BTG Pactual | XV CEO Conference

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  • 1. BTG Pactual XV CEO Conference Wilson Ferreira Jr CEO Fevereiro 2014 07 de março de 2012 São Paulo,
  • 2. Agenda 1 2 Destaques Financeiros 3 A expansão da CPFL Renováveis 4 2 Overview Cenário hidrológico em 2014
  • 3. Agenda 1 2 Destaques Financeiros 3 A expansão da CPFL Renováveis 4 3 Overview Cenário hidrológico em 2014
  • 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$56 mm 2o maior player em Comercialização5 CPFL Outros 3 maiores players: Outros 3 maiores players: 1) Dados ajustados por ativos e passivos regulatórios, itens não-recorrentes e receita de construção. Desconsidera também eliminações; 2) Fonte: EPE e companhias (Set-13); 3) Fonte: ANEEL (Dez-13); 4) Volumes de comercialização e geração vendidos para fora do grupo; 5) Fonte: CCEE (Nov-13).
  • 6. Agenda 1 2 Destaques Financeiros 3 A expansão da CPFL Renováveis 4 6 Overview Cenário hidrológico em 2014
  • 7. CPFL Energia | Principais indicadores financeiros – Vendas Vendas totais de energia1 (GWh) 51.090 52.382 52.851 57.128 4,5% 59.706 CAGR 2009-12 3,8% 2009 CPFL Renováveis2 2010 2011 2012 Comercialização + Geração Convencional3 Receita líquida (R$ 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.
  • 8. CPFL Energia | Principais indicadores financeiros – EBITDA e Lucro Líquido -4,5% EBITDA (R$ milhões) | Gerencial1 4.625 3.320 4.415 3.770 EBITDA Margem EBITDA 2.762 30,3% 32,9% 34,5% 30,7% 26,1% 2009 2010 2011 2012 Lucro Líquido (R$ milhões) | Gerencial1 1.544 1.560 14,6% 13,6% 2009 8 2010 2011 11,7% 12M 3T13 -13,2% 1.676 1.286 11,7% CAGR 2009-12 12,5% 2012 1.455 Lucro líquido Margem líquida CAGR 2009-12 10,1% 12M 3T13 1) Ajustado pela consolidação proporcional da Geração (IFRS 11), ativos e passivos regulatórios e itens não-recorrentes 9,2%
  • 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
  • 12. Endividamento | Controle de covenants financeiros Alavancagem1 | R$ bilhões 12,6 12,2 3,03 3,42 3,53 2012 1T13 2T13 3T13 4.377 EBITDA ajustado2 R$ milhões 12,6 2,89 Dívida Líquida ajustada1 /EBITDA ajustado2 12,5 4.111 3.676 3.466 Custo da dívida bruta3 | últimos 12 meses 17,7% Nominal 12 1,7% 1,2% 2T13 2011 2010 2009 3,0% 8,0% CDI TJLP 2,0% 3T13 11,1% 9,4% 10,5% 9,0% 8,4% 8,0% 4,9% 4,4% 4,3% 2008 2006 2005 2004 9,9% 7,3% 7,1% 2007 7,9% Real 13,4% 1T13 13,4% 12,1% 2012 13,9% 9,4% Composição da dívida bruta3 Prefixado (PSI) IGP 1) Critério dos covenants financeiros. 2) EBITDA recorrente últimos 12 meses (critério dos covenants). 3) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge (considerando consolidação proporcional).
  • 13. Perfil da dívida em 30/set/2013 Cronograma de amortização da dívida1 (set/13) | R$ milhões Cobertura do caixa: 2,4x amortizações de curto-prazo (12M) Prazo médio: 4,08 anos Curto-prazo (12M): 14,4% do total 5.406 4.200 3.315 2.886 2.686 2.283 2.231 198 Caixa 13 Curto Prazo 2014² 2015 2016 2017 2018 2019+ 1) Desconsidera encargos de dívidas (CP = R$ 350 milhões; LP = R$ 61 milhões), hedge (efeito líquido positivo de R$ 350 milhões) e Marcação a Mercado (R$ 60 milhões). 2) Considera amortização a partir de 01/out/14.
  • 14. Agenda 1 2 Destaques Financeiros 3 A expansão da CPFL Renováveis 4 14 Overview Cenário hidrológico em 2014
  • 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%
  • 18. Agenda 1 2 Destaques Financeiros 3 A expansão da CPFL Renováveis 4 18 Overview Cenário hidrológico em 2014
  • 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.