btg pactual | xiv ceo conference
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2
Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultadosfuturos de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essasdeclarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a suaexperiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitosdos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferençassignificativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultadosfuturos incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira einternacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos,condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suasoperações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, osresultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nasdeclarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros.
As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciaisinvestidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completudedessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ouseus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer dautilização ou do conteúdo desta apresentação.
Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-senas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios daCompanhia.
Essas declarações podem incluir projeções de crescimento econômico, demanda, fornecimento de energia,além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades decrescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposiçõesnas quais essas declarações se baseiam.
Disclaimer
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• Maior player privado no setor elétrico brasileiro
• Market cap de ≈ R$19,5 bilhões1, listada na BM&F
Bovespa Novo Mercado e na NYSE (ADR Level III)
• 12M3T12 EBITDA de R$ 4,0 bilhões e lucro líquido de
R$ 1,4 bilhão
• Política de Dividendos diferenciada: >50% do lucro líquido,
em bases semestrais. Payout de ≈ 95% desde o IPO em
2004
• Presença concentrada nas regiões mais desenvolvidas do Brasil
• Liderança em distribuição por meio de 8 subsidiárias
• Liderança em Comercialização e um fornecedor de Serviços de Valor
Agregado de padrão internacional
• Liderança em Energia Renovável na América Latina
• 2o maior gerador privado com 2.961 MW de capacidade instalada (participação),
mais de 93% proveniente de fontes renováveis
Destaques
1) Em 31/01/2013; 2) capacidade instalada equivalente CPFL Energia nos projetos.
Distribuição
Líder em Distribuição2
CPFL
3 maiores players:
Outros
Área de concessão (cativo + TUSD)
• 7,1 milhões de clientes
• 569 municípios
• 12M3T12 Vendas de 55.891 GWh
• 12M3T121:
o Receita líquida: R$10.596 mm
o EBITDA: R$2.213 mm
o Lucro líquido: R$1.090 mm
Geração
2o maior player privado4
CPFL
3 maiores players:
Outros
Energia convencional e renovável
• 2.961MW de capacidade instalada total (participações)
• Mais de 93% renovável
• Maior portfolio de energia alternativa na America Latina
• 12M3T121:
o Receita líquida: R$2.062 mm
o EBITDA: R$1.568 mm
o Lucro líquido3: R$807 mm
Comercialização
Líder em Comercialização6
CPFL
3 maiores players:
Outros
Consumidores Livres e Serviços de Valor Agregado
• 217 consumidores livres
• 3 escritórios: alcance nacional
• 12M3T12 Vendas de 15.377 GWh5
• 12M3T121:
o Receita líquida: R$1.863 mm
o EBITDA: R$285 mm
o Lucro líquido: R$136 mm
5
Maior player privado no setor elétrico
51) IFRS, excl. receita de construção e eliminações; 2) Fonte: EPE e companhias (Set-12); 3) Incl. Resultado de combinação de negócios (IFRS); 4) Fonte: ANEEL (Dez-12); 5) Volumes de comercialização e geração vendidos para fora do grupo; 6) Fonte: CCEE (Out-12).
7
Resultados Econômico-Financeiros | CPFL Energia
7
2004 2011 9M11 9M12
1.681
3.7692.792
3.313+18,7%
CAGR
CAGR
+12,2%CAGR
Receita Líquida (R$ milhões)
Lucro Líquido3 (R$ milhões)
EBITDA (R$ milhões)
2004 2011 9M11 9M12
6.736
11.6348.456 9.535
+8,1%+12,8%
2004 2011 9M11 9M12
279
1.582
1.120 1.180
+28,1%+5,4%
Margem EBITDA
33.0% 34.7%
9M11 9M12
1) BRGAAP (padrão anterior); 2) IFRS + Ativos e Passivos Regulatórios - Efeitos Não Recorrentes; 3) Não exclui participação não-controlador
8
Orçamento Base Zero | Resultados alcançados
8
Economia
Real
3T11 3T12
219 213
157 159
376 372
1T11 1T12
209 220
152 149
361 369
2T11 2T12
229 199
158 165
387 364
3T11 3T12
235 213
169 159
404
1T11 1T12
217 220
158 149
375 369
2T11 2T12
239 199
165 165
404
Nominal
Pessoal: -9 MilhõesMSO: +3 Milhões
372364
Resultados das iniciativas de redução de custos
Pessoal: 0 MSO: -40 Milhões
Pessoal: -10 MilhõesMSO: -22 Milhões
Total9M12 Pessoal: Redução de R$19 Milhões | MSO: Redução de R$59 Milhões
1) IGP-M médio do período
P MSO
9
Principais contratações de dívida realizadas em 2012
9
R$ 1.270 milhões
• Médio de CDI + 0,80% a.a.
• Prazo: 7 anos
• Alongamento de dívidas
• Capital de Giro
R$ 1.350 milhões
• Médio de 5,1% a.a
• Prazo: até 10 anos• Capex
R$ 426 milhões
• Médio de 105,8% do CDI
• Prazo: entre 3 e 5 anos
• Capital de Giro
• Alongamento de dívidas
Distribuição
CPFL Renováveis
R$ 430 milhões
• Médio de CDI + 1,70% a.a
• Prazo: até 10 anos• Aquisição Bons Ventos
R$ 400 milhões
• Médio de CDI + 0,50% a.a.
• Prazo: 8 anos
• Aquisição Bons Ventos
• Capital de Giro
A CPFL Energia contratou em 2012 mais de R$ 4,0 bilhõesR$ 160 milhões
• Médio de CDI + 1,60% a.a.
• Prazo: 11 anos• Aquisição Santa Luzia
10
Endividamento
10
2010 2011 1T12 2T12 3T12
7,610,0 10,1
11,8 12,7Alavancagem1 | R$ bilhões
Dívida Líquida ajustada1/EBITDA ajustado2
3.151 3.665 3.782 4.264 4.315EBITDA ajustado2R$ milhões
CDI
Prefixado (PSI) IGP
TJLP
Composição da dívida bruta3
3,45x:Considerando contabilização
pelo critério IFRS
Custo da dívida bruta3 | últimos 12 meses
9,4%7,9%
9,9%7,3% 7,1%
4,9% 4,4% 4,3% 5,2% 5,2% 4,5%
17,7%
13,9%13,4%
12,1%13,4%
9,4%10,5%11,1% 10,7% 10,4% 9,8%
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1T12
2T12
3T12
Nominal Real
2,42 2,73 2,67 2,76 2,94
1) Em consonância com metodologia de cálculo dos covenants financeiros; 2) EBITDA ajustado recorrente últimos 12 meses (cons. proporcional + CVA); 3) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge
11
Perfil da dívida em 30/Set/2012
11
Caixa² Curto Prazo³ 4T13 2014 2015 2016 2017 2018+
2.664
1.978
554
2.152 2.018
2.786
2.008
5.163
Cronograma de amortização da dívida1 (set/12) | R$ milhões
Cobertura do caixa:
1,3x amortizaçõesde curto-prazo (12M)
Prazo médio: 4,5 anos
Curto-prazo1 (12M): 11,9% do total
1) Desconsidera encargos de dívidas (CP = R$ 314 milhões) e hedge (efeito líquido positivo de R$ 503 milhões); 2) IFRS (contábil)3) Considera amortização a partir de 01/out/12 até 30/set/13
MP 579 | Cronologia
13
Cronograma de etapas definido pela ANEEL/MME
Prazo para manifestação de interesse de renovação de contratos de concessão
15/10/12 01/11/12
Divulgação das minutas de Termos
Aditivos aos contratos de Concessãode G e de T
Publicação das tarifas de Geração e da Receita Anual
Permitida (RAP) da Transmissão
Convocação das empresas de G e de T para assinar Termos Aditivos aos Contratos
de Concessão
Assinatura dos Aditivos
Contratuais(G e T)
04/12/12
Conversão da MP579 na Lei 12.783/13
11/01/13
ANEEL anuncia redução das tarifas de energia elétrica
24/01/13
• Alocação de cotas de energia resultantes das geradoras com concessões renovadas a um preço médio de R$ 32,89/MWh
• Redução dos custos de transmissão (de R$ 5,9 bilhões para R$ 2,4 bilhões)
• Redução dos encargos setoriais (Extinção da RGR¹ e da CCC, redução da CDE em 75%)
• Retirada de subsídios da estrutura tarifária, com aporte direto do Tesouro Nacional
• Centralização de recursos na CDE, com aporte da União, para garantir os descontos nas tarifas de energia (MP 605/13) - receita de R$ 14 bilhões para 2013
• Cessão de excedentes de energia dos consumidores Livres e Especiais
14
Fonte: Aneel
MP 579 / Lei 12.783 | Principais alterações
Saldo CDE = R$ 2,5 biUBP
Receitas (em R$ milhões) Despesas (em R$ milhões)
Saldo CCC 1.310 Luz para Todos 2.027
Saldo CDE 2.476 Baixa Renda 2.200
UBP 673 CCC 4.043
Multas 177 Carvão Mineral 1.003
Aporte do Tesouro 8.460 Subsídios 4.461
Quotas CDE 1.024 Equalização 386
Total 14.121 Total 14.121
• Efeito médio de redução: 20,2%
• Consumidores residenciais: mínimo de 18%
• Consumidores de alta tensão: o desconto pode chegar a 32%
1) Para distribuidoras, novos empreendimentos de transmissão e concessões prorrogadas
15
MP 579 | Lei 12.783 | Impactos nas tarifas
1) Para distribuidoras, novos empreendimentos de transmissão e concessões prorrogadas
Proposta Original Previsão
Redução Prevista
Adesão à MP579
Redução após adesão
Redução Final
• Redução de R$ 9,5 Bi nos encargos (55% do total da conta de encargos)
• Eliminação da RGR e da CCC
• Redução de 75% da CDE
-7,0%100% de
cumprimento-7,0% - 7,0%
• Renovação de 11.005 MW médios
• Redução de 68% no preço de energia renovada (R$ 95,00 para R$ 30,00)
-8,3% 72% de adesão
-5,0% - 5,0%
• Renovação de 62% do total de RAP
• Redução da RAP de R$ 5,9 bi para R$ 2,4 bi (59%)
-4,9%100% de adesão
- 4,9% - 4,9%
• Não previsto - -R$ 5,2 bilhões
- 3,3%
• R$ 3,3 bilhões - R$ 3,3 bilhões
Total -20,2% -16,9% -20,2%
MP 579 | Vencimento das concessões de ativos controlados pela CPFL Energia
A CPFL Energia já solicitou junto à Aneela renovação de suas concessões vincendas em 2015
UHE Serra da Mesa
UHE Foz do Chapecó
UHE Barra Grande
UHE Castro Alves
UHE Monte Claro
UHE 14 de Julho
UHE Campos Novos
UHE Luis Eduardo Magalhães
CPFL Piratininga
CPFLPaulista
RGE
19 PCHs(CPFL
Renováveis)
1 UTE (Carioba)
Disribuição
CPFL Santa Cruz
CPFL Jaguari
CPFL Sul Paulista
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
Geração
PCH Rio do Peixe (I/II)
PCH Macaco Branco
2039203620352032202820272015 …
~3%EBITDACPFL
Energia
<1% capacidade instaladaCPFL
Energia
16
MP 579 | Regulação na Distribuição x Geração
O segmento de Distribuição, intensivo nas despesas de O&M, tem passado por revisões tarifárias periódicas para redução de custos e aumento da eficiência, enquanto os segmentos de Geração e
Transmissão, intensivos em capital, não sofriam a mesma regulação
Tarifa Média1 (CPFL Piratininga) - [R$/MWh]2
-13,3 -16%
20,0 88%
-25,6 -38%
-7,4 -24%
-25,8 -16%
R$/MWh %
Geração
Transmissão
Distribuição
Encargossetoriais
Tributos
(44%)
(8%)(13%)(9%)
82(22%)
(6%)
(18%)
(45%)
(7%)
(26%)
(7%)
(18%)
(41%)
-24%
(22%)
(14%)
3º CRTP2011-2014
1º CRTP2003-2006
2º CRTP2007-2010
1) Média de todas as classes e tensões; não contempla componentes financeiros.2) Valores reais de dezembro/12 | Fonte: CPFL Energia. Valores corrigidos por IPCA.
17
(22%)
(22%)(11%)
(7%)(13%)
(15%)(7%)
(4%)
(47%) (53%)
RTA 2012 Tarifa 2012 pós RTE
-22,1 -27%
-4,2 -18%
-26,0 -39%
-21,6 -69%
-18,5 -11%
R$/MWh %
Para o setorPara a CPFL
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A CPFL e o setor elétrico após a MP 579
Preocupação com a “Segurança do Sistema”“Cenário de Oportunidades”
• Leilão A-0: para contratação de pouco mais de 2 mil MW médios pelas distribuidoras (previsão: até o fim do 1S13)
• Leilões regionais de energia: avaliação da necessidade de cada região com o intuito de redução do custo de instalação e de operação de longas linhas de transmissão (em discussão)
• Contratação de térmicas pelo critério de quantidades (a exemplo das UHEs): objetivo de colocar as usinas para operam em plena capacidade ao longo do ano (em discussão)
• Ambiente mais competitivo para o segmento de comercialização: oportunidades de consolidação para a CPFL Brasil
• Custo de O&M abaixo da faixa apresentada pela MP 579: oportunidades de participação dos leilões dos ativos que não tiveram suas concessões renovadas
•Manutenção da geração de caixa de longo prazo: maior robustez para gestão e expansão dos negócios
-18,07% -18,39% -22,00% -19,66% -23,38% -18,01% -18,34% -20,92%
Impactos na Tarifa das Distribuidoras do Grupo CPFL:
No momento, a capacidade de armazenamento encontra-seem seu nível mais baixo desde 2001
Condições Energéticas do Sistema
20
De acordo com o ONS, as perspectivas são
favoráveis para a recuperação dos níveis dos
reservatórios em Fevereiro.
As hidrelétricas respondem por 84,4 GW, ~70%
da capacidade instalada total.
35,639,7 40,5 40,7
37,8 34,9 34,132,1
27,623,7 24,1 24,2
32,533,1
30,6
30,6
37,8
51,5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
2008 2009 2010 2011 2012 2013
05/fev (real)39,7%
8.495
12.49711.259
12.95111.684 12.329 13.201 13.988
15.692 15.692
18.234 18.358
Condições Energéticas do Sistema
21 1) Fonte: ONS
Evolução Líquida da Capacidade Instalada de Usinas Térmicas no SIN2001 a 2012¹ (em MW) – somente UTEs movidas a óleo e gás
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
4.002
-1.238
1.691
-1.266
645 873 7871.703
2.542
125
Desde o racionamento de energia em 2001, foram adicionados 9.863 MW de capacidade instalada de usinas térmicas na matriz de geração de energia elétrica, a fim de garantir a
segurança do abastecimento do sistema
Capacidade Instalada Acumulada Capacidade Adicionada
• Em Janeiro houve recuperação da vazão no Subsistema SE/CO, responsável por 70% da capacidade de armazenamento do SIN em função do volume de chuva em suas bacias
• No NE, a recuperação passou a ser observada a partir do dia 20 de Janeiro
• Atualmente, prevemos uma vazão de 97% da Média de Longo Termo para o SIN
Condições hidrológicas em recuperação | Vazão nos Subsistemas1
221) O setor elétrico trata a vazão afluente em termos de quantidade de energia através da grandeza denominada Energia Natural Afluente – ENA,e trabalha com estes valores referenciados a Média de Longo Termo – MLT.
61,8 GWm
9,3GWm
Risco de Decretar Racionamento de Energia | Consultoria PSR
23
Devido à melhora nas condições hidrológicas do Sistema Interligado Nacional, principalmente no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o Risco de Decretar Racionamento de Energia, calculado pela consultoria PSR, caiu de 9%, na visão de Janeiro, para 4,3%
na visão de Fevereiro.
Cálculo PSRRisco de decretar racionamento em 2013,
simulando a operação até final de Abril com todas
termelétricas acionadas e obtendo a proporção de
cenários com armazenamento inferior a 38% do
volume útil. A Energia Natural Afluente do SIN foi
projetada em 68% MLT para a visão Janeiro e
89% MLT na visão de Fevereiro. No cálculo de
Fevereiro foi considerada uma redução de
1.000MW na capacidade de geração térmica
devido à falha de algumas usinas.
Visão Janeiro Visão Fevereiro
9,0%
4,3%
Risco de Racionamento de Energia | PSR
A CPFL pretende crescer de forma significativa e com excelência operacional nos segmentos de D, G, C e S
25 1) Até 2020
DISTRIBUIÇÃO GERAÇÃO COMERCIALIZAÇÃO SERVIÇOS
Líder em Distribuição 2o maior player privado
• Capacidade instalada de 2.961 MW
• Criação da CPFL Renováveis (maio/11)
Líder em comercialização
Líder em comercialização
• 10% de market share
• 217 clientes livres em todo o país
• 13% de market share
• 7,1 milhões de clientes
Estruturação e integração
Estruturação e integração
• Arrecadação (CPFL Total)
• Call center (CPFL Atende)
• Serviços técnicos (CPFL Serviços)
• ~25% de marketshare
• Referência em excelência operacional através de inovação e tecnologia
• Convencional: capacidade instalada acima de 3GW
• Renováveis: Líder na América Latina (capacidade instalada acima de 4 GW1)
• Referência em excelência operacional
• Líder em vendas de energia e rentabilidade
• Líder na venda de energia renovável no mercado livre
• Forte crescimento: receita – ~400% até 2017
• Diversificação de serviços à base de clientes e integração com outros negócios
Consolidador em Distribuição
Líder em Renováveis na América Latina
Líder em comercialização
Maior empresa de Maior empresa de serviços do setor
elétrico
A CPFL em 2017
26
Remuneração RegulatóriaMelhoria do cenário macro
propicia a queda dos retornos
Maior eficiência naalocação de capital
MundoSetor é caracterizado por
forte concentração
Consolidação e ganhos deescala sendo revertidos
na produtividade
BrasilSetor ainda é fragmentado, com 6 empresas controlando cerca de 50% do mercado
Oportunidades deconsolidação no setor
13,0% 11,3% 10,0%7,5%
99%88% 85%
67% 60% 56% 50%
Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Distribuição
1) Desconsiderando a Celpa.
1
Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Geração
27
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Ativos da privatização Brownfield Greenfield
Crescimento estimado em Geração | Capacidade instalada (MW)
CPFL Energia: Geração Convencional + Renováveis
2009 2011
CPFL RenováveisUTE Bio FormosaUTE Bio BuritiEOL Jantus
2012EOL Santa ClaraEOL AtlânticaUTE Bio Ipê e BioPedraUTE EsterPCH Salto Goes
2015
1.737 MW 2.644 MW 2.961 MW
CAGR 2000-15e = 23% a.a
Semesa Baesa
Enercan Ceran
Foz ChapecóEpasaBaldin
CriaçãoCPFL Renováveis
Ranking | Geradores no BrasilEBITDA (12M3T12) | R$ bilhões
Duke
EDP
CPFL
AES Tietê
Cemig
Cesp
Tractebel
Eletrobras
0,8
1,2
1,5
1,9
2,4
3,1
7,2
Empresas impactadas pela MP579
Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Comercialização de Energia
28
CPFL Brasil está em posição de vantagempara enfrentar desafios
Cliente Competitivo (nº)Maior que 3 MW
Número de clientes livres no Brasil
Fonte: Aneel e CCEE
192 219455 587
967456 446 485 514 587
Dez/08 Dez/09 Dez/10 Dez/11
CAGR: 6,5% CAGR: 49,8%
Cliente Especial (nº)0,5 a 3 MW
• Portfólio diversificado e com grande volume de energia
• Equipe renomada de especialistas de mercado
• Governança e solidez financeira
• Cultura de gestão de riscos estruturada em prática
• Lastro já contratado
Nov/12 Dez/08 Dez/09 Dez/10 Dez/11 Nov/12
2008 2009 2010 2011 2012
51 6283
107147CAGR: 30,3%
Agentes de Comercialização (nº)
Número de comercializadores
• Modernização das construções de redes (CCM)
• Construção da maior Usina Solar do país (Tanquinho)
• Consolidação das operações de call center com o grupo
e início das negociações com o mercado
• Constituição da CPFL Total
• Construção da Subestação Piracicaba 440/138 KV arrematada
no Leilão de Transmissão em 05/dez/12
Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Serviços
29
Em 2012 as operações de serviços foram consolidadas e as empresasestão prontas para atingir seu potencial de crescimento
Sólido plano de crescimento até 2017
nect serviços
Resultados econômico-financeiros (R$ milhões)
+86%
Receita Líquida EBITDA
9M11 9M12
75
139
9M11 9M12
14
29+106%