7º Encontro Anual Light e Investidores

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1 7º Encontro Anual Light e Investidores

2 AGENDA 16:00 16:15 17:10 17:50 18:00 18:15 18:25 18:30 ABERTURA PAINEL COM MEMBROS DA DIRETORIA DA LIGHT PALESTRA ESPECIAL: SMART GRID A REDE DO FUTURO Mr. Michael Wiebe Consultor em redes inteligentes, com mais de 15 anos de experiência no desenvolvimento de projetos nos EUA, Canadá, Austrália e Oriente Médio. PERGUNTAS DO PÚBLICO GUIDANCE PERGUNTAS DO PÚBLICO ENCERRAMENTO COQUETEL 2

3 resentação Corporativa

4 Light Holdings 4

5 Estrutura Acionária Combinação 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 Consumo de Energia Distribuição - Trimestre MERCADO TOTAL (GWh) ¹ +5,4% a.a. +7,8% Livre 17,1% Industrial Cativo 4,9% 27,8ºC 26,9ºC 27,0ºC 28,3ºC Outros Cativos 13,2% Residencial 37,3% Comercial Cativo 27,6% 1T11 1T12 1T13 1T14 1 Nota: 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. 6

7 Mercado Total CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh) MERCADO TOTAL - TRIMESTRE ,8% ,6% ,3% ,1% ,1% T13 1T14 1T13 1T14 1T13 1T14 1T13 1T14 1T13 1T14 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL CATIVO LIVRE 7

8 Evolução das Perdas 12 meses - 3,0 p.p. 45,4% 44,9% 44,2% 43,7% 42,2% 42,4% Dez/12 Mar/13 Jun/13 Set/13 Dez/13 Mar/14 Perda Não Técnica GWh Perda Técnica GWh % Perda Não Técnica/ % Perda Não Técnica/ Mercado BT Mercado BT - Regulatória 8

9 Arrecadação PCLD/ROB FORNECIMENTO FATURADO 12 MESES TAXA DE ARRECADAÇÃO MÉDIA MÓVEL DE 12 MESES ARRECADAÇÃO POR MÊS DE FATURAMENTO Defasagem da arrecadação em relação ao faturamento 2,8% -1,0 p.p. 1,8% 99,5% 98,7% 7,5% 53,4% 39,1% 7,1% 55,6% 37,3% 8,7% 58,1% 33,1% A F mar/13 mar/1 4 mar/13 mar/1 4 JAN FEV MAR Meses em que a arrecadação está acima do faturamento 9

10 Receita Líquida RECEITA LÍQUIDA (R$MM) +18,8% RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (1T14)* Distribuição 77,6%** Geração 9,4% Comercialização 13,1% ,1% * Não considera eliminações ** Não considera Receita de Construção 1T13 1T14 Receita de Construção Receita sem receita de construção RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (1T14) Industrial Cativo 5,3% Outros Cativo 11,2% Comercial Cativo 30,0% Uso da Rede (TUSD) (Livres + Concessionárias) 6,7% Residencial 46,8% 10

11 Custos e Despesas Operacionais CUSTOS (R$MM)* 1T14 Não gerenciáveis (distribuição): R$ (64,8%) CUSTOS DE PMSO DA DISTRIBUIDORA (R$MM) +2,1% Gerenciáveis (distribuição): R$ 351 (18,5%) Geração e Comercialização: R$ 315 (16,6%) *Não considera eliminações ** Não considera custo de construção 1T13 1T14 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% 11

12 Aporte CDE Exposição involuntária combinada com cenário hidrológico desfavorável e PLD no teto, no curto prazo, pressionaram o caixa das distribuidoras APORTE CDE - 1T14 (R$ MM) Decreto (jan/14) Decreto (abr/14) Exposição Involuntária das Cotas Exposição Involuntária Leilão A-1 Exp. Involuntária Energia Nova (1.245,7) 1.161,0 Contratos por Disponibilidade (84,6) Risco Hidrológico Contrato Leilão A-0 NA Compra de Energia (Spot) Aporte CDE Total Saldo 12

13 EBITDA e Lucro Líquido EBITDA POR SEGMENTO (R$MM) LUCRO LÍQUIDO POR SEGMENTO (R$MM) +27,5% ,5% 44,0% 60,1% 36,2% 79 63,8% 56,0% 79,1% 39,9% 20,9% 1T13 1T14 1T13 1T14 Geração e comercialização Distribuição 13

14 Investimentos INVESTIMENTOS R$ MM INVESTIMENTOS (R$ MM) 1T ,9% Comerc./ Eficiência Energética 10,5 Geração 3,5 Administração 3,3 Outros 2, Combate às Perdas 48,9 Reforço da rede e expansão 106, T13 1T14 Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição) 14

15 Endividamento IPCA 10,7% U$/Euro * 0,4% TJLP 13,5% AMORTIZAÇÃO* (R$ MM) Prazo médio: 3,9 anos 2,58 2,84 CDI 73,9% Outros 1,5% ,03% 4,25% * Montante sem Hedge EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA 8,21% 2,24% Custo Nominal 9,68% 3,55% Custo Real * Somente principal 10,01% 3,63% T set/ DÍVIDA LÍQUIDA Custo Real Com fundo de pensão Mar/13 Custo Real 5.096, , ,8 2,73 2, Custo Real 2, Dez/13 Custo Real Mar/14 Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants)

16 Dividendos 16

17 Mercado de Capitais DESEMPENHO DAS AÇÕES ,0% DESEMPENHO DAS AÇÕES 2014* 1,1% 0,6% 0,6% -8,8% -15,5% LIGT3 IEE IBOVESPA LIGT3 IEE IBOVESPA * Até 04/06/2014 VOLUME MÉDIO DIÁRIO R$ MM 18,8 17,3 17,1 COMPOSIÇÃO FREE FLOAT 17,3 17,1 Pessoa Jurídica 16,2% Estrangeiros 69,8% Pessoa Física 14,0% 17

18 Perdas/APZ Combate às Perdas

19 Estrutura Projeto de Combate às Perdas Dedicação Exclusiva Profissionais Light: 250 Força de Campo: ALAVANCAS DE VALOR Faturamento 2 Gestão Operacional DIRETORIA 3 Recuperação de Energia e Coordenação de Campo COMITÊ DELIBERATIVO Auditoria Transversal de Processos 4 5 Cobrança e Coordenação de Campo AT/MT/BT/BTI CONSULTORES PMO PERDAS COMITÊ EXECUTIVO SMART GRID Construção de Rede e Instalação de SMC Coordenação APZ Centro Controle Medição Instalação, Comissionamento e Automação de Rede Infraestrutura de Telecom Apoio Corporativo Infraestrutura e Sistemas TI

20 Pilares de Sustentação do Projeto Coordenação Geral Presidência da Light Envolvimento Contratação Consultorias Acompanhamento dos Resultados Comunicação Alta administração Gestores Força de trabalho (próprios e terceiros) Especializadas Experiência em Gestão de Projetos Conhecimento técnico: Perdas e Smart Grid Conselho de Administração (Mensal) Presidência / Diretoria (Quinzenal) Visibilidade (Stakeholders) Sensibilização (Clientes) Engajamento (Força de Trabalho) 20

21 Áreas de Perda Zero 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 constantemente pela Light; Remuneração do funcionário atrelada ao resultado obtido; 27 unidades implementadas com 446 mil MEDIDORES ELETRÔNICOS EQUIPES MOTIVADAS clientes (11% do total dos clientes); 200 mil clientes adicionais por ano. PARCERIA COM O GOVERNO DO ESTADO 21

22 Áreas de Perda Zero OPEX x RECEITA R$ MM QUANTIDADE DE ÁREAS QUANTIDADE DE CLIENTES MIL ,5% a.a ,6% a.a OPEX 2012/2013 ROL 2012/

23 Mar/13 Jun/13 Set/13 Dez/13 Mar/14 Mar/13 Jun/13 Set/13 Dez/13 Mar/14 Evolução dos Resultados nas APZs Redução significante das perdas e aumento da taxa de arrecadação PERDAS NAS APZs TAXA DE ARRECADAÇÃO DAS APZs 50,2 % -29,5 p.p. 98,2% 97,9% 98,3% 99,5% 95,9% 23,6% 22,5% 21,2% 20,3% 20,7% 89,2% +6,7 p.p. Início Antes da Operação Antes Início da Operação 23

24 Perdas Não Técnicas na Light Mapa das Perdas na Área de Concessão VALE DO PARAÍBA BAIXADA OESTE LESTE LITORÂNEA Dados de março/ 2014 Grupo Light Vale Litorânea Leste Oeste Baixada Clientes (Qtde.) Faturamento BT (GWh) Perda não técnica (GWh) Perda não tec/faturada BT (%) 42,39 1,60 4,01 69,33 70,51 81,06 24

25 SMC/APZ Áreas Existentes SMC/APZ/ Áreas 2014 BAIXADA Nova Iguaçu Areia Branca 5 e 6 7 Tomazinho 1 e e 4 Belford Roxo 2 Coelho da Rocha Éden 2 V. Teles Sarapuí Caxias Mesquita Nilópolis Vigário Geral Padre Miguel Batan Ricardo de Albuquerque LESTE Cordovil Alemão Sepetiba Cosmos OESTE Realengo 1 Curicica Cidade de Deus Rio das Pedras Mandela Macacos Mangueira Andaraí Borel Formiga Salgueiro Providência Santa Marta São Carlos Turano CENTRO LITORÂNEA Vidigal Tabajara Chap. Mang

26 ANTES Rio das Pedras Expectativa de 22 mil clientes Perda Inicial em 77% Adimplência Inicial em 82% Previsão de reforma de 217 km de rede MT e BT. Programada instalação de postes e transformadores 26

27 DEPOIS Rio das Pedras Início em fevereiro de 2014 Regularizados (12%) Faturados clientes pelo SMC Doação de geladeiras Palestras de Eficiência Energética 27

28 Projeto Smart Grid Combate às perdas; Melhor gestão e qualidade dos dados recebidos; Fornecimento de informações em tempo real; Auxílio ao Centro de Gestão e Operação da Distribuição, COD na identificação falhas; Monitoramento dos clientes; Ampliação da automação das redes de distribuição área e subterrânea. 28

29 Projeto Smart Grid IMPLANTAÇÃO PROCESSO LICITATÓRIO PLANO DE NEGÓCIOS Estudo de Mercado Modelo Financeiro Cenários Precificação Análise de Riscos ESPECIFICAÇÕES Equipamentos (medidores, rádios e automação) Sistemas especializados e de integração Sistemas de O&M e Telecom Enquadramento FINEP (Inova Energia) Pré-qualificação e prova de conceito Solicitação e Análise das Propostas 3 rodadas de negociações Participação de 5 consórcios R$ 750 milhões Work Statement (60 dias) Assinatura contrato Início da implantação Suporte PMO 2012/2013 Abr/2013 Ago/2013 Mai/

30 Projeto Smart Grid UNIDADES (MIL) PROJEÇÃO DE INSTALAÇÃO DE MEDIDORES (MIL) Varejo 43 Baixa Tensão Indireta Balanço em Transformadores 71 Grandes Clientes Varejo Varejo 2013 Mar/ FINANCIAMENTO Custo 3,5% a.a. Prazo de carência 24 meses Amortização 72 meses Liberados R$ 180 milhões Em aprovação 30

31 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 40,41% como obrigações especiais (fora da BRR) 40,41% 40,41% 39,92% 39,92% 40,41% 40,41% 39,92% 40,41% 39,13% 38,33% 40,41% 39,13% 39,92% 38,33% 40,41% 39,13% 38,33% 34,49% 36,41% 36,41% 39,13% 38,33% 34,49% 36,41% 34,49% 31,80% 33,00% 31,80% 31,27% 33,00% 30,95% 31,80% 31,27% 30,95% 36,41% 30,53% 34,49% 33,00% 31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 30,53% 30,11% 29,69% 30,11% 29,69% 30,60% 29,69% 31,80% 30,60% 31,37% 33,00% 31,27% 30,60% 30,95% 29,40% 29,40% 29,40% 30,53% 28,20% 30,11% 28,20% 29,69% 28,20% 30,60% 27,01% 27,01% 25,81% 27,01% 25,81% 29,40% 28,20% 27,01% 25,81% Regulatory NT Losses/LV (Flexible) Regulatory NT Losses/LV (Final) Regulatory Regulatory NT Losses/LV NT Losses/LV (Flexible) (Flexible) Regulatory Regulatory NT NT Losses/LV Losses/LV (Final) (Final) Perdas Regulatórias Proposta Final (de acordo com a metodologia) Real 2013 NT Losses/LV (forecast 2014 Light, Ref August) Regulatory 2016 NT 2017 Losses/LV (AP) Real NT Real Losses/LV NT Losses/LV Meta (forecast (forecast Light, Light, Ref. August) Ref. August) Regulatory Proposta Regulatory Preliminar NT NT Losses/LV Losses/LV (de acordo (AP) (AP) com a metodologia) 2018 Regulatory Regulatory NT NT Losses/LV Losses/LV w/ (Flexible) Penalty Regulatory Regulatory NT Losses/LV Perdas NT Losses/LV Regulatórias w/ Penalty w/ Penalty com Penalidade Regulatory NT Losses/LV (Final) Real NT Losses/LV (forecast Light, Ref. August) Regulatory NT Losses/LV (AP) 31

32 Geração Comercialização e Serviços Desenvolvimento de Negócios

33 855 MW Capacidade Instalada As concessões expiram apenas em % 100% Rio Paraiba do Sul UHE Santa Branca 56 MW RJ UHE Ilha dos Pombos UHE Ilha dos Pombos 187 MW UHE Santa Branca SP 100% 100% 100% UHE Fontes Nova 132 MW UHE Usina Subterrânea Nilo Peçanha MW UHE Pereira Passos 100 MW ISSO Gestão da qualidade Gestão ambiental OHSAS Gestão da segurança e saúde ocupacional 33

34 Contratação da Energia Aumento significativo dos preços devido à substituição dos antigos contratos regulamentados para novos com clientes livres BALANÇO DE ENERGIA CONVENCIONAL ENERGIA ASSEGURADA (MW MÉDIOS) Preço médio de venda da energia contratada no ACL (R$ / MWh)* Energia contratada (ACL) Energia disponível para comercialização Hedge *Data-base jan/14 34

35 Estratégia de Venda de Energia Priorizar a venda em contratos de longo prazo (> 3 anos) para tirar partido dos preços elevados para os anos de 2015 e 2016 e da aversão a risco de grandes consumidores; Para o ano de 2015 não deixaremos energia para liquidar no mercado spot. Conforme dito anteriormente, estamos aproveitando a onda de preços elevados para alavancar as vendas de longo prazo com margens mais elevadas; A estratégia de sazonalização definida através de modelo matemático que busca a solução ótima entre resultado financeiro na contabilização da CCEE, risco e a sazonalização dos contratos de venda. 35

36 Expansão da Geração Capacidade Instalada (MW) Participação Proporcional da Light 941 Renova: +104 Guanhães: Renova: +6 Renova: +78 Guanhães: +5 B.Monte: +3 B.Monte: +3 Lajes: +17 Renova: +5 B.Monte: Renova: +44 B.Monte: Renova: +26 B.Monte: +46 Renova: +78 B.Monte: +46 B.Monte: Renova: +74 B.Monte: +46 B.Monte: S13 1S14 2S14 1S15 2S15 1S16 2S16 1S17 2S17 1S18 2S18 1S19 Light Energia PCH Paracambi¹ Renova² Guanhães¹ Belo Monte³ PCH Lajes ¹ 51% Light ² 21.86% Light ³ 2.49% Light 36

37 Desenvolvimento de Negócios Reestruturação para Alavancar o Crescimento da Light Esco & da LightCom CONTRATOS DE COMERCIALIZAÇÃO Criada nos anos 2000 Presente em todo o Brasil Projetos customizados em prestação de serviços de energia e de infraestrutura, eficiência energética, central de água gelada e cogeração Pioneira na América Latina na implantação de District Cooling, central de refrigeração instalada em um complexo empresarial no Rio de Janeiro Criada em 2010 Comercializadora do Grupo Light Atua na compra e venda de energia, e na representação e consultoria para clientes livres e cativos, inclusive junto à CCEE 37

38 Maracanã Solar Parceria Light ESCO e EDF Energia sustentável módulos fotovoltaicos Geração de 500 MWh por ano R$ 12 MM investidos Inauguração em Mai/2014

39 Rio de Janeiro Refrescos Central de Cogeração Abastecimento de energia elétrica, vapor, água gelada e gases industriais Início operacional em abril de 2014 Concepção, implantação, gestão e O&M da Light Esco por 15 anos Venda de excedentes de energia e CO2 no mercado

40 Plano de comunicação

41 Objetivos da comunicação para 2014/2015 1) Intensificar a comunicação para educação ao consumo consciente de energia 2) Despertar a atenção para uma conta que caiba no bolso dos clientes MOTIVOS: Crescimento do poder de consumo da classe C População com maior poder de consumo está localizada em regiões com histórico de alta informalidade Redução das perdas e da inadimplência O QUE SERÁ FEITO: Campanha de massa em rádio, TV, mobiliário urbano e veículos impressos Ações de merchandising em programas populares de rádio e TV Potencialização das ações de troca de lâmpadas e equipamentos em regiões de alta perda 41

42 Por que potencializar a Comunicação? Para promover um choque de cultura para mudanças efetivas de hábito, com resultados rápidos para reduzir as perdas. As ações educativas até hoje feitas são essenciais mas revertem em mudança de postura a longo prazo. Conheça o que já fazemos na área educativa: 42

43 Light nas Escolas 70 mil estudantes, professores e familiares de escolas públicas impactados em 3 anos de projeto

44 Comunidade Eficiente 373 mil visitas domiciliares eventos 1,7 milhões de lâmpadas 66 mil geladeiras trocadas 9 mil reformas de instalações elétricas 12 anos de projeto

45 Museu Light e Quanta Energia 280 mil pessoas impactadas nos últimos 10 anos

46 Travessia 14 quadras 3 campos de futebol 6 academias 3 pistas de atletismo 1 Bike Park Em 13 comunidades e Madureira

47 Favela Criativa Ações em 20 comunidades pacificadas em 2 anos de projeto

48 Light Recicla toneladas de resíduos coletados MWh economizados

49 Ambiente Regulatório 49

50 Cronograma ANEEL Discussão em 4 etapas: 1. Conceitos 2. Base de dados CP 011/2033 Reuniões com Agentes Out/Nov/Dez Modelos Abertura de Audiências Públicas em 10/06/14 90 dias para contribuições 4. Aplicação Audiências Públicas previstas para o final de

51 Destaques CP 011 ITEM DESTAQUES PROPOSTA ANEEL DESTAQUES CONTRIBUIÇÕES Aplicação dos Modelos Procedimentos Gerais WACC BRR Não prevê espaço para tratamentos específicos Elimina o conceito de Ciclos Tarifários Mantém Metodologia 3º Ciclo CAPM com Mercado dos EUA Base Blindada + Base Incremental, com benchmark para COM e CA Modelos não são perfeitos e seus resultados precisam ser flexibilizados quando apresentarem inconsistências Necessidade de definição prévia de prazos para aplicação de metodologias e parâmetros Utilização dos dados do mercado nacional como forma de internalizar riscos locais, principalmente o regulatório Disponibilidades na Estrutura de Capital Prêmio de risco adicional devido a: (i) gestões de OEs e 100% Depreciados; e (ii) compra de energia Dificuldades na aplicação de modelo de benchmark 51

52 Destaques CP 011 ITEM DESTAQUES PROPOSTA ANEEL DESTAQUES CONTRIBUIÇÕES Custos Operacionais Mantém Metodologia 3º Ciclo Modelo de Benchmark Intervalo de valores e ponderação com os custos reais Aplicação da eficiência média Necessidade de analisar os custos totais, incluindo contingências Inclusão de variáveis que capturem as especificidades Light Fator X Mantém Metodologia 3º Ciclo Produtividade Total dos Fatores + Fator XQ Avaliação adicional pelo FCD Outras Receitas Mantém Metodologia 3º Ciclo Tratamento diferenciado das receitas inerentes ao serviço e demais atividades Necessidade de incentivar a prestação das demais atividades Incentivo deve ser calibrado quando atividade demandar inovação tecnológica Perdas Não Técnicas Mantém Metodologia 3º Ciclo Modelo de benchmark baseado na complexidade socioeconômica Possibilidade de perdas regulatórias superiores às reais Inclusão de variáveis que capturem as especificidades Light 52

53 Modelos - Audiências Públicas ANEEL ITEM RELATOR ATUAÇÃO LIGHT Procedimentos Gerais José Jurhosa Conjunta WACC André Pepitone Conjunta BRR Reive Barros Conjunta + Específica Custos Operacionais Reive Barros Específica Fator X, Outras Receitas Reive Barros Conjunta Perdas Não Técnicas José Jurhosa Específica Perdas Técnicas José Jurhosa Conjunta + Específica Aguardamos novidades dia 10/06! 53

54 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. 54

55 Contatos João Batista Zolini Carneiro Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Gustavo Werneck Superintendente de Finanças e Relações com Investidores gustavo.souza@light.com.br Mariana da Silva Rocha Gerente de Relações com Investidores mariana.rocha@light.com.br twitter.com/lightri 55