Your SlideShare is downloading. ×
0
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12
Upcoming SlideShare
Loading in...5
×

Thanks for flagging this SlideShare!

Oops! An error has occurred.

×
Saving this for later? Get the SlideShare app to save on your phone or tablet. Read anywhere, anytime – even offline.
Text the download link to your phone
Standard text messaging rates apply

Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12

107

Published on

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

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total Views
107
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
1
Actions
Shares
0
Downloads
3
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

Report content
Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
No notes for slide

Transcript

  • 1. Resultados do 3T12 Novembro , 2012
  • 2. Principais destaques do 3T12 Operacional  Redução de 12% no DEC e de 10% no FEC - Ambos abaixo do limite regulatório, resultado do Plano de Ação  Queda de 0.4% no consumo de energia  Investimentos de R$ 225 milhões, aumento de 10% Financeiro  Receita bruta totalizou R$ 3.757 milhões, queda de 5%  Custos com reorganização e reestruturação da Companhia de R$ 34 milhões no trimestre  Ebitda de R$108 milhões, redução de 83%  Lucro Líquido de R$ 14 milhões, diminuição de 96% Dívida  Reestruturação de toda a dívida da Companhia com a flexibilização de covenants, alongamento do prazo médio de 6,6 anos para 7,2 anos e redução do custo médio de CDI + 1,29% a.a. para CDI + 1,27% a.a. . Regulatório  Em 4 de julho de 2012, foi aplicado índice de revisão tarifária (efeito econômico: -5,60%) e de reajuste tarifário (efeito econômico: + 4,45%), com efeito médio combinado de -3,25%  Em 11 de setembro de 2012 foi anunciado o Programa de Redução de Custos de Energia, através da Medida Provisória 579, que não afeta diretamente a Companhia, uma vez que a concessão foi outorgada após 1995 2
  • 3. MP 579: Contexto  A AES Eletropaulo não é abrangida pelas regras da MP 579 e possui sua concessão válida até 2028 Objetivo Oportunidades  Redução das tarifas de energia elétrica em 20% (Residencial: 16,2% e Industriais: 20% a 28%), a partir de fevereiro de 2013, através de: - Redução de Encargos Setoriais (RGR, CCC e CDE): - 7% - Renovação de Concessões de Geração e Transmissão: - 13%  Benefício marginal da arrecadação e potencial queda na inadimplência, uma vez que o custo da energia será reduzido  Aumento do consumo de energia, como possível efeito da queda das tarifas  Variação cambial do preço de Itaipu não mais suportada pelas distribuidoras e sim pela Eletrobrás Riscos  Impacto financeiro entre reajustes do risco hidrológico devido à alocação de cotas de energia 3
  • 4. Revisão tarifária: discussões junto à Aneel Discussão Argumentos  Base blindada foi aprovada pela Aneel em 2003 e  Aneel excluiu R$ 728 milhões BRR Blindada da BRR blindada, em função da diminuição de quantidades de cabos entre o registro contábil e a BRR blindada, entre ciclos reconfirmada em 2007, considerando critério de consistência global  Mantida a exclusão da quantidade de cabos, adição de R$ 660 milhões de ativos em operação (BRR 2003) deveria ser considerada  A Aneel não reconheceu R$ 427 milhões em investimentos realizados no período Investimentos incremental em Componentes Menores aos Equipamentos Principais (COM) e  Adequação do padrão regulatório aplicado pela Aneel para valoração dos custos reais incorridos na execução de obras e registrados contabilmente Custos Adicionais (CA)  Aneel Perdas alterou proposta em a empresa Audiência benchmark Pública, modificando as perdas regulatórias de  Empresa benchmark é outlier  Perdas regulatórias devem ser reestabelecidas ao valor anteriormente proposto de 0,49% 0,49% para 1% 4
  • 5. Consumo impactado pela desaceleração da produção industrial e pela migração de clientes comerciais ao ACL Evolução do Consumo (GWh)¹ +1,7% -2,7% -0,1% +3,2% +0,6% -4,7% -0,4% 11.404 11.357 9.307 9.360 4.257 4.331 2.811 2.809 2.097 1.998 1.531 1.489 708 Residencial Industrial Comercial Poder Público e Outros 3T11 1 – Consumo próprio não considerado 731 Mercado Cativo Clientes Livres Mercado Total 3T12 5
  • 6. DEC é o melhor desde 2006 e encontra-se dentro dos limites regulatórios DEC¹ (últimos 12 meses) DEC¹ ( acumulado do ano) -22% - 16% 10,09 9,32 11,86 10,60 8,68 10,36 7,80 10,30 8,67 2009 2010 2011 Referência Aneel ► 3T11 3T12 DEC (horas) 6,11 Jan/Set11 Jan/Set12 DEC (horas) DEC Referência Aneel para 2012: 8,67 horas 1 – Duração das interrupções Fonte: ANEEL e AES Eletropaulo 6
  • 7. FEC permanece abaixo do limite regulatório FEC¹(acumulado do ano) FEC¹ (últimos 12 meses) 7,87 7,39 6,93 -12% -16% 6,17 5,46 5,45 5,42 4,05 3,38 4,79 2009 2010 FEC (vezes) ► 2011 3T11 3T12 Referência Aneel jan/set11 jan/set12 FEC (vezes) FEC Referência Aneel para 2012: 6,87 vezes 1 - Frequência das interrupções Fonte: ANEEL e AES Eletropaulo 7
  • 8. Nível de perdas próximo do referencial regulatório para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária Perdas (últimos 12 meses) 11,8 Referencial Regulatório² - Perdas Totais (últimos 12 meses) 10,7 10,9 10,5 10,6 10,4 5,3 4,4 4,0 4,1 4,2 6,5 6,5 6,5 6,5 6,2 2009 2010 2011 3T11 3T12 10,3 Perdas Técnicas¹ 2011/2012 2012/2013 9,8 9,4 2013/2014 2014/2015 Perdas não Técnicas 1 – Em jan/12, a Companhia aprimorou a apuração das perdas técnicas, reduzindo-as para um patamar em torno de 6,1%. O valor dos últimos 12 meses encerrados no 3T12 é de 6,2%. 2 – Valores estimados pela Companhia para torná-los comparáveis ao referencial para perdas não técnicas do mercado de baixa tensão determinado pela Aneel, 8
  • 9. Investimentos direcionados principalmente à expansão do sistema, manutenção e qualidade dos serviços ao cliente Histórico dos Investimentos (R$ milhões) Investimentos (R$ milhões) 3T12 R$ 225 milhões 800 700 739 682 841 46 9M12 R$ 579 milhões 56 154 9 22 10 11 28 600 137 49 500 20 25 26 37 400 654 717 794 75 +10% 205 225 200 6 11 100 198 213 300 0 53 141 Manutenção 1 Serviço ao Consumidor 2010 2011 Recursos Próprios 2012(e) 3T11 3T12 Financiados pelo cliente Expansão do Sistema Recuperação de Perdas TI Financiado pelo cliente Outros 1 – Capex de manutenção é o investimento realizado para modernização da rede e melhoria da qualidade do serviço 9
  • 10. Variação na receita reflete nova tarifa e desaceleração da atividade industrial Receita Bruta (R$ milhões) 11.403 +0,2% 11.429 4.032 4.046 532 579 3.937 6.839 9M11 6.804 1.380 208 2.348 -5% 3.757 1.298 227 2.232 9M12 3T11 3T12 Receita Líquida ex-receitas de construção Receitas de Construção Deduções à Receita Bruta 10
  • 11. Maior preço médio de compra de energia devido à energia proveniente de leilões e variação do dólar Custos e Despesas Operacionais ¹ (R$ milhões) +19% 5.113 6.068 1.133 893 +23% 4.936 2.107 9M11 9M12 1.706 186 358 1.520 4.220 1.749 3T11 3T12 Suprimento de Energia e Encargos de Transmissão 1 – Não inclui depreciação e outras receitas e despesas operacionais PMS² e Outras Despesas 2 – Pessoal, Material e Serviços 11
  • 12. Itens de PMSO controláveis pela Companhia abaixo da inflação do período PMSO (R$ milhões) 15 34 9 12 90 11 277 186 Não recorrente 3T11¹ 289 3T11: ex não recorrentes FCESP Acordo coletivo (dissídio) 308 308 308 Manut. Frota e outros² 3T12 Custos de reorganização e reestruturação 358 186 3T11 277 343 1 - Reversões de contingências trabalhistas e tributárias e mudança no critério de contabilização da PCLD 2 – Variação do PMSO, excluindo FCESP, reajuste salarial e manutenção de frota 3 – Pontos de iluminação pública (acordo com a PMSP) com estorno a ser efetuado no 4T12 e despesas com TI Não recorrente 3T12³ 3T12: ex não recorrente 12
  • 13. Redução do Ebitda decorrente da revisão tarifária e de custos com reorganização e reestruturação Ebitda (R$ milhões) (264) (105) (63) 642 (36) (34) (32) 108 3T11 Mercado, revisão e reajuste sobre Parcela B Não recorrentes 3T11 e 3T12 Parcela A Outras receitas e despesas 1 – Variação do PMSO, excluindo custos de reorganização e reestruturação e não recorrentes 3T11 e 3T12 Custos de reorganização e reestrututuração PMSO¹ 3T12 13
  • 14. Resultado financeiro recorrente beneficiado pela variação cambial e queda dos juros Resultado Financeiro (R$ milhões) – ex não-recorrente1 Resultado Financeiro (R$ milhões) - 33% (11) 12 0 8 (11) (43) (50) 9M11 9M12 (50) 3T11 3T12 (54) (69) 9M11 9M12 - 19% 3T11 3T12 ¹ Não-recorrente referente ao Finsocial no 3T11 de R$ 54,3 milhões e atualização monetária de processo judicial envolvendo crédito de PIS no valor de R$18,5 milhões. 14
  • 15. Variação do lucro líquido decorrente da revisão tarifária e custos com reorganização e reestruturação Lucro Líquido (R$ milhões) 885 182 -80% 181 142 348 -96% 561 699 182 269 (258) (103) 14 51 (17) (20) (260) 9M11 9M12 3T11 3T12 Lucro Líquido ajustado Variação dos itens da Parcela A Efeitos da Postergação da Revisão Tarifária 15
  • 16. Menor geração de caixa devido à revisão tarifária e aumento nas despesas com compra de energia e encargos Geração de Caixa Operacional (R$ milhões) Saldo Final de Caixa (R$ milhões) +6% -51% 735 878 932 3T11 3T12 363 3T11 3T12 16
  • 17. Conclusão de refinanciamento de R$ 1 bilhão e flexibilização de todos os covenants financeiros • Aumento do prazo médio das dívidas bancárias de 6,6 para 7,2 anos Benefícios • Redução do custo médio da dívida bancária de CDI +1,29% para CDI + 1,27% • Flexibilização dos covenants financeiros Fluxo de amortização da dívida Antes da reestruturação Depois da reestruturação 1.133 R$ 1.241 milhões 1.133 R$ 491 milhões 744 578 388 494 44 387 275 86 533 302 2013 51 47 228 2014 51 2015 58 280 54 337 2016 62 436 226 2017 Moeda Nacional (s/ Fundação CESP) 2018 321 2019 Fundação CESP 530 54 383 225 400 2020 2028 2028 138 128 86 52 44 83 2014 2015 383 686 62 476 178 2013 587 47 732 58 637 732 321 2016 2017 Moeda Nacional (s/ Fundação CESP) 2018 2019 Fundação CESP 400 2020 2028 2028 17
  • 18. Novos covenants mais flexíveis e considerando as mudanças do IFRS DE Índice Financeiro Inadimplemento Ativos e Passivos Regulatórios Dívida Bruta / Ebitda Ajustado < 3,5 PARA Dívida Líquida / Ebitda Ajustado < 3,5 (equivalente a 4,5x Dívida Bruta/ Ebitda Ajustado) Se ultrapassar o limite em Se ultrapassar o limite em qualquer trimestre 2 trimestres consecutivos Não considerados no cálculo Considerados no cálculo (conceito pré adoção IFRS) Dívida FCesp Valor total reconhecido no passivo Empréstimos para Repasse Considerado no cálculo da dívida Valor da dívida reconhecido no passivo excluindo o conceito de Corredor Excluído do cálculo da dívida 18
  • 19. Resultados do 3T12 Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios, às projeções de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas, constituem-se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administração em relação ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente dependentes de mudanças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elétrico e do mercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças.

×