Post on 05-Jun-2015
3
ComposiComposiçção Acionão Acionááriaria
BNDESBNDES AES Holdings AES Holdings Brasil LtdaBrasil Ltda
Cia. Brasilianade Energia
AES UruguaianaAES UruguaianaInc (Cayman)Inc (Cayman) AES ELPAAES ELPA
AES Infoenergy EletropauloAES UruguaianaEmpreend. S.A. AES Tietê S.A.
O = Ações OrdináriasP = Ações Preferenciais T = Total
O 49,99%P 100,00%T 53,84%
O 50,01%P 0,00%T 46,15%
O 100,00%T 100,00%
O 98,26%T 98,26%
O 100,00%T 100,00%
O 100,00%T 100,00%
O 71,27%P 32,23%T 52,51%
O 77,81%P 0,00%T 30,97%
P 7,38%T 4,44%
4
Perfil da EletropauloPerfil da Eletropaulo
Resumo Operacional e FinanceiroResumo Operacional e Financeiro
ÁÁrea de Concessãorea de Concessão
(1) Inclui Clientes Livres.(2) EBITDA Ajustado = EBITDA + Despesa com Fundo de Pensão + RTE + itens extraordinários e
não recorrentes.
Presente em 24 municípios na Grande São Paulo, incluindo a capital
42.269 km de linhas sub-transmissão aérea e subterrânea
Capacidade Instalada de Distribuição – 12.863 MVA
4.316 colaboradores diretos
Maior distribuidora de energia elétrica da América Latina em termos de receita
5,5 milhões de consumidores
Últimos 4 anos o crescimento médio ponderado da receita líquida (CAGR) foi de 6,78%
Total de Ativos de R$ 12,5 bilhões
R$ milhões 2004 2005 2006
Total de Energia (GWh)(1) 35.342 36.499 38.183
Receita Líquida 7.430 8.321 8.354
EBITDA Ajustado(2) 1.923 2.145 2.491
Margem EBITDA Ajustado(2) 25,9% 25,8% 29,8%
Lucro Líquido (28) (155) 373
5
BrasilBrasil12 maiores Distribuidoras de Energia 12 maiores Distribuidoras de Energia -- 20062006
Fonte: Abradee.
47,1% do total da energia distribu47,1% do total da energia distribuíída no Brasilda no Brasil
GWhGWh R$ BilhõesR$ Bilhões
9,1%9,1%
5,7%
5,4%
5,3%
5,2%5,2%
3,0%3,0%
2,3%
2,3%
2,2%
2,0%2,0%1,8%
2,8%
8,48,4
6,3
5,25,2
4,6
3,9
2,72,7
2,6
2,1
2,0
2,01,6 1,41,4AES Eletropaulo
CEMIG
LIGHT
CPFL
COPEL
COELBA
ELEKTRO
Piratininga
Bandeirantes
CELPE
RGE
AES Sul
6
Destaques do TrimestreDestaques do Trimestre
EBITDA Ajustado de R$ 505,1 milhões, 13,3% inferior ao 1T06
Lucro Líquido de R$ 165,6 milhões, comparado a um lucro líquido de R$ 25,1 milhões no 1T06
Encerramento da contingência com a CTEEP com relação ao imóvel CETEMEQ. Acordo no montante total de R$ 125,3 milhões
Renegociação de R$ 300 milhões em CCB’s valido desde de 12 de Maio – Redução do custo médio de CDI + 1,82% para CDI + 1,20% e alongamento do prazo de 6 para 8 anos
Elevação dos ratings pela S&P (16/04/2007) - Escala nacional de A-para A, mantendo os ratings em escala internacional em BB-
Pagamento de Dividendos (03/05/2007) - distribuição de R$ 130,4 milhões referentes ao exercício de 2006
1T071T07
EventosEventosSubseqSubseqüüentesentes
7
3.013
1.647
599
1.500
3.181
1.512
605
1.713
2.560
9.317
7.818
2.561
9.572
7.859
Residencial Industrial Comercial P. Públicos eOutros
Clientes Livres Mercado Cativo Mercado Total
1T06 1T07
ComparaComparaçção do Consumo em GWhão do Consumo em GWh
Excluindo-se os clientes livres atuais de todos os períodos anteriores, houve um crescimento do mercado cativo de 4,2% (12 meses)
7.8428.0607.7657.6147.6067.425 7.449
7.681
2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
EvoluEvoluçção do Mercado Cativo (GWh)ão do Mercado Cativo (GWh)
+5,5%+5,5%
--8,2%8,2%
+1,0%+1,0%
+14,2%+14,2%
+0,5%+0,5%
+2,7%+2,7%
Obs: Não considera consumo próprio
8
Clientes LivresClientes Livres
% Mercado Total (1T07)% Mercado Total (1T07) Receita LReceita Lííquida com TUSD X Consumo Clientes Livres quida com TUSD X Consumo Clientes Livres
80,5%80,5%
18,1%18,1%
1,4%
Consumo Cativo
Clientes Livres
Clientes Potencialmente Livres
1.5001.654 1.658 1.716 1.713
111,3113,4
117,1
125,2
115,2
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
75,0
85,0
95,0
105,0
115,0
125,0
Clientes Livres (GWh) TUSD - R$ milhões
9
2006 2006 –– Fontes de SuprimentoFontes de Suprimento
Suprimento de EnergiaSuprimento de Energia
Estratégia de Contratação:– 100% a 103% da demanda total
3%3%1%1%
96%96%HidroHidro
Gás
Biomassa
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2004 2005 2006 1T07
Proinfa (Fontes Alternativas)
Leilões
Outros Contratos Bilaterais
Contrato Bilateral com Tietê
Contratos Iniciais
Itaipu
10
6,5
7,0 6,4 5,5 6,3 5,7
6,56,56,56,5
12,012,9
13,512,8 12,2
2004 2005 2006 1T06 1T07
Perdas Técnicas Perdas Comerciais
98,799,199,097,5101,2
2004 2005 2006 1T06 1T07
Destaques OperacionaisDestaques Operacionais
Combate a Fraudes e Ligações Clandestinas (1T07)
– Redução das perdas comerciais de 0,6 pontos
percentuais nos últimos 12 meses
– 75 mil inspeções e 7 mil fraudes detectadas
– 15,2 mil regularizações de ligações clandestinas
Taxa de arrecadação (1T07)
– Poderes Públicos: 105,2%
– Setor Privado: 100,9%
Cortes e Religações - média mensal (1T06 x 1T07)
– Cortes - redução de 107 mil para 106 mil
– Religações - aumento de 70 mil para 71 mil
--4,8%4,8% +2,5%+2,5%
EvoluEvoluçção das Perdas (%)ão das Perdas (%) Taxa de ArrecadaTaxa de Arrecadaçção: ão: % da Receita Bruta% da Receita Bruta
11
18%
9%6%
19%20%
28%
Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema
Tecnologia da Informação
Autofinanciados
Manutenção
Recuperação de Perdas
Outros
InvestimentosInvestimentos
33
58
297355
319
71
17
49
378
88
330
404
2004 2005 2006 1T07
Capex Auto Financiados
R$ milhõesR$ milhões1T07: R$ 87,7 milhões1T07: R$ 87,7 milhões
12
2,5% 3,6% 1,7%4,8%
11,8% 7,3%1,6% 9,9%
-4,3%1,6%
16,9%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
2002 2003 2004 2005 2006
Parcela B Parcela A PIS/COFINS IGPM
EvoluEvoluçção da Tarifaão da Tarifa
2,1%
18,6%
11,6%
14,3%11,5%
RESIDENCIAL 308,6 305,7 - 0,9%
INDUSTRIAL 225,5 249,9 + 10,8%
COMERCIAL 276,6 285,1 + 3,1%
OUTROS 221,4 232,8 + 5,2%
TOTAL 271,8 281,9 + 3,7%
Tarifa Média R$/MWh
2005 2006 Variação %
13
Revisão TarifRevisão Tarifáária 2007ria 200722ºº CicloCiclo
No dia 16 de maio, a ANEEL divulgou o resultado preliminar da Revisão Tarifária:
Próximos Passos:
– 14 de Junho – Audiência Pública
– 4 de Julho – Revisão Tarifária Final
PARCELA A 5.469,91
PARCELA B 2.170,44
Remuneração 768,66
Empresa de Referência 840,01
Inadimplência 50,25
Depreciação 511,52
Outras Receitas (42,62)
Receita Requerida 7.597,73
Receita Verificada 8.031,96
Receita Req. / Receita Ver. -5,41%
Efeitos Financeiros (1,62)
Efeitos Financeiros -0,02%
Total Revisão Tarifária -5,43%
NET RAB: NET RAB: 5.098,645.098,64
GROSS RABGROSS RAB: : 11.868,1311.868,13
WACC (preWACC (pre--tax): tax): 15,08%15,08%
Taxa de DepreciaTaxa de Depreciaçção ão 4,31%4,31%
R$ milhões
14
1.647 1.677 1.759 1.677
1.032 1.0831.188
1.083
2.679 2.7602.947
2.760
1T06 1T07 4T06 1T07
Receita Líquida Deduções à Receita operacional
358 322 372 322
941 1.043 1.034 1.043
1.2991.365 1.406 1.365
1T06 1T07 4T06 1T07
Despesas Operacionais Eletricidade + Transporte
ResultadosResultados
Aumento de 3,0% em relação ao 1T06:– Reajuste tarifário médio 11,45% desde 04 de
julho de 2006
– Aumento de 2,7% no mercado total (cativo +
livres)
Aumento de 10,8% na despesas não gerenciáveis em relação ao 1T06:– Aumento de R$ 140,0 milhões em gastos com
compra de energia, em função do reajuste de contratos com Tietê (0,9%) a partir de julho de 2006, Itaipu (10,3%) e Leilões (12,1%), a partir de janeiro de 2007
Redução de 10,0% nas despesas gerenciáveis em relação ao 1T06:– Redução de 22,5% nas Outras Despesas e
redução de 53,2% nas despesas previdenciárias
+3,0%-2,9%
-6,4%+5,0%
Receita BrutaReceita BrutaR$ milhõesR$ milhões
Despesas OperacionaisDespesas OperacionaisR$ milhõesR$ milhões
15
EBITDAEBITDA
R$ milhões 1T06 X 1T07 4T06 X 1T07
EBITDA 423,8 391 433,1 391
RTE 81,3 82,1 83,4 82,1
Fundação CESP 60,5 26,7 60,4 26,7
Provisão - RTE 16,8 5,3 1,5 5,3
EBITDA Ajustado 582,4 505,1 578,4 505,1
Margem EBITDA Ajustado 35,4% 30,1% 32,9% 30,1%
Redução -13,3% Redução -12,7%
16
25,1
165,6
99,0
165,6
1T06 1T07 4T06 1T07(121,7)
(25,3)
(41,5)
(25,3)
1T06 1T07 4T06 1T07
O melhor resultado financeiro no 1T07 reflete:– Diminuição de 41,2% nas despesas
financeiras:
� Redução do custo médio do endividamento
� Redução de 68,6% nas despesas com Swap, em função da diminuição da dívida em moeda estrangeira em R$ 152,6 milhões
� Créditos de R$ 21,7 milhões de IPTU reconhecidos no acordo CETEMEQ (evento não recorrente)
Margem Líquida de 9,9% no 1T07– Encerrou-se em 2006, o reconhecimento em
balanço do passivo atuarial com o Fundo de Pensão, cuja despesa anual bruta era de R$ 486,3 milhões, recorrente entre 2002 e 2006.
Resultado FinanceiroResultado FinanceiroR$ milhõesR$ milhões
Lucro LLucro LííquidoquidoR$ milhõesR$ milhões
ResultadosResultados
-79,2%-38,9%
+560,1%
+67,2%
17
Libor1,6%
Taxa Fixa11,5%
IGP-DI50,0%
CDI/Selic36,8%
DDíívida Consolidadavida Consolidada
Dívida Bruta: redução em 3,5% (R$ 168,5 milhões)
Dívida Líquida: redução em 25,0% (R$ 1,1 bilhão)
Moeda estrangeira: 1,6% do total
Aditamento do CCB (R$ 300 milhões) –Maio/2007:
– Redução do custo médio de CDI + 1,82% para CDI + 1,20%
– Aumento do prazo médio de 3,5 para 5,5 anos
Fundo de Pensão: R$ 2.394 milhõesCredores Privados: R$ 1.994 milhõesBNDES: R$ 218 milhões
*Taxa CDI fim de período
Curto Prazo X Longo PrazoCurto Prazo X Longo PrazoR$ milhõesR$ milhões
DDíívida Bruta vida Bruta –– 1T071T07
Destaques do Endividamento Destaques do Endividamento ––úúltimos 12 mesesltimos 12 meses Custo MCusto Méédio e Prazo Mdio e Prazo Méédiodio
4.8304.606 4.6064.774
- 9,6%-25,0%
79% 80% 80%73%
21% 20% 20%27%
3.306
4.411
3.3063.658
4T06 1T07 1T06 1T07
R$ m
ilhões
LP CP Dívida Líquida
79% 80% 80%73%
21% 20% 20%27%
102,63%104,28%97,27%101,18%
91,61%
5,465,485,44
3,81 3,90
10.00%
30.00%
50.00%
70.00%
90.00%
110.00%
1T06 2T06 3T06 4T06 1T070
1
2
3
4
5
Custo Médio - % CDI* a.a. Prazo Médio - anos
18
Fluxo de Caixa GerencialFluxo de Caixa Gerencial
Geração de Caixa Operacional: pagamento de R$ 89,7 milhões para a CTEEP conforme acordo de encerramento dos litígios com o imóvel CETEMEQ;
Despesas Financeiras: pagamentos de juros semestrais da 8ª emissão de debêntures (R$ 63,7 milhões) e dos Bonds denominados em reais (R$ 45,3 milhões);
Fundação CESP: menor volume de despesa com fundo de pensão no período, devido ao alongamento dos contratos de dívida junto à FCESP.
R$ milhões 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Saldo Inicial 492 358 619 767 1.166
Geração Operacional de Caixa 687 653 725 741 634
Investimentos (101) (88) (75) (85) (95)
Despesa Financeira Líquida (194) (85) (176) (91) (187)
Amortizações Líquidas (245) (45) (158) (111) (71)
Fundação CESP (134) (108) (85) (55) (48)
Imposto de Renda (147) (67) (83) - (97)
Caixa Livre (133) 261 148 399 135
Saldo Final 358 619 767 1.166 1.301
19
ConclusãoConclusão
Lucro Líquido de R$ 165,6 milhões no 1T07, R$ 140,5 milhões superior ao lucro líquido do 1T06
Redução de 25,0% na dívida líquida consolidada nos últimos 12 meses
Alongamento do prazo médio da dívida de 3,8 para 5,5 anos com relação ao 1T06
Elevação dos ratings pela S&P em escala nacional de A- para A
Retomada do pagamento de dividendos em 03 de maio de 2007 - R$ 130,4 milhões referentes ao exercício de 2006
21
Tietê OverviewTietê Overview
Resumo Operacional e FinanceiroResumo Operacional e Financeiro
ÁÁrea de Concessãorea de Concessão Concessão de 30 anos expira em 2029
10 hidroelétricas nos rios Tietê, Pardo e Mogi Guaçu
Capacidade Instalada de 2.651 MW, 21% da energia gerada no Estado de São Paulo
100% da energia assegurada évendida para a Eletropaulo via PPA, até Dezembro de 2015
Preço ajustado anualmente pela inflação (IGP-M)
Pagamento de 100% do lucro líquido reportado em 2006
R$ milhões 2004 2005 2006
Energia Gerada (GWh) 11.943 12.852 12.475
Receita Líquida 981 1.220 1.387
EBITDA 777 939 1.097
Margem EBITDA 79,2% 77,0% 79,1%
Lucro Líquido 292 556 614
Oceano Atlântico
22
18,7%
8,5%
8,1%
9,5%
4,6%
2,1%
12,0%11,3%
20,1%
4,9%
Tietê representa 2,5% do Total da Capacidade Instalada do Brasil e é 9ª maior companhia geradora de energia do país.
As 10 maiores geradoras de energia representam 62,3% (65.941 MW) do total da capacidade instalada no Brasil (105.927 MW).
BrasilBrasil10 maiores Geradoras de Energia 10 maiores Geradoras de Energia -- 20062006
Fonte: ANEEL; Gasnet.
Capacidade Instalada Capacidade Instalada -- MWMW R$ BilhõesR$ Bilhões
14,6%
11,3%10,3%
9,9%
6,9%
3,5%
16,1%12,8%
10,6%
4,0%
AES Tietê
CHESF
Furnas
CESP
Itaipú
Cemig - GT
Tractebel
Copel - GER
Eletronorte
Duke
23
Destaques do TrimestreDestaques do Trimestre
Aumento de 15,1% na Energia Gerada
EBITDA de R$ 287,2 milhões, 4,9% superior ao 1T06
Lucro líquido de R$ 160,5 milhões, aumento de 5,0% em relação ao 1T06
Aprovada a distribuição de R$ 160,5 milhões em dividendos, correspondentes a 100% do lucro líquido do 1T07:
– R$ 1,61 por lote de mil ações ON
– R$ 1,77 por lote de mil ações PN
1T071T07
EventosEventosSubseqSubseqüüentesentes
24
Energia Gerada Energia Gerada –– MW mMW méédiodio Energia Faturada Energia Faturada -- GWhGWh
BalanBalançço Energo Energéético tico –– 1T071T07
Aumento de 15,1% na Energia Gerada
Geração 45,6% superior a Energia
Assegurada (1.275 MW)
Crescimento de 61,2% no volume de vendas
para CCEE/MRE
Tarifa bilateral Eletropaulo – R$
133,87/MWh
Tarifa MRE – R$ 7,47/MWh
Tarifa CCEE * – R$ 19,27/MWh
* média do 1T07
1.0401.258
1.392 1.3631.467 1.424
1.895
97,6% 109,2% 106,9% 115,1% 111,7%145,6%
80,7%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T07
Geração - MW Médio Geração / Energia Assegurada
2.755 2.800
978
3153.5574.093
625
177
1T06 1T07
Eletropaulo MRE CCEE/Perdas
+15,1%
25
25,6% 3,1%
1,8%18,3%
51,2%
Equip.
Hidrovia
PCH
TI
Meio Amb.
1T071T07
InvestimentosInvestimentos
Capex – 1T07: R$ 10,2 milhões
– Os principais investimentos realizados no 1T07 referem-se a
modernização e recapacitação das usinas e projetos de
reflorestamento.
Estimativa de Capex para 2007: R$ 75,5 milhões:
– R$ 22,4 milhões: Construção de 3 PCHs no interior do Estado
de São Paulo, totalizando 8MW de potência instalada
– R$ 36,6 milhões: Recapacitação e modernização das usinas
– R$ 11,7 milhões: Meio Ambiente
– R$ 4,8 milhões: SAP
Investimento em Pequenas Centrais Hidrelétricas
– Aquisição de licenças para construção de 3 PCHs no Estado do
Rio de Janeiro, com capacidade instalada total de 52 MW e
energia assegurada de 28,97 MW médios, aprovados pela
ANEEL – investimento previsto de R$ 225 milhões em 2 anos
R$ milhõesR$ milhões
12,4
21,927,5
46,5
10,2
75,5
2003 2004 2005 2006 1T07 2007e
26
ObrigaObrigaçção de Expansãoão de Expansão
Obrigação: expandir a capacidade instalada em, no mínimo, 15% (400 MW), até dezembro de 2007:– aumento da capacidade instalada no Estado de São Paulo; ou – contratação, por prazo superior a 5 anos, de energia de novos empreendimentos do Estado
Restrições para cumprimento:– Estado de São Paulo – insuficiência de recursos hídricos e restrições ambientais para instalação de usinas térmicas
– Fornecimento de gás restrito– Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (Lei nº. 10.848/04)
Proposta apresentada pela AES Tietê ao Governo do Estado de SP:– suspensão da obrigação pelo período de 5 anos. Durante este prazo a AES Tietê poderá analisar projetos de investimento livremente, independente da localização
– liberação da obrigação após o período de suspensão, caso ainda existam restrições ao cumprimento da obrigação
– nenhuma quantia e/ou obrigação substituta será devida como indenização
Governo do Estado de São Paulo e Aneel estão avaliando as seguintes alternativas:– prorrogação da obrigação de expansão pelo período de 2 anos– suspensão da obrigação se comprovada a inviabilidade de seu cumprimento
Até o momento a AES Tietê não recebeu nenhuma resposta formal por parte do Governo ou da Aneel
27
24 27 32 27
20 17 14 17
13 16 10 165 4 5 418 16 16 16
13 8 8 8
94 89 85 89
1T06 1T07 4T06 1T07
Compra de Energia Despesas OperacionaisRoyalties ProvisõesDepreciação Outros*
349,2 359,8346,4
359,8
1T06 1T07 4T06 1T07
Resultado Resultado
*Outros: P&D, taxa de fiscalização, seguros, hidrovia, etc.
+3,2%+3,2% +4,0%+4,0% -5,3%5,3% +4,8%+4,8%
Receita líquida do 1T07 foi 3% superior ao 1T06:
(i) reajuste no preço do contrato bilateral em Julho/06 (0,9%)
(ii) aumento de 16,7% na receita de energia comercializada através do MRE e CCEE
(iii) maior volume de energia demandado pela Eletropaulo no 1T07
Redução de 5,3% nos custos e despesas operacionais principalmente em função de maiores despesas no 1T06:(i) Perda atuarial da Fundação Cesp no valor de R$ 3,3 milhões.
(ii) Maior despesa com Pesquisa e Desenvolvimento em função da mudança de alíquota de 0,25% para 1% da receita líquida e alteração na forma de contabilização.
Receita LReceita LííquidaquidaR$ milhõesR$ milhões
Custos e Despesas OperacionaisCustos e Despesas OperacionaisR$ milhõesR$ milhões
28
Resultado Resultado
1T07 x 1T06
– Reajuste do preço de venda de energia em
julho de 2006 ( + 0,9% )
– Aumento de 16,7% nas vendas para o MRE e
CCEE
– Menores custos e despesas operacionais
1T07 x 4T06
– Receita pela venda de energia no MRE/CCEE
– Maior volume de energia demandado pela Eletropaulo
273,7287,2
278287,2
78,4% 79,8% 80,2% 79,8%
1T06 1T07 4T06 1T07
+4,7%+4,7% +3,2%+3,2%
EBITDAEBITDAR$ milhõesR$ milhões
29
(23,4)
(29,0)
(34,6)
(29,0)
1T06 1T07 4T06 1T07
152,9 160,5 165,1 160,5
1T06 1T07 4T06 1T07
--2.8%2.8%
Resultado Resultado
1T07 x 1T06
– Receita financeira: redução de 6,8% devido à queda do CDI médio de 17,2% no 1T06 para 12,9% no 1T07.
– Despesas financeiras: aumento de 8,9% decorrente da elevação do IGP-M de 0,7% para 1,1% .
1T07 x 4T06
– Crescimento de 0,8 pontos percentuais na margem líquida.
– Aprovada a distribuição de dividendos, no montante equivalente a 100% do lucro líquido do 1T07.
Resultado FinanceiroResultado FinanceiroR$ milhõesR$ milhões
Lucro LLucro LííquidoquidoR$ milhõesR$ milhões
+16,3%+16,3%--23,9%23,9%
43,8% 44,6%
+5,0%+5,0%44,6%
47,7%
30
DDíívida Lvida LííquidaquidaR$ MilhõesR$ Milhões
1.4061.254
1.096
661682676
0,6x 0,6x 0,7x 1,4x
2,0x
3,2x
2002 2003 2004 2005 2006 1T07
Dívida LíquidaDívida Líquida / EBITDA
EndividamentoEndividamento
Saldo de caixa em 31/03/2007 = R$ 686 milhões
Montante Vencimento Custo Garantia
R$ milhões
Montante Credor Vencimento Custo Garantia
1,339.9 Eletrobras mai/13 IGP-M + 10% a.a. Recebíveis
11.9 FunCesp III set/27 IGP-M + 6% a.a. Recebíveis
31
Fluxo de CaixaFluxo de Caixa
Fluxo de caixa livre do 1T07 negativo em R$ 4 milhões, devido ao pagamento de R$ 220 milhões de Imposto de Renda e Contribuição Social.
Investimentos 4T06 – Pagamento de licenças referentes a aquisição de 3 PCHs no Estado do Rio de Janeiro, com capacidade instalada de 52 MW e energia assegurada de 28,97 MW médios
R$ milhões 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Saldo Inicial 798 852 777 674 691
Geração Operacional de Caixa 270 308 290 280 288
Investimentos (5) (6) (8) (24) (10)
Despesas Financeiras Líquidas (21) (18) (15) (19) (16)
Amortização Líquida (41) (44) (50) (45) (46)
Imposto de Renda (145) (20) (16) (32) (220)
Dividendos e JSCP (4) (295) (305) (143) -
Caixa Livre 54 (74) (104) 17 (4)
Saldo Final 852 777 674 691 687
32
ConclusãoConclusão
Geração 46% acima da energia assegurada
EBITDA de R$ 287,2 milhões no 1T07, 4,9% superior ao mesmo período de 2006, com Margem EBITDA de 79,8% ante 78,4% no 1T06.
Distribuição de 100% do lucro líquido do 1T07 na forma de dividendos, no valor total de R$ 160,5 milhões
Busca por novas oportunidades de investimento e expansão, visando incrementar os resultados da Companhia
ANEXOS
34
Fontes: ANEEL; CCEE; ONS; ABRADEE.
124 companhias
16% setor privado
1.604 plantas
106 GW capacidade instalada– 71% hidroelétrica
– 23% termoelétrica
– 2% nuclear
– 4% outros
Dois ambientes de contratação –mercado livre e mercado regulado
GeraGeraççãoão
40 companhias
Maioria setor público
Transmissão de alta voltagem (>230 kV)
194.286 km de linhas
Serviço público regulado com acesso aberto
Tarifa de Transmissão Regulada (corrigida anualmente pela inflação - IGP-M)
TransmissãoTransmissão
64 companhias
347 TWh distribuídos em 2006
59 MM consumidores
73% setor privado (n.º de companhias)
Reajuste Tarifário Anual
Revisão Tarifária a cada quatro ou cinco anos
Serviço Público Regulado
Ambiente de contratação regulado
DistribuiDistribuiççãoão
849 clientes livres
Fontes Convencionais:– Acima 3 MW
Fontes Alternativas:– No mínimo 500 kW
Grandes consumidores podem comprar energia direto da geradora
Ambiente de contratação livre
Clientes LivresClientes Livres
Setor ElSetor Eléétrico Brasileiro trico Brasileiro CaracterCaracteríísticas do Mercadosticas do Mercado
35
Setor ElSetor Eléétrico Brasileirotrico BrasileiroCrescimento do PIB x DemandaCrescimento do PIB x Demanda
-
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
2000 2001 2002 2003 2004 2005 20060
50
100
150
200
250
300
350
400
PIB Consumo
Fontes: IBGE; EPE.
5,3%5,3%--7,9%7,9% 3,5%3,5% 4,7%4,7% 4,5%4,5%
4,6%4,6%
4,3% 1,3% 2,7% 1,1% 5,7% 2,9%
3,8%3,8%
3,7%
R$ bilhões
% Varia% Variaçção com o ano anterior ão com o ano anterior
TWh
36
DepreciaDepreciaççãoãoBase BrutaBase Bruta
xxDepreciaDepreciaççãoão
RemuneraRemuneraççãoãodo Capitaldo Capital
Base LBase Lííquidaquidaxx
WACC WACC (antes de impostos) (antes de impostos)
Empresa de Referência Empresa de Referência -- PMSOPMSO
Setor ElSetor Eléétrico Brasileirotrico BrasileiroEstrutura RegulatEstrutura Regulatóóriaria
Reajuste pela inflação e divisão do ganho com o crescimento do mercado com os consumidores
Custos Parcela A:– Não gerenciáveis
– Compra de Energia
– Transmissão de Energia
– Encargos Setoriais
Custos Parcela B:– Gerenciáveis
– PMSO
– Depreciação
– Remuneração do Capital
– Parcela B é ajustada pela inflação
menos o Fator X, com o intuito de
compartilhar ganhos com crescimento
do mercado com os consumidores
Revisão Tarifária da Eletropaulo ocorre a cada quatro anos –próxima Julho de 2007
Índice da Revisão em %:
Dois ambientes de contratação de energia
Contratação Regulada– Aplicado às companhias distribuidoras
– Governo determina o total de demanda
baseado nas projeções das distribuidoras
– Governo indica novas geradoras a serem
leiloadas
– PPAs executados entre cada vendedor e
todos os compradores (pool)
Contratação Livre– Aplicado aos clientes livres e
comercializadoras
– Contratos bilaterais livremente negociados
Receita Verificada
MWh x tarifa
Receita Requerida
Parcela A +
Parcela B
÷
Reajuste TarifReajuste Tarifáário rio AnualAnual Revisão TarifRevisão Tarifááriaria ContrataContrataçção de Energiaão de Energia
37
Geradoras
Transmissoras
Distribuidoras
Clientes Livres
Câmara de Câmara de ComercializaComercializaçção ão
de Energia Elde Energia Eléétrica trica (CCEE)(CCEE)
Coordena a Coordena a comercializacomercializaçção de ão de
energiaenergia
Operador Nacional Operador Nacional do Sistema Eldo Sistema Eléétrico trico
(ONS)(ONS)
Coordena e controla o Coordena e controla o sistema interligado sistema interligado
nacionalnacional
Setor ElSetor Eléétrico Brasileirotrico BrasileiroEstrutura OrganizacionalEstrutura Organizacional
Comitê de Comitê de Monitoramento do Setor Monitoramento do Setor
ElEléétrico (CMSE)trico (CMSE)Monitora suprimento de energiaMonitora suprimento de energia
Agência Nacional de Agência Nacional de Energia ElEnergia Eléétrica (ANEEL)trica (ANEEL)
Regula e supervisionaRegula e supervisiona
Empresa de Pesquisa Empresa de Pesquisa EnergEnergéética (EPE)tica (EPE)
PlanejamentoPlanejamento
Conselho Nacional de Conselho Nacional de PolPolíítica Energtica Energéética tica
(CNPE)(CNPE)Formula as polFormula as polííticasticas
MinistMinistéério de Minas e rio de Minas e Energia (MME)Energia (MME)
Implementa as polImplementa as polííticasticas
38
AES BrasilAES Brasil
Área de Concessão 4.526 km²
5,5 MM de consumidores
4.316 colaboradores
16% participação da AES
Consumo em 2006: 38.183 GWh
Hidroelétrica
2.651MW, 10 plantas
285 colaboradores
24% participação da AES
Combustível: Gás
639MW, 1 planta
57 colaboradores
46% participação da AES
Área de Concessão 99.512 km²
1,1 MM consumidores
810 colaboradores
100% participação da AES
Consumo em 2006: 6.974 GWh
GeraGeraççãoão
DistribuiDistribuiççãoão
39
HistHistóórico rico -- Eletropaulo e TietêEletropaulo e Tietê
1998– Privatização da
Eletropaulo
1999– Privatização da
Tietê
2000– AES Transgás adquire 64%
das ações ordinárias da
Eletropaulo
2001– AES aumenta sua
participação na Tietê
2002– AES aumenta sua
participação na Eletropaulo
2003– AES reestruturação da
dívida com o BNDES
– Criada a holding
Brasiliana Energia
– 1º Revisão Tarifária da
Eletropaulo desde a
privatização
2004– Reprofiling da dívida
da Eletropaulo
2005– Oferta Secundária da
Tietê
2006– Reestruturação da
Brasiliana
– Oferta Secundária da
Eletropaulo
– Reprofiling de 100%
da dívida da
Eletropaulo
19971997--19991999 20002000--20022002 20032003--20042004 20052005--20062006
DeclaraDeclaraçções contidas neste documento, relativas ões contidas neste documento, relativas àà perspectiva dos negperspectiva dos negóócios, cios, ààs projes projeçções ões de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescde resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas, imento das Empresas, constituemconstituem--se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da adminse em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administraistraçção ão em relaem relaçção ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente depeão ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente dependentes de ndentes de mudanmudançças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elas no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor eléétrico e do trico e do mercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanmercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudançças. as.