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Resultados do 3T12 Novembro , 2012
Redução de 12% no DEC e de 10% no FEC
- Ambos abaixo do limite regulatório, resultado do Plano de Ação
Queda de 0.4% no consumo de energia
Investimentos de R$ 225 milhões, aumento de 10%
Receita bruta totalizou R$ 3.757 milhões, queda de 5%
Custos com reorganização e reestruturação da Companhia de R$ 34 milhões no trimestre
Ebitda de R$108 milhões, redução de 83%
Lucro Líquido de R$ 14 milhões, diminuição de 96%
.
Financeiro
Principais destaques do 3T12
Operacional
2
Em 4 de julho de 2012, foi aplicado índice de revisão tarifária (efeito econômico: -5,60%) e de reajuste tarifário (efeito econômico: + 4,45%), com efeito médio combinado de -3,25%
Em 11 de setembro de 2012 foi anunciado o Programa de Redução de Custos de Energia, através da Medida Provisória 579, que não afeta diretamente a Companhia, uma vez que a concessão foi outorgada após 1995
Regulatório
Reestruturação de toda a dívida da Companhia com a flexibilização de covenants, alongamento do prazo médio de 6,6 anos para 7,2 anos e redução do custo médio de CDI + 1,29% a.a. para CDI + 1,27% a.a.
Dívida
MP 579: Contexto
Impacto financeiro entre reajustes do risco hidrológico devido à alocação de cotas de energia
Benefício marginal da arrecadação e potencial queda na inadimplência, uma vez que o custo da energia será reduzido Aumento do consumo de energia, como possível efeito da queda das tarifas
Variação cambial do preço de Itaipu não mais suportada pelas distribuidoras e sim pela Eletrobrás
3
Oportunidades
Riscos
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%
Objetivo
A AES Eletropaulo não é abrangida pelas regras da MP 579 e possui sua concessão válida até 2028
4
Revisão tarifária: discussões junto à Aneel
BRR Blindada
Investimentos
Aneel excluiu R$ 728 milhões da BRR blindada, em função da diminuição de quantidades de cabos entre o registro contábil e a BRR blindada, entre ciclos
Base blindada foi aprovada pela Aneel em 2003 e reconfirmada em 2007, considerando critério de consistência global
Mantida a exclusão da quantidade de cabos, adição de R$ 660 milhões de ativos em operação (BRR 2003) deveria ser considerada
A Aneel não reconheceu R$ 427 milhões em investimentos realizados no período incremental em Componentes Menores aos Equipamentos Principais (COM) e Custos Adicionais (CA)
Perdas Aneel alterou a empresa benchmark
proposta em Audiência Pública, modificando as perdas regulatórias de 0,49% para 1%
Adequação do padrão regulatório aplicado pela Aneel para valoração dos custos reais incorridos na execução de obras e registrados contabilmente
Empresa benchmark é outlier Perdas regulatórias devem ser reestabelecidas
ao valor anteriormente proposto de 0,49%
Argumentos Discussão
5 1 – Consumo próprio não considerado
Consumo impactado pela desaceleração da produção industrial e pela migração de clientes comerciais ao ACL
Evolução do Consumo (GWh)¹
Residencial Industrial Comercial Poder Público e Outros
Mercado Cativo
Clientes Livres Mercado Total
4.257
1.531
2.811
708
9.307
2.097
11.404
4.331
1.489
2.809
731
9.360
1.998
11.357
3T11 3T12
+1,7% -2,7% -0,1% +3,2% +0,6% -4,7% -0,4%
6
DEC é o melhor desde 2006 e encontra-se dentro dos limites regulatórios
DEC¹ (últimos 12 meses)
1 – Duração das interrupções Fonte: ANEEL e AES Eletropaulo
DEC (horas)
-22% - 16%
DEC¹ ( acumulado do ano)
► DEC Referência Aneel para 2012: 8,67 horas
2009 2010 2011 3T11 3T12
11,8610,60 10,36 10,30
8,67
DEC (horas)
10,099,32
8,68
Referência Aneel
Jan/Set11 Jan/Set12
7,806,11
-12%
FEC (vezes)
Referência Aneel FEC (vezes)
7 1 - Frequência das interrupções Fonte: ANEEL e AES Eletropaulo
FEC permanece abaixo do limite regulatório
-16%
FEC¹ (últimos 12 meses) FEC¹(acumulado do ano)
► FEC Referência Aneel para 2012: 6,87 vezes
2009 2010 2011 3T11 3T12
6,175,46 5,45 5,42
4,79
7,87 7,39 6,93
jan/set11 jan/set12
4,05 3,38
8
Nível de perdas próximo do referencial regulatório para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária
Perdas (últimos 12 meses) Referencial Regulatório² - Perdas Totais (últimos 12 meses)
2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015
10,7 10,3 9,8 9,4
2009 2010 2011 3T11 3T12
6,5 6,5 6,5 6,5 6,2
5,3 4,4 4,0 4,1 4,2
11,8 10,9 10,5 10,6 10,4
Perdas Técnicas¹ Perdas não Técnicas
1 – Em jan/12, a Companhia aprimorou a apuração das perdas técnicas, reduzindo-as para um patamar em torno de 6,1%. O valor dos últimos 12 meses encerrados no 3T12 é de 6,2%. 2 – Valores estimados pela Companhia para torná-los comparáveis ao referencial para perdas não técnicas do mercado de baixa tensão determinado pela Aneel,
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2010 2011 2012(e) 3T11 3T12
654 717794
198 213
2822
46
6 11
682739 841
205 225
Recursos Próprios Financiados pelo cliente
Manutenção
Serviço ao Consumidor
Expansão do Sistema
Recuperação de Perdas
TI
Financiado pelo cliente
Outros9
Histórico dos Investimentos (R$ milhões) Investimentos (R$ milhões)
+10%
1
Investimentos direcionados principalmente à expansão do sistema, manutenção e qualidade dos serviços ao cliente
1 – Capex de manutenção é o investimento realizado para modernização da rede e melhoria da qualidade do serviço
141
137
154
202526
75
53
49
569
1011
37
3T12 9M12
R$ 579 milhões R$ 225 milhões
9M11 9M12 3T11 3T12
6.839 6.804
2.348 2.232
532 579
208 227
4.032 4.046
1.380 1.298
11.403 11.429
3.937 3.757
Receita Líquida ex-receitas de construção
Receitas de Construção
Deduções à Receita Bruta 10
Receita Bruta (R$ milhões)
Variação na receita reflete nova tarifa e desaceleração da atividade industrial
-5%
+0,2%
9M11 9M12 3T11 3T12
4.2204.936
1.520 1.749
893
1.133
186358
5.113
6.068
1.7062.107
Suprimento de Energia e Encargos de Transmissão PMS² e Outras Despesas
11 1 – Não inclui depreciação e outras receitas e despesas operacionais 2 – Pessoal, Material e Serviços
Custos e Despesas Operacionais ¹ (R$ milhões)
Maior preço médio de compra de energia devido à energia proveniente de leilões e variação do dólar
+23%
+19%
12
PMSO (R$ milhões)
Itens de PMSO controláveis pela Companhia abaixo da inflação do período
1 - Reversões de contingências trabalhistas e tributárias e mudança no critério de contabilização da PCLD 2 – Variação do PMSO, excluindo FCESP, reajuste salarial e manutenção de frota 3 – Pontos de iluminação pública (acordo com a PMSP) com estorno a ser efetuado no 4T12 e despesas com TI
3T11 Não recorrente 3T11¹
3T11: ex não
recorrentes
FCESP Acordocoletivo
(dissídio)
Manut. Frotae outros²
3T12 Custos de reorganização
e reestruturação
Não recorrente
3T12³
3T12: ex não
recorrente
186 186
277 277 289 308 308 308343 358
90 1211
9 34
15
3T11 Mercado, revisão e
reajuste sobre Parcela B
Não recorrentes 3T11 e 3T12
Parcela A Outras receitase despesas
Custos de reorganização e reestrututuração
PMSO¹ 3T12
642
108
(264)
(63)
(105)
(36) (34) (32)
13
Ebitda (R$ milhões)
Redução do Ebitda decorrente da revisão tarifária e de custos com reorganização e reestruturação
1 – Variação do PMSO, excluindo custos de reorganização e reestruturação e não recorrentes 3T11 e 3T12
14
Resultado financeiro recorrente beneficiado pela variação cambial e queda dos juros
(11)
(50) (50)
Resultado Financeiro (R$ milhões) Resultado Financeiro (R$ milhões) – ex não-recorrente1
¹ Não-recorrente referente ao Finsocial no 3T11 de R$ 54,3 milhões e atualização monetária de processo judicial envolvendo crédito de PIS no valor de R$18,5 milhões.
012 8
9M11 9M12 3T11 3T12
(54) (69)
(43)
(11)
9M11 9M12 3T11 3T12
- 33%
- 19%
561269 51
142182
699 182
885181
348
14
(258)
9M11 9M12 3T11 3T12
(260)
(103) (17)
(20)
Lucro Líquido ajustadoVariação dos itens da Parcela AEfeitos da Postergação da Revisão Tarifária
15
Lucro Líquido (R$ milhões)
Variação do lucro líquido decorrente da revisão tarifária e custos com reorganização e reestruturação
-80%
-96%
3T11 3T12
878 932
3T11 3T12
735363
-51%
Geração de Caixa Operacional (R$ milhões) Saldo Final de Caixa (R$ milhões)
+6%
Menor geração de caixa devido à revisão tarifária e aumento nas despesas com compra de energia e
encargos
16
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 -2028
52 83 178
587476
686
321 40086 44
47
5154
58
62
732
138 128225
637530
744
383
1.133
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 -2028
302533
228337
226436
321 400
86
44
4751
54
5862
732
388
578
275387
280
494383
1.133
Conclusão de refinanciamento de R$ 1 bilhão e flexibilização de todos os covenants financeiros
17
• Aumento do prazo médio das dívidas bancárias de 6,6 para 7,2 anos
• Redução do custo médio da dívida bancária de CDI +1,29% para CDI + 1,27%
• Flexibilização dos covenants financeiros
Benefícios
Fluxo de amortização da dívida
Depois da reestruturação R$ 1.241 milhões
R$ 491 milhões
Antes da reestruturação
2028
Moeda Nacional (s/ Fundação CESP) Fundação CESP
2028
Moeda Nacional (s/ Fundação CESP) Fundação CESP
Novos covenants mais flexíveis e considerando as mudanças do IFRS
Índice Financeiro
DE
Dívida Líquida / Ebitda Ajustado < 3,5 (equivalente a 4,5x Dívida Bruta/ Ebitda Ajustado)
PARA
Se ultrapassar o limite em qualquer trimestre
Inadimplemento Se ultrapassar o limite em 2 trimestres consecutivos
Não considerados no cálculo Ativos e Passivos Regulatórios
Considerados no cálculo (conceito pré adoção IFRS)
Valor total reconhecido no passivo Dívida FCesp Valor da dívida reconhecido no passivo
excluindo o conceito de Corredor
Considerado no cálculo da dívida Empréstimos para Repasse
Excluído do cálculo da dívida
18
Dívida Bruta / Ebitda Ajustado < 3,5
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.
Resultados do 3T12