Apresentação institucional 1_t12_port_v11

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Apresentação institucional 1_t12_port_v11

  1. 1. InstitucionalJunho, 2012 1
  2. 2. AES Brasil Group• Presença no Brasil desde 1997• Dados operacionais: • Unidades de Consumo: 7,7 milhões • Energia distribuída: 53,6 TWh • Capacidade instalada: 2.659 MW • Energia gerada: 13,9 TWh• 7,4 mil colaboradores• Investimentos 1998-2011: R$ 8,1 bilhões• Sólidas práticas de Governança Corporativa ede sustentabilidade• Segurança como valor número 1 2
  3. 3. AES Brasil amplamente reconhecida em 2009-2011  Excelência em Gestão  Qualidade e Segurança  Preocupação com o Meio Ambiente(AES Eletropaulo) (AES Tietê) (AES Tietê) (AES Eletropaulo) (AES Sul) (AES Brasil) (AES Eletropaulo) (AES Eletropaulo) (AES Tietê) (AES Brasil) (AES Tietê) (AES Tietê) (AES Tietê) (AES Eletropaulo) (AES Eletropaulo) 3
  4. 4. Missão e visãoMissão• Promover o bem estar e o desenvolvimento com o fornecimentoseguro, sustentável e confiável de soluções de energia Visão • Ser líder na gestão operacional e financeira no setor de geração de energia no Brasil e ampliar a capacidade instalada • Serem as melhores distribuidoras de energia elétrica do país 4
  5. 5. Responsabilidade Social: investimentos anuais de R$ 83 milhões Desenvolvimento e transformação de comunidades Casa de Cultura e Cidadania Oferece cursos e atividades em cultura e esporte, cursos, workshops e palestras. Beneficia diretamente 5,6 mil crianças e adolescentes e, indiretamente, 292 mil pessoas em 7 unidades da AES Brasil. Educação e desenvolvimento infantil Centros Educacionais Luz e Lápis Duas unidades em São Paulo atendendo 300 crianças de 1 a 6 anos de idade, em vulnerabilidade social. Educação sobre Segurança e Eficiência no consumo de energia elétrica AES Eletropaulo nas Escolas Educação sobre o uso seguro e eficiente da energia elétrica para 4,5 mil professores e 404 mil alunos de 900 escolas públicas, entre os anos de 2010 e 2011. As ações incluem atividades lúdicas oferecidas em caminhões adaptados. Transformando Consumidores em Clientes Projeto de regularização de ligações de energia elétrica. Desde 2004, mais de 500 mil famílias emcomunidades de baixa renda foram beneficiadas com a melhora nas condições de fornecimento de energia e a inclusão social. 5
  6. 6. Estrutura societária AES Corp BNDES O 50.00% + 1 ação O 50.00% - 1 ação P 0.00% P 100% T 46.15% T 53.85% Cia. Brasiliana de Energia O 71.35% O 76.45% O 99.99% O 99.00% P 32.34% P 7.38%T 99.70% T 99.99% T 99.00% T 52.55% T 34.87% AES AES AES AES AES Sul Infoenergy Uruguaiana Tietê Eletropaulo O = Ações Ordinárias P = Ações Preferenciais T = Total 6
  7. 7. AES Tietê e AES Eletropaulo estão listadas na BM&FBovespa ¹ ¹ Free Float Outros² Market Cap³ 16,1% 19,2% 56,2% 8,5% R$ 2,0 bi 24,2% 28,3% 39,5% 8,0% R$ 4,9 bi1 – os controladores, AES Corp e BNDES, possuem participação similar no capital votante das Companhias: aproximadamente 38,2% na AES Eletropaulo e35,7% na AES Tietê2 – inclui as ações do Governo Federal e da Eletrobrás na AES Eletropaulo e AES Tietê, respectivamente3 – data base: 31/05/12. Cálculo para AES Eletropaulo inclui somente ações preferenciais e para AES Tietê ações ordinárias e preferenciais 7
  8. 8. AES Brasil é o segundo maior grupo Ebitda1 – 2011 (R$ Bilhões) do setor elétrico 5,4 4,9 3,8 2,9 2,9 2,0 1,9 1,5 1,2 0,7 2 CEMIG AES BRASIL CPFL TRACTEBEL NEOENERGIA CESP COPEL EDP LIGHT DUKE Lucro líquido1 – 2011 (R$ Bilhões) 3,0 2,4 1,6 1,6 1,4 1,2 0,5 0,3 0,3 0,1 2 AES BRASIL CEMIG CPFL NEOENERGIA TRACTEBEL COPEL LIGHT DUKE CESP EDP1 – excluindo Eletrobrás Fonte: Demonstrações financeiras das Companhias 82 – inclui a venda da AES Atimus (aprox. R$ 1 bilhão no EBITDA e aprox. R$ 700 milhões no lucro líquido
  9. 9. AES Tietê é a 3ª maior geradora entre asCapacidade Instalada (MW) - 20121 companhias privadas Principais Companhias privadas  AES Tietê é a 3ª maior geradora entre as AES TIETÊ CPFL DUKE EDP 2,3% 2,4% 1,9% 1,6% NEOENERGIA companhias privadas TRACTEBEL 6,1% 1,2% ENDESA 0,8%  Cerca de 78% da capacidade de geração do LIGHT 0,8% país está sob controle de empresas estatais2  Há três mega usinas hidrelétricas em DEMAIS CHESF ³ 27% 9% construção na região Norte do Brasil com 18 FURNAS ³ 8% GW de capacidade instalada ELETRONORTE ³ 8% – Santo Antonio e Jirau (Rio Madeira): 7 GW COPEL ITAIPU ³ 4% 6% – Belo Monte (Rio Xingu): 11 GW PETROBRÁS ELETRONUCLEAR ³ 5% CEMIG CESP 3% 6% 6% CGTEE ³ 1% ELETROSUL ³ 1- Fontes: ANEEL – BIG (Março/2012) e sites das Companhias 0,4%Capacidade total instalada: 117 GW 2- Fonte: relatórios dos bancos 3 – Eletrobrás, totalizando 35% 9
  10. 10. AES Brasil é o maior grupo de distribuição deConsumo (GWh) - 2011 energia no país 13% 30% 12% • 63 distribuidoras no Brasil fornecem 430 TWh AES Brasil AES Brasil • AES Brasil é o maior grupo de distribuição de energia no Brasil: 12% CPFL Energia CPFL Energia 5% – AES Eletropaulo: 45 TWh distribuídos, 7% CEMIG Cemig representando 10,5% do mercado brasileiro 7% 16%Consumidores – Dez/2011 Neoenergia Neo Energia – AES Sul: 8,6 TWh distribuídos, representando 2,0% do mercado brasileiro 13% Copel Copel  Atuação das distribuidoras é restrita as suas 12% Light Light áreas de concessão 52% EDP EDP  Aquisições podem ser feitas pelas holdings 11% dos grupos econômicos Outros Outros 7% 6% 6% 6% 10
  11. 11. Setor Elétrico no Brasil
  12. 12. Setor elétrico no Brasil: segmentos de negócio Clientes livres Distribuição Transmissão Geração • Consumo de 113 TWh • 63 companhias • 68 companhias • 13 grupos detêm 76% da (26% do mercado total capacidade instalada total • 430 TWh de energia • 68% setor privado brasileiro) • 22% setor privado distribuída em 2011 • Alta voltagem (>230 kV) • Fontes convencionais: • 1.862 usinas • 70 milhões de • 98.648 km de extensão em acima de 3000 kW • 117 GW capacidade instalada consumidores linhas (SIN) • Fontes alternativas: entre • 73% hidrelétricas • 67% setor privado • Serviço público regulado 500 kW e 3000 kW • 17% termelétricas • Reajuste tarifário anual com livre acesso • Grandes clientes podem • 5% biomassa • Revisão tarifária a cada • Tarifa regulada (indexada comprar energia quatro ou cinco anos anualmente pela inflação) • 4% PCHs diretamente de geradores • Ambiente de livre • Serviço público regulado • 1% eólica contratação • Ambiente de contratação • Ambientes de contratação – regulada mercados livre e reguladoFontes: EPE, Aneel, ONS e relatórios dos bancos. 12
  13. 13. Setor elétrico no Brasil: ambiente de contrataçãoMercado Regulado (ACR) Mercado Livre (ACL) Geradores, Produtores Independentes, Geradores e Produtores Comercializadores e Autoprodutores Independentes Leilões de Energia Nova e Energia Existente Contratos bilaterais Distribuidoras Clientes Livres • Principais leilões (leilões reversos): – Energia Nova (A-5): Entrega em 5 anos, contratos de 15-30 anos – Energia Nova (A-3): Entrega em 3 anos, contratos de 15-30 anos – Energia Existente (A-1): Entrega em 1 ano, contratos de 5-15 anos 13
  14. 14. Setor elétrico no Brasil: balanço entre oferta e demanda Balanço Estático – Carga x Oferta (considerando energia de reserva1) 100.000 Balanço Estático - Carga x Oferta (MW médios) 90.000 • O setor elétrico no Brasil 80.000 apresenta uma sobra no 70.000 60.000 balanço de energia para os 50.000 próximos anos 40.000 30.000 • Baixo risco de racionamento 20.000 10.000 • Oportunidades de expansão - 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 já que a capacidade ainda não Balanço (%) 5,9% 7,8% 11,2% 9,6% 8,4% 10,0% 10,6% 8,2% 5,4% 4,2% Balanço 3.528 4.875 7.443 6.684 6.097 7.590 8.404 6.734 4.673 3.770 está totalmente contratada; Reserva 439 1.007 1.509 1.743 1.746 2.959 2.959 2.959 2.959 2.959 Oferta 62.912 66.355 72.585 74.492 76.823 80.320 84.428 85.886 87.601 90.409 Carga 59.823 62.487 66.651 69.551 72.472 75.689 78.983 82.111 85.887 89.5981- Energia destinada a equacionar as diferenças entre a soma das garantias físicas das usinas e a garantia física total do sistema.2- Oferta baseada na garantia física. 14
  15. 15. Overview do segmento de geraçãoCapacidade Instalada (GW)1 Crescimento por fonte – novos leilões (GW) Total: 22 GW 166 171 156 162 141 148 133 136 19 Térmica 123 5 8 11 14 2117 2 3 2,6 24 28 33 38 41 42 42 6 13 23 Renováveis 10,6110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 Hidroelétrica 8,62011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Capacidade instalada atual Energia leiloada Próximos leilões • Capacidade Instalada deve crescer 4-5% a.a (~ 5 GW) nos próximos 10 anos • Energias renováveis irão liderar aumento da capacidade com custos competitivos em relação a outras tecnologias e forte apoio governamental •Térmicas a gás favorecidas pelas descobertas do pré-sal e por sua característica de segurança para o sistema elétrico1 - Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética), PDEE 2020, Maio/2011 2 – Pequena Central Hidrelétrica 15
  16. 16. Setor elétrico no Brasil: metodologia regulatória Revisão e Reajuste Tarifários • Revisão Tarifária é aplicada a cada 4 anos para a AES Eletropaulo • Custos da Parcela A − Data base: jul/2011 Sup. de Energia − Custos não-gerenciáveis que são em − Parcela A: custos em grande parte repassados à Transmissão grande parte repassados à tarifa tarifa Encargos − Estímulo a redução de perdas − Parcela B: custos definidos pela ANEEL Setoriais • Reajuste Tarifário: anual Opex − Parcela A: custos em grande parte repassados à • Opex regulatório: Regulatório tarifa (PMSO) – Custos operacionais eficientes determinada pela ANEEL − Parcela B: custos ajustados por IGPM +/- Fator X(1) Remuneração X WACC do investimento • Base de Remuneração: Base de – Total de investimentos prudentes sobre Remuneração o qual se aplica a taxa de retorno X Depreciação Depreciação (WACC) e de depreciação Ebitda Parcela A - Custos Não-Gerenciáveis Regulatório1 - Fator X: índice que captura os ganhos de produtividade Parcela B - Custos Gerenciáveis 16
  17. 17. Setor elétrico no Brasil: metodologia regulatória3º Ciclo de Revisão Tarifária – Fator X FATOR X = Pd + Q T + Produtividade da Qualidade do serviço Trajetória de custos DEFINIÇÃO distribuição operacionais Capturar ganhos de Incentivar a melhoria da Implementar trajetória de OBJETIVO qualidade do serviço produtividade custos operacionais Definido na revisão Definido a cada tarifária, considera a Definido na revisão reajuste tarifário, em produtividade média tarifária, considera as função da variação do do setor ajustada metodologias de APLICAÇÃO DEC e FEC e do pelo crescimento do empresa de referência e desempenho relativo mercado e variação benchmarking das demais do nº de unidades distribuidoras consumidoras 17
  18. 18. Timeline 2012 – 3o ciclo de revisão tarifária - Reunião de diretoria daAneel aprovou a abertura de Envio de audiência pública Manifestação Prazo Final Reunião de ao RAF – para envio das - Publicação da proposta diretoria para Base de Contribuições preliminar da Aneel de a decisão final Remuneração à Audiência-5,14% de efeito econômico da Aneel Regulatória Pública e -8,81% de efeito médio percebido pelo cliente 10/Abril 12/Abril 23/Abril 26/April 11/Mai 11/Mai a Jun 4/Jul 4/Jun - Início do período de Reajuste Sessão contribuições Tarifário Presencial da Interações incorporando - Aneel Audiência com o os ajustes da disponibiliza Pública da regulador revisão planilhas e Revisão tarifária notas técnicas Tarifária periódica
  19. 19. Perfil da AES Tietê Parque gerador  18 usinas hidrelétricas em operação nos Estados de São Paulo e Minas Gerais  Concessão de 30 anos expira em 2029; renovável por mais 30 anos  Capacidade instalada de 2.663 MW, com garantia física1 de 1.282 MW médios  A garantia física é vendida por meio de um contrato bilateral com a AES Eletropaulo vigente até o final de 2015  A AES Tietê pode investir em geração, sua atividade principal, além de atuar na comercialização de energia  364 colaboradores (Março/2012) 201 - Quantidade de energia disponível para contratação de longo prazo
  20. 20. Energia gerada evidencia elevada disponibilidade operacional Energia Gerada (MW médio1) Energia Gerada por usina (MW médio1) 136% 130% 130% 7% Água Vermelha 125% 124% 4% 5% Nova Avanhandava 6% Promissão Ibitinga 9% 59% 1.753 Bariri 1.665 1.599 1.582 1.612 Barra Bonita 10% Demais Usinas* 2009 2010 2011 1T11 1T12 Geração - MW médio Geração/Garantia física1 – Energia gerada dividido pelo número de horas do período * Euclides da Cunha, Caconde, Limoeiro, Mogi e PCHs 21
  21. 21. Parte significativa da energia faturada e da receita líquida é proveniente do contrato bilateral com a AES Eletropaulo Energia Faturada (GWh) Receita Líquida (%) 88% AES Eletropa 14.729 15.122 14.706 117 301 554 Outros contr 1.150 1.340 204 2.331 1.980 426 MRE Mercado Sp 4.867 6% 11.108 11.108 11.108 162 3.645 108 570 424 3% 1.256 587 94% 2% 2.526 2.879 AES Eletropaulo 2009 2010 2011 1T11 1T12 Outros contratos bilaterais 1 AES Eletropaulo MRE Mercado Spot Outros contratos bilaterais Mercado Spot MRE 221 – Mecanismo de Realocação de Energia
  22. 22. Investimentos nas modernizações das usinas de Nova Avanhadava, Ibitinga e Caconde Investimentos (R$ milhões) Investimentos no 1T12 85% 175 86% 19 82 11% 4% 174 11% 12 156 3% 38 4 21 70 2 Equipamento e Modernização 34 19 Equipment and Maintenance Novas PCHs* 2010 2011 2012(e) 1T11 1T12 New SHPPs Projetos de TI Investimentos Novas PCHs* IT Projects* Pequenas Centrais Hidrelétricas 23
  23. 23. Oportunidades de crescimento e obrigação de expansãoProjeto Termo-SP- Usina térmica a gás natural, ciclo combinado, com 550 MW de capacidade instalada- Indisponibilidade de Gás para os Leilões de Energia A-5/2011 e A-3/2012- Projeto cadastrado para os leilões A-3 e A-5 de 2012: os prazo para apresentação do contrato de gás são, respectivamente, 28 de junho e 06 de Agosto/12- Liminar suspendeu Licença Ambiental Prévia. Em 15 de maio/12, o Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo suspendeu a liminar que revogava a Licença Ambiental. Aguarda-se o julgamento de mérito do recurso apresentado- Próximos passos: Atendimento às condicionantes para obtenção da Licença de InstalaçãoProjeto Termo Araraquara- Aquisição de opção de compra em março/12- Usina térmica a gás natural, ciclo combinado, com 579 MW de capacidade instalada- Cadastrado no A-5 de 2012- Projeto tem grande potencial de sinergia com a Termo SPObrigação de expansão- 26/abril: Apresentação do plano para Expansão da Capacidade (Projeto Termo-SP) 24
  24. 24. Destaques financeirosReceita Líquida (R$ milhões) Ebitda (R$ milhões) 1.255 1.320 9 1.254 1.255 1.320 1.035 1.048 9 1.754 1.886 1.466 1.670 1.309 1.311 1.309 1.311 416 540 338 423 (54) 2008 2009 2010 9M10 9M11 2009 2010 2011 1T11 1T12 2009 2010 2011 1T11 1T12 75% 75% 78% 81% 78% Recorrente Não-recorrente Margem Ebitda 25
  25. 25. Distribuição de proventos estável em bases trimestrais* Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos1 (R$ milhões) 110% 117% 109% 11% 11% 11% • Prática de distribuição de dividendos: 100% do lucro líquido – Pay-out mínimo de 25% de 706 737 acordo com o estatuto 31 – Pay-out médio desde 2006: 106% – Média de dividendos desde 845 742 706 2006: R$ 745 milhões por ano 193 246 (36) 2009 2010 2011 1T11 1T12 Pay - out Yield PN Recorrente Não- recorrente1 – Valor Bruto 26(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS
  26. 26. Perfil da dívidaDívida líquida (R$ bilhões) Cronograma de Amortização (R$ milhões) 0,3x 0,3x 0,3x 0,4x 0,3x 300 300 300 0,5 0,5 0,4 0,4 0,5 2009 2010 2011 1T11 1T12 2013 2014 2015 Dívida Líquida Dívida Líquida / EBITDA • Março, 2012: – Custo médio da dívida no 1T12 foi de 115% do CDI a.a. ou 15% a.a. – Prazo médio da dívida: 2,0 anos 27
  27. 27. Mercado de CapitaisAES Tietê X Ibovespa X IEE Volume médio diário (R$ mil) 12 Meses1130 16.754120 + 16% 13.922 12.934 + 13%110 + 10% 10.187 2.838 + 9%100 4.239 3.397 2.101 90 13.916 -16% 80 8.086 9.683 9.537 70 mai-11 ago-11 out-11 dez-11 mar-12 mai-12 2009 2010 2011 Acm Mai/12 Ibovespa IEE² GETI4 TSR³ GETI3 Preferenciais Ordinárias• Market Cap4: US$ 4,9 bilhões• BM&FBovespa: GETI3 (ordinárias) e GETI4 (preferenciais)• ADRs negociadas no US OTC Market: AESAY (ordinárias) e AESYY (preferenciais)1 – Índice: 31/05/2011 = 100 2 – Índice de Energia Elétrica 3 – Total Shareholder’s Return 4 – Data Base: 31/05/2012 28
  28. 28. Perfil da AES EletropauloÁrea de concessão  Maior distribuidora de energia elétrica da América Latina  Presente em 24 municípios na área metropolitana de São Paulo  Contrato de concessão válido até 2028; renovável por mais 30 anos  Área de concessão com maior PIB do Brasil  45 mil quilômetros de rede e 6,3 milhões de unidades consumidoras em sua área de concessão de 4.526 km2  45 TWh distribuído em 2011  A AES Eletropaulo, sendo uma distribuidora, somente pode investir em ativos dentro da sua área de concessão  5.809 colaboradores (Março/2012) 30
  29. 29. Evolução do consumo Mercado Total (GWh)1 Distribuição do Consumo por Classe 2011 (%) 9 15 43.345 41.243 41.269 45.10245.000 41.269 43.345 2640.000 7.911 8.284 7.383 6.832 7.911 40 6.83235.00030.000 28 22.36625.000 20.714 4.149 1820.000 35.434 36.817 3.823 34.436 33.860 34.436 35.43415.000 11.119 11.146 2.040 1.906 3710.000 17.437 18.216 27 9.078 9.239 5.000 0 2009 2010 2011 1T11 1T12 Brasil AES Eletropaulo 2008 2009 2010 1S10 1S11 Free Clients Total Market Mercado Cativo Clientes Livres Residencial Comercial Industrial Outras 31 1 – Net of own consumption
  30. 30. Classe industrial Industrial X produção industrial do Estado de São Paulo 15% 10% 5% 0% • O consumo industrial é -5% influenciado pelo desempenho da -10% Crise Econômica Retomada Econômica Indústria de Transformação do -15% jul/07 fev/08 set/08 abr/09 nov/09 jun/10 jan/11 ago/11 mar/12 Estado de São Paulo Produção Industrial SP (% 12 meses) Industrial (% 12 meses) • A desaceleração recente é Consumo da classe industrial por atividade1 – AES Eletropaulo influenciada pela piora da produção industrial em 2011 e 2012 Automob., Químico, Borracha, Material Demais Plástico e setores Prod. de 52% Metal 48% 321 – Março/2012.
  31. 31. Classe Residencial Residencial X renda média RMSP* 1.800 4.800 • A classe residencial é Renda média R$ - SP (q-2¹) influenciada pela renda na Residencial (GWh) 1.600 4.300 RMSP* 1.400 3.800 • A manutenção da expansão da 1.200 3.300 renda deverá sustentar o crescimento da classe 1.000 2.800 1T06 3T06 1T07 3T07 1T08 3T08 1T09 3T09 1T10 3T10 1T11 3T11 1T12 • Crescimento médio anual (2003 – Renda média mensal (R$) - SP (q-2) Residencial (GWh) 2011):Consumo por consumidor (em kWh) – mercado residencial total: 5,5% a.a. - 9,4%258 – consumo por consumidor: 2,1% Racionamento a.a 229 234 228 219 223 • Consumo por consumidor ainda 220 213 203 207 199 é 9,4% menor que no período 192 antes do racionamento 1 - 2 trimestres de defasagem em relação ao consumo * Região Metropolitana de São Paulo 332000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
  32. 32. Investimentos focados na automação da rede, manutenção e expansão do sistema Investimentos (R$ milhões) Investimentos 1T12 (R$ milhões) 53 841744 6 739 46 7800 800 682 22 682 46 7 29700 700 28 28600 600 516 530 22 383 16500 500 37 44400 400 794 717 715 22 654 654300 300 478 166 184513200 200 7 Manutenção 5 362100 100 161 177 Serviço ao Consumidor 0 0 Expansão do Sistema 2010 2009 2011 2010 2012(e) 2011(e) 1T11 9M10 1T12 9M11 Recuperação de Perdas TI Financiados pelo cliente Recursos Próprios Total de Investimentos Financiados pelo cliente Financiado pelo cliente Outros 34
  33. 33. Redução do DEC é resultado da implantação do plano de ação DEC – Duração de Interrupções - 26% 10,09 9,32 10,09 8,68 9,32 8,68 11,86 10,60 10,36 11,86 10,60 10,36 3,47 2,57 1 2009 2010 2011 3M11 3M12 1 2009 2010 2011 8a 7a 6a DEC (horas) Referência Aneel DEC (horas) Referência Aneel Posição no ranking ABRADEE entre as 28 distribuidoras com mais de 500 mil consumidores ► DEC Referência Aneel para 2012: 8,67 horasFonte: ANEEL, AES Eletropaulo e ABRADEE 351 – Acumulado de 3 meses (Jan-Mar) 2011 e 2012
  34. 34. FEC permanece abaixo do limite regulatório FEC – Frequência de Interrupções 7,87 7,39 7,39 6,93 6,93 6,87 6,93 - 22% 6,17 5,43 5,45 1,80 1,40 5,43 5,45 5,44 5,09 1 1 2009 2010 2011 3M11 3M12 7a 3a 2010a 4 2011 1T11 1T12 FEC (vezes) Referência Aneel FEC (vezes) Referência Aneel Posição no ranking ABRADEE entre as 28 distribuidoras com mais de 500 mil consumidores ► FEC Referência Aneel para 2012: 6,87 vezesFonte: ANEEL, AES Eletropaulo e ABRADEE 361 – Acumulado de 3 meses (Jan-Mar) 2011 e 2012
  35. 35. Indicadores OperacionaisPerdas (%) Taxa de Arrecadação (% da Receita Bruta) 11,8 10,9 10,5 10,8 10,4 101,1 102,4 102,1 99,6 99,4 5,3 4,4 4,3 4,0 4,0 6,5 6,5 6,5 6,5 6,42009 2010 2011 1T11 1T12 2009 2010 2011 1T11 1T12 Perdas Técnicas Perdas Comerciais Referências ANEEL: Jul/09 à Jun/10: 12,32% Jul/10 à Jun/11: 12,45% 37
  36. 36. Projeto Criando Valor Revisão de processos internos:(i) atividades operacionais; (ii) funções de suporte Objetivo: operar Definição de metas para aumento dentro dos custos de produtividade operacionais Reavaliação da estrutura organizacional regulatórios e buscar Revisão de fornecedores ser benchmark noReavaliação e reforço de iniciativas que setor influenciam as perdas não técnicas 38
  37. 37. Destaques Financeiros Receita Líquida (R$ milhões) Ebitda (R$ milhões) 2.413 2.848 9.697 9.836 426 933 8.786 1.775 87 339 442 197 1.491 1.648 2.423 2.472 1.473 549 318 134 415 136 182 2009 2010 2011 1T11 1T12 2009 2010 2011 1T11 1T12 Recorrente Ativos e Passivos Regulatórios 1 Não-recorrente 391 – Não recorrente 2011 : considera a venda da AES Eletropaulo Telecom com impacto de R$ 707 milhões no Ebitda
  38. 38. Prática de distribuição de dividendos em bases semestrais Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos1 (R$ milhões) 114,4% 140,0% 101,5% 120,0% 54,4% 100,0% 80,0% 60,0% 40,0% 20,0% 28,6% 17,1% 1.572 0,0% 20,4% • Prática de distribuição de 1.348 1.572 1.156 dividendos: distribuição acima 1.348 do mínimo obrigatório 1.157 652 114.4% 350 140.0% 93.4% 652 120.0% - Pay-out mínimo de 25% de 350 54.4% 100.0% 374 80.0% acordo com o estatuto 236 60.0% 374 287 40.0% - Pay-out médio desde 2006: 160 236 20.0% 0.0% Pay-out³ 28.6% 20.4% 17.1% Yield 287 PN 83% ao ano 160 762 282 – Média de dividendos desde 622 634 92 282 110 2006: R$ 904 milhões por ano 762 622 634 190 98 92 110 190 13 2009 2010 2011 1T11 98 1T12 2009 2010 2011 1T11 1T12 Pay-out Yield PN Lucro Líquido ex ativos e passivos regulatórios Ativos e Passivos Regulatórios1 – Valor Bruto Lucro Líquido ex ativos e passivos regulatórios Não Recorrentes 402– Não recorrente 2011 : considera a venda da AES Eletropaulo Telecom com impacto de R$ 467 milhões no lucro líquido Ativos e Passivos Regulatórios
  39. 39. Perfil da dívidaDívida líquida (R$ bilhões) 1,4x 0,9x 0,8x 0,9x 0,9x 2,5 2,4 2,4 0,7x 0,7x 0,7x 0,6x • Março, 2012: 2,3 2,4 0,6x - Custo médio da dívida: 11,9% a.a. - Prazo médio da dívida: 6,9 anos 2009 2010 2011 1T11 1T12 2009 2010 2011 1T11 1T12 Dívida Líquida (R$ bilhões) Dívida Bruta/Ebitda Ajustado com Fcesp Dívida Líquida/Ebitda Ajustado com FcespCronograma de amortização – Principal (R$ milhões) 1.154 0,5% 72% 753 579 496 421 46 363 389 385 60 28% 70 277 52 282 64 61 533 49 56 436 400 351 302 337 321 228 226 CDI IGP - DI Outros 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 - 2028 41 Moeda Nacional (s/ Fundação CESP) Fundação CESP
  40. 40. Mercado de capitais AES Eletropaulo X Ibovespa X IEE Volume médio diário (R$ Mil) 12 Meses1 140 A B 49.695 120 + 13% 100 - 8% 24.496 26.897 80 - 16% 21.960 - 31% 60 40 mai-11 ago-11 out-11 dez-11 mar-12 mai-12 2009 2010 2011 Acm Mai/12 Ibovespa IEE² AES Eletropaulo PN AES Eletropaulo TSR³ A Ex dividendos: 08/11/2011 B Fato relevante 10/04/2012: notas técnicas publicadas pela Aneel sobre o cálculo da revisão tarifária preliminar, incluindo a base de ativos regulatória. • Market cap4: US$ 2,0 bilhões • BM&FBOVESPA: ELPL3 (ordinárias) and ELPL4 (preferenciais) • ADRs negociadas no OTC Market: EPUMY (preferenciais)1 – Informação até 31/05/2012, Índice: 31/05/2011 = 100 2 – Índice de energia elétrica 423 – Total Shareholder Return 4– Base: 31/05/12. Cálculo inclui apenas ações preferenciais
  41. 41. Anexos
  42. 42. Custos e Despesas OperacionaisCustos e despesas operacionais1 (R$ milhões) 415 433 351 433 420 415 187 201 112 187 174 184 183 201 82 69 239 246 117 214 246 245 78 214 114 103 51 29 49 66 20082009 2009 2010 20112010 1T11 1S10 1T12 1S11 Compra de Energia, Transmissão e Conexão Recursos Hídricos Outros Custos e Despesas 21 – Não inclui depreciação e amortização 2 - Pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas (receitas) operacionais 44
  43. 43. Custos e Despesas OperacionaisCustos e despesas operacionais1 (R$ milhões) PMSO (R$ milhões) 1.306 1.255 1.267 6.745 6.9566.431 254 165 132 1.255 1.2671.306 352 443 513 5.490 5.689 4015.125 1.937 348 1.707 401 700 647 70 84 348 622 126 132 1.359 1.535 151 1852009 2010 2011 1T11 1T12 2009 2010 2011 1T11 1T12 Sup. Energia e Enc. Transmissão PMS² e Outras Despesas Pessoal e encargos Materiais e serviços de terceiros Outros1 - Não inclui depreciação e amortização2 - Pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas (receitas) operacionais 45
  44. 44. Obrigação de expansão da AES Tietê Esforços sendo feitos Notificação Judicial: A Companhia foi intimada Em 19 de março de pela Companhia Edital de Privatização A Companhia foi notificada a responder a uma Ação o recurso foi Aneel informou visando atender a estabeleceu a judicialmente pela Ordinária apresentada negado. Assim, em que o assuntoobrigação de expansão Procuradoria Geral do Estado pelo Estado de SP, 26 de abril de 2012, obrigação: não tem relação de 15% da capacidade para se pronunciar sobre a solicitando o cumprimento a AES Tietê com o contratoinstalada (400 MW) até questão, tendo apresentado a da obrigação em 24 apresentou o • Contratos de energia de concessão e 2007, em projetos sua resposta dentro do prazo meses. projeto “Termo São deve ser de longo prazo greenfield e/ou através e, com isso, encerrado o Paulo” para atender resolvido com o Foi concedida liminar para de contratos de longo procedimento, já que a obrigação de (biomassa), totalizando Estado de SP que um projeto fosseprazo com novas usinas nenhuma outra medida foi expansão da apresentado em 60 dias. capacidade. 10 MW médios tomada pela Procuradoria. • PCH São Joaquim - entrada em operação em jul/11, com 3MW de 1999 2007 Abr/12 capacidade instalada Ago/08 Out/08 Jul/09 Set/10 Set/11 Nov/11 • PCH São José – com 4MW de capacidade instalada e entrada emCompanhia enfrenta restrições até operação em mar/12 o fim do prazo: Ação Popular: Ação Ordinária: Em resposta à Ação• Insuficiência de recursos hídricos Popular (movida por Devido à falha das • Termo-SP - projeto de demandantes para A Companhia • Restrições ambientais particulares contra o apresentou usina térmica de Governo Federal, Aneel, especificar os indivíduos recurso Tribunal • Insuficiência de gás natural a AES Tietê e Duke), a que deviam ser nomeados 550MW, a gás natural como réus, uma decisão de Justiça do • Lei do Novo Modelo do Setor Companhia apresenta Estado de São Elétrico (Lei nº 10.848/04) que defesa em primeira favorável foi proferida pelo • Termo Araraquara – juízo de primeira instância Paulo e a liminarproíbe a contratação bilateral entre instância foi suspensa Aquisição de uma opção (foi apresentado recurso) geradoras e distribuidoras de compra 46
  45. 45. Discussão Judicial entre AES Eletropaulo, CTEEP e Eletrobrás Eletropaulo De acordo com o Estatal foi dividida procedimento Próximos passos: Eletrobrás, após Em 7 de julho a em 4 companhias estipulado em 2ª 1 - A perícia ganhar a Juíza determinou e de acordo com Eletrobrás e instância após deverá iniciar até o Eletropaulo discussão do que a Eletropaulo nosso CTEEP apelaram apelo da AES 2º semestre de Estatal obteve cálculo dos juros, e a CTEEP entendimento para o Superior Eletropaulo, a 2012empréstimo junto iniciou Ação de apresentem suas baseado no Tribunal de Eletrobrás à Eletrobrás Execução para considerações, o 2- A perícia será acordo de cisão, Justiça (STJ) solicitou ao juiz receber o que ocorreu em concluída em pelo a discussão foi da 1ª instância montante devido agosto menos 6 meses transferida para a para indicar um CTEEP perito 3 - Após a conclusão do trabalho do perito, será divulgada decisão em 1ª Nov/86 Dez/88 Jan/98 Abr/98 Set/01 Set/03 Out/05 Jun/06 Mai/09 Dez/10 Jul/11 instância >Caso a decisão não seja favorável: 4 - Apelação para 2ª instância 5 - Início do Eletropaulo foreclosure . O STJ anulou a Estatal e O juiz de 2ª Apresentação de decisão de 2ª Eletrobrás Eletrobrás instância excluiu garantia Privatização. instância e solicitou o início discordaram em a AES Eletropaulo decidiu enviar a do processo de 6 - Pedido para como calcular os Eletropaulo da Estatal tornou-se Ação de avaliação que retirar garantia juros sobre o discussão AES Eletropaulo Execução de está sob análise empréstimo e foi baseado no 7 - Apelação para volta para a 1ª de 1ª instancia iniciada uma acordo de cisão 3ª instância instância discussão judicial 47
  46. 46. Acordo de AcionistasEm 22 de dezembro de 2003, AES e BNDES assinaram um Acordo de Acionistas para regular suas relações comoacionistas da Brasiliana e de suas empresas controladas. O acordo está disponível para consulta em:www.aeseletropaulo.com.br/riOs acionistas podem alienar suas quotas a qualquer momento, considerando os seguintes termos:Direito de  As partes com intenção de alienar suas ações, devem primeiramente fornecer à outra parte opreferência direito de comprar essa participação pelo mesmo preço oferecido por uma terceira parte.Direito ao  No caso de mudança de controle da Brasiliana, tag along são acionados para as seguintestag along empresas (apenas se a AES não é mais acionista controlador): – AES Eletropaulo: Tag along de 100% de suas ações ordinárias e preferenciais – AES Tietê: Tag along de 80% em suas ações ordinárias – AES Elpa: Tag along de 80% em suas ações ordináriasDireito aodrag along  Uma vez que a parte ofertante exerce a cláusula de drag along, a parte ofertada é obrigada a dispor de todas as suas ações se o direito de primeira recusa não for exercido. 48
  47. 47. Principais impostos no país AES Tietê AES Eletropaulo• Imposto de Renda / Contribuição Social: • Imposto de Renda / Contribuição Social: – 34% sobre o lucro tributável – 34% sobre o lucro tributável• ICMS • ICMS: 22% sobre receita (taxa média) – Residencial: 25% – imposto diferido – Industrial e comercial: 18%• PIS/Cofins: – Poder público: isento – PPA com AES Eletropaulo: 3,65% sobre receita • PIS/Cofins: – Outros contratos bilaterais: 9,25% sobre receita – 9,25% sobre receita menos custos menos custos 49

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