apresentação corporativa outubro de 2014. grupo light estrutura diversificada com atuação nos...

Apresentação CorporativaOutubro de 2014

Grupo LightEstrutura diversificada com atuação nos segmentos de distribuição, geração e comercialização de energia

2

4

56

7

Light em números

Distribuição Estado RJ Área de Concessão %

População¹ 16 MM 11 MM 68%

Área¹ 44 mil Km² 11 mil Km² 25%

PIB¹ R$ 407 Bi R$ 207 Bi 51%

Nº de Consumidores 7 MM 4 MM 57%

Nº de Municípios 92 31 34%

1 IBGE (2010)

3

Amazônia Energia

Renova

Guanhães Energia

Geração

Complexo de Lajes

5

UHE Ilha dos Pombos

PCH Paracambi

UHE Santa Branca

1

2

3

4

6

7

RankingsEntre os maiores players no Brasil

INTEGRADAS¹Receita Líquida 2013* – R$ Bilhões

GERADORAS PRIVADAS¹Capacidade Instalada de Geração Hidráulica (MW) – 2013

DISTRIBUIDORAS2

Energia Consumida na Área de Concessão** (GWh) - 2013

1 – Fonte: Relatório das Companhias2 – Fonte: Relatório do Sistema de Apoioa ANEEL*Inclui receita de construção**Mercado Cativo***Considera 9 MW das PCH’s da Renovae 19MW de Brasil PCH

4

15,6

10,69,2

7,4 7,1

14,6

37.767

25.77722.926

21.783 20.39115.634

5.560

2.652 2.241 2.2191.799

896

***

Estrutura AcionáriaCombinação estratégica entre agentes com perfil operacional e financeiro

11 membros do conselho: 8 do grupo de

controle, 2 independentes e 1

representante dos empregados

Quorum qualificado de 7 membros para

aprovação de propostas relevantes, tais

como: M&A e política de dividendos.

5

Governança CorporativaProcesso decisório assegura transparência e criação de valor

6

Assembléia GeralAssembléia Geral

Conselho FiscalConselho Fiscal

Conselho de AdministraçãoConselho de

Administração

Comitê de Finanças

Comitê de Finanças

Comitê de Recursos Humanos

Comitê de Recursos Humanos

Comitê de Auditoria

Comitê de Auditoria

Comitê de Governança e Sustentabilidade

Comitê de Governança e Sustentabilidade

Comitê de Gestão

Comitê de Gestão

PresidentePresidente

Diretor de GenteDiretor de Gente

Diretor de Desenvolvimento

de Negócios

Diretor de Desenvolvimento

de Negócios

Diretor de Gestão Empresarial

Diretor de Gestão EmpresarialDiretor JurídicoDiretor Jurídico

Diretor de Finanças e Rel. com

Investidores

Diretor de Finanças e Rel. com

Investidores

Diretor de Distribuição

Diretor de Distribuição Diretor de EnergiaDiretor de Energia

João B. Zolini Carneiro Ricardo Cesar C. Rocha Evandro L. Vasconcelos

Andreia Ribeiro Junqueira

Fernando Antônio F.Reis

Paulo Carvalho Filho Evandro L. Vasconcelos*

Paulo Roberto R. Pinto

Diretor de Comunicação

Diretor de Comunicação

Luiz Otavio Ziza Valadares

Interino*

LGSXYADR-OTC

7

Consumo de EnergiaDistribuição - Acumulado

1Nota: Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, a energia consumida pela CSN voltou a ser considerada.

MERCADO TOTAL (GWh) ¹

Outros Cativos13,6%

Comercial

Cativo27,6%

Residencial

35,2%

Industrial

Cativo5,1%

Livre18,6%

+5,5%

1S121S11

+5,1% a.a.

1S13 1S14

13.14511.93

4

25,7ºC

11.960

13.869

25,2ºC25,1ºC

25,1ºC

1.806

8

Mercado Total

RESIDENCIAL INDUSTRIALCOMERCIAL OUTROS TOTAL

CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh)

MERCADO TOTAL - SEMESTRE

LIVRECATIVO

1S13 1S14 1S13 1S14 1S13 1S14 1S13 1S14 1S13 1S14

3.625

701 705

+5,5%

10.526 11.292

13.145

2.618 2.576

13.869

+4,2%

1.880

1.909

103 109

1.990

5,7%

4.055

430457

4.284

2.787

2.086

2.010

2.715

+11,1%

4.395

4.880

-2,6%

3.827

Arrecadação e Perdas

PCLD/ROBFORNECIMENTO FATURADO – TRIMESTRE

TAXA DE ARRECADAÇÃO12 MESES

9

% Perda Não Técnica/ Mercado BT

Perda Não Técnica GWh

Perda Técnica GWh

EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses)

99,5% 98,7%

Jun-13

Jun-14

2T12 2T1 42T13

3,4%2,5%

1,7%

-0,8 p.p.

Jun/13 Set/13 Mar/14 Jun/14Dez/13

43,7%

5.738

2.614

8.552

44,2%

5.972

2.843

8.352

41,9%

5.953

2.629

8.815

5.905

2.647

8.582

- 2,3 p.p.

42,2%

42,4%

5.955

2.793

8.748

Combate às PerdasCombinação eficiente de tecnologia e gestão

MEDIDORES ELETRÔNICOS INSTALADOS

(Unidades Mil)

Fora de comunidades

Comunidades

CLIENTES ENERGIA E STATUS

Clientes comerciais e residenciais

(Baixa tensão)4.100.000

Baixa Tensão Grandes Clientes

22.000

GrandesClientes(alta e

med volt.)7.600

11.500 GWh (48%)100% Concluído

2.700 GWh (11%)1/3 instalados até 2015

10.000 GWh (41%)APZ

10

2009 2010 2011 2012 2013

351

2010 2011 20132012

307

79

102

227122

432

197115272

330

Jun-14

116

509

393

Tecnologia: Medição CentralizadaUso de novas tecnologias em áreas com altos níveis de perdas

Display11

Aplicado em áreas de aproximadamente 10 mil a 20 mil clientes com elevados índices de perdas e inadimplência;

Equipes de técnicos e agentes de relacionamento comercial com dedicação exclusiva;

Resultados precisos, monitorados constantementepela Light;

Remuneração do funcionário atrelada ao resultado obtido;

29 unidades implementadas com 505 mil

clientes (12% do total dos clientes);

Aproximadamente 200 mil clientes

adicionais por ano.

Gestão: Áreas de Perda Zero (APZ)Projeto: “Light Legal”

12

MEDIDORESELETRÔNICOS

FORÇA DETRABALHO

PARCERIA COM O GOVERNODO ESTADO

Resultados nas APZsRedução significativa das perdas e aumento da arrecadação

TAXA DE ARRECADAÇÃO DAS APZsPERDAS NAS APZs

13

Início da Operação

Início da Operação

Antes

50,2 %

20,7%

89,2%

95,9%

Antes

96,0%98,2% 97,9% 98,3%

23,6%22,5%

21,2%

Mar/

14

Jun

/14

Mar/

13

Jun

/13

Set/

13

Mar/

14

Mar/

13

Jun

/13

Set/

13

-30,2%

+6,8%

Dez/

13

99,5%

Dez/

13

20,3%

Jun

/14

20,0%

Curva de Perdas Regulatórias Não-Técnicas Maior reconhecimento de perdas na tarifa, porém vinculado a metas;

Receita adicional investida no combate as perdas e classificada como Obrigações Especiais (fora da BRR)

31,80%

40,41% 40,41%

31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%

39,92%

38,33%

34,49%

30,60%29,40%

28,20%27,01% 25,81%

39,13%

36,41%

33,00%

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Regulatory NT Losses/LV (Flexible) Regulatory NT Losses/LV (Final)

Real NT Losses/LV (forecast Light, Ref. August) Regulatory NT Losses/LV (AP)

Regulatory NT Losses/LV w/ Penalty

31,80%

40,41% 40,41%

31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%

39,92%

38,33%

34,49%

30,60%29,40%

28,20%27,01% 25,81%

39,13%

36,41%

33,00%

2013 2014 2015 2016 2017 2018




31,80%

40,41% 40,41%

31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%

39,92%

38,33%

34,49%

30,60%29,40%

28,20%27,01% 25,81%

39,13%

36,41%

33,00%

2013 2014 2015 2016 2017 2018




31,80%

40,41% 40,41%

31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%

39,92%

38,33%

34,49%

30,60%29,40%

28,20%27,01% 25,81%

39,13%

36,41%

33,00%

2013 2014 2015 2016 2017 2018




31,80%

40,41% 40,41%

31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%

39,92%

38,33%

34,49%

30,60%29,40%

28,20%27,01% 25,81%

39,13%

36,41%

33,00%

2013 2014 2015 2016 2017 2018




2013 2014 2015 2016 2017 2018

Perdas Regulatórias

Meta (agosto de cada ano) Perdas Regulatórias com Penalidade

Proposta Final (de acordo com a metodologia)

14

Geração

Capacidade Instalada: 855 MWPrazo de concessão até 2026

16

UHE Santa Branca

56 MW

UHE Ilha dos Pombos 187 MW

UHE Fontes Nova

132 MWUHE Usina Subterrânea Nilo Peçanha - 380 MW

UHE Pereira Passos100 MW

SP

RJ

UHE Santa Branca

Rio Paraiba do Sul

UHE Ilha dos Pombos

100%

100%

100%100%100%

ISO 9001 - Gestão da qualidade14001 - Gestão ambientalOHSAS 18001 - Gestão da segurança e saúde ocupacional

17

Garantia Física: 549 MWmédios Comercialização da energia focada no mercado livre

Energia contratada (ACL) Hedge hidrológicoEnergia disponível para comercialização

Preço médio de venda de 2014 - 2021: R$ 163/MWh (Data-base jan/14)

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

54939

510

28 28 28 28 28 28 28549 549 549 549 549 549 549

480 434 461

418317

242 232

42 88 61103

205280 290

Expansão da GeraçãoProjetos de geração de energia renovável, principalmente em parcerias

ProjetoCapacidade Instalada

(MW)

Energia Assegurada(MW médios)

Início Operacional Participação

Paracambi 25 20 2012 51%

Renova

425 (em operação)

1.806 (já contratados)

235 (em operação)

921 (já contratados)

2008 - 2012

2014 - 201821,86%

Belo Monte 11.223 4.571 2015 2,49%

Guanhães 44 25 2014 51%

Lajes 17 16 2016 100%

18

Expansão da Geração Capacidade Instalada (MW)

Participação Proporcional da Light

+74,3%

¹ 51% Light² 21.86% Light³ 2.49% Light

Renova: +55 Guanhães: +17 B.Monte: +3

Renova: +78 B.Monte: +3

Renova: +5 B.Monte: +30

Renova: +44B.Monte: +46


B.Monte: +46 B.Monte: +46


Renova: +37 Guanhães: +5


19

RESULTADOS

Destaques Financeiros (R$ Milhões)

2T14 2T13 1S14 1S13

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.815,8 1.755,1 4.098,0 3.676,9

DESPESA OPERACIONAL (1.673,4) (1.574,3) (3.599,0) (3.234,8)

Gerenciáveis (249,9) (305,4) (541,6) (563,7)

Não Gerenciáveis (1.423,5) (1.268,9) (3.057,4) (2.671,0)

RESULTADO OPERACIONAL 142,4 180,8 499,0 442,1

EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (4,0) (0,5) (6,8) (1,1)

EBITDA 239,3 277,9 692,3 633,1

RESULTADO FINANCEIRO (111,8) (95,5) (190,6) (234,3)

RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS E JUROS 26,5 84,8 301,3 206,7

LUCRO LÍQUIDO 15,3 58,2 195,8 136,9

21

22

Receita Líquida

Comercial Cativo 42,6%

RECEITA LÍQUIDA (R$MM) Geração 7,5%

Distribuição 80,5%**

RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (2T14)*

Comercialização 12,0%

* Não considera eliminações

** Não considera Receita de Construção

RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (2T14)

Industrial Cativo 5,9%

Outros Cativo 12,2%

Uso da Rede (TUSD)(Livres +

Concessionárias)7,8%

Residencial 31,5%

Receita de ConstruçãoReceita sem receita de construção

+3,5%

1.580 1.602

378

333

1.755

3.677

2T14 1S13

3.344 3.720214176

1.816

4.098

2T13 1S14

+11,5%

23

Custos e Despesas Operacionais

Gerenciáveis (distribuição): R$ 309(18,8%)

Geração eComercialização: R$ 249

(15,2%)Não gerenciáveis (distribuição**): R$ 1.084

(66,1%)

*Não considera eliminações ** Não considera custo de construção

CUSTOS DE PMSO DA DISTRIBUIDORA (R$MM)CUSTOS (R$MM)*

2T14

R$ MM 2T14 2T13 Var. 1S14 1S13 Var.

PMSO (207,1) (212,0) -2,3% (412,3) (412,7) -0,1%

Provisões (14,1) (66,6) -78,8% (79,4) (111,8) -29,0%

PCLD (36,1) (48,4) -25,5% (61,4) (77,4) -20,8%

Contingências 21,9 (18,2) - (18,0) (34,4) -47,5%

Depreciação (86,2) (83,8) 2,8% (171,6) (164,5) 4,3%

Outras Rec./Desp. Operacionais

(1,2) (5,7) -79,5% (13,3) (12,9) 2,6%

Total (308,5) (368,0) -16,2% (676,6) (701,9) -3,6%

1S141S132T142T13

212 207

-2,3%

413 412

-0,1%

CUSTOS (R$MM)*1S14

Geração eComercialização: R$ 506

(14,6%)Gerenciáveis (distribuição): R$ 677(19,5%)

Não gerenciáveis (distribuição**): R$ 2.293

(66,0%)

Déficit Tarifário

24

Déficit Tarifário

SaldoFundo CDETotal

CONTA ACR -1S14 (R$ MM)

(250)

(1.635)

1.385

Decretos 8.203 (jan/14) e

8221 (abr/14)

Exp. Involuntária mercado SPOT 1.238

Contratos por Disponibilidade com usinas térmicas

299

Risco Hidrológico 39

Contrato Leilão A-1 30

Contrato Leilão A-0 28

TOTAL 1.635

A exposição ao mercado de curto prazo conjugada com os altos preços deste mercado, que refletem o baixo nível dos reservatórios e o maior despacho de usinas térmicas,

causaram um déficit expressivo nas distribuidoras

O saldo remanescente de R$ 250 MM refere-se à parcela de itens não cobertos pelos Decretos, com destaque para:

(i) contratos por disponibilidade de janeiro; (ii) energia contratada no Leilão A-1; (iii) parte da energia contratada no Leilão A-0, risco hidrológico, receita com risco hidrológico deduzida dos aportes de janeiro e

fevereiro e glosa no aporte de abril/14

84,7% do déficit

coberto

25

EBITDA POR SEGMENTO(R$ MM)

Geração e Comercialização

Distribuição

239

-13,9%

278

45,8%

54,2%

37,4%

62,6%

2T13 2T14 1S13 1S14

63,3%

36,7% 44,7%

+9,3%

55,3%

EBITDA CONSOLIDADO

2T14 2T13 Var. 1S14 1S13 Var.

Distribuição 132,3 174,5 -24,2% 387,1 402,6 -3,9%

Margem EBITDA (%) 9,2% 12,5% -3,3 p.p. 12,2% 13,5% -1,3 p.p.

Geração 88,0 100,1 -12,1% 270,8 219,4 23,4%


Comercialização 23,9 4,4 449,3% 41,5 14,3 190,6%

Margem EBITDA (%) 11,1% 2,8% 8,3 p.p. 9,2% 4,6% 4,6 p.p.

Others and eliminations

(4,9) (1,1) 360,2% (7,1) (3,3) 118,9%

Total 239,3 277,9 -13,9% 692,3 633,1 9,3%


633692

¹Desconsidera eliminações.

26

EBITDA POR SEGMENTO(R$ MM)

Geração e Comercialização

Distribuição

244

-12,5%

279

45,8%

54,2%

37,4%

62,6%

2T13 2T14 1S13 1S14

63,3%

36,7% 44,7%

+9,9%

55,3%

EBITDA CONSOLIDADO

2T14 2T13 Var. 1S14 1S13 Var.

Distribuição 132,3 174,5 -24,2% 402,6 387,1 -3,9%


Geração 88,0 100,1 -12,1% 219,4 270,8 23,4%


Comercialização 23,9 4,4 449,3% 14,3 41,5 190,6%

Margem EBITDA (%) 11,1% 2,8% 8,3 p.p. 4,6% 9,2% 4,6 p.p.

Outros e eliminações (4,9) (1,1) 360,2% (3,3) (7,1) 118,9%

Total 239,3 277,9 -13,9% 692,3 633,1 9,3%


636699

¹Desconsidera eliminações.

EBITDA Ajustado pela CVA

EBITDA1S13

EBITDA1S14

Receita Líquida

Ativos e Passivos

Regulatórios (CVA)

Ativos e Passivos

Regulatórios (CVA)

EBITDA Ajustado

1S13

EBITDA Ajustado

1S14

1.158

1S13 / 1S14(R$ MM)

Custos Não

Gerenciáveis

Custos Gerenciáveis (PMSO)

Provisões

OutrosAportes CDE

27

- 6,9%

+9,3%

854

220

633

376 (328)(10) (6) 32 (6)

692

102

794

+ 43,1%

- 6,8%

282

145

137

59

44 (36) (8)

196

67

263

Lucro Líquido Ajustado pela CVA

1S13 1S14EBITDA

Resultado

Financeiro

Impostos

Outros

1S13 / 1S14 (R$ MM)

Ativos e Passivos

Regulatórios (CVA)

Ativos e Passivos

Regulatórios (CVA)

LL Ajustado

1S13

LL Ajustado

1S14

28

Dividendos

29

Payout médio de 86% nos últimos 5 anos

Endividamento

Prazo médio: 3,9 anos

AMORTIZAÇÃO* (R$ MM)

Custo Nominal

Custo Real

DÍVIDA LÍQUIDACom fundo de pensão

2,582,84

* Montante sem Hedge * Somente principal

EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA

Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants)

2009 2010 2011 2012

Custo Nominal Custo Real

2009 2010 2011 2012


2009 2010 2011 2012


TJLP13,3%

CDI74,5%

IPCA 11,0%

Outros 3,7%

U$/Euro * 2,7%

30

408

781

1.031832

1.166

717 729

476573

20122011 2T142013

2,24%

8,21%

3,87%

10,49%

4,25%

11,03% 9,68%

3,55%

2007 2008 2009 set/10

Custo Real Custo Nominal

Jun/13

20092010

Custo Real

Custo Real

2,90 2,99

Jun/14Mar/14

2,62

Investimentos

INVESTIMENTOS (R$ MM)1S14

Geração

8,4

Administração12,2Outros

5,0

Reforço da rede e

expansão207,5

Combate às Perdas

119,7

Comerc./Eficiência Energética

5,0

INVESTIMENTOS R$ MM

Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição)

31

519

2010

701

2011

2012

797

694

103

519

182

775

154

713

132

845

+9,5%

2013

327

1S13

1S14

54 26

273 332

358

929

Razões para investir na Light

Rio como sede de grandes eventos Pacificação das comunidades Ambiente pró-negócios Polo de atração de investimentos Crescimento do mercado de energia

Transformação Econômica da

Área de Concessão

Evolução do programa de novas tecnologias (Smart Grid) Incorporação de novos consumidores nas áreas pacificadas Implantação das Áreas de Perda Zero (APZ)

Redução da Perda de Energia

Projetos em construção com parcerias: Renova, Belo Monte e Guanhães (total de 697 MW)

Construção da PCH Lajes (17MW)

Crescimento em

Geração

Fim dos contratos regulados (dez/13)Novos contratos de venda em 2014Disponibilidade de energia para comercialização

Foco em comercialização

de energia no mercado livre

Listada no Novo MercadoComitês de assessoramento ao Conselho com participação ativa no processo decisório Inserida no ISE pelo sétimo ano consecutivo

Melhores Práticas de Governança Corporativa

Política de payout mínimo de 50% do Lucro Líquido;

Payout médio desde 2009: 86%.

Histórico de Dividendos

32

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.

33

Contatos

João Batista Zolini CarneiroDiretor Financeiro e de Relações com Investidores

Gustavo WerneckSuperintendente de Finanças e Relações com Investidores

+55 21 2211 [email protected]

Mariana da Silva RochaGerente de Relações com Investidores

+ 55 21 2211 [email protected]

www.light.com.br/ri www.facebook.com/lightri twitter.com/LightRI

34

apresentação corporativa outubro de 2014. grupo light estrutura diversificada com atuação nos...

Documents