apresentação da reunião com a apimec
TRANSCRIPT
Apresentação dos
Resultados Financeiros e Operacionais
Terceiro Trimestre de 2006
28 de Novembro de 2006
APIMEC São Paulo
2
Agenda
Resultados Operacionais
Resultados Financeiros
A Companhia e Questões Estratégicas Principais
3
Agenda
Resultados Operacionais
Resultados Financeiros
A Companhia e Questões Estratégicas Principais
4
Histórico Cemar e Equatorial
Adm. Estatal Adm. PP&L (EUA) Intervenção ANEEL IPO EquatorialAdm. Equatorial
Até Jul/00 Ago/00 – Ago/02 Ago/02 – Mai/04 Mai/ 04– Mar/06 Após Mar/06
5
Composição Acionária
Brasil Energia I(3)
Eletrobras Outros
NovasAquisições
Total: 34,0% Total: 0,7% Total: 65,4%
Total: 40,6%Votante: 62,1%
Total: 59,4%Votante: 37,9%
Total de Units:65,558,392
Mercado
6
Estratégia
Consolidação de distribuidoras no
N / NE / CO
Aumento de eficiência operacional e
diminuição de perdas
Avaliação seletiva de investimentos em
geração
Aquisição de controle, compartilhado ou nãoOportunidades de ganhos através de: sinergias operacionais, reestruturação operacional e financeira e redução de perdas de energia
Continuação do programa de reestruturação da CEMAR, ampliando os ganhos de produtividade, buscando novas reduções de custos e de redução de perdas comerciais de energia
Expressivos investimentos em geração serão necessários nos próximos anos no BrasilEste cenário poderá gerar oportunidades de investimento atrativas que serão examinadas pela Equatorial
7
Estratégia / Mercados Alvo
O mercado alvo representa 22,5% da demanda de energia (2005), 34,2% dapopulação (2005)e 20,4% do PIB (2003)
CelgEstadual
CematGrupo Rede
EletroacreEletronorte
CeamEletronorte
Boa VistaEletronorte
CeronEletrobras
BA
CepisaEletrobras
CemarEquatorial
CelpaGrupo Rede
CeaEstadual
CeltinsGrupo Rede
CoelceEndesa
MS
CebEstadual
CosernNeoenergia
SaelpaCataguazes
CealEletrobras
EnergipeCataguazes
CelpeNeoenergia
SulgipeIndependent
Manaus EnergiaEletronorte
CEREstadual
8
Diferenciais / Pontos Fortes
Solidez financeira e administração profissional com experiência em reestruturação
Potencial de crescimento significativo com perspectiva de consolidação
Cultura e modelo de gestão voltados para resultados
Comprometimento com as melhores práticas de
governança corporativa
9
Novas Regras de Revisão Tarifária: Principais PontosWACC
• Mudanças mínimas na metodologia e nos parâmetrosBase de Remuneração
• Base de Remuneração auferida na Revisão Tarifária ajustada apenas pela inflação e deduzida da depreciação• Novos investimentos avaliados de acordo com uma média de preços da indústria e e ajustados pelos índices
específicos do setor• Faixas de avaliação dos preços dos ativos elétricos variam entre 90% e 110% dos preços da base
Empresa de Referência• Conceito de empresa modelo como benchmark mantido• Pequenas alterações na metodologia para estimar os custos operacionais da empresa modelo• Taxas de inadimplência determinadas individualmente para cada empresa
Fator X• Fator Xc eliminado• Fator Xe calculado de acordo com premissas da distribuidora
Perdas de Energia• Perdas comerciais determinadas individualmente para cada distribuidora• Deve refletir a especificidade de cada concessão e a relação custo-benefício associado à redução das perdas
de energia• Reconhecida a influência das perdas técnicas na redução das perdas comerciais
Depreciação sobre “Obrigações Especiais” (Investimentos financiados com subsídios)• Exclusão do cálculo tarifário
10
A CEMAR no ambiente regulatório
mercado da CEMAR cresce acima da média nacional
té 2008 o PLPT ligará 249 mil clientes
RR razoavelmente avaliada no primeiro ciclo
nvestimentos acima da QRR
nvestimentos do PLPT
usto da dívida reduzido
CEMAR opera bem abaixo da ER
ER – CEMAR aumentará significativamente em função do elevado nível de investimentos e do crescimento de número de consumidores
nclusão de custos associados as Perdas e Qualidade compensarão os ajustes propostos pela ANEEL
Ganhos de Escala
Remuneração sobre o Capital
Empresa de Referência
11
Agenda
Resultados Operacionais
Resultados Financeiros
Questões Estratégicas Principais
12
• Crescimento de 8,9% da base nos últimos 12 meses
Base de Clientes
Clientes (mil) Composição
Outros6,0%
Residencial 85,8%
Comercial7,5%
Industrial 0,7%
1.2021.219
1.254
1.281
1.3071.327
2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
13
Volume de Energia
• Crescimento de 4,3% no volume de energia faturada nos últimos doze meses
•Crescimento da classe residencial impactado pelo acréscimo de 6,4% da base de clientes em 12 meses
•Recuperação no nível de atividade industrial, reduzindo a queda no consumo para 4,9% no 3T06 contra 17,6% no 2T06. Destaques:
•Na classe industrial, destaca-se o crescimento no consumo das indústrias de ferro gusa, 14,7% acima do 3T06
Volume de Energia Faturada (MWh) En. Vendida (% por Classe)
Carga: Brasil vs. Nordeste vs. CEMAR
Residencial41,9%
Comercial20,4%
Industrial12,5%
Outros25,1%
CLASSE DE CONSUMO (MWh) 3T05 3T06 Var.% 9M05 9M06 Var.%
Residencial 283.102 300.342 6,1% 828.460 875.372 5,7%
Industrial 108.861 103.575 -4,9% 315.988 276.751 -12,4%
Comercial 140.436 149.695 6,6% 404.706 430.359 6,3%
Outros (não inclui consumo próprio) 176.550 185.889 5,3% 487.089 524.308 7,6%
TOTAL 708.949 739.500 4,3% 2.036.244 2.106.789 3,5%
Ano 1T 2T 3T 9M
Carg a Brasil (GWh)* 2006 104.999 100.980 140.886 346.865 2005 99.900 99.538 134.671 334.109
Var. % 5,1% 1,4% 4,6% 3,8%
Carg a Nordeste (GWh)* 2006 15.079 14.476 20.396 49.951 2005 14.512 14.323 19.777 48.612
Var. % 3,9% 1,1% 3,1% 2,8%
Carg a CEMAR (MWh) 2006 966.504 983.932 1.085.808 3.036.244 2005 926.615 966.722 1.024.914 2.918.251
Var. % 4,3% 1,8% 5,9% 4,0%
2006 669.484 697.806 739.500 2.106.789 2005 650.086 677.208 708.949 2.036.244
Var. % 3,0% 3,0% 4,3% 3,5%* dados referen t es ao Sis t em a In t eg rado Nacional Fon t e: ONS e CEMAR
Vendas CEMAR (MWh - sem consumo próprio)
14
29,7%29,9%29,6%29,8%29,5%30,4%
3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 3T06 Ex-Itapagé
Balanço Energético e Perdas de Energia
Evolução das Perdas de Energia (acumuladas nos últimos 12 meses)
•Perdas (LTM) de 29,9% no 3T06, redução de 0,5 p.p. em relação ao 3T05, e aumento
sobre o 2T06 de 0,3 p.p.
•Excluindo o efeito do cliente ItapajéCelulose no 3T06, as perdas acumuladas dos
últimos 12 meses seria 29,7%
Balanço Energético
Bal. Energ ét ico (MWh) 3T05 3T06 Var. % 9M05 9M06 Var. %
Energ ia Requer ida * 1.025.098 1.085.933 5,9% 2.918.825 3.036.609 4,0%
Energ ia Vendida ** 710.355 741.243 4,3% 2.040.182 2.111.835 3,5%
Perdas 314.743 344.690 9,5% 878.644 924.775 5,3%
* inclu i g eração própr ia** inclu i vendas às c las s es , cons um o própr io e fo rnecim ent o à CEP ISA
15
4,0%
5,9%
9,0%
7,2%
2,9%
5,3%
3,5%
7,8%
19,7%
13,9%
5,3%
5,7%
2003 2004 2005 9M06
Energia Requerida * Energia Vendida ** Perdas
Tendência das Perdas de Energia em MWh
Evolução em MWh (variação % em relação ao ano anterior)
•Até Set/06, a taxa de variação das perdas foi inferior ao observado em 2005 em 0,4 p.p, mas foi superior à variação da energia requerida e a da energia vendida
* inclui geração própria** inclui venda às classes, consumo próprio e fornecimento à CEPISA
16
37,734,5
32,931,0
29,227,1
30,629,3
31,430,1
25,022,2
19,8
35,5
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
CEMAR
São Luis
DEC e FECEvolução do DEC (média de horas por consumidor – últ. 12 meses)
Evolução do FEC (frequência média por consumidor – últ. 12 meses)
60,5
55,9 54,6 54,1 52,849,9
38,635,8 36,4 35,4
29,928,1 26,6
57,2
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
CEMAR
São Luis
17
Reajuste Tarifário
• Foi aprovado o reajuste médio das tarifas em 14,58% entre ago/06 a jul/07•Considerando-se ajustes financeiros e recuperação de diferenças tarifárias de períodos passados, o reajuste tarifário médio efetivo nas faturas de energia elétrica foi de 10,68%•A ANEEL concedeu a compensação financeira pelos custos do programa de universalização, que corresponde a um valor de R$34,0 MM (sem PIS/COFINS) no resultado do trimestre
2,98% Compra de Energia
1,08%Encargos Setoriais e
do Sistema de Transmissão
5,84% RTD0,17% Parcela B4,25% Universalização
0,26%Outros Ajustes
Financeiros
CEMAR - Detalhamento do Reajuste Tarifário de 2006
Ajuste Tarifário: 14,58%
Repasse da Variação da Parcela A e
Parcela B: 10,07%
Parcela A
Parcela B
Variação nos Componentes
Financeiros: 4,51%
Componentes Financeiros
Item 2005 2006 Ajuste (%)Ajuste Anual R$726.415.379,06 R$799.593.865,83 10,07%
Parcela A R$346.846.807,11 R$376.320.022,91 8,50%Parcela B R$379.568.571,94 R$423.273.842,92 11,51%
Ajustes Financeiros - R$36.046.002,22 N/A
18
Agenda
Resultados Operacionais
Resultados Financeiros
Questões Estratégicas Principais
19
464,6
634,8
9M05 9M06
Receita Líquida
• A Receita Líquida cresceu 52,7% e 36,6% no 3T06 e nos 9M06, respectivamente
• Resultado devido principalmente aos impactos:
a) da revisão tarifária de agosto de 2005 (15,95%)
b) do reconhecimento do PLPT no reajuste tarifário de agosto de 2006 (R$34,0 MM)
c) do crescimento do volume de energia vendida (4,3%)
Receita Líquida (R$ MM)
170,6
260,5
3T05 3T06
36,6%52,7%
20
Custos e Despesas Gerenciáveis
• PMSO (excluindo provisões e reestruturação e outras despesas não recorrentes) atingiu 14,1% da Receita Líquida nos 9M06, uma queda de 5,3 p.p. em relação aos 9M05
• Pessoal: queda de 10,8% nos 9M06 em relação aos 9M05
• Despesas com reestruturação de R$8,7 MM nos 9M06: crescimento devido à intensificação da reestruturação no período
• Outras despesas não recorrentes: impacto devido ao pagamento de multa à ANEEL pelo descumprimento parcial de um Termo de Ajustamento de Conduta
R$ MM 3T05 3T06 Var. % 9M05 9M06 Var. %Pessoal 13,4 10,8 -19,4% 36,8 32,8 -10,8%Material 0,8 1,1 29,3% 3,3 3,4 4,4%Serviço de Terceiros 13,8 16,8 22,1% 43,1 45,5 5,4%Outros 1,0 1,9 86,1% 7,0 7,6 9,4%
PMSO 29,0 30,6 5,4% 90,2 89,4 -0,9%PMSO (% Rec. Liq) 17,0% 11,7% -5,3 p.p. 19,4% 14,1% -5,3 p.p.
Provisões 5,3 8,9 67,9% 14,0 20,9 49,3%
Reestruturação 1,1 1,8 67,7% 3,8 8,7 128,0%Outras Despesas Não Recorrentes 0,0 5,7 N/A 0,0 5,7 N/A
CUSTOS E DESPESAS GERENCIÁVEIS 35,4 47,0 32,7% 108,0 124,7 15,4%CUSTOS E DESPESAS GERENCIÁVEIS (% Rec. Liq) 20,7% 18,0% -2,7 p.p. 23,2% 19,6% -3,6 p.p.
21
242,5
119,3
25,7%
38,2%
9M05 9M06EBITDA Margem EBITDA
EBITDA e Margem EBITDA
• O EBITDA atingiu R$109,2 milhões no 3T06, maior nível já registrado na história da Companhia, 129,5% superior aos R$45,6 milhões do 3T05
• A margem EBITDA foi de 41,9% no 3T06, um aumento de 15,2 p.p. comparado ao 3T05
EBITDA (R$ MM) e Margem EBITDA (% da Receita Líquida)
103,2%129,4%
47.6
109.227.9%
41.9%
3T05 3T06EBITDA Margem EBITDA
,
,
,,
22
Imposto de Renda e Contribuição Social
•O ativo fiscal diferido da CEMAR e benefícios fiscais da região Nordeste permitem que a Equatorial
tenha desembolsos efetivos de IR/CSLL em níveis inferiores às taxas regulares
de pagamentos destes tributos
I.R / C.S.L.L. Consolidado (R$MM) 1T06 2T06 3T06 9M06
Despesa I.R. / C.S.L.L. (1) 12,6 13,5 18,5 44,6
(+) Reversão da Prov isão 2005 - 3,1 6,3 9,4( - ) At ivo F iscal Dif erido (3,8) (6,7) (11,6) (22,1)( - ) Incent ivo ADENE (3,0) (2,7) (5,7) (11,4)= Imposto Caix a (2) 5,8 7,2 7,5 20,5LAIR (3) 33,7 43,2 89,6 166,5Taxa Ef et iva de I.R. / C.S.L.L. (%) - Conceito Econômico - (1)/ (3) 37,4% 31,3% 20,7% 26,8%Taxa Ef et iva de I.R. / C.S.L.L. (%) - Conceito Caixa - (2)/ (3) 17,2% 16,7% 8,4% 12,3%
23
Lucro Líquido
• Lucro Líquido 3T06: R$48,1 MM (R$0,73 / Unit), aumento de 80,0% contra o 3T05
• Lucro Líquido 9M06: R$77,9 MM (R$1,18/ Unit), um crescimento de 58,6% vs. 9M05
Lucro Líquido (R$ MM)
26,7
48,1
3T05 3T06
49,7
77,9
9M05 9M06
80,0%
56,6%
24
Endividamento Bruto
Endividamento Bruto – 3T06
•O aumento da dívida bruta é justificado pela liberação da segunda parcela no montante de R$22,2 milhões da linha de financiamento concedida pelo BNB para a CEMAR
•Perfil da dívida: custo médio atrativo (12,2% a.a. nos últimos 12 meses ou 73,2% do CDI) e prazo médio de 10,2 anos
Vencimento R$ MM % do Total
Curto Prazo 36,5 6,4%
Longo Prazo 529,3 93,6%
2007 16,9 3,0%
2008 55,5 9,8%
2009 69,3 12,2%
2010 59,6 10,5%Após 2010 328,0 58,0%
Total 565,8 100,0%
IndexadorSpread Médio
(ao ano)Prazo Final Médio
(mês/ano)Part. (%)
Libor de 6 meses 0,8% nov-06 1,3%IGP-M (3 anos) 12,0% nov-09 15,1%IGP-M (9 anos) 12,7% nov-15 30,2%IGP-M (17 anos) 4,4% nov-23 22,0%TJLP 2,0% nov-13 0,2%Pré Fixado (R$) 11,9% nov-17 8,0%RGR 0,1% out-17 6,6%Pré Fixado (US$) 3,5% jun-17 1,5%FINEL 1,8% fev-08 10,2%CDI 0,3% nov-15 5,0%
25
71,5
109,5
184,1
55,3
369,9
4,9
Dív
.Br
uta
Ati
voR
eg.
Líqu
ido
Dis
p.C
EMA
R
Dis
p.EQ
TL
Dív
. Líq
.3T
06
Dív
. Líq
.2T
06
109,3
167,4
105,1179,8
565,8
184,1
Dív
.Br
uta
Ati
voR
eg.
Líqu
ido
Dis
p.C
EMA
R
Dis
p.EQ
TL
Dív
. Líq
.3T
06
Dív
. Líq
.2T
06
Dívida Líquida
Conciliação da Dívida Líquida – Consolidado (R$ MM) Conciliação da Dív. Líquida – Ajustado pela Participação (R$ MM)
Dívida Líquida (R$ MM) e Divida Líquida / EBITDA (últ. 12m)
105,1
305,0331,9
179,8
385,4 359,70,3 x
0,7 x1,5 x1,6x
2,4 x3,0 x
2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
Div. Líquida Div. Líq. / EBITDA (LTM)
26
10,014,0
12,7
12,8
4,5
1,4
0,2
0,8
31,5
24,9
3T05 3T06
InvestimentosInvestimentos Próprios CEMAR
Outros
Equipamentos e Sistemas
Expansão da Rede
Manutenção da Rede
26,7
39,7
36,0
26,1
12,5
5,7
1,3
2,5
9M05 9M06
80,8
69,7
• Esperamos para 2006 um volume de investimentos próprios, excluindo investimentos diretos do PLPT, da ordem de R$120 MM
26,5%
15,9%
27
Programa Luz para Todos - PLPT
• Até o final de setembro, a CEMAR realizou um total de
80,6 mil ligações no PLPT
Investimento Direto PLPT (R$ MM) Investimento Direto PLPT(R$ MM)
Ligações Acumuladas
54,4%79,2%
25.711
40.136
50.824
62.443
80.577
3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
32,2
58,1
3T05 3T06
117,9
76,2
9M05 9M06
28
173,3
325,3
9M05 9M06
EBITDA (R$) por ConsumidorEBITDA (R$) por MWh
75,369,2
9M05 9M06
100,2
187,9
9M05 9M06
Indicadores de Eficiência
Ganhos contínuos de eficiência
86,8%96,4%
PMSO* / Consumidor
-8,9%
Consumidores por Colaborador
28,2%
100,2
187,9
9M05 9M06
29
Desempenho da Equatorial – EQTL11
As UNITs da Equatorial Energia vêm mantendo desempenho consistente, com rentabilidade acumulada acima do IBOVESPA e do IEE – Índice de Energia Elétrica
Rentabilidade (31/03 a 24/11)•EQTL11: 20,97% (R$17,54)•IBOVESPA: 10,03% (41.757)
•IEE: 6,45% (12.825)
Volume negociado:• Média Diária 60 dias: R$2,2 milhões/dia• Média Diária 30 dias: R$2,2 milhões/dia
80
90
100
110
120
130
31/3
/06
8/4/
0616
/4/0
624
/4/0
62/
5/06
10/5
/06
18/5
/06
26/5
/06
3/6/
0611
/6/0
619
/6/0
627
/6/0
65/
7/06
13/7
/06
21/7
/06
29/7
/06
6/8/
0614
/8/0
622
/8/0
630
/8/0
67/
9/06
15/9
/06
23/9
/06
1/10
/06
9/10
/06
17/1
0/06
25/1
0/06
2/11
/06
10/1
1/06
18/1
1/06
Evol
ução
do
Preç
o
EQTL11 IBOV IEE
24/1
1/0 6
30
Contato
Leonardo DiasDiretor Financeiro e de Relações com Investidores
Arnaldo FaissolGerente de Relações com Investidores
Telefone1: +0 XX (98) 3217-2245Telefone2: +0 XX (98) 3217-2113
E-mail: [email protected]: http://www.equatorialenergia.com.br/ri
31
AVISO
As estimativas e declarações futuras constantes da presente apresentação têm por embasamento, em grande parte, as expectativas atuais e estimativas sobre eventos futuros e tendências que afetam ou podem potencialmente vir a afetar os negócios, a situação financeira, os resultados operacionais e prospectivos da Companhia. Estas estimativas e declarações estão sujeitas a diversos riscos, incertezas e suposições e são feitas com base nas informações de que a Companhia atualmente dispõe. Esta apresentação também está disponível no site www.equatorialenergia.com.br/ri e no sistema IPE da CVM.
Essas estimativas envolvem riscos e incertezas e não consistem em garantia de um desempenho futuro, sendo que os reais resultados ou desenvolvimentos podem ser substancialmente diferentes das expectativas descritas nas estimativas e declarações futuras. Tendo em vista os riscos e incertezas envolvidos, as estimativas e declarações acerca do futuro constantes desta apresentação podem não vir a ocorrer e, ainda, os resultados futuros e o desempenho da Companhia podem diferir substancialmente daqueles previstos nas estimativas da Companhia. Por conta dessas incertezas, o investidor não deve se basear nestas estimativas e declarações futuras para tomar uma decisão de investimento.
As palavras “acredita”, “pode”, “poderá”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e expressões similares têm por objetivo identificar estimativas. Tais estimativas referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que a Companhia não pode assegurar a atualização ou revisão de quaisquer dessas estimativas em razão da ocorrência de nova informação, de eventos futuros ou de quaisquer outros fatores.
Esta apresentação não constitui oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores mobiliários. E, esta apresentação ou qualquer informação aqui contida não constituem a base de um contrato ou compromisso de qualquer espécie.