Apresentação 3 t06

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Apresentação 3 t06

  1. 1. Resultados do 3º trimestre de 2006 10 de novembro de 2006
  2. 2. Reorganização Brasiliana Destaques Destaques Mercado Performance Operacional Reajuste Tarifário e Performance Contrato Bilateral Operacional Performance Financeira Performance Financeira Perfil da Dívida Capex Fluxo de Caixa Obrigação da Expansão Conclusão Conclusão
  3. 3. Reorganização Brasiliana • Racional da Reorganização • Viabilização dividendos para controladores • Redução Dívida – pagamento antecipado de debêntures da Brasiliana • Eliminação da dívida denominada em dólares • Simplificação da estrutura societária • Eliminação de ineficiências fiscais • Oferta Secundária – AES Transgás • 15,83 bilhões de ações preferenciais classe B (38% do Capital Social da Eletropaulo) • Pricing: R$ 85,0 / ‘000 ações, representando um volume total de R$ 1.345 milhões • Free Float passou de 18,3% (R$ 729 milhões) para 56,2% (R$ 2.233 milhões) • A ação PNB (ELPL6) da Eletropaulo valorizou 11,8% desde o pricing (21/09/06) até 06/11/06 • O volume médio diário de negociações passou de R$ 6,0 milhões nos últimos 12 meses anteriores ao pricing (21/09/06) para R$ 19,0 após o pricing (até 06/11/06). 3
  4. 4. Reorganização Brasiliana • Redução do endividamento da Brasiliana e suas holdings de R$ 2.044,0 milhões (saldo do principal em 30.09.2006) para R$ 800,0 milhões AES Holdings BNDES Brasil Ltda O 49,99% O 50,01% P 100,00% P 0,00% T 53,84% T 46,15% Cia. Brasiliana R$ 800 milhões De Energia O 71,27% O 100,00% O 100,00% O 98,26% P 32,23% T 100,00% T 100,00% T 98,26% T 52,51% P 7,38% AES Uruguaiana AES Infoenergy AES ELPA T 4,44% AES Tietê S.A. Inc (Cayman) O 100,00% O 77,81% T 100,00% P 0,00% T 30,97% O = Ações Ordinárias P = Ações Preferenciais AES Uruguaiana Eletropaulo T = Total Empreend. S.A. 4
  5. 5. Destaques do Trimestre • EBITDA ajustado de R$ 1.912,4 milhões nos 9 meses de 2006, 26,0% superior aos 9 primeiros meses de 2005 • Lucro líquido de R$ 274,4 milhões nos 9 primeiros meses do ano, comparado a um prejuízo de 204,1 milhões no período equivalente de 2005 3Tri06 • Reajuste Tarifário – 11,45% (4/07/2006) • Alongamento da dívida FCESP - economia de caixa de aprox. R$ 633 milhões até o final de 2008 (31/08/2006) • Elevação dos ratings pela Fitch em escala nacional de “BBB+” para “A” e em escala internacional de “B+” para “BB-” Eventos (5/10/2006) Subseqüentes • Elevação dos ratings pela S&P em escala nacional de “BBB+” para “A-” e em escala internacional de “B+” para “BB-” (6/11/2006) 6
  6. 6. Comparação do Consumo em GWh Evolução do Mercado Cativo (GWh) Crescimento de 4,6% (12 meses) 7.606 7.433 7.443 7.519 7.119 7.256 7.280 7.033 • Excluindo os clientes livres atuais de todos os períodos anteriores. 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 2,8% 5,3% 3.195 -1,2% 9.448 9.194 3.033 2,2% 7.882 7.790 -14,8% 2.320 2.372 26,3% 1.915 1.632 1.658 -3,5% 1.312 613 592 Residencial Industrial Comercial P. Públicos e Cons. Livres Mercado Cativo Mercado Total Outros Obs: Não considera consumo próprio 3T05 3T06 7
  7. 7. Clientes Livres % Mercado Total (3T06) Consumo Cativo 80,0% 18,1% Clientes Livres Clientes Potencialmente Livres 1,9% Receita Líquida com TUSD X Consumo Clientes Livres 99 106 111 95 84 78 1.654 1.658 1.500 54 1.407 48 1.312 38 1.182 30 964 19 806 750 641 479 1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 Clientes Livres (GWh) TUSD (R$ milhões) 8
  8. 8. Evolução da Tarifa 18,6% 17,6% 13,8% 14,3% 11,1% 11,6% 11,5% 7,6% 12,1% 16,9% 11,8% 2,1% 7,5% 7,3% 7,1% 9,9% 1,6% 6,3% 4,5% 4,8% 3,7% 2,5% 3,6% 1,6% 1,7% -4,3% 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Parcela B Parcela A PIS/COFINS IGPM Tarifa média R$/MWh 3Tri05 3Tri06 Variação % RESIDENCIAL 308,0 304,0 - 1,3% INDUSTRIAL 235,7 260,1 + 10,3% COMERCIAL 283,7 292,3 + 3,0% DEMAIS 228,5 236,3 + 3,4% TOTAL 277,1 286,1 + 3,2% 9
  9. 9. Destaques Operacionais Taxa de Arrecadação Total - Evolução das Perdas (%) % sobre receita bruta -5,9% +1,0% 13,5 12,9 13,0 12,2 99,0 99,2 97,5 98,2 7,9 7,3 7,4 6,6 5,6 5,6 5,6 5,6 2004 2005 9M05 9M06 2004 2005 9M05 9M06 Perdas Técnicas Perdas Com erciais Combate a Fraudes e Ligações Clandestinas (9M06): Taxa de arrecadação •Poderes Públicos: 106,0% • 367 mil Inspeções e 45 mil fraudes detectadas •Setor Privado: 98,7% • 56 mil regularizações de ligações clandestinas Cortes e Religações - media mensal (9M05 x 9M06) • Cortes - aumento de 77 mil para 117 mil • Religações - aumento de 55 mil para 75 mil 10
  10. 10. Investimentos 9M06 R$ milhões 404 49 Investimentos 9M06 330 (R$ 260,7 milhões) 33 Serviço ao Consumidor e 16% Expansão do Sistema 217 Manutenção 32 355 6% 39% 346 Recuperação de Perdas 297 186 81 92 88 Tecnologia da Informação 16 15 12% 11 76 73 Outros 70 12% Autofinanciados 15% 06 06 06 03 04 05 ) (e 1T 2T 3T 20 20 20 06 20 Capex Auto Financiados 11
  11. 11. Resultados R$ milhões Receita Bruta Despesas Operacionais -9,5% +6,9% +6,8% 2.079,0 +20,4% 2.930,5 2.930,5 1.880,8 1.880,8 2.741,8 2.744,2 745,7 745,7 1.561,5 764,7 737,1 1.145,3 1.143,4 1.143,4 1.055,9 188,9 1.977,1 2.184,7 2.007,1 2.184,7 228,4 228,4 157,6 744,8 509,0 348,0 509,0 3T05 3T06 2T06 3T06 3T05 3T06 2T06 3T06 Receita Líquida Deduções à Receita Operacional Despesas Operacionais Encargos do Setor Eletricidade +Transporte • Aumentos em relação ao 2T06 e 3T05 • Aumento de 20,4% sobre 2T06: decorrem: • Aumento em provisões trabalhistas e cíveis – R$ 120,9 • Da aplicação do reajuste tarifário médio 11,45% desde milhões 04 de julho de 2006 • Maiores gastos com compra de energia e encargos • Mix tarifário e crescimento do mercado total de 2,8% setoriais (CCC e CDE) em função dos seus reajustes – com relação ao 3T05 R$ 291,5 milhões • Redução de 9,5% sobre 3T05: • Provisão de créditos com PMSP - R$ 346,4 milhões no 3T05 – (evento não recorrente) 12
  12. 12. EBITDA R$ milhões 3T05 x 3T06 9M05 x 9M06 EBITDA sem ajustes (27,5) 383,2 826,8 1.330,2 RTE 85,3 80,0 251,3 243,5 Fundação CESP 60,4 60,5 181,6 181,6 Provisão - PMSP 330,5 0 330,5 0 Prescrição PIS/Pasep 0 0 (72,0) 0 Provisão - RTE 0 14,3 0 36,1 Provisão - Contingências 0 120,9 0 120,9 EBITDA AJUSTADO 448,6 658,9 1.518,1 1.912,4 Margem EBITDA AJUSTADO 22,7% 30,2% 24,4% 31,0% Crescimento de 46,9% Crescimento de 26,0% 13
  13. 13. Resultado Financeiro Consolidado R$ milhões Resultado Financeiro A melhoria do resultado financeiro decorre: 3T05 3T06 2T06 3T06 • Da redução do custo total líquido do endividamento • Do aumento de 21,8% de receitas financeiras com relação (53,0) (53,0) ao 2T06: • Receitas de gerenciamento de caixa no 3T06 (R$ -61,1% -58,0% 12,1 milhões) (126,1) (136,2) • Recebimento de dividendos da Eletropaulo Telecom no 3T06 (R$ 5,0 milhões) Custo Total Dívida (Líquido) • De ganhos sobre a tradução das demonstrações contábeis (193,4) da Overseas II de R$ 5,7 milhões devido à depreciação do Real em 0,5% no 3T06. (160,4) (153,7) (130,2) (120,4) 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 14
  14. 14. Lucro Líquido R$ milhões • Reversão de Prejuízos Acumulados de R$ 257,2 milhões em 31.12.2005 para Lucros Acumulados de R$ 29,6 milhões em 30.09.2006 -76,6% 274,4 201,9 47,3 47,3 3T05 3T06 2T06 3T06 9M05 9M06 (204,1) (324,1) 15
  15. 15. Dívida Consolidada R$ milhões Curto Prazo X Longo Prazo Credores X Indexadores – 3T06 -18,1% 5.280 -5,3% Dívida Bruta – R$ 4.800 milhões 4.924 4.800 4.877 4.800 26% 4.256 21% 4.031 23% 21% 4.031 IGP-DI R$ milhões 47,7% 74% 79% 77% 79% Taxa Fixa 11,1% 3T05 3T06 2T06 3T06 Libor LP CP Dívida Líquida CDI/Selic 2,1% 39,1% Destaques do Endividamento – últimos 12 meses • Dívida Bruta: redução em 9,1% (R$ 479,6 milhões) • Fundo de Pensão - R$ 2.288 milhões • Dívida Líquida: redução em 18,1% (R$ 893,7 milhões) • Credores Privados - R$ 2.033 milhões • BNDES - R$ 478 milhões • Moeda estrangeira: redução de 9,7% para 2,1% do total 16
  16. 16. Cronograma de Amortização Principal - R$ milhões 26 181 1.505 Dívida Total 26 356 159 26 26 163 181 729 112 144 282 181 181 181 21 234 85 213 267 263 138 138 111 58 36 Pré- Pagtos 4T06 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014-22 pagtos 9M06 9M06 R$ (S/ FCESP) FCESP BNDES US$ 1.505 Alongamento Dívida com 422 422 800 Fundação CESP 282 282 200 200 181 200 181 200 181 200 181 144 163 181 106 36 Pagtos 4T06 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014-22 9M 06 FCESP (Pré-alongamento) FCESP (Pós-alongamento) Economia de caixa de aproximadamente R$ 633 milhões até o final de 2008 17
  17. 17. Dívida Consolidada R$ milhões Evolução da taxa de juros Evolução de ratings – Fitch Ratings CDI + 6,84% -17,4% % Escala Nacional A -1,6% BBB+ Out ‘06 CDI + -1,4% % BB - 2,90% CDI + BBB Jul ‘06 2,50% CDI + B+ 1,82% BB Dez ‘05 Out ‘04 B+ Bonds 8ª Debentures 9ª Debentures CCB B- Escala Internacional Custo Médio e Prazo Médio 5,44 101,9% 100,8% 100,4% • Melhoria do perfil de endividamento 99,7% 3,81 3,90 3,43 • Forte geração de caixa • Desalavancagem da controladora 3T05 1T06 2T06 3T06 Custo Médio - %CDI Prazo Médio - anos 18
  18. 18. Fluxo de Caixa R$ milhões R$ milhões 1T06 2T06 3T06 9M06 Saldo de caixa inicial 492 356 617 492 Geração de caixa operacional 687 653 725 2.065 Investimentos (101) (88) (75) (264) Despesa Financeira Líquida (196) (85) (177) (458) Amortizações Líquidas (245) (45) (158) (448) Fundação CESP (134) (108) (85) (327) Imposto de Renda (147) (67) (83) (297) Caixa Livre (136) 261 147 272 Saldo de caixa final 356 617 764 764 Geração de Caixa Operacional (3T06) • Reajuste tarifário médio de 11,45% • Crescimento do mercado e mix de tarifas Fundação CESP (3T06) • Renegociação dos contratos de dívida 19
  19. 19. Conclusão • Reversão do prejuízo acumulado de R$ 257,2 milhões em Dez/05 para R$ 29,6 milhões de lucros acumulados em Set/06 • Aumento de 26% do EBITDA Ajustado, R$ 1.518,1 milhões (9M05), comparado a R$ 1.912,4 milhões (9M06) • Redução de 18,1% na dívida líquida consolidada • Redução de 2,1% do custo médio da dívida consolidada • Alongamento do prazo médio de vencimento da dívida de 3,4 para 5,4 anos • Elevação do rating pela Fitch Ratings e S&P • Free float aumentou de 18,3% para 56,2% do capital total 20
  20. 20. 21
  21. 21. Destaques do Trimestre Jan/06: 100% da energia assegurada passou a ser vendida pelo contrato bilateral com a Eletropaulo 1S06 EBITDA: R$ 543 milhões Lucro Líquido: R$ 306 milhões Dividendos pagos: 100% lucro líquido do semestre Jul/06: Reajuste do contrato com Eletropaulo em 0,9% 3Tri06 EBITDA: R$ 276 milhões no 3T06 e R$ 819 milhões nos 9M06 Lucro Líquido: R$ 143,5 milhões no 3T06 e R$ 449 milhões nos 9M06 Pagamento de dividendos do trimestre e JSCP no valor total Eventos Subseqüentes de R$ 143,5 milhões em 30 de novembro 22
  22. 22. Balanço Energético – 9M06 Geração Bruta x Energia Faturada em GWh Caconde 2,9% 284,0 Euclides 3,7% 365,1 Limoeiro 1,1% 104,8 Água Vermelha 60,2% 84,7% Eletropaulo - Bilateral 5.912,0 8.311,5 Barra Bonita 4,1% TOTAL FATURADA 402,3 Bariri 4,4% 9.817,8 9.817,8 427,2 15,3% MRE/CCEE* Ibitinga 5,1% 1.506,3 501,7 Promissão 7,8% 768,4 Nova Avanhandava 10,5% 1.029,0 Mogi Guaçu 0,2% 23,5 *Após descontados consumo próprio e perdas de transmissão, a diferença é direcionada primeiramente ao Mecanismo de Realocação de Energia – MRE e, então, à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. 23
  23. 23. Geração e Confiabilidade do Sistema Usina Período Sem Geração nos 9M06 foi 18% acima da Acidentes – Anos energia assegurada. Ibitinga 18,2 Taxa de Falha (TF) e Disponibilidade da Mogi-Guaçu 11,6 Nova Avanhandava 8,7 Unidade Geradora (DUG) superiores às Água Vermelha 8,1 metas estabelecidas pela ANEEL – de 2,9% Limoeiro 6,1 para TF e 92,8% para DUG Barra Bonita 6,0 Promissão 4,5 Média de 7 anos de operação sem Caconde 3,4 acidentes com afastamento Euclides da Cunha 3,1 Bariri 0,7 Energia Gerada Taxa de Falha x Disponibilidade 123% 120% 123% 117% 115% 118% 109% 107% 98% 97,2% 96,8% 96,1% 94,2% 81% 90,9% 92,6% 94,9% 3,0% 1.617 1.619 1.581 2,8% 1.502 1.467 1.498 2,5% 1.258 1.392 1.363 2,2% 2,3% 1.040 1,6% 1,7% 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 9M06 2000 2001 2002 2003 2004 2005 9M06* Geração - MW Médio Geração / Energia Assegurada Taxa de Falha - TF Disponibilidade da Unidade Geradora - DUG 24 *Anualizado
  24. 24. Contrato Bilateral A partir de jan/06, 1.268 MW (100% da energia assegurada) são vendidos para a Eletropaulo: Em julho de 2006 o preço foi reajustado em 0,86%, com base na variação do IGP-M Contrato válido até dezembro de 2015 Garantia: recebíveis Aditamento assinado em out/03 alterando o a validade do contrato para jun/28 Em ago/05, após a negativa de aprovação pela Aneel, a Eletropaulo recorreu judicialmente e aguarda o julgamento em 1ª instância, que ainda não tem data definida Receita Média – R$/ MWh 133,9 119,6 94,4 73,6 54,0 48,8 45,9 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Contrato Bilateral 25
  25. 25. Resultados R$ milhões Receita Líquida Custos e Despesas Operacionais 899 16% 1.041 272 213 28% 80 62 30 18 37 35 362 5% 343 54 82 42 71 16% 22 26 11 16 12 5 56 71 17 20 22 9M05 9M06 3T05 3T06 9M05 9M06 3T05 3T06 Compra de Energia Royalties Aumento no volume de vendas através do contrato Despesas Operacionais Provisões com a Eletropaulo de 948 MWm para 1.268 MWm Outros* Compra de Energia: 3T05 - receita não recorrente de R$ 50,1 Transmissão – aumento de R$ 20,5 milhões: milhões maior volume vendido pelo contrato bilateral • reversão da provisão do PIS/Cofins Penalidade CCEE – reversão da provisão de sobre o contrato bilateral R$ 3,9 milhões registrada no 4T05 • reconhecimento de ativo regulatório 9M06: Provisões de R$ 30,2 milhões: correção referente ao PIS/Cofins dos contratos monetária da RTE (R$ 14,8 milhões) e repasse do iniciais PIS / Cofins sobre contratos iniciais (R$ 15,3 milhões) 26 Jul/06: reajuste do preço de venda (0,9%) *Outros: P&D, taxa de fiscalização, seguros, hidrovia, etc.
  26. 26. Resultados R$ milhões EBITDA 81,6% 80,7% 78,7% 84,7% 12% 819 734 307 10% 276 9M05 9M06 3T05 3T06 9m06: aumento no volume de vendas através do contrato com a Eletropaulo de 948 MWm para 1.268 MWm Jul/06: reajuste do preço de venda de energia 3T05: receita não-recorrente de R$ 50,1 milhões: reversão da provisão do PIS/Cofins referente ao contrato bilateral reconhecimento de ativo regulatório referente ao PIS/Cofins dos iniciais 27
  27. 27. Resultados R$ milhões Resultado Financeiro Lucro Líquido 9M05 9M06 3T05 3T06 45,7% 55,5% 6 43,1% 41,9% -583% 9% 411 449 (29) 29% 201 143 9M05 9M06 3T05 3T06 (69) 10% Lucro Líquido Margem Líquida (76) Despesas Financeiras: aumento decorrente da variação do IGP-M 9M06: Lucro Líquido acumulado 9% superior ao de 2005 3T05 = –1,6% 3T06 = 1,0% 3T06: Lucro Líquido menor devido ao impacto de receita não-recorrente no 9M05 = 0,6% 3T05 9M06 = 2,3% 28
  28. 28. Endividamento Saldo de caixa em 30/set/06 = R$ 672,3 milhões em R$ milhões Credor Montante Vencimento Custo Garantia Eletrobras 1.381,4 mai/13 IGP-M + 10% a.a. Recebíveis FunCesp III 20,5 set/27 IGP-DI + 6% a.a. Recebíveis Dívida Líquida – R$ bilhões Aplicações Financeiras 3,3x 3,2x Títulos 3,0x 2,0x Privados - Títulos 1,4x Estrangeiros A3 - 1% 1,4 0,9x 1,3 0,7x 0,7x - US$ - Aa1 - 6% 1,1 1,1 1,1 0,9 Títulos 0,7 0,7 Títulos Públicos Estrangeiros Federais - - US$ - Aa3 - Ba3 7% 86% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 9M05 9M06 Dívida Líquida Dívida Líquida / EBITDA 29
  29. 29. CAPEX Capex – 9M06: R$ 18,8 milhões: Bariri: recapacitação e modernização da Unidade Geradora 2 e Unidade Geradora 3 Investimentos em reflorestamento Revisão do Capex projetado para 2006: R$ 30 milhões atraso na reforma das UG 02 e 03 de Bariri por parte do fornecedor: R$ 5 milhões economia na aquisição de transformador para Nova Avanhandava: R$ 1,5 milhão postergação de investimentos na hidrovia: R$ 1,5 milhão modificação no projeto de implementação do sistema de splinkers nos transformadores das Usinas Ibitinga, Euclides da Cunha e Caconde: R$ 1 milhão postergação de investimentos em reflorestamento: R$ 2 milhões postergação de investimentos em TI: R$ 1,1 milhões Capex – R$ milhões Capex – 9M06 9,8% 37,5 0,4% 30,5 30,0 20,7% 27,5 21,9 18,8 17,7 12,4 69,0% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 9M06 2006 Revisado Equipam entos Meio Am biente Hidrovia Outros 30
  30. 30. Obrigação de Expansão Obrigação: expandir a capacidade instalada em, no mínimo, 15% (aproximadamente 400 MW), no período de 8 anos, a partir da assinatura do Contrato de Concessão, ocorrida em dezembro/99 Obrigação poder ser cumprida mediante: aumento da capacidade instalada no Estado de São Paulo; ou contratação, por prazo superior a 5 anos, de energia de novos empreendimentos construídos em SP Restrições para cumprimento: recursos hídricos insuficientes no Estado restrições ambientais para instalação de usinas térmicas em SP fornecimento de gás 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 de expansão pelo período de 5 anos. Durante este prazo a AES Tietê poderá analisar projetos de investimento livremente, independente da localização após o período de suspensão, caso ainda existirem restrições ao cumprimento da obrigação, a AES Tietê seria liberada da obrigação nenhuma quantia e/ou obrigação substituta será devida como indenização Governo de SP ainda não se manifestou a respeito 31
  31. 31. Evento Subseqüente Em 23 de outubro, a AES Tietê assinou um Contrato de Compra e Venda de Autorizações para Exploração de Potencial Hidráulico Contrato sujeito ao cumprimento de certas condições precedentes e à aprovação da ANEEL Após a obtenção das aprovações regulatórias e societárias necessárias, a AES Tietê poderá construir 3 PCHs no Estado do Rio de Janeiro Capacidade instalada total de 52 MW Energia assegurada de 28,97 MW médios Investimento total estimado: R$ 225 milhões Prazo estimado de construção: 2 anos 32
  32. 32. Conclusão Geração 18% acima da energia assegurada Excelência Operacional: TF e DUG acima das metas da ANEEL EBITDA de R$ 819 milhões nos primeiros nove meses de 2006 – com crescimento de 11,5% sobre o mesmo período de 2005 Lucro líquido de R$ 449 milhões nos 9M06 – com margem líquida de 43,1% nos nove primeiros meses de 2006 Pagamento de dividendos e JSCP no valor total de R$ 143,5 milhões em 30 de novembro Pagamento aos acionistas: 100% do lucro acumulado nos 9M06 33
  33. 33. Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios da AES Eletropaulo, às projeções de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento da Empresa, constituem-se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administração em relação ao futuro da Empresa. 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. 10 de novembro de 2006

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