Apresentação ri cpfl energia_apimec rio_abr12

827 views

Published on

0 Comments
0 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total views
827
On SlideShare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
249
Actions
Shares
0
Downloads
5
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

Apresentação ri cpfl energia_apimec rio_abr12

  1. 1. Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros deacordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadasem certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico enas 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 deexpectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condiçõeseconômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviçospúblicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suasoperações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultadosreais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações deexpectativas sobre eventos ou resultados futuros.As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores enenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ouopiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquerresponsabilidade 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 atuaisexpectativas 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 deinformações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outrosassuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações sebaseiam.
  2. 2. Crescimento de 4,6% nas vendas na área de concessãoAquisição dos ativos de co-geração à biomassa da Usina Ester (40 MW em operação) por R$ 111,5 milhõespela CPFL Renováveis em mar/12Aquisição dos parques eólicos Bons Ventos (157,5 MW em operação) por R$ 1.062 milhões pela CPFLRenováveis em fev/12Aquisição dos parques eólicos Atlântica (120 MW em construção) pela CPFL Renováveis em jan/12Distribuição de R$ 1.506 milhões em dividendos em 2011. Dividend yield de 7,1%Investimentos de R$ 703 milhões no 4T11 e de R$ 1.905 milhões em 2011.Capex estimado de R$ 8.310 milhões entre 2012-2016Aumento de participação na CPFL Renováveis para 63% com aconclusão da operação da Jantus, e na Epasa para 52,75% apartir de dez/11Conclusão da aquisição da PCH Santa Luzia em dez/11Financiamento de R$ 85 milhões aprovado peloBNDES para a construção da PCH Salto GóesValorização das ações de 34,0% na Bovespa,superando o Ibovespa (-18,1%) e o IEE(19,7%) em 2011 e valorização de 25,9% naNYSE, superando o Dow Jones (5,5%) e oDJBr20 (-20,6%)7º ano consecutivo no ISE - Índice deSustentabilidade Empresarial da Bovespa
  3. 3. 1 Free Float GERAÇÃO DISTRIBUIÇÃO COMERCIALIZAÇÃO 3 Paulista Lajeado Inv estco SERVIÇOS RENOVÁVEIS1) A cionistas controladores;2) Inclui 0,1% de ações da empresa C amargo C orrêa S .A.;3) U TE s Termoparaíba e Termonordeste;4) C P FL E nergia detém 63,0% de participação indireta na C P FL Renováveis através da C PFL G eração com 35,5% e da C PFL Brasil com 27,5%
  4. 4. Vendas na área de concessão (GWh) Crescimento na área de concessão (%)2 Comparativo por região +4,6% 13.339 13.947 3.469 +8,5% 3.764 TUSD 9.869 +3,2% 10.183 Cativo (Distribuição) 4T10 4T11 Vendas totais de energia (GWh)1 +2,3% 13.069 13.369 Comercialização 3.200 -0,5% 3.186 /Geração (fora do Grupo)1 9.869 +3,2% 10.183 Cativo (Distribuição) 4T10 4T11 Vendas na área de concessão Classes de consumo 6,8% 6,6% 5,3% 4,6% 2,8%1) C onsidera 65% de C eran, 54,5% da C PFL Renováveis em out-nov/11 e 63% em dez/11. Desconsidera v endas da E pasa (contrato de disponibilidade). E xclui C C EE ev endas a partes relacionadas. 2) F onte: E P E
  5. 5. Vendas na área de concessão (GWh)1 Crescimento na área de concessão (%)3 Comparativo por região +4,9% 52.044 54.590 12.794 +14,7% 14.674 TUSD 39.250 +1,7% 39.917 Cativo (Distribuição) 2010 2011 Vendas totais de energia (GWh)2 +1,1% 51.512 52.090 Comercialização 12.262 -0,7% 12.173 /Geração (fora do Grupo) 2 39.250 +1,7% 39.917 Cativo (Distribuição) 2010 2011 Vendas na área de concessão Classes de consumo6,6% 6,1% 4,9% 3,9% 4,9%1) Desconsidera ajuste C AT 97. Considerando o ajuste, em 2010 as v endas de TU SD seriam de 13.128 G Wh e a área de concessão atingiria 52.378 (+4,2% ). 2) C onsidera65% de C eran, 54,5% da C PFL Renováveis entre ago-nov/11 e 63% em dez/11. Desconsidera v endas da E pasa (contrato de disponibilidade). E xclui C CEE e v endas apartes relacionadas. 3) F onte: E P E
  6. 6. Comercial: Projeção de inauguração de shopping centers Residencial: 2012-20131 Crescimento Populacional2 25 shoppings Variação acumuladaSão Paulo no total Araçariguama 2000-2010 Bauru Boituva 14,1% 11,4% 14 Botucatu na área de Campinas 5,5% 5,0% concessão Jundiaí (2) Ribeirão Preto S.J. do Rio Preto (2) São Roque Área Conc. SP RGE RS Sorocaba (2) Sudeste Sumaré CPFL Energia 2010-2022(e) 9,5%Rio Grande do Sul 7,7% 5,5% 4,6% 6 shoppings no total Farroupilha Área Conc. SP RGE RS 2 Gravataí Sudeste na área de CPFL Energia concessão Maiores taxas de crescimento nas áreas de concessão da CPFL Energia 1) F onte: A brasce 2) F onte e projeções: IBG E . E laboração LCA
  7. 7. Receita Líquida EBITDA Lucro Líquido1 +7,1% +20,8% +22,6% 4T10 4T11 4T10 4T11 4T10 4T11 R$ 3.179 R$ 3.404 R$ 810 R$ 978 R$ 362 R$ 443 milhões milhões milhões milhões milhões milhões +7,1% +18,6% +19,8% 4T10 4T11 4T10 4T11 4T10 4T11 R$ 3.148 R$ 3.370 R$ 833 R$ 989 R$ 374 R$ 448 milhões milhões milhões milhões milhões milhões EBITDA Lucro Líquido IFRS + Ativos e Passivos Regulatórios - Não Recorrentes 4T10 4T11 4T10 4T11 Despesas de estruturação das operações de Ersa e Jantus 9 6 Ganho com alienação de ativos da CPFL Piratininga 11 7 Total Não-Recorrentes 11 9 7 6 RITO provisório da CPFL Piratininga – Receita Líquida 29 19 Outros Ativos e Passivos Regulatórios 35 30 20 18 Ativos e Passivos Regulatórios 35 1 20 11) Lucro Líquido total. E xcluindo a participação dos acionistas não-controladores: 4T11 = R$ 414 milhões | 4T10 = R$ 356 milhões
  8. 8. Receita Líquida EBITDA Lucro Líquido1 +6,2% +12,5% + 1,4 % 2010 2011 2010 2011 2010 2011 R$ 12.024 R$ 12.764 R$ 3.350 R$ 3.769 R$ 1.560 R$ 1.582 milhões milhões milhões milhões milhões milhões + 4,2% +14,8% + 4,4 % 2010 2011 2010 2011 2010 2011 R$ 12.093 R$ 12.605 R$ 3.297 R$ 3.786 R$ 1.517 R$ 1.583 milhões milhões milhões milhões milhões milhões EBITDA Lucro Líquido IFRS + Ativos e Passivos Regulatórios - Não Recorrentes 2010 2011 2010 2011 Programa de Aposentadoria Incentivada 51 33 Despesas de estruturação das operações de Ersa e Jantus 18 12Não-recorrentes Provisão de ISS na UHE Campos Novos 10 6 Diferença custo energia da EPASA de 2010 (líquido de encargos) 11 7 Ajustes contábeis de depreciação e UBP das usinas 14 Provisão sobre contingência trabalhista CPFL Paulista 20 13 PIS/COFINS na CPFL Paulista e CPFL Piratininga (efeito líquido) 40 29 Alienação de ativos da CPFL Piratininga 11 7 Total Não-Recorrentes 31 68 23 58 Ativos e Passivos Regulatórios 22 50 19 571) Lucro Líquido C P FL E nergia. E xcluindo a participação de acionistas não-controladores: 2011 = R$ 1.530 milhões | 2010 = R$ 1.538 milhões
  9. 9. EBITDA | R$ Milhões +18,6% 219 978 10 989 833 24 810 (2) (48) +20,8%EBITDA 4T10 Regulatórios e EBITDA Receita Custo energia Custos e despesas EBITDA Regulatórios e EBITDA 4T11 A justado não recorrentes 4T10 IFRS Líquida¹ e encargos operacionais2 4T11 IFRS não recorrentes A justado Aumento de 3,2% nas vendas para mercado cativo e reajustes tarifários médios de 7,4% (R$ 314 milhões) Aumento de 4,1% na receita de TUSD livre (R$ 13 milhões) Receita adicional de UHE Foz do Chapecó e CPFL Renováveis (R$ 108 milhões), sendo R$ 80 milhões para fora do Grupo Aumento de 11,7% nas deduções da receita (R$ 166 milhões), principalmente por encargos setoriais (R$ 65 milhões) Ganho com alienação de ativos da CPFL Piratininga no 4T10 (R$ 11 milhões) Operação de UHE Foz do Chapecó, UTEs EPASA e CPFL Renováveis (R$ 37 milhões) Despesas de estruturação das operações com Ersa e aquisição de Jantus (R$ 9 milhões) Reduções de despesas com indenizações ambientais da CPFL Geração (R$ 2 milhões) Maior recuperação de incobráveis na RGE (R$ 2 milhões)1) E xclui Receita e C usto de construção da infraestrutura 2) P M S O
  10. 10. Lucro Líquido | R$ Milhões +19,8% 168 1 443 5 448 374 12 362 (56) (24) (8) +22,6%Lucro 4T10 Regulatórios e L.Líquido EBITDA Resultado Depreciação/ Entidade IR/CS L.Líquido Regulatórios e Lucro 4T11 ajustado não recorrentes 4T10 IFRS Financeiro Amortização Prev idência 4T11 IFRS não recorrentes ajustado +2,67% +2,56% – investimentos, aquisições e pre-funding Aumento de 0,11 p.p. do CDI (R$ 9 milhões) e efeito câmbio nas faturas de Itaipu (R$ 13 milhões) UHE Foz do Chapecó e UTEs EPASA e CPFL Renováveis (R$ 44 milhões) Aumento de encargos e atualizações de dívida (aquisição da Jantus e caixa para rolagens) (R$ 58 milhões) , principalmente por renda de aplicações UHE Foz do Chapecó, UTEs EPASA e CPFL Renováveis (R$ 32 milhões) Mudança de legislação referente à tomada de créditos de PIS/COFINS sobre depreciação (R$ 15 milhões) Volume maior de aproveitamento de créditos fiscais (R$ 18 milhões)
  11. 11. Dividend Yield 1 (últimos 12 meses) Dividendos declarados2 (R$ Mi) Cotação média de fechamento (R$/ON)3 10,9% 9,1% 8,7% 9,6% 9,7% 7,9% 8,6% 7,6% 7,3% 7,6% 6,9% 7,1% 6,5% 6,0% 3,7% 842 722 719 774 748 758 612 606 655 602 572 498 486 401 140 2S04 1S05 2S05 1S06 2S06 1S07 2S07 1S08 2S08 1S09 2S09 1S10 2S10 1S11 2S11 22,05 21,95 17,99 18,05 16,69 15,77 16,51 18,44 20,18 15,02 14,13 15,87 9,43 11,67 8,29 Desde o IPO em set/04, a CPFL vem distribuindo 95% do lucro líquido em dividendos, chegando à marca de R$ 9,1 bi distribuídos1) Dividend yield nos últimos 2 semestres 2) Refere-se a div idendos declarados. Pagamento no semestre subsequente. 3) Considera cotação ajustadapelo grupamento-desdobramento em 29/jun/11 (sem ajuste por prov entos).
  12. 12. Contratos do Proinfa (Bons Ventos) e Leilão de Fontes Alternativas (Atlântica) Parque Eólico Bons Ventos (em operação) Localização: Ceará Taíba • Aquisição: R$ 1.062 Mi1 • Entrada em operação comercial dos 4 parques: • PPA: • 157,5 MW • Taíba: 4T08 • Proinfa | R$ 290,50/MWh2 • Bons Ventos, Canoa Quebrada e Enacel: 1T10 • 20 anos • 63 MWmédiosParque Eólico Atlântica (em construção) Usina Ester | biomassa (em operação)Localização: Palmares do Sul | RS Localização: Cosmópolis | SP• 4 parques eólicos • Aquisição: R$ 111,5 Mi3• Capacidade instalada: 120 MW • Capacidade instalada: 40 MW• Energia assegurada: 52,7 MWmédios • Energia assegurada: 11 MWmédios• PPA: LFA (ago/10) | R$ 147,44/MWh2 | 20 anos • PPA: 7 MWmédios (LFA 2007 | R$ 177,11/MWh2 | 15 anos 4 MWmédios (ACL) 1) R$ 600 milhões Equity e R$ 462 milhões Net Debt. 2) Em dez/11. 3) R$ 50,9 Mi Equity e R$ 60,6 Mi Net Debt
  13. 13. Entrada em operação em 2012(e) | 283 MW / 109 MWmédios (e) (MW) (MWmédios) (e) 95% concluída 79% BNDES 2T12 25 8,4 ACL 21% equityUTE Bio Ipê 83% concluída 73% BNDES LER (ago/10) 2T12 70 24,4 27% equity R$ 154,121UTE Bio Pedra 60% concluída 65% BNDES LER (dez/09) 3T12 188 76,0 35% equity R$ 168,321Parque Eólico Santa Clara 1) Moeda constante (dez/2011)
  14. 14. Entrada em operação em 2013(e) | 348 MW/144 MWmédios1 (e) (MW) (MWmédios) (e) 54% concluída Financiamento BNDES LFA ago/10 1T13 20 11,1PCH Salto Góes (63% debt / 37% equity) R$ 160,413 8% concluída Financiamento BNDES 2T13 50 18,0 ACLUTE Coopcana (em análise) 8% concluída Financiamento BNDES 2T13 50 18,0 ACLUTE Alvorada (em análise) 10% concluída Financiamento BNDES LFA ago/10 3T13 78,2 37,1 (em análise) R$ 137,33 7% concluída Financiamento BNDES LER ago/10 3T13 30 14,0 (em análise) R$ 133,73 1) Considera parque eólico Atlântica (120MW/53MWmédios) 2) Macacos, Pedra Preta, Costa Branca, e Juremas 3) Moeda constante (dez/2011)
  15. 15. Entrada em operação em 2014(e) | 254 MW / 129 MWmédios (e) (MW) (MWmédios) (e) Aguardando aprovação da Aneel Financiamento Mercado livre 2T14 138 68,5 BNDES 2033 (em análise) Aguardando aprovação da Aneel Financiamento Mercado livre 2T14 116 60,6 BNDES 2034 (em análise)1) Campo dos Ventos I, III, V, São Domingos e Ventos de São Martinho 2) Ventos de São Benedito, Ventos de São Dimas, Santa Mônica e Santa Úrsula
  16. 16. Capex(e) total 2012-2016| R$ 8.310 milhões1 2.943 2.370 1.905 1.115 946 935 2011 realizado 2012 2013 2014 2015 2016 (fluxo de caixa) Geração Convencional + Distribuição2 Renovável3 Comercialização e Serviços R$ 4.983 milhões R$ 3.097 milhões R$ 230 milhões2011 realizado 1.065 823 17 2012 1.207 1.683 54 2013 1.102 1.215 53 2014 972 111 32 2015 843 68 35 2016 860 20 55 1) Moeda constante dez/11. Considera 100% CPFL Renováveis e Ceran (IFRS) e participação proporcional nos outros projetos de Geração. 2) Considera incorporação de redes e projeto Tauron. 3) Considera empreendimentos de Geração anunciados até 12/mar/12.
  17. 17. Custo real da dívida bruta1 | últimos 12 meses Composição da dívida bruta19,4% 9,9% 7,9% 7,3% 7,1% 4,9%4,4% 4,3%4,4% CDI 3,9%4,3% TJLP 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1T11 2T11 3T11 4T11 Prefixado IGP (PSI) Dívida Líquida2 | R$ bilhões 2,55x: 10,7 Excluindo dívida dos 8,9 7,9 7,6 8,0 empreendi- 6,4 mentos em construção e Dívida Líquida/ 2,84 considerando 2,43 Ebitda (e) LTM EBITDA 3 2,38 2,27 2,33 para CPFL 1,95 Renováveis 2009 2010 1T11 2T11 3T11 4T11 (R$ milhões)1) Dív ida financeira + entidade de prev idência privada; 2) Cálculo da dív ida líquida em consonância com metodologia de cálculo dos cov enants financeiros.Exclui dív ida com entidade de prev idência priv ada e depósito judicial referente ao IR da CPFL Paulista. EBITDA não considera ativ os e passiv os regulatórios;3) EBITDA últimos 12 meses
  18. 18. Cronograma de amortização1 | R$ milhões 3.338 Cobertura do caixa: 1,9x Prazo médio: 4,3 anos amortizações de curto-prazo Curto-prazo: 12,3% do total 2.700 1.971 1.857 1.779 1.436 1.510 1.468 Caixa 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018+1) Desconsidera encargos de dívidas (CP = R$225 milhões; LP = R$24 milhões) e hedge (efeito líquido positivo de R$219 milhões)
  19. 19. Performance das ações na Bovespa em 20111 Performance das ações na Nyse em 20111 34,0% 19,7% 25,9% 5,5% -18,1% -20,6% CPFE3 IEE IBOV CPL Dow Jones Dow Jones Br20 IndexVolume médio diário na Bovespa + NYSE em 2011Principais empresas de energia elétrica (R$ milhões) 109 Empresa privada com a 69 maior liquidez 46 31 27 23 22 20 15 14 13 Integrada Geradora Geradora Distribuidora Geradora Integrada Integrada Geradora Geradora Geradora estatal estatal estatal MSCI Indexes1) Cotações de fechamento em 29/dez/2011 – com ajuste por prov entos (CPFE3: R$ 26,02/CPL: US$22,15)
  20. 20. Carteira 2012 • 38 empresas (Limite: 40 empresas) • 18 setores • R$ 861 bilhões em market cap1 • Participação CPFL Energia | 1,8% Participação por setor1 (em nº de empresas) Energia Elétrica A CPFL é uma das 13 empresas Finanças e Seguros que permanece no ISE desde sua Demais criação, em dez/05 Papel e Celulose Química Transportes Siderurgia e Metalurgia Telecom A CPFL é a primeira colocada no “Euromoney Best Managed Companies in Latin America”, categoria Utilities1) Market cap em 23/11/11 (data de div ulgação da carteira)

×