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Teleconferência de Resultados 4º Trimestre de 2012.

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1 Teleconferência de Resultados 4º Trimestre de 2012

2 Destaques Crescimento de 5,2% no consumo total em comparação ao 4T11, influenciado pela maior temperatura e pelo aumento do consumo da classe comercial que cresceu 13,5%. No ano, o consumo cresceu 2,0%. Ajustado pela suspensão de clientes inadimplentes de longa data, o crescimento do consumo total foi 3,0%; A arrecadação dos últimos 12 meses alcançou 98,0%, 0,6 p.p. acima da de dez/11; As perdas não técnicas atingiram 45,4% sobre o mercado faturado de baixa tensão, impactado pela mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data; No ano, os investimentos totalizaram R$ 796,8 milhões, sendo R$ 694,1 milhões no negócio de distribuição de energia. OPERACIONAIS Crescimento de 24,5% na Receita Líquida (sem receita de construção), que atingiu R$ 1.963,6 milhões em 4T12, e R$ 6.943,1 milhões em 2012, com aumento de 12,9%; O EBITDA cresceu 49,5% com relação ao 4T11, atingindo R$ 483,9 milhões. No ano, o EBITDA somou 1.456,2 milhões, com crescimento de 17,7%. Lucro Líquido de R$ 160,0 milhões no 4T12, com aumento de 21,3% em comparação ao 4T11. No ano, o lucro líquido foi 24,0% superior, totalizando R$ 423,9 milhões. FINANCEIROS Foi aprovada em 25 de março pelo Conselho de Administração, a proposta de distribuição de R$ ,00, ou, R$ 0,45 por ação, em dividendos adicionais, a ser deliberada na AGO de abril. Dívida Líquida fechou em R$ 4.273,1 milhões, com múltiplo para efeito de covenants em 2,9x. MERCADO DE CAPITAIS

3 Consumo de Energia Distribuição - Trimestre +5,2% ,9ºC 26,1ºC 4T11 4T T09 24,6ºC 25,9ºC +1,5% 4T12 1 Nota: Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia medida dos clientes livres: Valesul, CSN e CSA, tendo em vista a planejada saída desses clientes para a Rede Básica. MERCADO TOTAL (GWh) ¹ Considerando o consumo que deixou de ser faturado pela mudança de critério, o aumento no consumo total de energia na área de concessão seria de 6,3% na comparação contra 4T11.

4 Consumo de Energia Distribuição - Ano +2,0% ,0ºC 24,3ºC ,5ºC 25,0ºC +2,9% Nota: Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia medida dos clientes livres: Valesul, CSN e CSA, tendo em vista a planejada saída desses clientes para a Rede Básica. MERCADO TOTAL (GWh) ¹ Considerando o consumo que deixou de ser faturado pela mudança de critério, o aumento no consumo total de energia na área de concessão seria de 3,0% na comparação contra o ano de 2011.

5 Mercado Total RESIDENCIALINDUSTRIALCOMERCIAL OUTROS TOTAL 4T114T12 +5,2% ,9% ,5% ,3% CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh) MERCADO TOTAL - TRIMESTRE 4T114T12 4T114T12 4T114T12 4T114T12 -1,3% LIVRE CATIVO

6 Mercado Total LIVRE CATIVO RESIDENCIALINDUSTRIALCOMERCIAL OUTROS TOTAL ,0% ,0% ,1% ,2% CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh) MERCADO TOTAL - ANO ,5%

7 Arrecadação 102,5% TAXA DE ARRECADAÇÃO 12 MESES TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTO ANO 97,4% 98,0% 96,4% 94,3% 101,0% 98,8% 102,6% ,4% 98,0% Dez/11Dez/12

8 Combate às Perdas INCORPORAÇÃO GWh ,2 169,3 -26,0% RECUPERAÇÃO DE ENERGIA GWh ,9 140,4 EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses) 41,2% 40,4% 33,3% % Perda Não Técnica/ Mercado BT Perda Não Técnica GWh Perda Técnica GWh % Perda Não Técnica/ Mercado BT - Regulatória ,4% +12,5% Dez/12Mar/12Dez/ ,2% Jun/12 Reflete a alteração de critério de tratamento para os clientes inadimplentes de longa data, baseado na Resolução Aneel Set/12 43,1%

9 Receita Líquida Industrial 6,8% RECEITA LÍQUIDA (R$MM) Geração 6,3% Distribuição 89,6%** RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (2012)* Comercialização 4,1% * Não considera eliminações ** Não considera Receita de Construção RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (2012) Comercial 30,1% Outros (Cativo) 12,6% Uso da Rede (TUSD) (Livres + Concessionárias) 9,4% Residencial 41,1% Receita de Construção Receita sem receita de construção +19, , ,9 4T124T11 199, , ,6 237,8 +9,6% , ,8 669,3 794, , ,1 24,5% 12,9%

10 Custos e Despesas Operacionais Gerenciáveis (distribuição): R$ 149,1 (9,3%) Geração e Comercialização: R$ 131,3 (8,2%) Não gerenciáveis (distribuição): R$ 1.328,5 (82,6%) *Não considera eliminações ** Não considera custo de construção CUSTOS GERENCIÁVEIS DA DISTRIBUIDORA (R$MM) CUSTOS (R$MM)* 4T12 279,7 149,1 -46,7% 4T12 4T , ,4 -12,4% R$ MM4T114T12Var Var. PMSO149,6176,017,6%646,8692,07,0% Provisões56,8250,2340,8%299,4473,158,0% PCLD35,3109,4210,2%251,3282,612,5% Contingências21,5140,8554,9%48,1190,5296,0% Depreciação72,380,411,1%306,8293,3-4,4% Outras Rec./Desp. Operacionais 1,0(357,5)-6,0(355,0)- Total279,7149,1-46,7%1.258,91.103,4-12,4%

11 EBITDA EBITDA CONSOLIDADO (R$MM) EBITDA POR ATIVIDADE* 2012 Geração 23,0% (Margem EBITDA: 76,4%) Comercialização 1,9% (Margem EBITDA: 9,5%) Distribuição 75,2% (Margem EBITDA: 17,4%) *Não considera eliminações 483,9 323,6 +49,5% 4T114T , ,8 +17,7%

12 EBITDA EBITDA 4T11 EBITDA 4T12 Receita Líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Provisões 32 Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA Ajustado 4T11 EBITDA Ajustado 4T (356) (41) EBITDA – 4T11 / 4T12 (R$ MM) + 73,4% + 49,5% Outras Receitas Operacionais (194)

13 EBITDA EBITDA 2011 EBITDA 2012 Receita Líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Provisões 87 Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA Ajustado 2011 EBITDA Ajustado (706) (75) EBITDA – 2011 / 2012 (R$ MM) + 34,5% + 17,7% Outras Receitas Operacionais (175)

14 Lucro Líquido 4T11 4T12 EBITDAResultado Financeiro ImpostosOutros LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 4T11 / 4T12 (R$ MM) Ativos e Passivos Regulatórios LL Ajustado 4T11 LL Ajustado 4T ,3% (53) (68) (11) ,8%

15 Lucro Líquido EBITDAResultado Financeiro ImpostosOutros LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 2011 / 2012 (R$ MM) Ativos e Passivos Regulatórios LL Ajustado 2011 LL Ajustado ,0% (85) (57) ,9%

16 Dividendos

17 Endividamento Prazo médio: 4,2 anos AMORTIZAÇÃO* (R$ MM) Custo Nominal Custo Real Dez/12Dez/ , ,1 EVOLUÇÃO DÍVIDA LÍQUIDA 2,7 2,9 * Inclui Hedge * Somente principal EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA US$/Euro 0,8% CDI/Selic 72,1% TJLP 25,1% ,24% 8,21% 5,30% 9,84% 4,87% 11,08% 4,25% 11,03% 2012 Dívida Líquida / EBITDA Outros 2,0% O pré-pagamento de R$ 375 milhões em outubro reduziu o custo da dívida e alongou o cronograma de amortização

18 Investimentos INVESTIMENTOS (R$ MM) ,8 546,7 928,6 700, ,8 Projetos de Geração 1,9 Melhoria da Qualidade 122,7 Manutenção da Geração 23,7 Outros 206,8 Desenv. Sistema de Distribuição 215,7 Combate às Perdas 199,8 Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição) 694,1 102,7 453,8 92,9 446,9 116,9 518,8 181,8 774,8 153,8 Comerc./ Eficiência Energética 26,1

19 Ambiente Regulatório Em 11/09/12, foi adotada a Medida Provisória 579, depois convertida na Lei , dispondo sobre as concessões de energia elétrica, redução dos encargos setoriais e modicidade tarifária, que, embora não tenha afetado a Light diretamente, em função de suas concessões vencerem apenas em 2026, gerou os seguintes desdobramentos: em 24 de janeiro de 2013, Resolução da Aneel aprovou uma redução média das tarifas da Light SESA de 19,63%, sendo de 18,10% a redução para os consumidores residenciais (baixa tensão), sem qualquer impacto, no entanto, no resultado e no fluxo de caixa da distribuidora, pois foi acompanhada de idêntica redução nos custos. no mesmo dia, foi homologada a distribuição de cotas de energia das usinas que tiveram sua concessão renovada, que: (i) se deu de forma inferior às necessidades de contratação das distribuidoras, gerando uma exposição involuntária, que só na Light representou 156 MW médios, e (ii) fez com que as distribuidoras passassem a compartilhar o risco hidrológico, antes suportado apenas pelos geradores A partir de outubro de 2012, configurou-se uma situação hidrológica adversa no setor elétrico brasileiro, que tem base predominantemente hídrica, o que obrigou o Operador Nacional do Sistema a despachar a totalidade das usinas térmicas disponíveis no sistema, elevando significativamente os custos das distribuidoras, através do aumento dos gastos com combustível nos contratos por disponibilidade, do aumento dos Encargos de Serviços do Sistema por segurança energética e da compra no mercado spot para suprir aquela exposição involuntária.

20 Em 8 de março de 2013, o Governo Federal emitiu o Decreto 7.945, prevendo a cobertura dos custos não gerenciáveis relacionados ao despacho de térmicas, exposição involuntária e risco hidrológico não cobertos pela tarifa no ano de 2013, da seguinte forma: A Eletrobrás repassará os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, diretamente às concessionárias, nas datas e contas relativas aos respectivos aportes mensais de garantias financeiras na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. A Aneel publicará despachos mensais com os valores a serem repassados pela Eletrobrás via CDE. Encargo Serviço de Sistema (ESS) – o repasse mensal será apurado pela diferença entre os valores liquidados na CCEE e a cobertura tarifária definida no último reajuste. Exposição Involuntária associada às cotas – aporte mensal da CDE cobrirá a diferença entre o PLD e e o preço de aquisição do montante de reposição reconhecido no último reajuste tarifário da Light. Risco Hidrológico - será repassado via CDE diretamente o montante mensal liquidado na CCEE. Os demais custos com compra de energia e ESS não cobertos pelo decreto, incluindo os custos de combustível dos contratos por disponibilidade não incluídos na tarifa, continuarão formando a CVA que será apurada na Revisão Tarifária da Light, em novembro de A Audiência Pública aberta para regulamentação do decreto propõe um repasse na tarifa de até 3% desse saldo de CVA, sendo o restante pago à vista com recursos da CDE. Ambiente Regulatório

21 Aviso Importante Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros. As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação. Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.

22 Contatos João Batista Zolini Carneiro Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Gustavo Werneck Gerente de Relações com Investidores


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