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Resultados do 1T13
Maio, 2013
Principais destaques do 1T13

Operacional

 Redução de 13% no DEC e de 10% no FEC em comparação ao 1T12
 10,1% de perdas totais nos últimos 12 meses, redução de 0,3% ante o mesmo período do ano anterior
 Aumento de 2,2% no consumo de energia, totalizando 11.401 GWh

Financeiro

 Receita bruta de R$ 3.283 milhões, com queda de 14% em comparação com o 1T12
3,4%
1T12,
IGP M
8,0%
 PMSO gerenciável com queda de 3 4% em relação ao 1T12 comparado a o IGP-M de 8 0% no mesmo
período
 Ebitda ajustado de R$ 209 milhões, 35% superior ao 1T12
 Ebitda reportado totalizou R$ 128 milhões, 60% inferior ao 1T12
 Geração de caixa de R$ 385 milhões no 1T13, 27% superior ao 1T12
 Conclusão do processo de renegociação dos covenants alterando os limites do 1T13 e 2T13 para 5,5x e
3,75x, respectivamente

Socioambiental  Redução em 87 vezes da taxa de frequência de acidentes com contratados
 Promoção do acesso seguro da energia elétrica, orientando moradores para evitar acidentes com a rede elétrica,
para mais de 14 mil famílias, visando desenvolvimento e valorização de comunidades
 U eficiente d recursos energéticos: por meio d redução d 4 668 MWh na d
Uso fi i t dos
éti
i da d ã de 4.668
demanda energética d nossos
d
éti de
clientes
2
Eventos regulatórios

Lei n.º 12.783

 Redução tarifária média da AES Eletropaulo de 20% a partir de 24 de janeiro de 2013, devido ao Programa de
Redução de Custos de Energia Elétrica
 Exposição involuntária ao mercado spot de 4%, gerada pela não alocação das cotas de energia em função da
não renovação das concessões de algumas geradoras

Decreto n.º 7.945

 Repasse de recursos da CDE às distribuidoras para neutralizar, a partir de janeiro de 2013, exposição no
mercado spot, o risco hidrológico e o custo adicional do despacho de usinas termelétricas
 R$ 317 milhões foram contabilizados no resultado como reversão de despesas com Parcela A, com
recebimento de R$ 134 milhões em abril e R$ 148 milhões em maio
 Em 2012 o impacto financeiro devido ao despacho de térmicas para segurança do sistema totalizou R$ 118
milhões, que serão creditados para a Companhia no reajuste tarifário de julho

Recursos
R
Administrativos

 Resultado deverá ser divulgado até o final de junho e aplicado no reajuste tarifário de julho
 Base blindada: pleito de reversão da exclusão de R$ 728 milhões referente à quantidade de cabos e R$ 533
milhões referente à reclassificação de contas e ajustes na quantidade de equipamentos
 Base Incremental: pleito de inclusão de R$ 442 milhões referente à componentes menores e capitalização de
mão de obra
3
Crescimento do consumo em função do desempenho
da classe residencial e comercial total1
Evolução do Consumo (GWh)2
+3,8%

-2,7%

-2,0%

+0,3%

+0,7%

+9,7%

+2,2%

11.156 11.401
9.250 9.309

4.106 4.262

3.043 2.981
1.395 1.357
1 395 1 3

Residencial

Industrial

1.906
1 906 2.092
707

Comercial

709

Poder Público Mercado Cativo Clientes Livres Mercado Total
e Outros

Evolução do consumo com alocação do mercado livre nas respectivas classes de consumo (GWh)2
+3,8%

-3,1%

+5,2%

-0,3%

+2,2%

11.156 11.401

4.106

4.262
2.654 2.571

3.353

3.528
1.043 1.040
1 043 1 040

Residencial
1 – Comercial cativo e comercial livre

Industrial

Comercial
1T12

1T13

Poder Público
e Outros

Mercado Total
2 – Consumo próprio não considerado

4
Menor DEC desde 2006 com melhor performance
q
que a referência regulatória
g
DEC¹ (acumulado do ano)

DEC¹ (últimos 12 meses)

-13%
8,67
,
9,32

10,60

8,68

8,49
8 49
8,67

10,36
8,35

9,57
,

-9%

8,29

3,36

2010

2011

2012

1T12

1T13

DEC (horas)

1 – Duração das interrupções
Fontes: Aneel e AES Eletropaulo

3,06

Jan-Abr 12

Jan-Abr 13

Referência Aneel

5
Performance do FEC melhor do que
o limite regulatório
FEC¹ (últimos 12 meses)
7,39

6,93

FEC¹ (acumulado do ano)

6,87

6,87

6,64

-10%
-5%
5,46

5,45

4,65
4 65

5,09

4,60

1,76

2010

2011

2012

1T12

1T13

FEC (vezes)

1 - Frequência das interrupções
Fontes: Aneel e AES Eletropaulo

1,68

Jan-Abr 12

Jan-Abr 13

Referência Aneel

6
Nível de perdas dentro do referencial regulatório
p
para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária
Referencial Regulatório² - Perdas Totais (últimos 12 meses)

Perdas totais (últimos 12 meses)

10,9

6,5

10,5

10,4

10,4

10,1

6,5

6,1

6,4

6,1

10,6

4,4

4,0

4,1

4,0

2011

2012

1T12

1T13

9,8
98

9,4
94

2011/2012

2012/2013

2013/2014

2014/2015

4,0

2010

10,3
,

Perdas não Técnicas

Perdas Técnicas¹

1 – Em janeiro de 2012, a AES Eletropaulo aprimorou a metodologia de apuração das perdas técnicas, tornando-a mais precisa.
2 – Valores estimados pela Companhia para torná-los comparáveis ao referencial para perdas não técnicas do mercado de baixa tensão determinado pela Aneel.

7
Investimentos direcionados à expansão do sistema,
manutenção e qualidade dos serviços ao cliente
Histórico dos Investimentos (R$ milhões)

Investimentos (R$ milhões)
1T13
R$ 145 milhões

831
35

739
22

5
647

36

29

26

3
11
717

796

-21%

9

621

53
184
7

177
2011

2012

2013(e)

1T12

145
11

134
1T13

Serviço ao Consumidor
Expansão do Sistema
Recuperação de Perdas

Recursos Próprios

Financiados pelo cliente

Confiabilidade Operacional¹
TI
Financiado pelo cliente
Outros

1 – Capex de manutenção é o investimento realizado para modernização da rede e melhoria da qualidade do serviço

8
Receita bruta reflete o impacto da redução da tarifa
decorrente da Lei n.º 12.783/2013
Receita Bruta (R$ milhões)

-14%

3.835
186

3.283
145

1.362

2.286

1T12

-27%

-6%

993

2.146

1T13

Receita Líquida ex-receitas de construção
Deduções da Receita Bruta
Receitas de Construção

9
Reconhecimento de provisão de aporte da CDE
representou uma redução de 17% da Parcela A
Balanço energético – estimado para 2013 (GWh)

Parcela A (R$ milhões)
1.858

ITAIPU

22%

BILAT. AES TIETÊ

25%

PROINFA

2%

LEILÃO (hídrica)

11

Provisão do
Repasse do
CDE

217

319
1.541

100

15%

11

103

31%

LEILÃO (té i )
(térmica)

-17%

Exposição

1.528
1.428

4%

R$ 317 milhões relativo à provisão de repasse de recursos
da CDE, sendo:
- R$ 100 milhões - exposição de curto prazo (R$ 29
milhões) e risco hid ló i
ilhõ )
i
hidrológico d
decorrente d alocação d
t da l
ã de
cotas (R$ 71 milhões)
- R$ 217 milhões - despacho de usinas termoelétricas

1T13
sem aporte CDE

Sup. Energia

1T13

Enc. Transmissão

CFURH
10
Parcela A no mesmo patamar em virtude da redução
dos custos devido à Lei 12.783/2013 e do aporte de
recursos
rec rsos da CDE
Custos e Despesas Operacionais¹ (R$ milhões)

+1%

1.957

1.986

421

444

1.535

1.541

1T12

1T13

Suprimento de Energia e Encargos de Transmissão
PMS² e Outras Despesas

1 – Não inclui depreciação e outras receitas e despesas operacionais

2 – Pessoal, Material e Serviços

11
PMSO controlável pela Companhia
abaixo da inflação do período
PMSO (R$ milhões)

-3,4%
3 4%

(65 )
(60)

(3)

1

88

69

(8)

444

421
356

356
297

1T12

FCesp

297

1T12
Contingências,
Gerenciável
PCLD e
Baixas

294

Pessoal

287

Materiais e
Serviços de
Terceiros

Outras

287

287

1T13
Contigências,
Gerenciável
PCLD e
Baixas

FCesp

1T13

12
Redução do Ebitda reflete principalmente a
revisão e reajuste tarifários sobre a Parcela B
Ebitda (R$ milhões)

(194)

41

298

Mercado, revisão e
reajuste sobre
Parcela B

6

122

104
1T12

(23)

Outras receitas e
despesas

122

128

PMSO¹

Parcela A

1T13

No 1T3 o Ebitda ajustado para fins de covenants totalizou R$ 209 milhões, um crescimento de 35% em relação ao 1T12.

13
Variação do lucro líquido reflete a revisão tarifária
Lucro Líquido (R$ milhões)
97

283

18
11
(30)
(121)

-1

(65)
1T12

1T13

Lucro Líquido ajustado
Variação dos itens da parcela A
Postergação da Revisão Tarifária

14
Maior geração de caixa devido redução
de despesas com Parcela A e PMSO
Fluxo de caixa (R$ milhões)

FLUXO DE CAIXA - R$ Milhões
SALDO DE CAIXA INICIAL

1T12

1T13

1.390

814

304

385

(191)

(213)

Despesa Financeira Líquida

(22)

(5)

Amortizações Líquidas

591

(8)

Despesas com Fundo de Pensão

(56)

(55)

Imposto de Renda

(62)

(7)

Alienação d ativos
Ali
ã de ti

-

Geração de caixa operacional
Investimentos

GERAÇÃO LIVRE DE CAIXA
Dividendos
SALDO DE CAIXA FINAL

8

564

105

(9)

(0)

1.946

919
15
Covenants: melhora nos indicadores será
percebida a partir do 2T13
Covenants

Dívida Líquida
5,5x
3,5x

Alteração dos limites dos covenants:

4,4x

- Dívida Líquida/Ebitda ajustado¹:

1,1x

- 5,5x no 1T13;
- 3 75 no 2T13
3,75x
2T13;
3,0

2,4

- 3,5x a partir do 3T13.
- Ebitda ajustado/Despesa Financeira >1,75x

1T12

1T13

Divida Líquida (R$ bilhões)
Divida Líquida/ Ebitda ajustado¹

Melhora dos indicadores será percebida a partir

Covenants Dív Líq / Ebitda ajustado¹
Dív. Líq./

do
d 2T13 d id ao fim do efeito negativo da
devido
fi d f i
i d

1T12

1T13

provisão dos efeitos da postergação da revisão

 Custo médio (% CDI)2

112%

110%

tarifária no Ebitda ajustado no 1S12.

 Prazo médio (anos)

6,4

6,7

 Taxa efetiva

Custo da
dívida

12,0%

11,7%

1 – EBITDA ajustado pelas despesas referentes a Fundação Cesp e ativos e passivos regulatórios.

2 – Percentual do CDI

16
Resultados 1T13
Declarações contidas neste documento, relativas à
perspectiva d
ti
dos negócios, à projeções d resultados
ó i
às
j õ
de
lt d
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
Empresas.
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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  • 2. Principais destaques do 1T13 Operacional  Redução de 13% no DEC e de 10% no FEC em comparação ao 1T12  10,1% de perdas totais nos últimos 12 meses, redução de 0,3% ante o mesmo período do ano anterior  Aumento de 2,2% no consumo de energia, totalizando 11.401 GWh Financeiro  Receita bruta de R$ 3.283 milhões, com queda de 14% em comparação com o 1T12 3,4% 1T12, IGP M 8,0%  PMSO gerenciável com queda de 3 4% em relação ao 1T12 comparado a o IGP-M de 8 0% no mesmo período  Ebitda ajustado de R$ 209 milhões, 35% superior ao 1T12  Ebitda reportado totalizou R$ 128 milhões, 60% inferior ao 1T12  Geração de caixa de R$ 385 milhões no 1T13, 27% superior ao 1T12  Conclusão do processo de renegociação dos covenants alterando os limites do 1T13 e 2T13 para 5,5x e 3,75x, respectivamente Socioambiental  Redução em 87 vezes da taxa de frequência de acidentes com contratados  Promoção do acesso seguro da energia elétrica, orientando moradores para evitar acidentes com a rede elétrica, para mais de 14 mil famílias, visando desenvolvimento e valorização de comunidades  U eficiente d recursos energéticos: por meio d redução d 4 668 MWh na d Uso fi i t dos éti i da d ã de 4.668 demanda energética d nossos d éti de clientes 2
  • 3. Eventos regulatórios Lei n.º 12.783  Redução tarifária média da AES Eletropaulo de 20% a partir de 24 de janeiro de 2013, devido ao Programa de Redução de Custos de Energia Elétrica  Exposição involuntária ao mercado spot de 4%, gerada pela não alocação das cotas de energia em função da não renovação das concessões de algumas geradoras Decreto n.º 7.945  Repasse de recursos da CDE às distribuidoras para neutralizar, a partir de janeiro de 2013, exposição no mercado spot, o risco hidrológico e o custo adicional do despacho de usinas termelétricas  R$ 317 milhões foram contabilizados no resultado como reversão de despesas com Parcela A, com recebimento de R$ 134 milhões em abril e R$ 148 milhões em maio  Em 2012 o impacto financeiro devido ao despacho de térmicas para segurança do sistema totalizou R$ 118 milhões, que serão creditados para a Companhia no reajuste tarifário de julho Recursos R Administrativos  Resultado deverá ser divulgado até o final de junho e aplicado no reajuste tarifário de julho  Base blindada: pleito de reversão da exclusão de R$ 728 milhões referente à quantidade de cabos e R$ 533 milhões referente à reclassificação de contas e ajustes na quantidade de equipamentos  Base Incremental: pleito de inclusão de R$ 442 milhões referente à componentes menores e capitalização de mão de obra 3
  • 4. Crescimento do consumo em função do desempenho da classe residencial e comercial total1 Evolução do Consumo (GWh)2 +3,8% -2,7% -2,0% +0,3% +0,7% +9,7% +2,2% 11.156 11.401 9.250 9.309 4.106 4.262 3.043 2.981 1.395 1.357 1 395 1 3 Residencial Industrial 1.906 1 906 2.092 707 Comercial 709 Poder Público Mercado Cativo Clientes Livres Mercado Total e Outros Evolução do consumo com alocação do mercado livre nas respectivas classes de consumo (GWh)2 +3,8% -3,1% +5,2% -0,3% +2,2% 11.156 11.401 4.106 4.262 2.654 2.571 3.353 3.528 1.043 1.040 1 043 1 040 Residencial 1 – Comercial cativo e comercial livre Industrial Comercial 1T12 1T13 Poder Público e Outros Mercado Total 2 – Consumo próprio não considerado 4
  • 5. Menor DEC desde 2006 com melhor performance q que a referência regulatória g DEC¹ (acumulado do ano) DEC¹ (últimos 12 meses) -13% 8,67 , 9,32 10,60 8,68 8,49 8 49 8,67 10,36 8,35 9,57 , -9% 8,29 3,36 2010 2011 2012 1T12 1T13 DEC (horas) 1 – Duração das interrupções Fontes: Aneel e AES Eletropaulo 3,06 Jan-Abr 12 Jan-Abr 13 Referência Aneel 5
  • 6. Performance do FEC melhor do que o limite regulatório FEC¹ (últimos 12 meses) 7,39 6,93 FEC¹ (acumulado do ano) 6,87 6,87 6,64 -10% -5% 5,46 5,45 4,65 4 65 5,09 4,60 1,76 2010 2011 2012 1T12 1T13 FEC (vezes) 1 - Frequência das interrupções Fontes: Aneel e AES Eletropaulo 1,68 Jan-Abr 12 Jan-Abr 13 Referência Aneel 6
  • 7. Nível de perdas dentro do referencial regulatório p para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária Referencial Regulatório² - Perdas Totais (últimos 12 meses) Perdas totais (últimos 12 meses) 10,9 6,5 10,5 10,4 10,4 10,1 6,5 6,1 6,4 6,1 10,6 4,4 4,0 4,1 4,0 2011 2012 1T12 1T13 9,8 98 9,4 94 2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015 4,0 2010 10,3 , Perdas não Técnicas Perdas Técnicas¹ 1 – Em janeiro de 2012, a AES Eletropaulo aprimorou a metodologia de apuração das perdas técnicas, tornando-a mais precisa. 2 – Valores estimados pela Companhia para torná-los comparáveis ao referencial para perdas não técnicas do mercado de baixa tensão determinado pela Aneel. 7
  • 8. Investimentos direcionados à expansão do sistema, manutenção e qualidade dos serviços ao cliente Histórico dos Investimentos (R$ milhões) Investimentos (R$ milhões) 1T13 R$ 145 milhões 831 35 739 22 5 647 36 29 26 3 11 717 796 -21% 9 621 53 184 7 177 2011 2012 2013(e) 1T12 145 11 134 1T13 Serviço ao Consumidor Expansão do Sistema Recuperação de Perdas Recursos Próprios Financiados pelo cliente Confiabilidade Operacional¹ TI Financiado pelo cliente Outros 1 – Capex de manutenção é o investimento realizado para modernização da rede e melhoria da qualidade do serviço 8
  • 9. Receita bruta reflete o impacto da redução da tarifa decorrente da Lei n.º 12.783/2013 Receita Bruta (R$ milhões) -14% 3.835 186 3.283 145 1.362 2.286 1T12 -27% -6% 993 2.146 1T13 Receita Líquida ex-receitas de construção Deduções da Receita Bruta Receitas de Construção 9
  • 10. Reconhecimento de provisão de aporte da CDE representou uma redução de 17% da Parcela A Balanço energético – estimado para 2013 (GWh) Parcela A (R$ milhões) 1.858 ITAIPU 22% BILAT. AES TIETÊ 25% PROINFA 2% LEILÃO (hídrica) 11 Provisão do Repasse do CDE 217 319 1.541 100 15% 11 103 31% LEILÃO (té i ) (térmica) -17% Exposição 1.528 1.428 4% R$ 317 milhões relativo à provisão de repasse de recursos da CDE, sendo: - R$ 100 milhões - exposição de curto prazo (R$ 29 milhões) e risco hid ló i ilhõ ) i hidrológico d decorrente d alocação d t da l ã de cotas (R$ 71 milhões) - R$ 217 milhões - despacho de usinas termoelétricas 1T13 sem aporte CDE Sup. Energia 1T13 Enc. Transmissão CFURH 10
  • 11. Parcela A no mesmo patamar em virtude da redução dos custos devido à Lei 12.783/2013 e do aporte de recursos rec rsos da CDE Custos e Despesas Operacionais¹ (R$ milhões) +1% 1.957 1.986 421 444 1.535 1.541 1T12 1T13 Suprimento de Energia e Encargos de Transmissão PMS² e Outras Despesas 1 – Não inclui depreciação e outras receitas e despesas operacionais 2 – Pessoal, Material e Serviços 11
  • 12. PMSO controlável pela Companhia abaixo da inflação do período PMSO (R$ milhões) -3,4% 3 4% (65 ) (60) (3) 1 88 69 (8) 444 421 356 356 297 1T12 FCesp 297 1T12 Contingências, Gerenciável PCLD e Baixas 294 Pessoal 287 Materiais e Serviços de Terceiros Outras 287 287 1T13 Contigências, Gerenciável PCLD e Baixas FCesp 1T13 12
  • 13. Redução do Ebitda reflete principalmente a revisão e reajuste tarifários sobre a Parcela B Ebitda (R$ milhões) (194) 41 298 Mercado, revisão e reajuste sobre Parcela B 6 122 104 1T12 (23) Outras receitas e despesas 122 128 PMSO¹ Parcela A 1T13 No 1T3 o Ebitda ajustado para fins de covenants totalizou R$ 209 milhões, um crescimento de 35% em relação ao 1T12. 13
  • 14. Variação do lucro líquido reflete a revisão tarifária Lucro Líquido (R$ milhões) 97 283 18 11 (30) (121) -1 (65) 1T12 1T13 Lucro Líquido ajustado Variação dos itens da parcela A Postergação da Revisão Tarifária 14
  • 15. Maior geração de caixa devido redução de despesas com Parcela A e PMSO Fluxo de caixa (R$ milhões) FLUXO DE CAIXA - R$ Milhões SALDO DE CAIXA INICIAL 1T12 1T13 1.390 814 304 385 (191) (213) Despesa Financeira Líquida (22) (5) Amortizações Líquidas 591 (8) Despesas com Fundo de Pensão (56) (55) Imposto de Renda (62) (7) Alienação d ativos Ali ã de ti - Geração de caixa operacional Investimentos GERAÇÃO LIVRE DE CAIXA Dividendos SALDO DE CAIXA FINAL 8 564 105 (9) (0) 1.946 919 15
  • 16. Covenants: melhora nos indicadores será percebida a partir do 2T13 Covenants Dívida Líquida 5,5x 3,5x Alteração dos limites dos covenants: 4,4x - Dívida Líquida/Ebitda ajustado¹: 1,1x - 5,5x no 1T13; - 3 75 no 2T13 3,75x 2T13; 3,0 2,4 - 3,5x a partir do 3T13. - Ebitda ajustado/Despesa Financeira >1,75x 1T12 1T13 Divida Líquida (R$ bilhões) Divida Líquida/ Ebitda ajustado¹ Melhora dos indicadores será percebida a partir Covenants Dív Líq / Ebitda ajustado¹ Dív. Líq./ do d 2T13 d id ao fim do efeito negativo da devido fi d f i i d 1T12 1T13 provisão dos efeitos da postergação da revisão  Custo médio (% CDI)2 112% 110% tarifária no Ebitda ajustado no 1S12.  Prazo médio (anos) 6,4 6,7  Taxa efetiva Custo da dívida 12,0% 11,7% 1 – EBITDA ajustado pelas despesas referentes a Fundação Cesp e ativos e passivos regulatórios. 2 – Percentual do CDI 16
  • 17. Resultados 1T13 Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva d ti dos negócios, à projeções d resultados ó i às j õ de lt d 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 Empresas. dependentes de mudanças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elétrico e do mercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças.