Seminário APIMEC RIO30/07/13

Grupo Light

2

Light S.A. (Holding)

100% 51% 20%100% 100% 100%100% 100%51% 25,5%100%

Light Serviços de Eletricidade

S.A.

LightgerS.A.

ItaocaraEnergia

Ltda.

Amazônia Energia S.A.

Light EscoPrestação de Serviços S.A.

LightcomComercializadora

de Energia S.A.

Light Soluções em Eletricidade

Ltda.

Instituto Light

AxxiomSoluções

Tecnológicas S.A.

CR ZongshenE-Power

Fabricadora de Veículos S.A.

GuanhãesEnergia

S.A.

21,99%

Renova Energia

S.A.

Central Eólica Fontainha

Ltda.

100%

Central Eólica São Judas

Tadeu Ltda.

100% 9,77%

Norte Energia

S.A.

33%EBL Cia de Eficiência Energética

S.A.

Light Energia S.A.

Distribuição Geração Comercialização e Serviços Institucional Sistemas VeículosElétricos

51%

Light em números

Amazônia Energia

Renova

Guanhães Energia

Geração

UHE Itaocara Complexo de Lajes

Distribuição Estado RJÁrea de

Concessão%

População¹ 16 MM 11 MM 68%

Área¹ 44 mil Km² 11 mil Km² 25%

PIB¹ R$ 407 Bi R$ 207 Bi 66%

Nº de Consumidores 7 MM 4 MM 57%

Nº de Municípios 92 31 34%

6

UHE Ilha dos Pombos

PCH Paracambi

UHE Santa Branca

1

2

3

1 IBGE (2010)

4

5

7

83

MELHORIA DA

QUALIDADE DO

ATENDIMENTO

GERAÇÃO

LIGHT ESCO

AGENDA DE

EVENTOS

REVISÃO TARIFÁRIA

MELHORIA DA

GESTÃO

COMBATE ÀS PERDAS

4

6.029 GWh/ano

45% do mercado faturado de Baixa Tensão da Light

Mais de R$ 2 bilhões/ano deixam de ser faturados

R$ 200 milhões /ano (CAPEX+OPEX) gastos no combate às perdas nos últimos 5 anos

20% das perdas não técnicas do Brasil

Consumo faturado da Escelsa

Perdas Não Técnicas na Light

Situação Atual

5

VALE DO PARAÍBA

LITORÂNEA

OESTE LESTE

Dados de março / 2013

BAIXADA

Perdas Não Técnicas na LightMapa das Perdas na Área de Concessão

Grupo Light Vale Litorânea Leste Oeste Baixada

Clientes (Qtde.) 4.029.805 418.489 814.157 857.437 934.709 1.005.013

Faturamento BT (GWh) 13.411 1.129 4.934 2.558 2.507 2.283

Perda não técnica (GWh) 6.029 43 267 1.787 1.924 2.008

Perda não tec/faturada BT (%) 44,95% 3,78% 5,40% 69,87% 76,74% 87,98% 6

Perdas Light: Condições IncomparáveisDisseminação da Informalidade

Azul: Milícias Demais cores: Facções Narcotráfico

Perdas Light: Condições Incomparáveis

Infoglobo

Poder Paralelo

Perdas Light: Condições IncomparáveisCidade Partida – foto tirada do alto da Rocinha, tendo ao fundo a Lagoa

Perdas Não Técnicas na Light

Região Metropolitana do Rio de Janeiro – “Cidade Partida”

10

O Efeito da Temperatura nas Perdas

SET

30,1°16,0°

OUT

32,7°17,9°

LDA ROCINHA LDA SÃO CONRADO01 A 30

SET (GWh) OUT (GWh) %7,94 8,92 12,4%

SET (GWh) OUT (GWh) %9,75 10,44 7,0%

11

2,7 milhões de clientes em áreas informais

Acesso restrito e limitado aos interesse dos “donos da área”

Cultura do não pagamento

Infraestrutura precária

Alta resistência à mudança: Reincidência de fraude elevada

Efeito da temperatura e do ar condicionado

Consumo por cliente superior a 300 kWh/mês (incluindo perdas)

Apenas 160 mil NIS (beneficiários de programas sociais) na área de concessão

Perdas Não Técnicas na Light

A Concessão Informal da Light

12

Perdas Não Técnicas na LightImplantação das UPPs (Ocupação ≠ Pacificação)

COMPLEXO DO ALEMÃO13

Perdas Não técnicas na Light Projeto: “No Rastro das UPPs”

14

Atuação nas Comunidades Pacificadas (UPPs)

33 UPPs instaladas

221 territórios retomados

130 mil domícilios

40 UPPs até 2014

Presente em 15 UPPs, sendo 9 já concluídas

200 mil pessoas atendidas

60 mil consumidores

30 UPPs até 2014

Governo Light

Segurança, cidadania e inclusão socialPARCERIA

15

Lâmpadas Geladeiras Reformas Educação

Descontos regressivos nas faturas Cancelamento de débitos pretéritos Interação constante Obtenção do NIS

Expansão e modernização da rede

60 mil medidores, 350 km de rede blindada

Modernização das Redes

Parceria com o Estado

Eficiência Energética

Relacionamento Diferenciado

Perdas Não Técnicas na Light

Projeto: “No Rastro das UPPs”

16

Programa de Redução das Perdas e Inadimplência

Taxa de Arrecadação

18

mar-12 mar-13

Total Varejo Grandes Clientes Poder Público

1T12 1T13

97,2%

TAXA DE ARRECADAÇÃO 12 Meses

TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTOTrimestre

95,0%101,0

%100,2%

92,0%

99,2%104,7

% 100,6%

1T12 1T13

97,7% 99,5%

Mar/12 Mar/13Total Varejo Grandes Clientes

Setor Público

Perdas

12 meses

32,9%

Perdas Técnicas GWh

% Perdas não técnicas / Mercado BT

% Perdas não técnicas / Mercado BT - Regulatório

Perdas não técnicas GWh

Reflete a alteração de critério de tratamento para os clientes inadimplentes de longa data, baseado na Resolução Aneel 414.

Set/11 Dez11 Jun/12Mar/12 Sept12Set/10 Dez/10 Jun/11Mar/11 Mar/13Dez/12

42,2%40,7

%

41,2%40,4

%

43,1%

45,4%

44,9%

42,1%

41,8%

41,6%

41,3%

5.316

2.328 2.349

5.229

7.5827.627 7.665

2.335

5.247 5.615

2.432

8.047

5.457

2.381

7.838

5.330

2.5772.214

6.007

2.618

6.0295.312

2.231

5.278

2.215

5.326

2.293

8.6478.5847.544 7.5437.493 7.619

19

Principais Ações de Combate

BLINDAGEM DE REDE TELEMEDIÇÃO

LIGHT LEGALAPZ – ÁREA DE PERDA ZERO

PROCESSO CONVENCIONALBLITZ OPERATIVAS

20

QTDE. CLIENTES

Resumo das Ações

AÇÕES

5.261 GWh (21%)

6.294 GWh (26%)

2.737 GWh (11%)

1.834 GWh (8%)

8.321 GWh (34%)

TOTAL DE ENERGIA: 24.447 GWh

ENERGIA

BT entre 1000 e 5000 kWh75.919

BT < 1000 kWh4.099.556

BT > 5000 kWh15.284

MT6.613

AT43 Telemedição

Telemedição e Processo Convencional

Telemedição, Processo Convencional e APZ

21

1 2

Telemedição MT e BT IndiretoMarço 2013

MT

BT INDIRETO

1.432(17%)

6.909(83%)

Não Telemedido (GWh)

Telemedido (GWh)

1 2 3

2.796(42%)

3.860(58%)

4.260(64%)

2.396(36%)

6.656(100%

)

2009 Jun-2012

Mar-2013

2012 Jun-2013

1.651(98%)

1.432(85%)

34(2%)

253(15%)

22

Telemedição VarejoClientes Instalados

QUANTIDADE TOTAL DE MEDIDORES INSTALADOS

COMUNIDADE FORA DA COMUNIDADE

* Dados de maio de 2013

1 2 3 4 5 62008 2009 2010 2011 2012 2013

60.000

80.000

122.000

227.000

341.000

373.000

1 2 3 4 5 62008 2009 2010 2011 2012 2013

0 2.000 7.000

30.000

69.000

79.000

1 2 3 4 5 62008 2009 2010 2011 2012 2013

60.000

78.000

115.000

197.000

272.000

294.000

23

APZ

Combinação de tecnologia e gente em áreas de grande complexidade (elevadas perdas

e inadimplência), visando resultados sustentáveis

O Que É APZ?

SMC APZ

TENDÊNCIA DE AUMENTO DAS PERDAS

PERDAS

24

jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13

APZPlanejamento Implantação em 2013

221242

253274 285

306 317338 349

370 381402

216 216

257281

307

Jan/13 Fev/13 Mar/13

Abr/13 Mai/13

Jun/13 Jul/13 Ago/13

Set/13 Out/13

Nov/13

Dez/13

Nº de clientes (mil) - real

Nº de clientes (mil) - plan

19 APZ’s

30 APZ’s

25

Combate às Perdas na LightProjeto: ‘’Light Legal’’ (APZ – Área de Perda Zero)

Resultados

Fonte: Sistemas SAP/CCS, Hemera e SGD

APZ Total

*Sem considerar Batan e Coelho da Rocha

PERDAS ADIMPLÊNCIA

ago

/12

set/

12

ou

t/12

no

v/12

dez

/12

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13

ago

/12

set/

12

ou

t/12

no

v/12

dez

/12

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13

Início da Operaçãoag

o/1

2

set/

12

ou

t/12

no

v/12

dez

/12

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13Início da

Operação

45,9%

27,3%26,9%

26,4%

25,8%25,8%

24,8%24,7%24,3%

23,9%23,4%

Início da Operação

ago

/12

set/

12

ou

t/12

no

v/12

dez

/12

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13

ago

/12

set/

12

ou

t/12

no

v/12

dez

/12

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13Início da

Operação

ago

/12

set/

12

ou

t/12

no

v/12

dez

/12

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13

104,0%

100,2%

102,3%

101,2%

101,4%

101,0% 97,7%

98,6%

98,5%

98,5%90,2%

27

ÁreasAno de

Conclusão

Perdas

Antes Atual

Santa Marta 2009 95,0% 8,7%

Cidade de Deus 1 2010 52,1% 15,3%

Chapéu Mangueira/ Babilônia/ Cabritos/ Tabajaras

2010 / 2011 62,5% 10,5%

Formiga 2011 73,3% 10,2%

Batan 2012 61,8% 9,9%

Borel 2013 60,5% 23,4%

Salgueiro 2013 67,5% 19,3%

TOTAL 67,0% 15,9%

ResultadosComunidades

Redução média de perdas : 51,1 p.p.

28

Resultados Após 12 MesesIncorporação / Cliente (kWh)

1 2 3Convencional

SMC-APZ / FORA UPP

SMC-APZ / UPP

215215

130130124

190

ANO ANO +1

29

Processo Convencional

Atuação em clientes fraudadores pulverizados em toda a área de concessão

Sistema de seleção de clientes suspeitos (RI – Revenue Intelligence)

Inspeção e normalização

Blitz

30

1 2 3 4 5 6

Ação ConvencionalVarejo

RECUPERAÇÃO DE ENERGIA (GWh) INCORPORAÇÃO DE ENERGIA MÉDIA / CLIENTE (KWh)

1 2

64

1º Tri 2013

1º Tri 2012

36,9

19,7

+87,3%

99

144153 148

190+297%

2008 2009 2010 2011 2012 2013

QTDE. INSPEÇÃO

190 MIL/ANOQTDE. NORMALIZAÇÃO

60 MIL/ANO

31

1 21 2

Faturamento(REN)

Faturamento(IEN)

Carga

Plano de PerdasAcumulado Maio (GWh)

153,70

114,67

PLANO REALIZADO

51,9

39,1

23,7

66,2

53,5

34,0

34%

39,0 GWh

10,3 GWh

43%

37%

14,4 GWh

28%

14,3 GWh

32

Combate às Perdas = Melhoria da Qualidade

8,21

2,252,60 3,50

nov/2011 (antes UPP Light) nov/12 (após UPP Light)

DEC Batan DEC Conjuntos Próximos

• Após conclusão da reforma das redes e consolidação da atuação da Light: melhoria no DEC da comunidade

- 5,96

DEC UPP Batan: Atuação da Light Concluída em 2012

Combate às Perdas = Melhoria da Qualidade

• Atuação da Light: melhoria no DEC da área

0,85

2,00

dez-12

DEC Cosmos DEC Conjuntos Próximos

- 1,15

DEC APZ Cosmos: Iniciada em Ago/2012

Combate às Perdas = Melhoria da Qualidade

• Atuação da Light: melhoria no DEC das áreas

4,61

7,49 7,34

9,60

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

Baixada Oeste

1o Trimestre 2013

APZs Região das APZs

- 2,73

- 2,11

DEC Consolidado APZs

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.

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Contatos

João Batista Zolini CarneiroDiretor Financeiro e de Relações com Investidores

Luiz Felipe Negreiros de SáSuperintendente de Finanças e Relações com Investidores

+55 21 2211 2814felipe.sa@light.com.br

Gustavo WerneckGerente de Relações com Investidores

+ 55 21 2211 2560gustavo.souza@light.com.br

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