Apresentação call tiete 3 t12_sem discurso
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Apresentação call tiete 3 t12_sem discurso Apresentação call tiete 3 t12_sem discurso Presentation Transcript

  • Resultados 3T12 Novembro, 2012
  • Principais destaques do 3T12  Geração de energia 22% superior à garantia física e 10% acima da registrada no 3T11 Operacional  Investimentos de R$ 31 milhões destinados ao programa de modernização das usinas de Nova Avanhandava (347 MW), Água Vermelha (1.396 MW) e Ibitinga (132 MW)  No 3T12, a Companhia vendeu 168 MWm através de contratos bilaterais, totalizando um portfólio de 259 MWm, dos quais 227 MWm foram vendidos em 2012  Contrato bilateral com a AES Eletropaulo reajustado de R$ 173,68/MWh para R$ 182,61/MWh Financeiro  Receita líquida de R$ 543 milhões, aumento de 4,7% em relação ao 3T11  Venda da AES Minas PCH concluída em 31 de agosto de 2012 com contribuição de R$ 10 milhões no Ebitda  Ebitda alcançou R$ 423 milhões, com margem de 78%  Lucro líquido de R$ 244 milhões, aumento de 7% em relação ao 3T11  Distribuição de dividendos no valor de R$ 253,8 milhões, referentes ao resultado do 3T12, sendo Eventos R$ 0,63 por ação ON e R$ 0,70 por ação PN. O pagamento ocorrerá em 22 de novembro de 2012  Vencedora do prêmio “As Melhores Companhias para os Acionistas 2012” da revista Capital Aberto 2
  • MP 579: Contexto  A AES Tietê não é abrangida pelas regras da MP 579 e possui sua concessão válida até 2029 Objetivo  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%  Eventual pressão de alta de preços no mercado livre no curto prazo Oportunidades Riscos  Possível venda de energia para geradoras cujas concessões estão vencendo, para a cobertura de contratos fechados no mercado livre para o período 2015-2017  Indefinição quanto à indenização ao final da concessão 3
  • PLD mais alto favoreceu a receita no mercado spot PLD 2 Submercado SE/CO - Média Mensal (R$/MWh) Nível dos reservatórios no SIN1 94% 430 65% 280 60% 48% 52% 45% 193 51% 43% 235 183 132 181 125 29 23 13 jan Sudeste/ Centro Oeste Sul 3T11 Nordeste Norte 48 51 14 fev 28 118 22 26 12 mar abr 32 32 68 138 117 119 91 23 20 21 jul ago set 37 46 out nov 72 44 17 mai 2010 jun 2011 dez 2012 3T12 1- Sistema Interligado Nacional 2- Preço de Liquidação de Diferenças (mercado spot) 4
  • Geração se mantém acima da garantia física, mesmo com a redução do nível dos reservatórios Energia Gerada (MW médio3) Reservatórios das usinas da AES Tietê1 130% 125% 124% 105% 52% 66% 62% 1.665 1.599 1.582 2010 2011 1.438 1.585 22% 40% 53% 67% 66% 122% A. Vermelha (11,0 km 2) Promissão (8,1 km 2) B. Bonita (3,6km 2) Caconde (0,6 km 2) 2009 Geração - MW médio 3T11 Média: 1 – Em 30/09/2012 2 – Volume do reservatório 62% 3T11 3T12 Geração/Garantia física 3T12 45% 3 – Energia gerada dividida pelo número de horas do período 5
  • Investimentos no 3T12 direcionados principalmente à modernização das usinas de Nova Avanhandava, Água Vermelha, Ibitinga e Limoeiro Investimentos no 3T12 Investimentos (R$ milhões) 175 90% 19 82 167 12 156 46 10% 4 70 42 2010 2011 Investimentos * Pequenas Centrais Hidrelétricas 2012(e) 31 3T11 3T12 Novas PCHs* Equipamentos e Manutenção Projetos de TI 6
  • Maior volume de energia faturada no 3T12 devido ao aumento da energia vendida no MRE1 Energia Faturada (GWh) +17% 13.032 11.118 346 1.192 421 1.083 +10% 2.182 1.425 3.608 8.045 3.970 145 342 8.558 110 788 3.011 9M11 AES Eletropaulo 1 - Mecanismo de Realocação de Energia 9M12 MRE 2.887 3T11 123 172 3T12 Mercado Spot Outros contratos bilaterais 7
  • Estratégia para contratação de energia em 2016: formação de carteira de clientes Evolução da carteira de clientes em 2012 • Objetivos: - 2011 / comerciais 2012: para iniciativas ampliar carteira de clientes no mercado 259 livre - O portfólio atual é composto 84 90 1T12 2T12 por 259 MWm, sendo que 227 32 Antes dez/2011 3T12 MWm foram vendidos esse ano e 87 MWm vendidos para após MWméd 2016. 8
  • Aumento do preço no spot, maior volume de energia vendida no MRE e reajuste no contrato com a AES Eletropaulo favoreceram o crescimento da receita líquida Receita Líquida (R$ milhões) +20% 1.618 1.344 82 91 40 39 1.265 +5% 1.438 519 543 16 17 14 7 498 9M11 9M12 AES Eletropaulo 502 3T11 3T12 Spot/MRE Outros bilaterais 9
  • PMSO abaixo da inflação no período Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões) 10 (10) 0,5 2 1 3 113 113 123 113 113 113 116 117 120 3T11 Energia comprada para revenda 3T11 + energia comprada PCH Minas Provisões Operac e Outras Desp PMSO² Transmissão e conexão CFURH 3T12 1 – Não inclui depreciação e amortização; 2 – Pessoal, material, serviços de terceiros 10
  • Aumento de 4% no Ebitda, com margem de 78% Ebitda (R$ milhões) 78% 78% 78% 77% 1.048 1.250 405 9M11 EBITDA 9M12 423 3T11 3T12 Margem EBITDA (%) 11
  • Melhor resultado financeiro influenciado por menor despesa financeira Resultado Financeiro (R$ milhões) 9M12 9M11 3T12 3T11 -12 -18 -38 -31% -42 -9% 12
  • Lucro líquido 6,9% maior, em função dos maiores preços no spot, reajuste do contrato com a AES Eletropaulo e controle de custos Lucro Líquido (R$ milhões) 110% 108% 107% 104%  7,9% 7,5% 3,1% 3,0% Distribuição de R$ 253,8 milhões em dividendos relativos ao 3T12: - R$ 0,64/ação ON - R$ 0,70/ação PN 720 582 - Ex-dividendos: 07/11/2012 228 9M11 3T11 9M12 244 - Pagamento: 22/11/2012 3T12 Pay-out Yield PN Lucro Líquido 13
  • Geração de caixa reflete a maior receita no spot e com o contrato com a AES Eletropaulo Geração de Caixa Operacional (R$ milhões) Saldo Final de Caixa (R$ milhões) +24% +1% 435 387 392 3T12 3T11 3T12 351 3T11 14
  • Baixa alavancagem com relação dívida líquida/Ebitda de 0,3 Fluxo de Amortização da Dívida (R$ milhões) Dívida líquida (R$ bilhões) 0,7x 0,6x 0,3x 0,3x 300 0,57 3T11 300 2013 3T12 300 2014 2015 0,55 Dívida Líquida Dívida Líquida/Ebitda Dívida Bruta/ Ebitda Covenants  Dívida financeira (bruta) /Ebitda de 2,5x  Ebitda/Despesas Financeiras de 1,75x Custo da dívida 3T11 3T12  Custo médio (% CDI)1 115% 121%  Prazo médio (anos) 2,5 1,5  Taxa efetiva 12,7% 9,7% 1 – Percentual do CDI 15
  • Resultados 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.