teleconferência de resultados 3º trimestre de 2013
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Teleconferência de Resultados
3º Trimestre de 2013
Destaques Crescimento de 1,7% no consumo total em comparação ao 3T12, acumulando 2,7% no
9M13;
A arrecadação acumulada no ano alcançou 101,1% do faturamento, 2,3 p.p. acima do 9M12. A Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) recuou de 2,4% para 1,3%, nos últimos 12 meses;
As perdas não-técnicas/mercado BT, dos últimos 12 meses, foram de 43,7%, representando uma redução de 1,7 p.p. desde dezembro de 2012;
OPERACIONAIS
Aumento de 3,8% na Receita Líquida (sem receita de construção), que atingiu R$ 1.615,2 milhões no 3T13. Crescimento em todos os segmentos, com destaque para a Comercialização, que cresceu 102,5%;
EBITDA consolidado do trimestre de R$ 722,0 milhões, 161,1% superior ao alcançado no 3T12, impactado positivamente pelo aporte da CDE, no montante de R$ 303,4 milhões. Mesmo desconsiderando esse efeito, o crescimento foi de 51,4%;
Lucro Líquido de R$ 321,5 milhões no 3T13, com aumento de 282,1% em comparação ao 3T12, também impactado pelo aporte da CDE. Sem tal efeito, o crescimento do lucro foi de 44,1%;
Dívida Líquida consolidada de R$ 4.151,6 milhões, com múltiplo Dívida Líquida/EBITDA, para efeito de covenants, em 2,68x;
Pré-pagamento de R$ 160 milhões da 5ª emissão de debêntures com custo de CDI+1,50% aa.
FINANCEIROS
Em 5 de novembro de 2013, foi aprovada pela Aneel a revisão tarifária da Light SESA, com reposicionamento estrutural de 2,46% e efeito médio nas contas de energia de 3,65%, aplicado a partir de 7 de novembro de 2013.
Destaque para a BRR Líquida de R$ 6,7 bilhões e perdas não-técnicas de 40,41%.
REGULATÓRIO
Industrial6%
Residencial33%
Comercial29%
Outros Cativos16%
Livre16%
3T10 3T11 3T12 3T13
3T10 3T11 3T12 3T13
Consumo de EnergiaDistribuição - Trimestre
+1,7%
5.4865.299
22,4ºC 21,6º
C
3T11
5.1445.581
3T10
21,7ºC22,1ºC
+2,8%
1Nota: Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia medida dos clientes livres: Valesul, CSN e CSA, tendo em vista a planejada saída desses clientes para a Rede Básica.
MERCADO TOTAL (GWh) ¹
3T12 3T13
Outros Cativos15,8%
Comercial
29,5%
Residencial
32,6%
Industrial
6,0%
Livre16,1%
3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13
+1,7%
Mercado Total
RESIDENCIAL INDUSTRIALCOMERCIAL OUTROS TOTAL
3T12 3T13
4.6454.682
5.486
840 899
5.581
+3,8%
847 880
894
47 48
928
+2,5%
1.808
181 207
1.854
370 338
983
613 643
982
+0,9%
1.801 1.818
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh)
MERCADO TOTAL - TRIMESTRE
3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13
-0,2%
LIVRECATIVO
1.6271.647
Industrial
6%
Residencial
35%
Comercial
29%
Outros Cativos
15%
Livre
15%
9M10 9M11 9M12 9M13
23,0
23,5
24,0
24,5
25,0
25,5
26,0
26,5
27,0
27,5
28,0
9M10 9M11 9M12 9M13
9M10
9M11
9M12
9M13
Consumo de EnergiaDistribuição – 9 Meses
+2,7%
17.419
17.259
24,3ºC 23,9º
C
9M11
16.729
17.884
9M10
24,0ºC24,4º
C
+2,3%
1Nota: Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia medida dos clientes livres: Valesul, CSN e CSA, tendo em vista a planejada saída desses clientes para a Rede Básica.
MERCADO TOTAL (GWh) ¹
9M12 9M13
Outros Cativos15,0%
Comercial
29,5%
Residencial
34,7%
Industrial
5,8%
Livre15,0%
Total Varejo Grandes Clientes Poder Público
9M12 9M13
Arrecadação
TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTO9 MESES
9M12
9M13
98,8%
101,1% 97,5%
100,9% 99,7%
102,0%
102,6%
100,3%
Total Varejo
Grande Clientes
Poder Público
3,2%3,0% 3,0% 2,9%
2,4%
1,9%1,5%
1,3% 1,3%
2,4%
3,2%2,8%
2,6% 2,6%
set-
11
dez-
11
mar
-12
jun-
12
set-
12
dez-
12
mar
-13
jun-
13
set-
13
PCLD/ROB Fornecimento Faturado - 12 meses
mar-12 mar-13
TAXA DE ARRECADAÇÃO12 MESES
98,3% 99,6%
Set/12 Set/13
PCLD/ROBFORNECIMENTO FATURADO – 12 MESES
PCLD / ROB
Provisionamento não recorrente (4T12)
2009 2010 2011 2012 set/13set/12 dez/12 mar/13 jun/13 set/13
Combate às Perdas
MEDIDORES ELETRÔNICOS INSTALADOS
(Unidades Mil)
341
EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses)
43,1%
43,7%
32,0%
% Perda Não Técnica/ Mercado BT
Perda Não Técnica GWh
Perda Técnica GWh
% Perda Não Técnica/ Mercado BT - Regulatória
5.615
2.432
8.552
44,2%
Dez/12 Mar/13
45,4%
6.029
2.618
8.584
Set/13
6.007
2.577
8.057
Set/12
44,9%
5.953
2.629
8.647
Jun/13
5.905
2.647
8.582
- 1,7 p.p.
2010 2011 Set/132009 2012
2
30
7
79
89
80
227
122
410
78
197115
272297
Fora de comunidades
Comunidades
Ações de Combate a PerdasResultados nas APZ
Antes mar/13 jun/13 set/13
Curicica 13.125 38% 12,1% 11,9% 11,2% 98,8%Realengo 10.182 38% 16,9% 15,8% 15,0% 98,6%Cosmos 38.132 48% 22,8% 20,8% 19,3% 105,3%Sepetiba 19.857 57% 33,5% 31,5% 30,6% 97,4%Caxias 1 e 2 13.935 59% 19,5% 22,9% 25,8% 95,1%Belford Roxo 1 e 2 20.436 63% 32,4% 29,1% 26,6% 95,5%Vigário Geral 16.198 35% 16,1% 15,8% 15,2% 99,5%Caxias 3 17.675 43% 25,2% 22,9% 20,7% 98,4%Nova Iguaçu 1 33.129 49% 31,9% 31,5% 29,9% 97,7%Nova Iguaçu 2 20.756 46% 25,0% 24,5% 23,5% 96,8%Nilópolis 10.388 42% 28,8% 28,5% 27,9% 94,9%Nilópolis Convencional 11.089 38% - 14,0% 13,7% 97,2%Ricardo de Albuquerque 25.701 35% 19,5% 18,1% 16,3% 97,9%Mesquita 9.038 51% 38,4% 34,0% 30,2% 95,8%Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia
6.387 57% 11,9% 11,6% 11,5% 97,1%
Coelho da Rocha 17.738 41% - 16,8% 14,3% 95,8%Batan 8.625 62% - 9,5% 9,6% 105,2%
Total 292.391 47,7% 24,3% 22,5% 21,2% 98,6%
LocalidadeNº de clientes
(set/13)Arrecadação
(set/13)Perda Acumulada
-26,5 p.p.
Ações de Combate a PerdasResultados nas Comunidades Pacificadas
Até setembro, das 34 comunidades pacificadas, a Light já está presente em 17 delas, já tendo concluído a reforma da
rede em 9 delas:
-52,9 p.p.
Antes da APZ
mar/13 jun/13 set/13
Santa Marta 2009 95,00% 8,22% 5,07% 8,30% 97,61%Cidade de Deus 1 2010 52,10% 14,45% 14,45% 11,43% 95,69%
Chapéu Mangueira 101,88%Babilônia 97,05%Cabritos 97,18%
Tabajaras 95,74%Formiga 2011 73,30% 9,37% 10,75% 10,12% 93,10%
Batan 2012 61,80% 10,66% 8,87% 11,47% 105,24%Borel 2013 60,50% 31,06% 26,13% 9,71% 88,96%
Total - 64,10% 14,60% 12,30% 11,20% 97,10%
LocalidadeAno de
Conclusão
Perda Acumulada
2010
2011
Adimplência (set/13)
14,60%
12,80%
62,70%
62,30%
8,55%
11,76%
14,75%
12,47%
2.500,0
3.000,0
3.500,0
4.000,0
4.500,0
5.000,0
5.500,0
6.000,0
3T12 3T13 9M12 9M132T12 2T13 1S12 1S13
Receita Líquida
Industrial 6,5%
RECEITA LÍQUIDA (R$MM)
Geração 7,6%
Distribuição 82,5%**
RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (3T13)*
Comercialização 9,9%
* Não considera eliminações
** Não considera Receita de Construção
RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (3T13)
Comercial 31,3%
Outros (Cativo) 13,0%
Uso da Rede (TUSD)(Livres +
Concessionárias)8,3%
Residencial 40,9%
Receita de ConstruçãoReceita sem receita de construção
3T133T12
+0,6%
1.7381.727
170
1.6151.556
122
+3,4%
4.9465.147
455470
5.416 5.602
+3,8%
+4,1%
9M139M122T12 2T13 1S12 1S13
3T12 3T13 9M12 9M13
Custos e Despesas Operacionais
Gerenciáveis (distribuição): R$ 312
(27,5%)
Geração eComercialização: R$ 206
(18,2%)
Não gerenciáveis (distribuição): R$ 615
(54,3%)
*Não considera eliminações ** Não considera custo de construção
CUSTOS GERENCIÁVEIS DA DISTRIBUIDORA (R$MM)
CUSTOS (R$MM)*3T13
299 312
+4,3%
3T133T12
R$ MM 3T12 3T13 Var. 9M12 9M13 Var.
PMSO 178,5 182,5 2,3% 516,0 568,8 10,2%
Provisões 52,3 41,0 -21,6% 222,9 152,8 -31,4%
PCLD 39,3 37,1 -5,6% 173,2 114,6 -33,8%
Contingências 13,0 3,9 70,0% 49,7 38,3 -22,9%
Depreciação 69,3 86,0 24,1% 212,9 250,5 17,7%
Outras Rec./Desp. Operacionais
1,5 (1,9) - (2,5) 14,8 -
Total 298,6 311,5 4,3% 954,3 987,0 3,4%
9M139M12
954 987
+3,4%
Distrib
uiçã
o ;
84,1
%; 84,
13%
Geraç
ão; 1
4,3%
;
14,2
7%
Com
ercia
lizaç
ão;
1,6%
; 1,6
0%
3T12 3T13 9M12 9M13
EBITDA
EBITDA CONSOLIDADO (R$MM) EBITDA POR ATIVIDADE*3T13
Geração 14,3% (Margem EBITDA: 79,0%)
Comercialização 1,6% (Margem EBITDA: 6,8%)
Distribuição 84,1%(Margem EBITDA: 42,7%) *Não considera
eliminações
722,0
276,6
+161,1%
3T12 3T13 9M12 9M13
1.355,1
965,6
+40,3%
EBITDA
EBITDA Ajustado -
2T11
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -2T11
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Provisões EBITDA -2T12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
2T12EBITDA3T12
EBITDA3T13
Receita Líquida
Custos Não
Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis (PMSO)
Provisões
119
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado
3T12
EBITDA Ajustado
3T13
395
277
59100
(8) (22)
(329)
393
EBITDA Ajustado – 3T12 / 3T13(R$ MM)
- 0,6%
+ 161,1%
12
Outros
722
Aporte à vista CDE
303
EBITDA
EBITDA Ajustado -
2T11
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -2T11
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Provisões EBITDA -2T12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
2T12EBITDA9M12
EBITDA9M13
Receita Líquida
192
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado
9M12
EBITDA Ajustado
9M13
1.158966
202
(552)
(36) (109)
1.246
EBITDA Ajustado – 9M12 / 9M13(R$ MM)
+ 7,6%
+ 40,3%
71
1.355765
(60)
Custos Não
Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis (PMSO)
Provisões
OutrosAportes CDE
LL Ajustado 3T12
Ativos e passivos
Regulatórios
3T12 EBITDA Resultado Financeiro
Impostos Outros 3T13 Ativos e passivos
Regulatórios
LL Ajustado 3T13
Lucro Líquido e Lucro Líquido Ajustado 1T12/1T13 - R$ Milhões
EBITDA Ajustado -
2T11
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -2T11
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Provisões EBITDA -2T12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
2T12
Lucro Líquido
3T12 3T13EBITDA
Resultado
Financeiro
Impostos
Outros
LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 3T12 / 3T13 (R$ MM)
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
LL Ajustado
3T12
LL Ajustado
3T13
+ 282,1%
16278
84
445
(9)
(182)
(17)
321(217)
104
- 35,9%
LL Ajustado - 1S12
Ativos e passivos
Regulatórios
9M12 EBITDA Resultado Financeiro
Impostos Outros 9M13 Ativos e passivos
Regulatórios
LL Ajustado - 1S13
EBITDA Ajustado -
2T11
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -2T11
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Provisões EBITDA -2T12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
2T12
Lucro Líquido
9M12 9M13EBITDA
Resultado
Financeiro
Impostos
Outros
LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 9M12 / 9M13 (R$ MM)
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
LL Ajustado
9M12
LL Ajustado
9M13
+ 73,6%
391
127
264
390
8
(166) (36)
458
(72)
387
- 1,1%
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Após
2021
Custo Nominal Custo Real
20092010
Custo Real
Custo Real
Endividamento
Prazo médio: 4,3 anos
AMORTIZAÇÃO* (R$ MM)
Custo Nominal
Custo Real
Set/13Jun/13
4.151,6
EVOLUÇÃO DÍVIDA LÍQUIDA¹Sem fundo de pensão
2,622,68
* Montante sem Hedge
* Somente principal
EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA
20112010 Set/13
2007 2008 2009 set/10
Custo Real Custo Nominal
2,24%
8,21%
4,87%
11,08%
4,25%
11,03%
2012
Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants)
150
557773
1.009802
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
8,83%
2,81%
666437 441 441
545
1 Reclassificado para refletir desconsolidação dos resultados das empresas controladas em conjunto pela Light.
4.056,1
TJLP15,1%
CDI72,8%
IPCA 10,4%
Outros 1,5%
U$/Euro * 0,2%
Investimentos
INVESTIMENTOS (R$ MM)
INVESTIMENTOS (R$ MM)9M13
Geração
14,1 Administração20,3
Outros7,1
Reforço da rede e
expansão253,5
Combate às Perdas
133,4
Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição)
Comerc./Eficiência Energética
53,8
2008 2009 2010 2011 2012 2008 2009 2010 2011 9M11 9M1220102009
563,8
928,6
700,6
2011 2012
796,8
694,1
102,7
446,9
116,9
518,8
181,8
774,8
153,8
2008 2009 2010 2011 9M11 9M129M139M12
482,0 393,9
45,888,3
527,8 482,2
-18,3%
Resultado Revisão Tarifária
3º Ciclo
Revisão Tarifária nov/2013
Reposicionamento Estrutural
2013
+ 2,46%
Parcela A:Custos não
gerenciáveis
Parcela B:Custos
Gerenciáveis
+ 9,08%
Adicionais Financeiros
2013
Efeito médio ao consumidor
+3,48% + 3,65%
+ ==
- 6,62%
Adicionais Financeiros
2012
-
+2,28%
2008 2013
Cresc Mercado
2008 2013
Inadimplência
Principais Indicadores da Revisão Tarifária
2008 2013
EBITDA
2008 2013
PMSO
2008 2013
Rec Bruta
2008 2013
Rec Líquida
EBITDA REGULATÓRIO
R$ MM
PMSOR$ MM
BRR BRUTA R$ MM
BRR LÍQUIDA R$ MM
PARCELA BR$ MM
INADIMPLÊNCIA
1.2041.048
824
583
11.974
8.077
6.711
4.673
2.1111.698
0,90%
0,95%
2008 2013
fator X1,22%
0%
FATOR X
2008 2013
fator X
11,36%
15,08%
WACC BRUTO
Obrigações especiais + bensdepreciados
Base remuneração reg. Líquida
depreciação acumulada - bensdepreciados
Base de Remuneração e OPEX
Obrig. Especiais +Bens 100% Deprec.+
IAS Integral
BRRLíquida
R$ 6,711 Bi
Depreciação Acum. -Bens 100% Depreciados
R$ 5,263 Bi
BRRBruta
R$ 11,974 Bi
BASE DE ATIVOS TOTALR$ 14,670 Bi
CUSTOS OPERACIONAIS*R$ 908 MM
300000000
400000000
500000000
600000000
700000000
800000000
900000000
1E+09
Inadimplência
Anuidades
Empresa de referência
Empresa de
Referência
R$ 728 MM
AnuidadesR$ 96 MM
Inadimplência R$ 83 MMR$ 2,695 Bi
*Corrigido pelo fator de produtividade
Perdas não-técnicas
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
PNT Regulatória/BT (Flexibilização) PNT Regulatória/BT (Final)
PNT Real/BT (Projeção Light, Ref. Agosto) PNT Regulatória/BT (AP)
PNT Regulatória/BT c/ Penalidade
Conclusões
A Light no início de um novo ciclo:
Revisão Tarifária positiva e aderente às particularidades da área de concessão;
Elevados investimentos realizados no último ciclo (R$2,7 bi) foram em sua maioria reconhecidos na Base de Remuneração;
Nível de perdas com tendência decrescente:
• Sucesso da estratégia baseada na conjugação de APZ + Medição Eletrônica + UPP;
• Recursos adicionais destinados exclusivamente para combate a perdas assegurados na Revisão Tarifária, sem impacto no endividamento.
Geração mantem-se como importante alavanca de crescimento do grupo através da reprecificação da energia existente e crescimento em novos projetos;
Perspectiva econômica positiva da área de concessão: investimentos em infraestrutura e melhoria da segurança;
Busca contínua por eficiência operacional e melhoria da qualidade.
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.
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