Resultados 3T13: Geração acima da garantia física e investimentos em modernização
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Resultados 3T13: Geração acima da garantia física e investimentos em modernização
- 2. Destaques do 3T13 ■ Geração de energia 19% superior à garantia física e 12% abaixo da registrada no 3T12 Operacional ■ Redução de 39% no fator equivalente de paradas forçadas (0,33% nos 9M12 vs. 0,20% nos 9M13) ■ 413MWm de energia própria vendida no mercado livre para entrega em 2016 (200MWm de novos contratos firmados no trimestre) ■ Receita líquida de R$ 580 milhões; aumento de 7% vs. 3T12 ■ Custos gerenciáveis no mesmo patamar de 3T12 Financeiro ■ Ebitda alcançou R$ 393 milhões no 3T13, com redução de 7% vs. 3T12 em função da sazonalização da energia vendida à AES Eletropaulo ■ Lucro líquido de R$ 225 milhões, com redução de 8% vs.3T12 Dividendos Prêmio ■ R$ 242 milhões a serem distribuídos como dividendos com pagamento em 25/nov/2013 ■ R$ 0,61 por ação ON e R$ 0,67 por ação PN (dividend yield de 3,1%) ■ Em julho de 2013, a AES Tietê recebeu o “Troféu Transparência 2013” da ANEFAC pela qualidade e transparência de suas demonstrações financeiras 2
- 3. Recuperação do nível dos reservatórios suportada pelo despacho térmico ■ Despacho térmico de 12GW nos 9M13 vs. 6GW nos 9M12 Nível Histórico dos Reservatórios Brasileiros (%) Evolução Mensal do PLD¹ (R$/MWh) - SE/CO 414 100 376 340 90 345 80 266 70 62 60 55 61 49 215 44 208 181 193 38 20 29 10 0 Fev Mar Abr Mai Jun Dados Históricos desde 2001 Jul Ago 2001 Set Out Nov 2012 Dez 2013 Jan 48 23 Fev 51 260 163 183 121 125 30 Jan 280 262 196 55 46 50 40 61 63 118 26 12 17 Mar Abr Mai 2011 119 91 32 23 20 21 Jun Jul Ago Set 2012 37 46 44 Out Nov Dez 2013 1 – Os preços médios referentes ao período de abril a ago/13 foram calculados com base nos valores de PLD1. A partir de set/13, calcula-se apenas os valores de PLD, que incorpora os d mecanismos de aversão ao risco ao modelo de cálculo. 3
- 4. Redução das indisponibilidades em função da melhoria contínua na gestão dos ativos ■ Redução de 39% no fator equivalente de paradas forçadas (0,33% nos 9M12 vs. 0,20% nos 9M13) ■ Menor despacho de Água Vermelha pelo ONS reduziu a energia gerada em 12% (vs. 3T12) Energia Gerada (MW médio2) Indisponibilidade não Programada (%) 8,38 7,47 125% -12% 127% 124% 122% 119% -39% 2,03 1,92 1,73 1,67 1,68 7,33 1,68 1,40 1,47 7,23 1.599 1.582 1.629 1.742 1,05 0,24 2010 EFOF¹ 2011 0,35 2012 0,24 2013 - FYF 0,33 2012 YTD 0,20 2013 YTD Fator de Parada para Manutenção Não Planejada 1 - Fator Equivalente de Paradas Forçadas 2 - Energia gerada dividida pelo número de horas do período 1.363 2010 2011 Geração - MW médio 2012 3T12 3T13 Geração/Garantia física 4
- 5. R$ 202 milhões de investimentos projetados para 2013 Destaques 3T13 Histórico de Investimentos (R$ milhões) ■ 97% dos investimentos foram destinados à modernização das usinas: − Água Vermelha − Promissão − Ibitinga 175 19 − Caconde 139 4 48% ■ Revisão do guidance de investimentos para 202 156 135 2013: 60 31 2011 2012 2013 (e) 3T12 3T13 − R$ 202 milhões em 2013 vs. estimativa anterior de R$ 213 milhões − Postergação de investimentos no Investimentos Novas PCH´s desenvolvimento de projetos térmicos (R$ 11 milhões) 5
- 6. Crescimento da receita reflete maior venda no spot e estratégia de comercialização ■ Crescimento dos contratos bilaterais e de vendas no spot compensado parcialmente pela sazonalidade da energia vendida à AES Eletropaulo ■ Reajuste anual do contrato bilateral de R$ 182,61/MWh para R$ 194,19/MWh em julho de 2013 Receita Líquida1 (R$ milhões) Energia Faturada (GWh) 9% -5 % 1.797 13 13.031 1.083 2.970 419 25 1.455 98 401 1.986 8.504 9M13 AES Eletropaulo Mercado Spot 1.510 7% 543 3.970 123 4.183 484 788 172 842 2.887 9M12 148 53 5% 1.442 8.559 91 1.618 12.346 3T13 7 MRE¹ Outros contratos bilaterais 6 18 502 2.614 3T12 243 9M12 9M13 AES Eletropaulo 16 3T12 Outros bilaterais 1 – Reclassificação entre contas, sem impacto no EBITDA da Companhia. Desconsiderando esse efeito, a receita líquida totalizou R$ 616 milhões no 3T13. Spot 580 45 47 483 3T13 MRE 6
- 7. Custos gerenciáveis mantidos no mesmo nível do 3T12 ■ Elevação nos custos com compra de energia devido ao aumento do portfólio dos contratos bilaterais e mercado spot ■ Ganho de eficiência nos custos gerenciáveis de 4,1%, equivalente à inflação do período Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões) 56% 0,3% 99 37 187 34 120 0,4 0,4 49 49 3T12 Energia comprada² Outros 3 PMSO Gerenciável 3T12 39 0,2 Pessoal Material e Serviço Outras PMSO despesas Gerenciável 3T13 Outros 3 Energia comprada² 3T13 1 – Não inclui depreciação e amortização 2 – Considera a reclassificação entre contas, sem impacto no EBITDA da Companhia 3 – Venda da PCH Minas, provisões operacionais, CFHUR e encargos de conexão e transmissão 7
- 8. Resultado influenciado pela sazonalização do contrato com a AES Eletropaulo ■ Distribuição de dividendos intermediários no valor de R$ 242 milhões ▬ 108% de payout e 3,1% de yield no trimestre Lucro Líquido (R$ milhões) Ebitda (R$ milhões) 107% 65% 108% 7,9% 77% 9,2% -10% -8% 104% 68% 108% 2,6% 78% 3,1% 720 1.250 -8% 650 -7% 1.148 244 423 9M13 Ebitda 3T12 3T12 3T13 393 9M12 9M12 224 9M13 3T13 Margem Ebitda (%) Lucro Líquido Payout Yield PN 8
- 9. Consistente geração de caixa no período ■ Geração de caixa operacional influenciada pelo menor volume de liquidação na CCEE ■ Crescimento nos investimentos destinados ao programa de modernização das usinas R$ Milhões 3T12 3T13 SALDO DE CAIXA INICIAL 273,5 373,3 Geração Operacional de Caixa 435,1 397,9 Investimentos (28,3) (54,9) Despesas Financeiras Líquidas (11,2) (2,3) Amortizações Líquidas - - Imposto de Renda (21,7) (20,2) Geração de Caixa Livre 373,8 320,5 (250,6) (258,0) 392,4 436,8 Dividendos e JSCP SALDO DE CAIXA CONSOLIDADO 9
- 10. Baixo grau de alavancagem Dívida líquida (R$ milhões) Cronograma de Amortização da Dívida 0.5 0.3 300 0,8 0,5 3T12 3T13 Dívida Líquida 300 166 2014 166 166 2015 2018 2017 2019 Fluxo de amortização da divida Dívida Líquida/Ebitda Covenants ■ Dívida Líquida/Ebitda Ajustado ≤ 3,5x ■ Ebitda Ajustado/Despesas Financeiras ≥1,75x Custo da dívida ■ Custo médio (% CDI)1 ■ Prazo médio (anos) ■ Taxa efetiva 3T12 120% 1,5 9,7% 3T13 100% 2,6 10,6% 1 – Percentual do CDI 10
- 11. Comercialização de energia ■ 413MWm (33%) da energia disponível já contratada (200MWm novos contratos no 3T13), com entrega em 2016 ■ Expectativa de preço médio de venda da energia disponível de R$ 110 - 120/MWh ─ Expectativa para os leilões de energia existente é de R$ 97 - 108/MWh Evolução da carteira de clientes (MWm) 183 209 200 72 23 68 72 76 80 Back-to-back 836 1268 1268 1268 Energia disponível para comercialização 888 1.088 1268 413 1.088 1.188 Contrato AES Eletropaulo Energia própria contratada (ACL) 360 160 160 60 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Preço médio R$/MWh1 : 83 108 183 96 103 194 95 101 198 95 100 198 96 100 105 96 97 105 96 97 103 96 97 103 96 97 105 1- Preço base setembro/13 Compra back-to-back Venda back-to-back Venda energia própria 11
- 12. Resultados 3T13 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.