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Conferência Itaú Securities e Conferência Merrill Lynch - Maio e Junho de 2007
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  • 1. Composição Acionária AES Holdings BNDES Brasil Ltda O 49,99% O 50,01% P 100,00% P 0,00% T 53,84% T 46,15% Cia. Brasiliana de Energia O 71,27% O 100,00% O 100,00% O 98,26% P 32,23% T 100,00% T 100,00% T 98,26% T 52,51% P 7,38% AES Uruguaiana AES ELPA T 4,44% Inc (Cayman) O = Ações Ordinárias P = Ações Preferenciais O 77,81% T = Total O 100,00% P 0,00% T 100,00% T 30,97% AES Uruguaiana AES Infoenergy Eletropaulo AES Tietê S.A. Empreend. S.A. 3
  • 2. Perfil da Eletropaulo Área de Concessão Presente em 24 municípios na Grande São Paulo, incluindo a capital 42.269 km de linhas sub-transmissão aérea e subterrânea Capacidade Instalada de Distribuição – 12.863 MVA 4.316 colaboradores diretos Maior distribuidora de energia elétrica da América Latina em termos de Resumo Operacional e Financeiro receita R$ milhões 2004 2005 2006 5,5 milhões de consumidores Total de Energia (GWh)( 1 ) 35.342 36.499 38.183 Últimos 4 anos o crescimento médio Receita Líquida 7.430 8.321 8.354 ponderado da receita líquida (CAGR) foi de 6,78% EBITDA Ajustado( 2 ) 1.923 2.145 2.491 Total de Ativos de R$ 12,5 bilhões Margem EBITDA Ajustado( 2 ) 25,9% 25,8% 29,8% (1) Inclui Clientes Livres. Lucro Líquido (28) (155) 373 (2) EBITDA Ajustado = EBITDA + Despesa com Fundo de Pensão + RTE + itens extraordinários e não recorrentes. 4
  • 3. Brasil 12 maiores Distribuidoras de Energia - 2006 GWh R$ Bilhões AES Eletropaulo 2,0% 1,8% 9,1% 1,6 1,4 8,4 CEMIG 2,0 2,2% COPEL 2,0 2,3% CPFL 2,1 2,3% LIGHT COELBA 2,6 2,8% 5,7% ELEKTRO 6,3 Bandeirantes 3,0% 2,7 CELPE 5,4% Piratininga 5,2% 3,9 AES Sul 5,2 5,3% RGE 4,6 47,1% do total da energia distribuída no Brasil Fonte: Abradee. 5
  • 4. Destaques do Trimestre EBITDA Ajustado de R$ 505,1 milhões, 13,3% inferior ao 1T06 Lucro Líquido de R$ 165,6 milhões, comparado a um lucro líquido de R$ 25,1 milhões no 1T06 1T07 Encerramento da contingência com a CTEEP com relação ao imóvel CETEMEQ. Acordo no montante total de R$ 125,3 milhões Renegociação de R$ 300 milhões em CCB’s valido desde de 12 de Maio – Redução do custo médio de CDI + 1,82% para CDI + 1,20% e alongamento do prazo de 6 para 8 anos Eventos Subseqüentes Elevação dos ratings pela S&P (16/04/2007) - Escala nacional de A- para A, mantendo os ratings em escala internacional em BB- Pagamento de Dividendos (03/05/2007) - distribuição de R$ 130,4 milhões referentes ao exercício de 2006 6
  • 5. Comparação do Consumo em GWh Evolução do Mercado Cativo (GWh) 7.765 8.060 7.842 Excluindo-se os clientes livres atuais de 7.606 7.614 7.681 7.425 7.449 todos os períodos anteriores, houve um crescimento do mercado cativo de 4,2% (12 meses) +2,7% 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 9.572 9.317 +0,5% 7.818 7.859 +5,5% 3.181 3.013 2.560 2.561 -8,2% +14,2% 1.647 1.713 1.512 1.500 +1,0% 599 605 Residencial Industrial Comercial P. Públicos e Clientes Livres Mercado Cativo Mercado Total Outros Obs: Não considera consumo próprio 1T06 1T07 7
  • 6. Clientes Livres % Mercado Total (1T07) Receita Líquida com TUSD X Consumo Clientes Livres 125,2 125,0 117,1 115,2 113,4 18,1% 111,3 115,0 1,4% 1.654 1.658 1.716 1.713 105,0 80,5% 1.500 95,0 85,0 Consumo Cativo 75,0 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 Clientes Livres Clientes Livres (GWh) TUSD - R$ milhões Clientes Potencialmente Livres 8
  • 7. Suprimento de Energia 100% 80% 2006 – Fontes de Suprimento 60% 40% 3% Gás Hidro 1% Biomassa 96% 20% 0% 2004 2005 2006 1T07 Proinfa (Fontes Alternativas) Leilões Outros Contratos Bilaterais Estratégia de Contratação: Contrato Bilateral com Tietê – 100% a 103% da demanda total Contratos Iniciais Itaipu 9
  • 8. Destaques Operacionais Evolução das Perdas (%) Taxa de Arrecadação: % da Receita Bruta -4,8% +2,5% 13,5 12,9 12,8 101,2 12,0 12,2 99,0 99,1 98,7 97,5 7,0 6,4 6,3 5,5 5,7 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 2004 2005 2006 1T06 1T07 2004 2005 2006 1T06 1T07 Perdas Técnicas Perdas Comerciais Combate a Fraudes e Ligações Taxa de arrecadação (1T07) Clandestinas (1T07) – Poderes Públicos: 105,2% – Redução das perdas comerciais de 0,6 pontos – Setor Privado: 100,9% percentuais nos últimos 12 meses Cortes e Religações - média mensal (1T06 x – 75 mil inspeções e 7 mil fraudes detectadas 1T07) – 15,2 mil regularizações de ligações clandestinas – Cortes - redução de 107 mil para 106 mil – Religações - aumento de 70 mil para 71 mil 10
  • 9. Investimentos 1T07: R$ 87,7 milhões R$ milhões 404 6% 378 9% 49 28% 330 58 33 18% 20% 19% 355 319 297 88 17 Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema 71 Tecnologia da Informação 2004 2005 2006 1T07 Autofinanciados Capex Auto Financiados Manutenção Recuperação de Perdas Outros 11
  • 10. Evolução da Tarifa 30% 25% 20% 18,6% 14,3% 15% 11,5% 11,6% 10% 16,9% 2,1% 11,8% 7,3% 9,9% 5% 1,6% 3,6% 4,8% 2,5% 1,7% 1,6% 0% -4,3% -5% 2002 2003 2004 2005 2006 Parcela B Parcela A PIS/COFINS IGPM Tarifa Média 2005 2006 Variação % R$/MWh RESIDENCIAL 308,6 305,7 - 0,9% INDUSTRIAL 225,5 249,9 + 10,8% COMERCIAL 276,6 285,1 + 3,1% OUTROS 221,4 232,8 + 5,2% TOTAL 271,8 281,9 + 3,7% 12
  • 11. Revisão Tarifária 2007 2º Ciclo No dia 16 de maio, a ANEEL divulgou o resultado preliminar da Revisão Tarifária: R$ milhões PARCELA A 5.469,91 PARCELA B 2.170,44 NET RAB: WACC (pre-tax): (pre- Remuneração 768,66 5.098,64 15,08% Empresa de Referência 840,01 Inadimplência 50,25 GROSS RAB: RAB: Taxa de Depreciação Depreciaç Depreciação 511,52 11.868,13 4,31% Outras Receitas (42,62) Receita Requerida 7.597,73 Receita Verificada 8.031,96 Receita Req. / Receita Ver. -5,41% Próximos Passos: Efeitos Financeiros (1,62) – 14 de Junho – Audiência Pública Efeitos Financeiros -0,02% – 4 de Julho – Revisão Tarifária Final Total Revisão Tarifária -5,43% 13
  • 12. Resultados Receita Bruta Despesas Operacionais R$ milhões R$ milhões -6,4% +3,0% +5,0% -2,9% 2.947 2.760 2.760 1.365 1.406 1.365 2.679 1.299 1.188 1.032 1.083 1.083 1.043 1.034 1.043 941 1.647 1.677 1.759 1.677 358 322 372 322 1T06 1T07 4T06 1T07 1T06 1T07 4T06 1T07 Receita Líquida Deduções à Receita operacional Despesas Operacionais Eletricidade + Transporte Aumento de 3,0% em relação ao 1T06: Aumento de 10,8% na despesas não gerenciáveis em relação ao 1T06: – Reajuste tarifário médio 11,45% desde 04 de – Aumento de R$ 140,0 milhões em gastos com julho de 2006 compra de energia, em função do reajuste de – Aumento de 2,7% no mercado total (cativo + contratos com Tietê (0,9%) a partir de julho de livres) 2006, Itaipu (10,3%) e Leilões (12,1%), a partir de janeiro de 2007 Redução de 10,0% nas despesas gerenciáveis em relação ao 1T06: – Redução de 22,5% nas Outras Despesas e redução de 53,2% nas despesas previdenciárias 14
  • 13. EBITDA R$ milhões 1T06 X 1T07 4T06 X 1T07 EBITDA 423,8 391 433,1 391 RTE 81,3 82,1 83,4 82,1 Fundação CESP 60,5 26,7 60,4 26,7 Provisão - RTE 16,8 5,3 1,5 5,3 EBITDA Ajustado 582,4 505,1 578,4 505,1 Margem EBITDA Ajustado 35,4% 30,1% 32,9% 30,1% Redução -13,3% Redução -12,7% 15
  • 14. Resultados Resultado Financeiro Lucro Líquido R$ milhões R$ milhões 1T06 1T07 4T06 1T07 165,6 165,6 +67,2% (25,3) (25,3) 99,0 (41,5) +560,1% -38,9% -79,2% 25,1 (121,7) 1T06 1T07 4T06 1T07 O melhor resultado financeiro no 1T07 Margem Líquida de 9,9% no 1T07 reflete: – Encerrou-se em 2006, o reconhecimento em – Diminuição de 41,2% nas despesas balanço do passivo atuarial com o Fundo de financeiras: Pensão, cuja despesa anual bruta era de R$ 486,3 Redução do custo médio do endividamento milhões, recorrente entre 2002 e 2006. Redução de 68,6% nas despesas com Swap, em função da diminuição da dívida em moeda estrangeira em R$ 152,6 milhões Créditos de R$ 21,7 milhões de IPTU reconhecidos no acordo CETEMEQ (evento não recorrente) 16
  • 15. Dívida Consolidada Curto Prazo X Longo Prazo Dívida Bruta – 1T07 R$ milhões -25,0% - 9,6% 4.830 4.774 IGP-DI 4.606 4.411 4.606 21% 21% 50,0% 20% 20% 27% 27% 20% 20% 3.658 R$ milhões 3.306 3.306 Taxa Fixa 11,5% 79% 79% 80% 80% 80% 80% CDI/Selic Libor 73% 73% 36,8% 1,6% Fundo de Pensão: R$ 2.394 milhões 4T06 1T07 1T06 1T07 Credores Privados: R$ 1.994 milhões BNDES: R$ 218 milhões LP CP Dívida Líquida Destaques do Endividamento – Custo Médio e Prazo Médio últimos 12 meses 5,44 5,48 5,46 Dívida Bruta: redução em 3,5% (R$ 168,5 110.00% 101,18% 104,28% 102,63% 5 97,27% milhões) 90.00% 91,61% 4 Dívida Líquida: redução em 25,0% (R$ 1,1 bilhão) 70.00% 3,81 3,90 3 Moeda estrangeira: 1,6% do total 50.00% 2 30.00% 1 Aditamento do CCB (R$ 300 milhões) – Maio/2007: 10.00% 0 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 – Redução do custo médio de CDI + 1,82% para CDI + 1,20% Custo Médio - % CDI* a.a. Prazo Médio - anos – Aumento do prazo médio de 3,5 para 5,5 anos *Taxa CDI fim de período 17
  • 16. Fluxo de Caixa Gerencial R$ milhões 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 Saldo Inicial 492 358 619 767 1.166 Geração Operacional de Caixa 687 653 725 741 634 Investimentos (101) (88) (75) (85) (95) Despesa Financeira Líquida (194) (85) (176) (91) (187) Amortizações Líquidas (245) (45) (158) (111) (71) Fundação CESP (134) (108) (85) (55) (48) Imposto de Renda (147) (67) (83) - (97) Caixa Livre (133) 261 148 399 135 Saldo Final 358 619 767 1.166 1.301 Geração de Caixa Operacional: pagamento de R$ 89,7 milhões para a CTEEP conforme acordo de encerramento dos litígios com o imóvel CETEMEQ; Despesas Financeiras: pagamentos de juros semestrais da 8ª emissão de debêntures (R$ 63,7 milhões) e dos Bonds denominados em reais (R$ 45,3 milhões); Fundação CESP: menor volume de despesa com fundo de pensão no período, devido ao alongamento dos contratos de dívida junto à FCESP. 18
  • 17. Conclusão Lucro Líquido de R$ 165,6 milhões no 1T07, R$ 140,5 milhões superior ao lucro líquido do 1T06 Redução de 25,0% na dívida líquida consolidada nos últimos 12 meses Alongamento do prazo médio da dívida de 3,8 para 5,5 anos com relação ao 1T06 Elevação dos ratings pela S&P em escala nacional de A- para A Retomada do pagamento de dividendos em 03 de maio de 2007 - R$ 130,4 milhões referentes ao exercício de 2006 19
  • 18. Tietê Overview Área de Concessão Concessão de 30 anos expira em 2029 10 hidroelétricas nos rios Tietê, Pardo e Mogi Guaçu Capacidade Instalada de 2.651 MW, 21% da energia gerada no Estado de Oceano São Paulo Atlântico 100% da energia assegurada é Resumo Operacional e Financeiro vendida para a Eletropaulo via PPA, até Dezembro de 2015 R$ milhões 2004 2005 2006 Energia Gerada (GWh) 11.943 12.852 12.475 Preço ajustado anualmente pela inflação (IGP-M) Receita Líquida 981 1.220 1.387 Pagamento de 100% do lucro líquido EBITDA 777 939 1.097 reportado em 2006 Margem EBITDA 79,2% 77,0% 79,1% Lucro Líquido 292 556 614 21
  • 19. Brasil 10 maiores Geradoras de Energia - 2006 Capacidade Instalada - MW R$ Bilhões 4,0% 4,9% 3,5% 2,1% AES Tietê 11,3% 12,8% 12,0% 16,1% CHESF 4,6% Furnas 6,9% CESP Itaipú 9,5% Cemig - GT 18,7% 14,6% 9,9% Tractebel Copel - GER 8,1% Eletronorte 10,3% Duke 11,3% 8,5% 10,6% 20,1% Tietê representa 2,5% do Total da Capacidade Instalada do Brasil e é 9ª maior companhia geradora de energia do país. As 10 maiores geradoras de energia representam 62,3% (65.941 MW) do total da capacidade instalada no Brasil (105.927 MW). Fonte: ANEEL; Gasnet. 22
  • 20. Destaques do Trimestre Aumento de 15,1% na Energia Gerada EBITDA de R$ 287,2 milhões, 4,9% superior ao 1T06 1T07 Lucro líquido de R$ 160,5 milhões, aumento de 5,0% em relação ao 1T06 Aprovada a distribuição de R$ 160,5 milhões em dividendos, correspondentes a 100% do lucro líquido do 1T07: Eventos Subseqüentes – R$ 1,61 por lote de mil ações ON – R$ 1,77 por lote de mil ações PN 23
  • 21. Balanço Energético – 1T07 Energia Gerada – MW médio Energia Faturada - GWh +15,1% 4.093 145,6% 3.557 315 97,6% 109,2% 106,9% 115,1% 111,7% 80,7% 177 978 1.895 625 1.467 1.424 1.392 1.363 1.258 1.040 2.755 2.800 2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T07 Geração - MW Médio Geração / Energia Assegurada 1T06 1T07 Eletropaulo MRE CCEE/Perdas Aumento de 15,1% na Energia Gerada Tarifa bilateral Eletropaulo – R$ Geração 45,6% superior a Energia 133,87/MWh Assegurada (1.275 MW) Tarifa MRE – R$ 7,47/MWh Crescimento de 61,2% no volume de vendas Tarifa CCEE * – R$ 19,27/MWh para CCEE/MRE * média do 1T07 24
  • 22. Investimentos Capex – 1T07: R$ 10,2 milhões 1T07 – Os principais investimentos realizados no 1T07 referem-se a 25,6% 3,1% modernização e recapacitação das usinas e projetos de Equip. reflorestamento. 18,3% Hidrovia 1,8% PCH Estimativa de Capex para 2007: R$ 75,5 milhões: TI – R$ 22,4 milhões: Construção de 3 PCHs no interior do Estado Meio Amb. de São Paulo, totalizando 8MW de potência instalada – R$ 36,6 milhões: Recapacitação e modernização das usinas 51,2% – R$ 11,7 milhões: Meio Ambiente R$ milhões – R$ 4,8 milhões: SAP 75,5 Investimento em Pequenas Centrais Hidrelétricas 46,5 – Aquisição de licenças para construção de 3 PCHs no Estado do 27,5 Rio de Janeiro, com capacidade instalada total de 52 MW e 21,9 12,4 10,2 energia assegurada de 28,97 MW médios, aprovados pela ANEEL – investimento previsto de R$ 225 milhões em 2 anos 2003 2004 2005 2006 1T07 2007e 25
  • 23. Obrigação de Expansão Obrigação: expandir a capacidade instalada em, no mínimo, 15% (400 MW), até dezembro de 2007: – aumento da capacidade instalada no Estado de São Paulo; ou – contratação, por prazo superior a 5 anos, de energia de novos empreendimentos do Estado Restrições para cumprimento: – Estado de São Paulo – insuficiência de recursos hídricos e restrições ambientais para instalação de usinas térmicas – Fornecimento de gás restrito – Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (Lei nº. 10.848/04) Proposta apresentada pela AES Tietê ao Governo do Estado de SP: – suspensão da obrigação pelo período de 5 anos. Durante este prazo a AES Tietê poderá analisar projetos de investimento livremente, independente da localização – liberação da obrigação após o período de suspensão, caso ainda existam restrições ao cumprimento da obrigação – nenhuma quantia e/ou obrigação substituta será devida como indenização Governo do Estado de São Paulo e Aneel estão avaliando as seguintes alternativas: – prorrogação da obrigação de expansão pelo período de 2 anos – suspensão da obrigação se comprovada a inviabilidade de seu cumprimento Até o momento a AES Tietê não recebeu nenhuma resposta formal por parte do Governo ou da Aneel 26
  • 24. Resultado Receita Líquida Custos e Despesas Operacionais R$ milhões R$ milhões +3,2% +4,0% -5,3% +4,8% 359,8 359,8 94 349,2 346,4 89 89 85 13 8 8 8 18 16 16 16 5 4 5 4 13 16 10 16 14 20 17 17 27 32 27 24 1T06 1T07 4T06 1T07 1T06 1T07 4T06 1T07 Compra de Energia Despesas Operacionais Royalties Provisões Depreciação Outros* Receita líquida do 1T07 foi 3% superior Redução de 5,3% nos custos e despesas ao 1T06: operacionais principalmente em função de (i) reajuste no preço do contrato bilateral em Julho/06 (0,9%) maiores despesas no 1T06: (ii) aumento de 16,7% na receita de energia comercializada (i) Perda atuarial da Fundação Cesp no valor de R$ 3,3 milhões. através do MRE e CCEE (ii) Maior despesa com Pesquisa e Desenvolvimento em função (iii) maior volume de energia demandado pela Eletropaulo no da mudança de alíquota de 0,25% para 1% da receita líquida 1T07 e alteração na forma de contabilização. *Outros: P&D, taxa de fiscalização, seguros, hidrovia, etc. 27
  • 25. Resultado EBITDA R$ milhões 78,4% 79,8% 80,2% 79,8% +4,7% 287,2 +3,2% 287,2 273,7 278 1T06 1T07 4T06 1T07 1T07 x 1T06 1T07 x 4T06 – Reajuste do preço de venda de energia em – Receita pela venda de energia no MRE/CCEE julho de 2006 ( + 0,9% ) – Maior volume de energia demandado pela Eletropaulo – Aumento de 16,7% nas vendas para o MRE e CCEE – Menores custos e despesas operacionais 28
  • 26. Resultado Resultado Financeiro Lucro Líquido R$ milhões R$ milhões 43,8% 44,6% 47,7% 1T06 1T07 4T06 1T07 44,6% +5,0% -2.8% 160,5 165,1 160,5 152,9 (23,4) (29,0) (29,0) -23,9% (34,6) +16,3% 1T06 1T07 4T06 1T07 1T07 x 1T06 1T07 x 4T06 – Receita financeira: redução de 6,8% devido – Crescimento de 0,8 pontos percentuais na à queda do CDI médio de 17,2% no 1T06 para margem líquida. 12,9% no 1T07. – Aprovada a distribuição de dividendos, no montante equivalente a 100% do lucro líquido do – Despesas financeiras: aumento de 8,9% 1T07. decorrente da elevação do IGP-M de 0,7% para 1,1% . 29
  • 27. Endividamento Saldo de caixa em 31/03/2007 = R$ 686 milhões R$ milhões Montante Credor Vencimento Custo Garantia Montante Vencimento Custo Garantia 1,339.9 Eletrobras mai/13 IGP-M + 10% a.a. Recebíveis 11.9 FunCesp III set/27 IGP-M + 6% a.a. Recebíveis Dívida Líquida R$ Milhões 3,2x Dívida Líquida Dívida Líquida / EBITDA 2,0x 1,4x 0,7x 0,6x 0,6x 1.406 1.254 1.096 676 682 661 2002 2003 2004 2005 2006 1T07 30
  • 28. Fluxo de Caixa R$ milhões 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 Saldo Inicial 798 852 777 674 691 Geração Operacional de Caixa 270 308 290 280 288 Investimentos (5) (6) (8) (24) (10) Despesas Financeiras Líquidas (21) (18) (15) (19) (16) Amortização Líquida (41) (44) (50) (45) (46) Imposto de Renda (145) (20) (16) (32) (220) Dividendos e JSCP (4) (295) (305) (143) - Caixa Livre 54 (74) (104) 17 (4) Saldo Final 852 777 674 691 687 Fluxo de caixa livre do 1T07 negativo em R$ 4 milhões, devido ao pagamento de R$ 220 milhões de Imposto de Renda e Contribuição Social. Investimentos 4T06 – Pagamento de licenças referentes a aquisição de 3 PCHs no Estado do Rio de Janeiro, com capacidade instalada de 52 MW e energia assegurada de 28,97 MW médios 31
  • 29. Conclusão Geração 46% acima da energia assegurada EBITDA de R$ 287,2 milhões no 1T07, 4,9% superior ao mesmo período de 2006, com Margem EBITDA de 79,8% ante 78,4% no 1T06. Distribuição de 100% do lucro líquido do 1T07 na forma de dividendos, no valor total de R$ 160,5 milhões Busca por novas oportunidades de investimento e expansão, visando incrementar os resultados da Companhia 32
  • 30. ANEXOS
  • 31. Setor Elétrico Brasileiro Características do Mercado Geração Transmissão Distribuição Clientes Livres 124 companhias 40 companhias 64 companhias 849 clientes livres 16% setor privado Maioria setor público 347 TWh distribuídos Fontes Convencionais: 1.604 plantas Transmissão de alta em 2006 – Acima 3 MW 106 GW capacidade voltagem (>230 kV) 59 MM consumidores Fontes Alternativas: – No mínimo 500 kW instalada 194.286 km de linhas 73% setor privado – 71% hidroelétrica (n.º de companhias) Grandes consumidores Serviço público – 23% termoelétrica podem comprar regulado com acesso Reajuste Tarifário – 2% nuclear energia direto da aberto Anual – 4% outros geradora Tarifa de Transmissão Revisão Tarifária a Dois ambientes de Ambiente de Regulada (corrigida cada quatro ou cinco contratação – contratação livre anualmente pela anos mercado livre e inflação - IGP-M) Serviço Público mercado regulado Regulado Ambiente de contratação regulado Fontes: ANEEL; CCEE; ONS; ABRADEE. 34
  • 32. Setor Elétrico Brasileiro Crescimento do PIB x Demanda % Variação com o ano anterior R$ bilhões TWh 3,5 400 3,8% 4,6% 350 3,0 5,3% 4,5% 4,7% -7,9% 3,5% 300 2,5 250 2,0 200 1,5 150 1,0 4,3% 1,3% 2,7% 1,1% 5,7% 3,7% 2,9% 100 0,5 50 - 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 PIB Consumo Fontes: IBGE; EPE. 35
  • 33. Setor Elétrico Brasileiro Estrutura Regulatória Reajuste Tarifário Revisão Tarifária Contratação de Energia Anual Reajuste pela inflação e Revisão Tarifária da Eletropaulo Dois ambientes de contratação divisão do ganho com o ocorre a cada quatro anos – de energia crescimento do mercado com próxima Julho de 2007 os consumidores Contratação Regulada Índice da Revisão em %: – Aplicado às companhias distribuidoras Custos Parcela A: – Governo determina o total de demanda baseado nas projeções das distribuidoras – Não gerenciáveis Receita Receita – Governo indica novas geradoras a serem – Compra de Energia Requerida Verificada leiloadas – – Transmissão de Energia Encargos Setoriais Parcela A + ÷ MWh x – PPAs executados entre cada vendedor e todos os compradores (pool) Parcela B tarifa Custos Parcela B: Contratação Livre – Gerenciáveis Base Bruta – Aplicado aos clientes livres e Depreciação Depreciaç x comercializadoras – PMSO Depreciação Depreciaç – Depreciação – Contratos bilaterais livremente negociados – Remuneração do Capital Base Líquida Lí Remuneração Remuneraç x – Parcela B é ajustada pela inflação do Capital WACC menos o Fator X, com o intuito de (antes de impostos) compartilhar ganhos com crescimento do mercado com os consumidores Empresa de Referência - PMSO 36
  • 34. Setor Elétrico Brasileiro Estrutura Organizacional Ministério de Minas e Ministé Energia (MME) Implementa as políticas polí Conselho Nacional de Política Energética Polí Energé (CNPE) Formula as políticas polí Comitê de Agência Nacional de Empresa de Pesquisa Monitoramento do Setor Energia Elétrica (ANEEL) Elé Energética (EPE) Energé Elétrico (CMSE) Elé Regula e supervisiona Planejamento Monitora suprimento de energia Geradoras Câmara de Operador Nacional Comercialização Comercializaç do Sistema Elétrico Elé de Energia Elétrica Elé Transmissoras (ONS) (CCEE) Distribuidoras Coordena e controla o Coordena a sistema interligado comercialização de comercializaç nacional energia Clientes Livres 37
  • 35. AES Brasil Área de Concessão 4.526 km² Hidroelétrica 5,5 MM de consumidores 2.651MW, 10 plantas 4.316 colaboradores 285 colaboradores 16% participação da AES 24% participação da AES Consumo em 2006: 38.183 GWh Combustível: Gás Área de Concessão 99.512 km² 639MW, 1 planta 1,1 MM consumidores 57 colaboradores 810 colaboradores 46% participação da AES 100% participação da AES Distribuição Distribuiç Consumo em 2006: 6.974 GWh Geração Geraç 38
  • 36. Histórico - Eletropaulo e Tietê 1997-1999 2000-2002 2003-2004 2005-2006 1998 2000 2003 2005 – Privatização da – AES Transgás adquire 64% – AES reestruturação da – Oferta Secundária da Eletropaulo das ações ordinárias da dívida com o BNDES Tietê Eletropaulo – Criada a holding Brasiliana Energia 2006 1999 2001 – 1º Revisão Tarifária da – Reestruturação da – Privatização da Eletropaulo desde a Brasiliana Tietê – AES aumenta sua privatização – Oferta Secundária da participação na Tietê Eletropaulo 2004 – Reprofiling de 100% 2002 da dívida da – Reprofiling da dívida – AES aumenta sua Eletropaulo da Eletropaulo participação na Eletropaulo 39
  • 37. Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios, às projeções Declaraç negó projeç de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas, crescimento constituem-se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administração constituem- administraç em relação ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente dependentes de relaç dependentes mudanças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elétrico e do mudanç elé mercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças. mudanç

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