Resultados do 3º trimestre de de novembro de 2006

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1 Resultados do 3º trimestre de de novembro de 2006

2 Reorganização Brasiliana Destaques Mercado Reajuste Tarifário e Performance Operacional Performance Financeira Perfil da Dívida Fluxo de Caixa Conclusão Destaques Performance Operacional Contrato Bilateral Performance Financeira Capex Obrigação da Expansão Conclusão

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$ milhões Free Float passou de 18,3% (R$ 729 milhões) para 56,2% (R$ 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 Reorganização Brasiliana Redução do endividamento da Brasiliana e suas holdings de R$ 2.044,0 milhões (saldo do principal em ) para R$ 800,0 milhões BNDES AES Holdings Brasil Ltda O 49,99% P 100,00% T 53,84% O 50,01% P 0,00% T 46,15% Cia. Brasiliana De Energia R$ 800 milhões O 100,00% T 100,00% O 100,00% T 100,00% O 98,26% T 98,26% O 71,27% P 32,23% T 52,51% AES Infoenergy AES Uruguaiana Inc (Cayman) AES ELPA P 7,38% T 4,44% AES Tietê S.A. O 100,00% T 100,00% AES Uruguaiana Empreend. S.A. O 77,81% P 0,00% T 30,97% Eletropaulo O = Ações Ordinárias P = Ações Preferenciais T = Total 4

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6 Destaques do Trimestre EBITDA ajustado de R$ 1.912,4 milhões nos 9 meses de 2006, 26,0% superior aos 9 primeiros meses de Tri06 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 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) Eventos Subseqüentes Elevação dos ratings pela Fitch em escala nacional de BBB+ para A e em escala internacional de B+ para BB- (5/10/2006) 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

7 Comparação do Consumo em GWh Evolução do Mercado Cativo (GWh) Crescimento de 4,6% (12 meses) Excluindo os clientes livres atuais de todos os períodos anteriores. 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 5,3% 2,8% ,2% -1,2% ,8% ,3% ,5% Residencial Industrial Comercial P. Públicos e Outros Cons. Livres Mercado Cativo Mercado Total 3T05 3T06 Obs: Não considera consumo próprio 7

8 Clientes Livres % Mercado Total (3T06) 80,0% 18,1% Consumo Cativo Clientes Livres Clientes Potencialmente Livres 1,9% Receita Líquida com TUSD X Consumo Clientes Livres T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 Clientes Livres (GWh) TUSD (R$ milhões) 8

9 Evolução da Tarifa 11,1% 7,5% 3,7% 17,6% 13,8% 7,6% 12,1% 6,3% 4,5% 18,6% 14,3% 11,6% 16,9% 11,8% 7,3% 2,1% 7,1% 1,6% 2,5% 3,6% 4,8% 1,7% 11,5% 9,9% 1,6% -4,3% 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

10 Destaques Operacionais Evolução das Perdas (%) Taxa de Arrecadação Total - % sobre receita bruta -5,9% +1,0% 13,5 12,9 13,0 12,2 97,5 99,0 98,2 99,2 7,9 7,3 7,4 6,6 5,6 5,6 5,6 5, M05 9M M05 9M06 Perdas Técnicas Perdas Com erciais Combate a Fraudes e Ligações Clandestinas (9M06): 367 mil Inspeções e 45 mil fraudes detectadas 56 mil regularizações de ligações clandestinas Taxa de arrecadação Poderes Públicos: 106,0% Setor Privado: 98,7% 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

11 Investimentos 9M06 R$ milhões Investimentos 9M06 (R$ 260,7 milhões) % 16% 39% Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema Manutenção Recuperação de Perdas T T T (e) 12% 12% 15% Tecnologia da Informação Outros Autofinanciados Capex Auto Financiados 11

12 Resultados R$ milhões Receita Bruta Despesas Operacionais 2.741,8 764, ,1 +6,9% +6,8% 2.930, , ,5 745,7 737,1 745, , , , , ,3 188,9 744,8-9,5% 1.880, ,4 228,4 509,0 +20,4% 1.561, ,9 157,6 348, , ,4 228,4 509,0 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 decorrem: Da aplicação do reajuste tarifário médio 11,45% desde 04 de julho de 2006 Mix tarifário e crescimento do mercado total de 2,8% com relação ao 3T05 Aumento de 20,4% sobre 2T06: Aumento em provisões para litígios e contingências, com impacto em Outras despesas Operacionais : Trabalhistas e cíveis R$ 120,9 milhões Cetemeq R$ 26,8 milhões Maiores gastos com compra de energia e encargos setoriais (CCC e CDE) em função dos seus reajustes R$ 291,5 milhões Redução de 9,5% sobre 3T05: diminuição de 58,0% em Outras Despesas Operacionais Provisão de créditos com PMSP - R$ 346,4 milhões no 3T05 (evento não recorrente) 12

13 EBITDA R$ milhões 3T05 x 3T06 9M05 x 9M06 EBITDA sem ajustes (27,5) 383,2 826, ,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 Prescrição PIS/Pasep 0 0 (72,0) 0 Provisão - RTE 0 14,3 0 36,1 Provisão - Contingências 0 120, ,9 EBITDA AJUSTADO 448,6 658, , ,4 Margem EBITDA AJUSTADO 22,7% 30,2% 24,4% 31,0% Crescimento de 46,9% Crescimento de 26,0% 13

14 Resultado Financeiro Consolidado R$ milhões Resultado Financeiro 3T05 3T06 2T06 3T06 A melhoria do resultado financeiro decorre: Da redução do custo total líquido do endividamento (53,0) (53,0) Do aumento de 21,8% de receitas financeiras com relação ao 2T06: (136,2) (193,4) -61,1% -58,0% (126,1) Custo Total Dívida (Líquido) (160,4) (153,7) Receitas de gerenciamento de caixa no 3T06 (R$ 12,1 milhões) Recebimento de dividendos da Eletropaulo Telecom no 3T06 (R$ 5,0 milhões) De ganhos sobre a tradução das demonstrações contábeis da Overseas II de R$ 5,7 milhões devido à depreciação do Real em 0,5% no 3T06. (130,2) (120,4) 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 14

15 Reversão de Prejuízos Acumulados de R$ 257,2 milhões em para Lucros Acumulados de R$ 29,6 milhões em Lucro LíquidoL R$ milhões 201,9-76,6% 274,4 47,3 47,3 3T05 3T06 2T06 3T06 9M05 9M06 (324,1) (204,1) 15

16 Dívida Consolidada R$ milhões R$ milhões Curto Prazo X Longo Prazo -18,1% ,3% % 21% % % % 79% 77% 79% Credores X Indexadores 3T06 Dívida Bruta R$ milhões IGP-DI 47,7% Taxa Fixa 11,1% 3T05 3T06 2T06 3T06 LP CP Dívida Líquida Destaques do Endividamento últimos 12 meses CDI/Selic 39,1% Libor 2,1% Dívida Bruta: redução em 9,1% (R$ 479,6 milhões) Dívida Líquida: redução em 18,1% (R$ 893,7 milhões) Fundo de Pensão - R$ milhões Moeda estrangeira: redução de 9,7% para 2,1% do total Credores Privados - BNDES - R$ milhões R$ 478 milhões 16

17 Cronograma de Amortização Principal - R$ milhões Dívida Total Prépagtos 9M06 Pagtos 9M06 4T R$ (S/ FCESP) FCESP BNDES US$ Alongamento Dívida com Fundação CESP Pagtos 9M06 4T FCESP (Pré-alongamento) FCESP (Pós-alongamento) Economia de caixa de aproximadamente R$ 633 milhões até o final de

18 Dívida Consolidada R$ milhões Evolução da taxa de juros Evolução de ratings Fitch Ratings CDI + 6,84% -17,4% CDI + 2,90% -1,6% -1,4% CDI + 2,50% CDI + 1,82% Bonds 8ª Debentures 9ª Debentures CCB Escala Nacional BB Out 04 BBB B - Dez 05 BBB+ B + Jul 06 A Out 06 BB - B + Escala Internacional Custo Médio e Prazo Médio 101,9% 3,43 100,8% 100,4% 3,81 3,90 5,44 99,7% Melhoria do perfil de endividamento Forte geração de caixa Desalavancagem da controladora 3T05 1T06 2T06 3T06 Custo Médio - %CDI Prazo Médio - anos 18

19 Fluxo de Caixa R$ milhões R$ milhões 1T06 2T06 3T06 9M06 Saldo de caixa inicial Geração de caixa operacional 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) Saldo de caixa final 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

20 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

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22 Destaques do Trimestre 1S06 Jan/06: 100% da energia assegurada passou a ser vendida pelo contrato bilateral com a Eletropaulo EBITDA: R$ 543 milhões Lucro Líquido: R$ 306 milhões Dividendos pagos: 100% lucro líquido do semestre 3Tri06 Jul/06: Reajuste do contrato com Eletropaulo em 0,9% 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 Eventos Subseqüentes Pagamento de dividendos do trimestre e JSCP no valor total de R$ 143,5 milhões em 30 de novembro 22

23 Balanço o Energético 9M06 Geração Bruta x Energia Faturada em GWh Caconde 284,0 2,9% Euclides 365,1 3,7% Limoeiro 104,8 1,1% Água Vermelha 5.912,0 Barra Bonita 402,3 Bariri 427,2 Ibitinga 501,7 60,2% 4,1% 4,4% 5,1% TOTAL 9.817,8 FATURADA 9.817,8 84,7% 15,3% Eletropaulo - Bilateral 8.311,5 MRE/CCEE* 1.506,3 Promissão 768,4 7,8% Nova Avanhandava 1.029,0 10,5% Mogi Guaçu 23,5 0,2% *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

24 Geração e Confiabilidade do Sistema Geração nos 9M06 foi 18% acima da energia assegurada. Taxa de Falha (TF) e Disponibilidade da Unidade Geradora (DUG) superiores às metas estabelecidas pela ANEEL de 2,9% para TF e 92,8% para DUG Média de 7 anos de operação sem acidentes com afastamento Usina Ibitinga Mogi-Guaçu Nova Avanhandava Água Vermelha Limoeiro Barra Bonita Promissão Caconde Euclides da Cunha Bariri Período Sem Acidentes Anos 18,2 11,6 8,7 8,1 6,1 6,0 4,5 3,4 3,1 0,7 Energia Gerada Taxa de Falha x Disponibilidade 123% 120% 123% 117% 98% 81% 109% 107% 115% 118% 97,2% 96,8% 94,2% 96,1% 90,9% 92,6% 94,9% ,8% 2,2% 3,0% 2,3% 2,5% 1,6% 1,7% M M06* Geração - MW Médio Geração / Energia Assegurada *Anualizado Taxa de Falha - TF Disponibilidade da Unidade Geradora - DUG 24

25 Contrato Bilateral A partir de jan/06, 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 M R$/ MWh 119,6 133,9 73,6 94,4 45,9 48,8 54, Contrato Bilateral 25

26 899 16% Receita Líquida Resultados Custos e Despesas Operacionais 28% R$ milhões 362 5% % M05 9M06 3T05 3T06 Aumento no volume de vendas através do contrato com a Eletropaulo de 948 MWm para MWm 3T05 - receita não recorrente de R$ 50,1 milhões reversão da provisão do PIS/Cofins sobre o contrato bilateral reconhecimento de ativo regulatório referente ao PIS/Cofins dos contratos iniciais Jul/06: reajuste do preço de venda (0,9%) 9M05 9M06 3T05 3T06 Compra de Energia Despesas Operacionais Outros* Royalties Provisões Compra de Energia: Transmissão aumento de R$ 20,5 milhões: maior volume vendido pelo contrato bilateral Penalidade CCEE reversão da provisão de R$ 3,9 milhões registrada no 4T05 9M06: Provisões de R$ 30,2 milhões: correção monetária da RTE (R$ 14,8 milhões) e repasse do PIS / Cofins sobre contratos iniciais (R$ 15,3 milhões) *Outros: P&D, taxa de fiscalização, seguros, hidrovia, etc. 26

27 Resultados R$ milhões EBITDA 81,6% 80,7% 78,7% 84,7% % % 276 9M05 9M06 3T05 3T06 9m06: aumento no volume de vendas através do contrato com a Eletropaulo de 948 MWm para 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

28 Resultados R$ milhões Resultado Financeiro Lucro Líquido 9M05 9M06 3T05 3T % (29) 45,7% 411 9% 43,1% ,5% % 41,9% 143 (69) 10% (76) 9M05 9M06 3T05 3T06 Lucro Líquido Margem Líquida Despesas Financeiras: aumento decorrente da variação do IGP-M 3T05 = 1,6% 3T06 = 1,0% 9M05 = 0,6% 9M06 = 2,3% 9M06: Lucro Líquido acumulado 9% superior ao de T06: Lucro Líquido menor devido ao impacto de receita não-recorrente no 3T05 28

29 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 3,0x 1,1 3,3x 3,2x 2,0x 1,4x 1,4 1,3 1,1 1,1 0,7x 0,7 0,9x 0,9 0,7x 0,7 Títulos Estrangeiros - US$ - Aa1-6% Títulos Estrangeiros - US$ - Aa3-7% Títulos Privados - A3-1% Títulos Públicos Federais - Ba3 86% M05 9M06 Dívida Líquida Dívida Líquida / EBITDA 29

30 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 CAPEX 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 37,5 30,5 27,5 30,0 20,7% 0,4% 9,8% 17,7 12,4 21,9 18,8 69,0% M Re visado Equipamentos Meio Ambiente Hidrovia Outros 30

31 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 /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

32 Evento Subseqüente ente 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

33 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

34 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