Apresentação call tiete 2 t13_pt_final
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Apresentação call tiete 2 t13_pt_final

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  • 1. Resultados 2T13 Agosto, 2013
  • 2. Destaques do 2T13 (1/2) ■ Redução de 52% nas indisponibilidades não programadas (de 1,92% no 1S12 vs. 0,87% no 1S13) Operacional ■ Investimentos de R$ 26 milhões (27,7% maior em relação ao 2T12) destinados à modernização e manutenção preventiva das usinas Água Vermelha, Ibitinga e Caconde ■ Aumento no portfólio de contratos bilaterais no mercado livre para 455 MWm (150 MWm em novos contratos no 2T13; 288 MWm pós 2015) ■ Contrato bilateral com a AES Eletropaulo reajustado em julho de R$ 182,61/MWh para R$ 194,19/MWh ■ Receita líquida de R$ 583 milhões, com aumento de 9% em relação ao 2T12 ■ Custos de R$ 42 milhões com energia comprada justificada principalmente pelo aumento do portfólio de novos contratos bilaterais (566 GWh no 2T13 vs. 200 GWh no 2T12) Financeiro ■ Ebitda alcançou R$ 421 milhões no 2T13 (margem de 72%) com aumento de 4,1% em relação ao 2T12 ■ Lucro líquido de R$ 240 milhões com aumento de 5% em relação ao 2T12 2
  • 3. Destaques do 2T13 (2/2) Regulatório ■ CNPE 03/2013 - Suspensão do rateio do ESS por segurança energética concedido por meio da liminar obtida pela APINE em 27 de maio de 2013 ■ Rebaixamento médio da garantia física de 0,7% a 2,4%, considerando despacho térmico de 10 GW a 12 GW Estimativa 2013 ■ Compra de 296 GWh a 468 GWh de energia no mercado de curto prazo a um custo anual de R$ 123 milhões a R$ 156 milhões ■ Custo já incorrido (1S13) com compra de energia no mercado de curto prazo de R$ 122 milhões Dividendos ■ Dividendos intermediários a serem distribuídos no valor de R$ 258 milhões com pagamento em 25/set/2013 ■ R$ 0,65 por ação ON e R$ 0,71 por ação PN (dividend yield de 3,3%) 3
  • 4. Desempenho operacional ■ Recuperação do nível dos reservatórios suportado pelo despacho térmico (6 GW em 1S12 para 12 GW no 1S13) ▬ Expectativa de despacho térmico médio no 2S13 de 10GW ■ PLD menor em relação ao 1T13 devido à melhor afluência e redução do despacho térmico no 2T13 ■ CNPE 03/2013 – Efeitos suspensos pela liminar concedida à APINE (∆PLD e ESS por segurança energética ) Nível Histórico dos Reservatórios Brasileiros (%) Evolução Mensal do PLD¹ (R$/MWh) - SE/CO 100 100 90 90 80 80 70 63 62 61 61 63 62 70 60 55 61 63 55 46 60 50 46 50 3838 40 40 30 30 20 20 10 10 0 0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago 340 340 Jan Fev Mar Abr Mai Jun 2001 Jul Dados Históricos desde 2001 Dados Históricos desde 2001 215 215 125 125 Set Out Nov Out 2013 2012 Dez Nov Dez 2013 1 – PLD de abril a junho de 2013 foi calculado com base nos valores de PLD1 (não inclui o ∆PLD) 196 196 193 193 208 183 181 208 183 181 118 121 119 118 121 119 91 23 91 20 21 37 32 17 32 23 20 21 37 17 48 51 48 26 23 51 26 12 12 23 jan fev mar abr mai jun jul jan fev mar abr 2011 jun jul mai 2012 2011 2012 29 29 Ago Set 2012 2001 376 376 345 345 280 280 Max (%) Max (%) 414 414 46 46 260 260 44 44 ago set out nov dez ago set out nov dez 2013 2013 4
  • 5. Desempenho operacional ■ Redução de 52% nas indisponibilidades não programadas (1,92% do 1S12 para 0,87% no 1S13) ■ Redução em 28,0% da energia gerada em relação ao 2T12 em função de menor despacho da usina de Água Vermelha 8.38 Indisponibilidade não Programada (%) -75,8% 2.500 Energia Gerada (MW médio2) 7.47 2.300 8.38 125% 124% 2.100 7.47 1.900 125% 127% -28,0% 136% 127% 124% 136% 97% 1.700 7.33 1.500 7.33 -52% 1.300 7.23 2.03 1.92 1.38 1.68 1.05 0.24 2010 2011 EFOF¹ EFOF¹ 97% 7.23 0.35 2012 1.07 0.31 1.100 0.37 1.599 Série3 Fator de Parada para Manutenção Não Planejada 1.582 1.582 1.68 0.87 700 1.05 0.71 0.15 2013 - FYF 2012 YTD 2013 YTD 2010 Fator de Manutenção não Planejada 1 - Fator Equivalente de Paradas Forçadas 2 - Energia gerada dividida pelo número de horas do período 1.599 900 1.55 2.05 2.03 0.24 0.35 2010 2010 2011 EFOF² 2011 2011 2012 1.629 1.629 1.38 1.07 0.31 1.731 1.731 1.68 1.247 0.87 1.247 0.37 0.71 0.15 2012 2T12 2T13 2T12 2T13 20132012 2012 YTD 2013 YTD - FYF Geração - MW médio Geração/Garantia física Fator de Manutenção não Planejada Série3 Geração - MW médio Geração/Garantia física 5
  • 6. Investimentos Título do Gráfico Histórico de Investimentos (R$ milhões) Investimentos 2T13 (%) Modernização das usinas de Água Vermelha, Nova Avanhandava e Caconde Título do Gráfico 12% 12% 12% 175 19 139 4 88% 213 156 27,7% 135 88% 20 19 2011 2012 Investimentos 1 – Pequenas Centrais Hidrelétricas 2013 (e) 1 2T12 Novas PCHs¹ 26 Modernização e Manutenção Projetos de TI Modernização e Manutenção Projetos de TI 2T13 6
  • 7. Desempenho Financeiro ■ Reajuste anual do contrato bilateral de R$ 173,68/MWh para R$ 182,61/MWh em 04/jul/12 (R$ 194,19/MWh em 04/jul/2013) ■ Menor volume de energia faturada no trimestre e no acumulado do ano em função da redução do volume de vendas no spot e no MRE compensado parcialmente pela maior venda de energia por meio de bilaterais Energia Faturada (GWh) Receita Líquida (R$ milhões) 9,8% -9,9 % 1.181 1.181 1.075 1.075 9.062 911 2.182 38 8.163 297 971 1.143 936 1.026 5.890 4.193 925 1H13 AES Eletropaulo Mercado Spot 1 – Mecanismo de Realocação de Energia 583 535 3.980 339 543 56 459 2T12 116 2T13 493 2T13 38 2.832 2T12 51 20 489 2.793 1H12 8,9% 53 158 135 5.672 102 -5,1% 101 MRE¹ Outros contratos bilaterais 1S12 AES Eletropaulo 1S13 Spot/MRE Outros bilaterais 7
  • 8. Desempenho Financeiro ■ Aumento nos custos e despesas operacionais devido principalmente a compra de energia dos contratos bilaterais ■ Variação nos custos gerenciáveis (PMS) de +6,8% no 2T13 em linha com inflação no período (6,3%) Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões) 23,7% 2,5 4 173 179 177 Provisões oper. e outras desp. PMS Transmissão e conexão 6 4 42 131 2T12 Energia elét. comprada para revenda 162 131 1 – Não inclui depreciação e amortização Comp. Fin. p/ Utilização de Rec. Híd. 2T13 8
  • 9. Desempenho Financeiro Ebitda (R$ milhões) 77% Destaques 2T12 x 2T13 76% ■ Impacto positivo pela alteração da volume e do preço do contrato bilateral com a AES Eletropaulo 72% 64% -8,7% -9% 4,2% 827 4% 755 Ebitda 1S13 755 404 1S12 827 421 2T12 1S12 2T13 1S13 Margem Ebitda (%) Ebitda 404 2T12 ■ Menor geração de secundária no sistema (1% no 2T13 vs. 9% no 2T12) e maior preço no spot (R$ 250 MWh no 2T13 vs. R$ 165 MWh no 2T12) 421 ■ Redução de R$ 3 milhões nas 2T13 despesas com PMSO Margem Ebitda (%) 9
  • 10. Desempenho Financeiro Lucro Líquido (R$ milhões) Destaque 2T13 108% 108% 109% 107% 5,3% 3,0% 2,5% ■ 3,3% Maior volume de energia vendida por meio do contrato bilateral com a Eletropaulo favoreceu o aumento de 5,2% no lucro líquido do 2T13 -10,5% Proventos 5,2% ■ 476 426 229 241 Distribuição de dividendos intermediários no valor de R$ 258 milhões ▬ R$ 0,64/ação ON ▬ R$ 0,71/ação PN 1S12 1S13 Lucro Líquido 2T12 Payout 2T13 Yield PN ▬ Data para pagamento: 25/09/2013 10
  • 11. Desempenho Financeiro Destaques 2T12 x 2T13 ■ Redução da geração de caixa operacional no 2T13 devido a menor secundária e liquidação na CCEE (rebaixamento Janeiro), parcialmente compensando pelo reajuste do contrato com a Eletropaulo ■ Aumento no saldo final de caixa no 2T13 por conta da 2ª emissão de debêntures (15/mai/2013) Geração de Caixa Operacional (R$ milhões) Saldo Final de Caixa (R$ milhões) -24,2% 466 2T12 36,8% 354 2T13 Geração de Caixa 273 2T12 374 2T13 Saldo Final de Caixa 11
  • 12. Endividamento Dívida líquida (R$ milhões) Cronograma de Amortização da Dívida 0,8 0,6 Total de R$ 498 milhões da 2ª emissão de debêntures 0,5 0,4 300 0,6 0,7 2T12 300 2T13 166 2014 Dívida Líquida 166 166 2015 2017 2018 2019 Fluxo de amortização da divida Dívida Líquida/Ebitda Ajustado Dívida Bruta/ Ebitda Ajustado Covenants ■ Dívida Bruta / Ebitda =< 2,5x ■ Dívida Líquida / Ebitda Ajustado =< 3,5x ■ Ebitda Ajustado/Despesas Financeiras =>1,75x 1 – Percentual do CDI Custo da dívida ■ Res. Financeiro (R$ MM) ■ Custo médio (% CDI) ■ Prazo médio (anos) ■ Taxa efetiva 2T12 (15) 120% 1,8 10,1% 2T13 (16) 103% 2,9 10,5% 12
  • 13. Resultados 2T13 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.