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Teleconferência de Resultados. 1 º Trimestre de 2014. Destaques. FINANCEIROS. APORTES CDE. Consumo de energia cresce 7,8% entre 1T14 e 1T13, influenciado pelas altas temperaturas no trimestre. Crescimento do mercado cativo foi de 9,7%; - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
Teleconferência de Resultados
1º Trimestre de 2014
Destaques
Consumo de energia cresce 7,8% entre 1T14 e 1T13, influenciado pelas altas temperaturas no trimestre. Crescimento do mercado cativo foi de 9,7%;
Perdas não-técnicas/mercado BT nos últimos 12 meses foi de 42,4%, um aumento 0,2 p.p. comparado ao período de 12 meses encerrado em dez/13. Em comparação com março/13, houve queda de 2.5 p.p;
Taxa de arrecadação no trimestre atingiu 94,6%, 6,4 p.p. abaixo do mesmo trimestre de 2013;
PCLD no 1T14 de 1,0% da receita de faturamento de energia, totalizando R$ 25,3 milhões, redução de 0,2 p.p. em comparação ao 1T13;
OPERACIONAIS
Receita Líquida, desconsiderando a receita de construção, no trimestre cresceu 20,1% em relação a 1T13, totalizando R$ 2.118,7 milhões;
EBITDA consolidado do trimestre de R$ 452,9 milhões, 27,5% superior ao 1T13;
Lucro líquido do trimestre totalizou R$ 180,5 milhões, representando um crescimento de 129,5% comparado ao 1T13;
Dívida Líquida consolidada de R$ 5.341,8 milhões, com múltiplo Dívida Líquida/EBITDA de 2,90x;
FINANCEIROS
2
APORTES CDE
Repasse de recursos da CDE às distribuidoras para a liquidação dos compromissos de compra de energia junto à CCEE;
Montantes de R$ 181,2 milhões, R$556,7 milhões e R$423,1 milhões, respectivamente, referentes ao meses de janeiro, fevereiro e março de 2014, totalizando R$ 1.161,0 milhões no trimestre, que foram contabilizados no resultado como redução de custos com Parcela A.
Consumo de EnergiaDistribuição - Trimestre
+7,8%
6.8416.180
27,0ºC
28,3ºC
1T12
6.291 7.374
1T11
26,9ºC
27,8ºC
+5,4% a.a.
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
1T13 1T14
Outros Cativos13,2%
Comercial
Cativo27,6%
Residencial
37,3%
Industrial
Cativo4,9%
Livre17,1%
3
4
+7,8%
Mercado Total
RESIDENCIAL INDUSTRIALCOMERCIAL OUTROS TOTAL
1T13 1T14
5.572 6.117
6.841
1.269 1.257
7.374
+6,1%
913 970
966
53 55
1.025
8,3%
2.093
215233
2.267
359 360
1.359
1.000
970
1.330
+13,6%
2.423
2.752
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh)
MERCADO TOTAL - TRIMESTRE
1T13 1T14 1T13 1T14 1T13 1T14 1T13 1T14
-2,1%
LIVRECATIVO
1.877 2.034
5
TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTOTrimestre
1T13 1T14
101,0% 94,6%
100,2% 93,2%
104,7%
98,0%97,2%
95,4%
Total Varejo Grande s Clientes
Poder Público
PCLD/ROBFORNECIMENTO FATURADO – 12 MESES
mar/12 mar/1 4
mar/13
3,0%2,8%
1,8%
Arrecadação
-1,0 p.p.
6
2009 2010 2011 2012 2013
Combate às Perdas
MEDIDORES ELETRÔNICOS INSTALADOS
(Unidades Mil)
351
EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses)
43,7%
32,0%
% Perda Não Técnica/ Mercado BT
Perda Não Técnica GWh
Perda Técnica GWh
% Perda Não Técnica/ Mercado BT - Regulatória
5.738
2.614
8.552
44,2%
Mar/13 Jun/13
6.029
2.618
Dez/13
8.352
Mar/14
44,9%
5.953
2.629
8.647
Set/13
5.905
2.647
8.582
- 2,5 p.p.
2010 2011 20132012
307
79102
227122
432
197115272
330
Fora de comunidades
Comunidades
42,2%
42,4%
Mar/14
109
467
358
5.955
2.793
8.748
7
Resultados de Combate a Perdas nas APZ
Até março, o programa cobria 446 mil clientes em 27 APZs, das quais 22 possuem resultados apurados:
-29,5 p.p* O indicador refl ete os resul tados acumulados até Mar/14 a partir do início da implementação de cada APZ.
Antes Atual Antes Atual
Curicica 2010 12.967 38% 10,4% 94,7% 96,7% NRealengo/Batan 2010/2013 18.967 38% 12,5% 94,0% 96,4% N/SCosmos 1 2012 18.395 49% 15,9% 92,0% 95,1% NCosmos 2 2012 19.737 46% 16,3% 92,0% 104,3% NSepetiba 2012 20.650 57% 30,8% 88,1% 94,7% NCaxias 1 e 2 2012 14.186 59% 32,0% 82,5% 92,2% NBelford Roxo 1 e 2 2013 21.559 63% 23,3% 88,3% 92,5% NVigário Geral 2012 17.616 35% 13,4% 94,3% 99,5% NCaxias 3 2013 17.897 43% 17,7% 96,0% 93,5% NNova Iguaçu 1 2013 33.485 49% 28,4% 90,4% 96,2% NNova Iguaçu 2 2013 21.757 46% 21,5% 87,9% 96,4% NNilópolis 2013 10.396 42% 28,6% 90,4% 94,9% NNilópolis Convencional 2010 11.158 38% 12,3% 94,0% 96,2% NRicardo de Albuquerque 2013 25.703 35% 13,8% 93,7% 95,6% NMesquita 2013 9.038 51% 24,5% 84,0% 94,7% N
Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia/Santa Marta
2012 8.125 68% 12,1% 62,2% 95,7% S
Coelho da Rocha 2013 18.407 41% 11,4% 92,2% 95,7% NCaxias 4 2013 16.971 42% 20,3% 90,0% 90,1% NAlemão 2014 13.519 63% 34,3% 90,6% 91,6% SCidade de Deus 1 2011 6.211 52% 16,8% 23,1% 97,8% STomazinho 2013 12.712 43% 19,5% 87,0% 92,8% NFormiga/Borel/Macaco/Salgueiro/Andarai
2012 15.454 51% 26,5% 50,3% 86,6% S
Total 364.910 50,2% 20,7% 89,2% 95,9%
Área de UPPArrecadaçãoAno de
Implementação
Perdas Não Técnicas/Carga Fio *Localidade
Número de clientes
8
Receita Líquida
Comercial Cativo 30,0%
RECEITA LÍQUIDA (R$MM)Geração
9,4%
Distribuição 77,6%**
RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (1T14)*
Comercialização 13,1%
* Não considera eliminações
** Não considera Receita de Construção
RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (1T14)
Industrial Cativo 5,3%
Outros Cativo 11,2%
Uso da Rede (TUSD)
(Livres + Concessionárias)
6,7%Residencial 46,8%
Receita de ConstruçãoReceita sem receita de construção
+18,8%
1.7652.119
164157
1.922 2.282
1T141T13
+20,1%
9
Aporte CDEExposição involuntária combinada com cenário hidrológico desfavorável e PLD no
teto, no curto prazo, pressionaram o caixa das distribuidoras
Compra de Energia
(Spot)
(84,6)
Aporte CDE -1T14 (R$ MM)
Aporte CDE Total
Saldo
(1.245,7)
1.161,0
Decreto8.203
(jan/14)
Decreto8.221
(abr/14)
Exposição Involuntária das Cotas
Exposição Involuntária Leilão A-1
Exp. Involuntária Energia Nova
Contratos por Disponibilidade
Risco Hidrológico
Contrato Leilão A-0 NA
Custos e Despesas Operacionais
Gerenciáveis (distribuição): R$ 351(18,5%)
Geração eComercialização: R$ 315
(16,6%)
Não gerenciáveis (distribuição): R$ 1.227
(64,8%)
*Não considera eliminações ** Não considera custo de construção
CUSTOS DE PMSO DA DISTRIBUIDORA (R$MM)CUSTOS (R$MM)*1T14
184188
+2,1%
1T141T13
R$ MM 1T13 1T14 Var.
PMSO (184,0) (187,8) 2,1%
Provisões (45,2) (65,3) 44,3%
PCLD (29,0) (25,3) -12,8%
Contingências (16,2) (40,0) 146,6%
Depreciação (80,6) (85,4) 6,0%
Outras Rec./Desp. Operacionais
(7,3) (12,1) 66,3%
Total (317,1) (350,6) 10,6%
10
11
EBITDAEBITDA POR SEGMENTO (R$MM)
453+27,5%
355
44,0%
56,0%
36,2%
63,8%
1T13 1T14
Geração e comercializaçãoDistribuição
EBITDA Consolidado (R$ MM) 1T14 1T13 Var.%
Distribuição 254,8 228,1 11,7% Margem EBITDA (%) 14,6% 14,3% 0,2 p.p.
Geração 182,8 119,3 53,2% Margem EBITDA (%) 86,5% 82,1% 4,4 p.p.
Comercialização 17,5 9,9 76,9% Margem EBITDA (%) 6,0% 6,3% -0,3 p.p.
Outros e eliminações (2,2) (2,2) 0,4%
Total 452,9 355,1 27,5%Margem EBITDA (%) 21,4% 20,1% 1,2 p.p
12
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 -
2T12EBITDA1T13
EBITDA1T14
Receita Líquida
Custos Não
Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis (PMSO)
Provisões
101
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado
1T13
EBITDA Ajustado
1T14
456355
354(217)
(4) (2) (18)
435
EBITDA Ajustado – 1T13 / 1T14(R$ MM)
- 4,7%
27,5%
(20)
Equiv.Patrimoni
al
453
OutrasReceitas
Operacionais
(13)
13
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
1T13 1T14EBITDA
Resultado
Financeiro
Impostos
Depreciação
LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 1T13 / 1T14 (R$ MM)
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
LL Ajustado
1T13
LL Ajustado
1T14
+129,5%
145
67
79
98
60 (51)(5)
181
(12)
168
+15,9%
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
20122011 1T142007 2008 2009 set/10
Custo Real Custo Nominal
2,24%
8,21%
3,63%
10,01%
4,25%
11,03%
2013
Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants)
494
779
1.017811
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
9,68%
3,55%
899
441 450 450565
TJLP13,5%
CDI73,9%
IPCA 10,7%
Outros 1,5%
U$/Euro * 0,4%
14
Mar/13
20092010
Custo Real
Custo Real
2,842,90
Mar/14
Dez/13
5.096,8 5.249,5
5.341,8
2,73
15
Investimentos
INVESTIMENTOS (R$ MM)1T14
Geração
3,5
Administração3,3
Outros2,8
Reforço da rede e
expansão106,6
Combate às Perdas
48,9
Comerc./Eficiência Energética
10,5
INVESTIMENTOS (R$ MM)
Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição)
2010
929
701
2011
2012
797
694
103
446,9
519
182
775
154
713
132
845
+7,9%
2013
2014E
163
1T13
1T14
36 17
127 158
1.055
176
16
Dividendos
17
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
Gustavo WerneckSuperintendente de Finanças e Relações com Investidores
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Mariana da Silva RochaGerente de Relações com Investidores
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