1. Resultados 1T13
R
lt d
Maio,
Maio 2013

2. Principais destaques do 1T13
Operacional e
Comercial
 Geração de energia 2% superior à garantia física e 17% inferior à registrada no 1T12
 Rebaixamento da garantia física em 10% 1T13, com consequente compra no mercado spot de 309 GWh, a um
custo de R$ 115 milhões
 Investimentos de R$ 27 milhões no período, destinados principalmente à modernização e manutenção preventiva
das usinas de Água Vermelha, Ibitinga e Nova Avanhandava
 Portfólio de contratos bilaterais no mercado livre de 307 MWm, sendo 143MWm para após 2016
Financeiro
Fi
i
 Receita líquida de R$ 598 milhões no 1T13 com aumento de 11% em relação ao 1T12
1T13,
 Em relação ao 1T12, aumento nos custos e despesas operacionais (excluindo depreciação e amortização) de R$
147 milhões, principalmente com energia comprada para revenda. Excluindo esse efeito e a redução dos
encargos de conexão e transmissão, os custos e despesas operacionais reduziram 13%, totalizando R$ 84
milhões.
 Maior custo com energia comprada no mercado spot, reduziu Ebitda e lucro liquido em 21% e 25%
respectivamente. Margem Ebitda alcançou 56% no 1T13.
 1ª emissão de notas promissórias no valor de R$ 498 milhões, com custo de CDI + 0,79% e prazo de até 180
dias.
dias Os recursos da 2ª emissão de debêntures a ser realizada pela Companhia serão utilizados para resgatar
Companhia,
tais notas promissórias.
2

3. Principais destaques do 1T13
Perspectiva
2013
Dividendos
Social
 Para 2013, a Companhia estima que o rebaixamento médio da garantia física do sistema possa variar entre 4% e
e 9%, com despacho térmico de 9,5 GW a 13 GW. Com isso, a Companhia teria que comprar de 663 GWh a
1.163
1 163 GWh de energia no mercado de curto prazo a um custo associado de R$ 231 milhões a 441 milhões
milhões.
 Distribuição de dividendos do 1T13 no valor de R$ 204 milhões, sendo R$ 0,51 por ação ON e R$ 0,56 por ação
ON,
ON com pagamento em 27 de maio de 2013 O dividend yield de 2 8% para as ações PN
2013.
2,8%
 Nenhum acidente com colaboradores próprios no período e 100% de adesão às preleções de segurança
 N h
Nenhum acidente com a população nos reservatórios d usinas
id t
l ã
tó i das i
 Desenvolvimento e Valorização de Comunidades: 19 mil pessoas beneficiadas pelos projetos sociais da
companhia no período
Ambiental
 86% dos resíduos gerados pela companhia no período foram destinados à reciclagem ou reaproveitamento em
outros processos produtivos
3

4. Geração acima da garantia física
Energia Gerada (MW médio2)
Histórico do Nível dos Reservatórios no Brasil (%)
100
125%
90
124%
127%
130%
80
Max (%)
70
62
46
50
40
102%
55
60
38
30
20
10
1.753
0
Jan
Feb
Mar
Apr
May
Jun
Jul
2001
Dados Históricos desde 2001
Aug
Sep
2012
Oct
Nov
94%
96%
94%
1.599
1.582
2010
2011
2013
Reservatórios das principais usinas da AES Tietê1 (%)
98%
Dec
1.629
2012
1.480
1T12
1T13
98%
93%
Geração - MW médio
Geração/Garantia física
8%
78%
61%
Caconde
1 – Em 31/03/2013
A. Vermelha
B. Bonita
1T12
1T13
Promissão
2 – Energia gerada dividida pelo número de horas do período
4

5. Rebaixamento da garantia física do SIN no trimestre resultou em
exposição de 10% ao mercado spot
Alocação da garantia física (MW médios)
Evolução Mensal do PLD (R$/MWh) – Submercado SE/CO
375
414
93
376
340
320 *
161
89
77
76
280
72
260
33
215
-21
-42
12
125
-85
-108
108
118
48
23
-309
jan
fev
51
26
12
17
mar
abr
mai
2011
1 – Custo total com compra de energia no spot
119
91
29
Secundária
183
181
193
-31
-32
2012
32
23
20
21
jun
jul
ago
set
2013
37
46
44
out
nov
dez
Custo spot (R$ milhões)
Rebaixamento
* PLD abril: PLD1 + ∆PLD = PLDF (PLD final).
5

6. Mudanças na metodologia de cálculo do PLD:
tendência de alta dos preços no mercado livre
Regulamentação
Anterior
Resolução CNPE nº 3/2013
 Resolução CNPE nº 3/2013:
Transitório
(Abril to Julho/13)
Rateio:
• Discos
• Clientes
Livres
ESS
ESS
PREÇO
SPOT
Rateio 50%:
• Agentes
expostos
ao Mercado
de Curto
Prazo
(Parcela
Incremental
ao PLD)
ESS
A partir de Ago/13
Rateio entre
todos os
agentes:1
• Discos
• Clientes
Livres
• Geradores
• Comercializ
–
de aversão a risco para formação do PLD
ESS
–
(inclusive geradoras).
Mecanismos de aversão a risco incorporados
p
aos modelos de preço – CAR de 5 anos (a
PREÇO
SPOT
partir de Agosto 2013).
–
Inclui despacho de
térmicas fora da
ordem de mérito
1 - Rateio pela energia comercializada nos últimos 12 meses
Encargos de Serviço do Sistema (ESS):
rateado entre todos os agentes de mercado
–
PREÇO
SPOT
Metodologia para adequação de mecanismos
Tendência de alta nos preços PLD, devendo
influenciar os preços em contratos de energia
representa oportunidade para AES Tietê.
6

7. Investimentos no 1T13 direcionados principalmente
à modernização das usinas de Água Vermelha,
Nova Avanhandava e Ibitinga
Investimentos no 1T13
Investimentos (R$ milhões)
175
19
139
12%
4
213
156
28%
135
21
18 3
2011
2012
Investimentos
1- Pequenas Centrais Hidrelétricas
2013 (e)
1T12
88%
27
1T13
Equipamentos e Manutenção
Projetos de TI
Novas PCHs¹
7

8. Menor volume de energia faturada no 1T13 devido à
redução do volume de vendas na CCEE
Energia Faturada (GWh)
-14%
4.869
4.182
163
571
1.256
2.879
1 - Mecanismo de Realocação de Energia
3.058
1T12
AES Eletropaulo
600
482
42
1T13
MRE
Mercado Spot
Outros contratos bilaterais
8

9. Maior volume e preço de energia vendida para a AES
Eletropaulo e aumento da energia vendida via outros
contratos bilaterais favoreceram a receita líquida
Receita Líquida (R$ milhões)
11%
540
598
50
14
15
46
533
477
1T12
AES Eletropaulo
1T13
Spot/MRE
Outros bilaterais
9

10. Custos com energia pressionaram os custos e
despesas operacionais no 1T13
p
p
Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões)
2
8
282
271
4
3
165
117
Energia elétrica
comprada para revenda
264
117
1T12
267
1 – Não inclui depreciação e amortização
Provisões operaç. e
outras desp.
Pessoal material e
Transmissão e conexão Comp. Fin. p/ Utilização
serviços de terceiros
de Rec. Híd.
1T13
10

11. Maiores custos com energia resultaram na
queda do Ebitda e da margem
Ebitda (R$ milhões)
78%
 Ebitda do 1T13 influenciado
56%
-21%
principalmente pelos maiores custos
com energia comprada para revenda
 Excluindo o efeito da exposição no
423
334
mercado spot, o Ebitda do 1T13 seria
de R$ 449 milhões, com margem de
milhões
1T12
Ebitda
1T13
75%
Margem Ebitda (%)
11

12. Resultado financeiro estável entre os trimestres
Resultado Financeiro (R$ milhões)
 1ª emissão de debêntures com
1T12
1T13
vencimento em 2015 com t
i
t
taxa de CDI +
d
1,20% a.a.
( )
(47)
(10)
(11)
 1ª emissão de notas promissórias com
vencimento em 180 dias atrelada ao CDI
+ 0,79% a.a.
3%
12

13. Queda do lucro líquido em função da
exposição ao mercado spot no trimestre
Lucro Líquido (R$ milhões)
107%
110%
2,9%
2,8%

-25%
Distribuição de dividendos no valor de R$
204 milhões referente ao 1T13
- R$ 0,50/ação ON
- R$ 0,56/ação PN
0 56/ação
- Data para pagamento: 27/05/2013
246
186
1T12
Lucro Líquido
1T13
Payout
Yield PN
13

14. Geração de caixa menor no 1T13 reflete principalmente o
aumento dos custos com compra de energia
g
Geração de Caixa Operacional (R$ milhões)
Saldo Final de Caixa (R$ milhões)
63%
-13%
676
382
333
413
1T12
1T13
1T12
1T13
14

15. Aumento no saldo da dívida devido à
1ª emissão de notas promissórias
Dívida líquida (R$ bilhões)
Fluxo de Amortização- 1ª emissão de debêntures (R$ milhões)
1,0
0,6
0,5
0,3
300
0,5
1T12
300
300
2013
2014
2015
0,76
1T13
Fluxo de amortização da divida
Dívida Líquida
q
Dívida Líquida/Ebitda Ajustado
1T12
1T13
 Custo médio (% CDI)1
115%
121%
 Prazo médio (anos)
2,0
0,8
 Taxa efetiva
11,3%
9,8%
Dívida Bruta/ Ebitda Ajustado
Covenants

Dívida Bruta / Ebitda Ajustado =< 2,5x

Dívida Líquida/Ebitda Ajustado =< 3,5x

Ebitda Ajustado/Despesas Financeiras =>1,75x
Custo da
dívida
1 – Percentual do CDI
15

16. Resultados 1T13
R
lt d
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.