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Corporate Presentation. Janeiro 2014. Grupo Light. 2. Light em números. 1 IBGE (2010). Geração. 1. Amazônia Energia Renova Guanhães Energia. 4. 2. Complexo de Lajes. 6. 3. 5. 6. UHE Santa Branca. 7. 4. UHE Ilha dos Pombos. 7. PCH Paracambi. 5. 3.

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Presentation Transcript

  1. CorporatePresentation Janeiro 2014

  2. Grupo Light 2

  3. Light emnúmeros 1 IBGE (2010) Geração 1 Amazônia EnergiaRenovaGuanhães Energia 4 2 Complexo de Lajes 6 3 5 6 UHE Santa Branca 7 4 UHE Ilha dos Pombos 7 PCH Paracambi 5 3

  4. RankingsEntre os maiores players no Brasil INTEGRADAS² ReceitaLíquida 2012 – R$ Bilhões DISTRIBUIDORAS¹ Energia Consumida na Área de Concessão (GWh) - 2012 18,5 37.626 15,0 24.714 11,8 22.737 8,5 21.467 20.054 6,9 15.018 6,6 GERADORAS PRIVADAS² Capacidade Instalada de Geração Hidráulica (MW)– 2012 5.560 1 – Fonte: Mercado Cativo 2 – Fonte: Relatório das Companhias * Considera 9 MW das PCH’s da Renova 2.658 2.241 2.219 2.012 877 * 4

  5. Estrutura AcionáriaCombinação eficiente entre uma indústria sólida e agentes financeiros • 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

  6. Governança Corporativa Assembléia Geral Conselho Fiscal Conselho de Administração Comitê de Auditoria Comitê de Gestão Comitê de Finanças Comitê de Recursos Humanos Comitê de Governança e Sustentabilidade Presidente Paulo Roberto R. Pinto Diretor de Distribuição Diretor de Finanças e Rel. com Investidores Diretor de Energia Diretor de Gente Evandro L. Vasconcelos Ricardo Cesar C. Rocha Andreia Ribeiro Junqueira João B. Zolini Carneiro Diretor Jurídico Diretor de Gestão Empresarial Diretor de Desenvolvimento de Negócios Diretor de Comunicação Fernando Antônio F.Reis Luiz Otavio Ziza Valadares Paulo Carvalho Filho Evandro L. Vasconcelos* Interino* LGSXY ADR-OTC 6

  7. Consumo de EnergiaDISTRIBUIÇÃO - TRIMESTRE MERCADO TOTAL (GWh) ¹ +2,8% Livre 16,1% +1,7% Industrial 6,0% 5.581 5.486 5.299 5.144 Outros Cativos 15,8% Residencial 32,6% 22,4ºC 22,1ºC 21,7ºC 21,6ºC Comercial 29,5% 3T12 3T13 3T10 3T11 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. 7

  8. Mercado Total CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh) TRIMESTRE +1,7% 5.581 5.486 +0,9% +2,5% 899 840 1.854 1.818 1.801 1.808 -0,2% +3,8% 207 181 4.682 4.645 982 983 928 894 48 1.647 47 1.627 643 613 880 847 370 338 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 OUTROS TOTAL RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL LIVRE CATIVO 8

  9. Arrecadação e PerdasResultados encorajadores já aparecem a partir de uma abordagem integrada TAXA DE ARRECADAÇÃO 12 MESES PERDAS (12 MESES) - 1,7% 99,6% 98,3% 45,4% 44,9% 44,2% 43,7% 32,0% Set/12 Set/13 8.647 8.552 8.584 8.582 PCLD/ROBFORNECIMENTO FATURADO– 12 MESES 5.953 5.905 6.007 6.029 2.618 2.629 2.647 2.577 Mar/13 Jun/13 Set/13 Dez/12 Set/13 Set/11 Set/12 Dez/11 Jun/12 Dez/12 Jun/13 Mar/12 Mar/13 Technical losses GWh Perdasnão-técnicasGWh PCLD / ROB % Perdasnão-técnicas/ Mercado BT % Perdasnão-técnicas/ Mercado BT – Meta regulatória 9 Provisionamentonãorecorrente (4T12)

  10. Combate às PerdasReceita blindada através da combinação eficiente de medidores eletrônicos e da eficácia da força de trabalho MEDIDORES ELETRÔNICOSINSTALADOS (Unidades Mil) CLIENTES ENERGIA E STATUS 410 341 89 GrandesClientes(alta e med volt.)7.600 69 227 11.500 GWh (48%) 100% Concluído 30 321 122 272 80 7 Baixa Tensão Grandes Clientes 22.000 197 2 2.700 GWh (11%) 1/3 instalados até 2015 115 78 2009 2010 2011 2012 Set/13 Clientes comerciais e residenciais(Baixa tensão) 4.100.000 Comunidades 10.000 GWh (41%) APZ Fora de comunidades 10

  11. Programa de Novas Tecnologias A Light busca reduzir as perdas através de investimentos em novas tecnologias, integração das atividades operacionais, aumento na conscientização da população e parcerias com outros agentes. Projeto de Blindagem da Rede • Tecnologia usada em áreas onde medidas convencionais não são efetivas • Áreas que apresentam altos níveis de perdas não técnicas Sala de controle Redeatual Redeblindada Médiatensão Medidor centralizado Média tensão Baixa tensão Baixatensão 9 m 3 m Medidoreletromecânico Display 11

  12. Áreas de Perda Zero Projeto: “Light Legal” MEDIDORESELETRÔNICOS • 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; • 22 unidades implementadas com 360 mil • clientes (9% do total dos clientes); • 200 mil clientes adicionais por ano. FORÇA DETRABALHO PARCERIA COM O GOVERNO DO ESTADO 12

  13. Evolução dos Resultados nas APZ’sRedução significante das perdas e aumento da taxa de arrecadação PERDAS NAS APZ’S TAXA DE ARRECADAÇÃO DAS APZ’S 45,6 % -24,4% 100,7% 99,5% 98,3% 98,2% 97,9% 90,2% 25,9% +8,1% 24,8% 23,6% 22,5% 21,2% Antes Antes Jun/13 Set/13 Set/12 Mar/13 Jun/13 Set/13 Set/12 Mar/13 Dez/12 Dez/12 13

  14. Perdas Regulatórias Não-Técnicas Repassadas na Tarifa Maior reconhecimento de perdas vinculado ao alcanço de metas;Receitas adicionais a serem investidas no combate as perdas, nomeadas como obrigações especiais (ex-RAB) 31,37% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Perdas Regulatórias Proposta Final (de acordo com a metodologia) Proposta Preliminar (de acordo com a metodologia) Target 14 Perdas Regulatórias com Penalidade

  15. GERAÇÃO

  16. 855 MW Capacidade Instalada As concessõesexpiramapenasem 2026 100% 100% UHE Santa Branca 56 MW Rio Paraiba do Sul UHE Ilha dos Pombos187 MW UHE Ilha dos Pombos RJ SP UHE Santa Branca 100% 100% 100% UHE Fontes Nova 132 MW UHE UsinaSubterrânea NiloPeçanha - 380 MW UHE Pereira Passos 100 MW 16

  17. Re-precificação da EnergiaExistenteAumento significativo dos preços devido à substituição dos antigos contratos regulamentados para novos com clientes livres Balanço de EnergiaConvencional EnergiaAssegurada (MW médios) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Energia contratada (ACL) Energia contratada (ACR) Hedge Energia disponível para comercialização 17

  18. Projetos de Geração Crescimentoemgeração de energiarenovável com a parceria de sóciosexperientes 18

  19. Evolução da CapacidadeInstalada (em MW) + 59.0% 1.498 22 280 245 9 74* 942 13 855 (+) PCH Paracambi¹ Capacidade Instalada Capacidade Autal (+) PCH Lajes¹ (+) Belo Monte³ Capacidade Futura (+) Renova² (+) Renova² (+) Guanhães¹ ¹ Considera 51% de participação ² Considera 21,99% de participação ³ Considera 2,5% de participação 19 * 9 MW PCH + 65 MW parque eólico (desde jul/12)

  20. RESULTADOS

  21. Receita Líquida RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (3T13)* RECEITA LÍQUIDA (R$MM) Comercialização9,9% +3,4% Geração7,6% 5.602 Distribuição82,5%** 5.416 455 470 +0,6% * Não considera eliminações ** Não considera Receita de Construção +4,1% 1.738 1.727 5.147 4.946 122 170 +3,8% 1.615 RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (3T13) 1.556 3T13 3T12 9M13 9M12 Uso da Rede (TUSD) (Livres + Concessionárias)8,3% Residencial 40,9% Receita de Construção Outros (Cativo)13,0% Receitasemreceita de construção Comercial 31,3% Industrial6,5% 21

  22. Custos e Despesas Operacionais CUSTOS GERENCIÁVEIS DA DISTRIBUIDORA (R$MM) CUSTOS (R$MM)* 3T13 +3,4% 987 Não gerenciáveis (distribuição): R$ 615 (54,3%) 954 Geração eComercialização: R$ 206 (18,2%) +4,3% 312 299 Gerenciáveis (distribuição): R$ 312 (27,5%) 3T13 9M13 3T12 9M12 *Não considera eliminações ** Não considera custo de construção 22

  23. EBITDA EBITDA POR ATIVIDADE* 3T13 EBITDA CONSOLIDADO (R$MM) +40,3% 1.355 Geração 14,3% (Margem EBITDA: 79,0%) 966 +161,1% 722 Comercialização 1,6% (Margem EBITDA: 6,8%) 277 Distribuição 84,1% (Margem EBITDA: 42,7%) 3T12 3T13 9M12 9M13 *Não considera eliminações 23

  24. EBITDA EBITDA Ajustado – 3T12 / 3T13(R$ MM) - 0,6% + 161,1% (8) 12 (22) 303 (329) 100 722 119 59 393 395 277 ReceitaLíquida Custos NãoGerenciáveis Aporte CDE CustosGerenciáveis (PMSO) Provisões EBITDA Ajustado3T12 Ativos e PassivosRegulatórios Outros EBITDA3T13 Ativos e PassivosRegulatórios EBITDA3T12 EBITDA Ajustado3T13 24

  25. EBITDA EBITDA Ajustado – 9M12 / 9M13(R$ MM) + 7,6% + 40,3% 71 (60) (36) (109) 192 202 765 1.355 (552) 1.246 1.158 966 ReceitaLíquida Custos NãoGerenciáveis Aportes CDE CustosGerenciáveis (PMSO) Provisões EBITDA Ajustado9M12 Ativos e PassivosRegulatórios Outros EBITDA9M13 Ativos e PassivosRegulatórios EBITDA9M12 EBITDA Ajustado9M13 25

  26. Lucro Líquido LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 3T12 / 3T13 (R$ MM) - 35,9% + 282,1% (9) (182) (17) 445 (217) 321 78 162 104 84 EBITDA Impostos Outros ResultadoFinanceiro 3T12 Ativos e Passivos Regulatórios LL Ajustado3T12 Ativos e Passivos Regulatórios 3T13 LL Ajustado3T13 26

  27. Lucro Líquido LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 9M12 / 9M13 (R$ MM) - 1,1% + 73,6% 8 (166) (36) 390 (72) 127 458 387 391 264 EBITDA Impostos Outros ResultadoFinanceiro 9M12 Ativos e Passivos Regulatórios LL Ajustado9M12 Ativos e Passivos Regulatórios 9M13 LL Ajustado9M13 27

  28. Dividendos Payout JCP Dividendos DividendYield* Política de Dividendos Mínimos * Baseado no preço de fechamento do dia anterior ao anúncio. * Baseado no lucro líquido do ano, antes dos ajustes IFRS 28

  29. Endividamento AMORTIZAÇÃO* (R$ MM) EVOLUÇÃO DÍVIDA LÍQUIDA¹ Sem fundo de pensão Prazo médio: 4,3 anos 4.151,6 4.056,1 1.009 802 773 666 557 545 2,68 437 441 441 2,62 150 Set/13 Jun/13 * Somente principal Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants) U$/Euro * 0,2% IPCA 10,4% TJLP15,1% EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA 11,08% 11,03% Outros 1,5% 8,83% 8,21% 4,87% 4,25% 2,81% 2,24% CDI72,8% 2011 2012 Set/13 2010 * Montante sem Hedge Custo Nominal Custo Real 29 1 Reclassificado para refletir desconsolidação dos resultados das empresas controladas em conjunto pela Light.

  30. Investimentos INVESTIMENTOS (R$ MM) 9M13 INVESTIMENTOS (R$ MM) Reforço da rede e expansão 253,5 928,6 796,8 -18,3% 153,8 700,6 102,7 527,8 563,8 482,2 181,8 45,8 116,9 88,3 774,8 CombateàsPerdas 133,4 694,1 518,8 482,0 Outros 7,1 393,9 446,9 Geração 14,1 Comerc./EficiênciaEnergética 53,8 2012 9M13 9M12 2010 2011 2009 Administração 20,3 Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição) 30

  31. Tese de investimento Transformação Econômica da Área de Concessão • Grandes eventos esportivos • Pacificação das comunidades • Ambientepró-negócios • Investimento em novos projetos e expansão dos já existentes • Crescimento do mercado Re-precificação da Energia Existente • Novos contratos de venda a partir de 2013 e 2014 • Aumento da receita sem custo adicional • Comercializadora mais ativa Redução da Perda de Energia • Evolução do programa de novas tecnologias • Nova rede e medidores nas comunidades pacificadas • Desenvolvimento de medidores inteligentes • Programa Área de Perda Zero Melhoras Práticas de Governança Corporativa • Listada no Novo Mercado; • Comitês ativos na companhia • Inserida no Índice de Sustentabilidade (ISE) pelo sexto ano consecutivo Crescimento em Geração • Investimento na Renova, Belo Monte eGuanhães (total de 547MW) • Construção da PCH Lajes Histórico de Dividendos • Política de payout mínimo de 50% do Lucro Líquido; • Payout médio desde 2007: 91% • . 31

  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. 32

  33. Contatos João Batista Zolini CarneiroDiretorFinanceiro e de Relações com Investidores Gustavo WerneckGerente de Relações com Investidores + 55 21 2211 2560gustavo.souza@light.com.br www.facebook.com/lightri http://ri.light.com.br/ twitter.com/LightRI 33

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