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Resultados do 3T12 Novembro , 2012

Apresentacao aes eletropaulo_3_t12_sem discurso_v12

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Resultados do 3T12 Novembro , 2012

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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

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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

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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

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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%

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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

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-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

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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,

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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

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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%

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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%

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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

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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

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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%

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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

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Lucro Líquido (R$ milhões)

Variação do lucro líquido decorrente da revisão tarifária e custos com reorganização e reestruturação

-80%

-96%

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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

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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

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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

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Dívida Bruta / Ebitda Ajustado < 3,5

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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.

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