro líquido: R$136 mm Líder em Distribuição2 2o maior player privado4 Líder em Comercialização6 CPFL CPFL CPFL Outros Outros Outros 3 maiores players: 3 maiores players: 3 maiores players: 1) IFRS, excl. receita de construção e eliminações; 2) Fonte: EPE e companhias (Set-12); 3) Incl. Resultado de combinação de negócios (IFRS); 4) Fonte:55 ANEEL (Dez-12); 5) Volumes de comercialização e geração vendidos para fora do grupo; 6) Fonte: CCEE (Out-12).
  6. 6. Agenda Overview Destaques Financeiros MP 579 Cenário energético de curto prazo Plano Estratégico6
  7. 7. Resultados Econômico-Financeiros | CPFL Energia Receita Líquida (R$ milhões) EBITDA (R$ milhões) CAGR +8,1% CAGR +12,8% +12,2% 3.769 +18,7% 11.634 3.313 9.535 2.792 8.456 6.736 1.681 2004 2011 9M11 9M12 2004 2011 9M11 9M12 Lucro Líquido3 (R$ milhões) Margem EBITDA CAGR +28,1% 1.582 +5,4% 1.120 1.180 34.7% 33.0% 279 2004 2011 9M11 9M12 9M11 9M1277 1) BRGAAP (padrão anterior); 2) IFRS + Ativos e Passivos Regulatórios - Efeitos Não Recorrentes; 3) Não exclui participação não-controlador
  8. 8. Orçamento Base Zero | Resultados alcançados Resultados das iniciativas de redução de custos P MSO 361 369 387 364 376 372 Nominal 152 149 158 165 157 159 209 220 229 199 219 213 1T11 1T12 2T11 2T12 3T11 3T12 375 369 404 404 372 364 158 149 165 169 159 Real 165 217 220 239 199 235 213 1T11 1T12 2T11 2T12 3T11 3T12 Economia Pessoal: -9 Milhões Pessoal: 0 Pessoal: -10 Milhões MSO: +3 Milhões MSO: -40 Milhões MSO: -22 Milhões Total 9M12 Pessoal: Redução de R$19 Milhões | MSO: Redução de R$59 Milhões88 1) IGP-M médio do período
  9. 9. Principais contratações de dívida realizadas em 2012 • Médio de CDI + 0,80% a.a. • Alongamento de dívidas • Prazo: 7 anos • Capital de Giro R$ 1.270 milhões • Médio de 5,1% a.a Distribuição • Capex R$ 1.350 milhões • Prazo: até 10 anos • Médio de 105,8% do CDI • Capital de Giro R$ 426 milhões • Prazo: entre 3 e 5 anos • Alongamento de dívidas • Médio de CDI + 1,70% a.a • Aquisição Bons Ventos R$ 430 milhões • Prazo: até 10 anos CPFL • Médio de CDI + 0,50% a.a. • Aquisição Bons Ventos Renováveis • Prazo: 8 anos • Capital de Giro R$ 400 milhões • Médio de CDI + 1,60% a.a. • Aquisição Santa Luzia • Prazo: 11 anos R$ 160 milhões A CPFL Energia contratou em 2012 mais de R$ 4,0 bilhões99
  10. 10. Endividamento Alavancagem1 | R$ bilhões 12,7 11,8 10,0 10,1 7,6 3,45x: Considerando contabilização Dívida Líquida ajustada1/ pelo critério IFRS EBITDA ajustado2 2,73 2,67 2,76 2,94 2,42 2010 2011 1T12 2T12 3T12 EBITDA ajustado2 3.151 3.665 3.782 4.264 4.315 R$ milhões Custo da dívida bruta3 | últimos 12 meses Composição da dívida bruta3 17,7% Nominal Real 13,9% 13,4% 13,4% 12,1% 10,5%11,1% 10,7% 10,4% 9,8% TJLP CDI 9,4% 9,4% 7,9% 7,3% 7,1% 9,9% 4,9% 4,4% 4,3% 5,2% 5,2% 4,5% Prefixado 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 1T12 2T12 3T12 (PSI) IGP 1) Em consonância com metodologia de cálculo dos covenants financeiros; 2) EBITDA ajustado recorrente últimos 12 meses (cons. proporcional +10 CVA); 3) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge
  11. 11. Perfil da dívida em 30/Set/2012 Cronograma de amortização da dívida1 (set/12) | R$ milhões Prazo médio: 4,5 anos 5.163 Curto-prazo1 (12M): 11,9% do total Cobertura do caixa: 1,3x amortizações de curto-prazo (12M) 2.664 2.786 2.152 2.018 2.008 1.978 554 Caixa² Curto Prazo³ 4T13 2014 2015 2016 2017 2018+ 1) Desconsidera encargos de dívidas (CP = R$ 314 milhões) e hedge (efeito líquido positivo de R$ 503 milhões); 2) IFRS (contábil)11 3) Considera amortização a partir de 01/out/12 até 30/set/13
  12. 12. Agenda Overview Destaques Financeiros MP 579 Cenário energético de curto prazo Plano Estratégico12
  13. 13. MP 579 | Cronologia Cronograma de etapas definido pela ANEEL/MME 15/10/12 01/11/12 04/12/12 11/01/13 24/01/13 Prazo para Divulgação das Assinatura dos Conversão da ANEEL anuncia manifestação minutas de Termos Aditivos MP579 na Lei redução das de interesse de Aditivos aos contratos Contratuais 12.783/13 tarifas de renovação de de Concessão (G e T) energia contratos de de G e de T elétrica concessão Publicação das tarifas de Geração e da Receita Anual Permitida (RAP) da Transmissão Convocação das empresas de G e de T para assinar Termos Aditivos aos Contratos de Concessão13
  14. 14. MP 579 / Lei 12.783 | Principais alterações • Alocação de cotas de energia resultantes das geradoras com concessões renovadas a um preço médio de R$ 32,89/MWh • Redução dos custos de transmissão (de R$ 5,9 bilhões para R$ 2,4 bilhões) • Redução dos encargos setoriais (Extinção da RGR¹ e da CCC, redução da CDE em 75%) • Retirada de subsídios da estrutura tarifária, com aporte direto do Tesouro Nacional • Centralização de recursos na CDE, com aporte da União, para garantir os descontos nas tarifas de energia (MP 605/13) - receita de R$ 14 bilhões para 2013 Receitas (em R$ milhões) Despesas (em R$ milhões) Saldo CCC 1.310 Luz para Todos 2.027 • Efeito médio de redução: 20,2% Saldo CDE Saldo CDE = R$ 2,5 bi 2.476 Baixa Renda 2.200 • Consumidores residenciais: UBP UBP 673 CCC 4.043 mínimo de 18% Multas 177 Carvão Mineral 1.003 • Consumidores de alta tensão: Aporte do Tesouro 8.460 Subsídios 4.461 o desconto pode chegar a 32% Quotas CDE 1.024 Equalização 386 Total 14.121 Total 14.121 Fonte: Aneel • Cessão de excedentes de energia dos consumidores Livres e Especiais14 1) Para distribuidoras, novos empreendimentos de transmissão e concessões prorrogadas
  15. 15. MP 579 | Lei 12.783 | Impactos nas tarifas Proposta Original Redução Adesão à Redução Redução Previsão Prevista MP579 após adesão Final • Redução de R$ 9,5 Bi nos encargos (55% do total da conta de encargos) 100% de -7,0% -7,0% - 7,0% • Eliminação da RGR e da CCC cumprimento • Redução de 75% da CDE • Renovação de 11.005 MW médios 72% de • Redução de 68% no preço de -8,3% -5,0% - 5,0% adesão energia renovada (R$ 95,00 para R$ 30,00) • Renovação de 62% do total de RAP 100% de -4,9% - 4,9% - 4,9% • Redução da RAP de R$ 5,9 bi adesão para R$ 2,4 bi (59%) R$ 5,2 bilhões • Não previsto - - - 3,3% • R$ 3,3 bilhões - R$ 3,3 bilhões Total -20,2% -16,9% -20,2%15 1) Para distribuidoras, novos empreendimentos de transmissão e concessões prorrogadas
  16. 16. MP 579 | Vencimento das concessões de ativos controlados pela CPFL Energia 2015 … 2027 2028 2032 2035 2036 2039 Disribuição CPFL CPFL UHE Luis UHE UHE Foz do UHE ~3% Paulista Piratininga Eduardo Campos Chapecó Serra da CPFL Santa EBITDA Magalhães Novos Mesa Cruz CPFL RGE UHE Barra CPFL Jaguari Energia Grande CPFL Sul 19 PCHs Paulista (CPFL UHE Castro CPFL Leste Renováveis) Alves Paulista CPFL Mococa <1% 1 UTE UHE Monte capacidade (Carioba) Claro instalada CPFL UHE 14 de Geração Energia Julho PCH Rio do Peixe (I/II) PCH Macaco Branco A CPFL Energia já solicitou junto à Aneel a renovação de suas concessões vincendas em 201516
  17. 17. MP 579 | Regulação na Distribuição x Geração Tarifa Média1 (CPFL Piratininga) - [R$/MWh]2 -24% R$/MWh % R$/MWh % 82 -13,3 -16% -22,1 -27% Tributos (22%) (26%) (22%) Encargos (6%) (7%) (22%) setoriais (11%) 20,0 88% -4,2 -18% (22%) (14%)Distribuição (18%) (7%) -25,6 -38% -26,0 -39% (18%) (13%)Transmissão (9%) (13%) (7%) (15%) -7,4 -24% -21,6 -69% (7%) (8%) (4%) Geração -25,8 -16% -18,5 -11% (45%) (41%) (47%) (53%) (44%) 1º CRTP 2º CRTP 3º CRTP RTA 2012 Tarifa 2012 2003-2006 2007-2010 2011-2014 pós RTE O segmento de Distribuição, intensivo nas despesas de O&M, tem passado por revisões tarifárias periódicas para redução de custos e aumento da eficiência, enquanto os segmentos de Geração e Transmissão, intensivos em capital, não sofriam a mesma regulação 1) Média de todas as classes e tensões; não contempla componentes financeiros. 17 2) Valores reais de dezembro/12 | Fonte: CPFL Energia. Valores corrigidos por IPCA.
  18. 18. A CPFL e o setor elétrico após a MP 579 Para a CPFL Para o setor “Cenário de Oportunidades” Preocupação com a “Segurança do Sistema” • Custo de O&M abaixo da faixa apresentada • Leilão A-0: para contratação de pouco mais de 2 pela MP 579: oportunidades de participação dos mil MW médios pelas distribuidoras (previsão: até leilões dos ativos que não tiveram suas concessões o fim do 1S13) renovadas • Ambiente mais competitivo para o • Leilões regionais de energia: avaliação da segmento de comercialização: oportunidades necessidade de cada região com o intuito de de consolidação para a CPFL Brasil redução do custo de instalação e de operação de longas linhas de transmissão (em discussão) • Manutenção da geração de caixa de longo • Contratação de térmicas pelo critério de prazo: maior robustez para gestão e expansão quantidades (a exemplo das UHEs): objetivo dos negócios de colocar as usinas para operam em plena capacidade ao longo do ano (em discussão) Impactos na Tarifa das Distribuidoras do Grupo CPFL: -18,07% -18,39% -22,00% -19,66% -23,38% -18,01% -18,34% -20,92%18
  19. 19. Agenda Overview Destaques Financeiros MP 579 Cenário energético de curto prazo Plano Estratégico19
  20. 20. Condições Energéticas do Sistema No momento, a capacidade de armazenamento encontra-se em seu nível mais baixo desde 2001 100 90 80 70 60 50 51,5 39,7 40,5 40,7 37,8 40 35,6 34,9 34,1 30,6 32,1 33,1 37,8 27,6 32,5 30 23,7 24,1 24,2 30,6 20 05/fev (real) 10 39,7% 0 dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 De acordo com o ONS, as perspectivas são As hidrelétricas respondem por 84,4 GW, ~70% favoráveis para a recuperação dos níveis dos da capacidade instalada total. reservatórios em Fevereiro.20
  21. 21. Condições Energéticas do Sistema Evolução Líquida da Capacidade Instalada de Usinas Térmicas no SIN 2001 a 2012¹ (em MW) – somente UTEs movidas a óleo e gás 18.234 18.358 15.692 15.692 13.201 13.988 12.497 12.951 12.329 11.259 11.684 8.495 4.002 2.542 1.691 1.703 645 873 787 125 -1.238 -1.266 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Capacidade Instalada Acumulada Capacidade Adicionada Desde o racionamento de energia em 2001, foram adicionados 9.863 MW de capacidade instalada de usinas térmicas na matriz de geração de energia elétrica, a fim de garantir a segurança do abastecimento do sistema21 1) Fonte: ONS
  22. 22. Condições hidrológicas em recuperação | Vazão nos Subsistemas1 61,8 9,3 GWm GWm • Em Janeiro houve recuperação da vazão no Subsistema SE/CO, responsável por 70% da capacidade de armazenamento do SIN em função do volume de chuva em suas bacias • No NE, a recuperação passou a ser observada a partir do dia 20 de Janeiro • Atualmente, prevemos uma vazão de 97% da Média de Longo Termo para o SIN 1) O setor elétrico trata a vazão afluente em termos de quantidade de energia através da grandeza denominada Energia Natural Afluente – ENA,22 e trabalha com estes valores referenciados a Média de Longo Termo – MLT.
  23. 23. Risco de Decretar Racionamento de Energia | Consultoria PSR Devido à melhora nas condições hidrológicas do Sistema Interligado Nacional, principalmente no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o Risco de Decretar Racionamento de Energia, calculado pela consultoria PSR, caiu de 9%, na visão de Janeiro, para 4,3% na visão de Fevereiro. Risco de Racionamento de Energia | PSR 9,0% Cálculo PSR Risco de decretar racionamento em 2013, simulando a operação até final de Abril com todas termelétricas acionadas e obtendo a proporção de cenários com armazenamento inferior a 38% do 4,3% volume útil. A Energia Natural Afluente do SIN foi projetada em 68% MLT para a visão Janeiro e 89% MLT na visão de Fevereiro. No cálculo de Fevereiro foi considerada uma redução de 1.000MW na capacidade de geração térmica devido à falha de algumas usinas. Visão Janeiro Visão Fevereiro23
  24. 24. Agenda Overview Destaques Financeiros MP 579 Cenário energético de curto prazo Plano Estratégico24
  25. 25. A CPFL pretende crescer de forma significativa e com excelência operacional nos segmentos de D, G, C e S A CPFL em 2017 DISTRIBUIÇÃO GERAÇÃO COMERCIALIZAÇÃO SERVIÇOS Líder em Estruturação e Líder em Distribuição 2o maior player privado comercialização integração • 13% de market share • Capacidade instalada • 10% de market share • Arrecadação (CPFL de 2.961 MW Total) • 7,1 milhões de clientes • 217 clientes livres em • Criação da CPFL todo o país • Call center (CPFL Renováveis (maio/11) Atende) • Serviços técnicos (CPFL Serviços) Maior empresa de Consolidador em Líder em Renováveis na Líder em serviços do setor Distribuição América Latina comercialização elétrico • ~25% de market • Convencional: • Líder em vendas de • Forte crescimento: share capacidade instalada energia e rentabilidade receita – ~400% até • Referência em acima de 3GW • Líder na venda de 2017 excelência operacional • Renováveis: Líder na energia renovável no • Diversificação de através de inovação e América Latina mercado livre serviços à base de tecnologia (capacidade instalada clientes e integração acima de 4 GW1) com outros negócios • Referência em excelência operacional25 1) Até 2020
  26. 26. Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Distribuição 13,0% 11,3% 10,0% Remuneração Regulatória 7,5% Maior eficiência na Melhoria do cenário macro alocação de capital propicia a queda dos retornos 99% 88% 85% Mundo 67% 60% Consolidação e ganhos de 56% 50% Setor é caracterizado por escala sendo revertidos forte concentração na produtividade Brasil Setor ainda é fragmentado, 1 Oportunidades de com 6 empresas controlando consolidação no setor cerca de 50% do mercado26 1) Desconsiderando a Celpa.
  27. 27. Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Geração Crescimento estimado em Geração | Capacidade instalada (MW) Foz Chapecó CAGR 2000-15e = 23% a.a Epasa Enercan Ceran Baldin Semesa Baesa Criação CPFL Renováveis2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Ativos da privatização Brownfield Greenfield CPFL Energia: Geração Convencional + Renováveis Ranking | Geradores no Brasil EBITDA (12M3T12) | R$ bilhões2009 2011 2012 2015 Eletrobras 7,2 EOL Santa Clara CPFL Renováveis EOL Atlântica Tractebel 3,1 UTE Bio Formosa UTE Bio Ipê e Bio Cesp 2,4 UTE Bio Buriti Pedra EOL Jantus Cemig 1,9 UTE Ester PCH Salto Goes AES Tietê 1,5 1.737 MW 2.644 MW 2.961 MW CPFL EDP 1,2 Duke 0,827 Empresas impactadas pela MP579
  28. 28. Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Comercialização de Energia Número de clientes livres no Brasil Cliente Competitivo (nº) Cliente Especial (nº) Maior que 3 MW 0,5 a 3 MW CAGR: 6,5% CAGR: 49,8% 514 587 456 446 485 967 455 587 192 219 Dez/08 Dez/09 Dez/10 Dez/11 Nov/12 Dez/08 Dez/09 Dez/10 Dez/11 Nov/12 Número de comercializadores CPFL Brasil está em posição de vantagem Agentes de Comercialização (nº) para enfrentar desafios CAGR: 30,3% 147 • Portfólio diversificado e com grande volume de energia 107 83 • Equipe renomada de especialistas de mercado 51 62 • Governança e solidez financeira • Cultura de gestão de riscos estruturada em prática 2008 2009 2010 2011 2012 • Lastro já contratado28 Fonte: Aneel e CCEE
  29. 29. Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Serviços Em 2012 as operações de serviços foram consolidadas e as empresas estão prontas para atingir seu potencial de crescimento • Modernização das construções de redes (CCM) • Construção da maior Usina Solar do país (Tanquinho) • Consolidação das operações de call center com o grupo e início das negociações com o mercado • Constituição da CPFL Total • Construção da Subestação Piracicaba 440/138 KV arrematada no Leilão de Transmissão em 05/dez/12 Sólido plano de Resultados econômico-financeiros (R$ milhões) crescimento até 2017 Receita Líquida EBITDA +86% 139 +106% 29 75 14 nect serviços 9M11 9M12 9M11 9M1229

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