Teleconferência de Resultados

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1 Teleconferência de Resultados

2 Destaques 2009 DESEMPENHO OPERACIONAL Crescimento do consumo em 2,7% (cativo + livre) em relação ao ano de 2008 impulsionado pelo crescimento de 10,5% do mercado cativo no 4T09. Contínuo aumento de CAPEX. Melhoria do nível dos indicadores de qualidade (DEC/FEC). RESULTADOS EBITDA 2009 de R$ 1.188,0 milhões, redução de 5,9% em bases recorrentes. Lucro Líquido de R$ 604,8 milhões em Proposta de distribuição de dividendos de R$ 432,3 milhões, totalizando 75,24% de payout e 8,14% yield. ESTRUTURA DE CAPITAL Saldo de caixa de R$ 828,4 milhões no fechamento de 2009, superior ao de 2008 de R$ 590,1 milhões. Dívida líquida de R$ 1.637,1 milhões, com relação Dívida Líquida/EBITDA em 1,4x. GERAÇÃO CA aprovou a aquisição de 2 projetos de fonte eólica localizados no município de Aracati/CE totalizando 34MW de potência. Projeto básico de engenharia e os estudos de meio ambiente do aproveitamento hidrelétrico Itaocara serão concluídos em Fevereiro de Início das obras das PCHs Paracambi e Lajes 2

3 Mercado de Energia Consumo brasileiro e regional MERCADO TOTAL (Cativo + Livre) BRASIL 1 SUDESTE 1 LIGHT 2-1.1% ,4% ,7% Fonte: EPE (Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica) 2 Considerando a energia consumida pelos clientes livres CSN, Valesul e CSA, a variação no consumo seria de -4,4%. Mas em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foram desconsideradas a energia e a demanda faturada destes clientes livres, tendo em vista a planejada saída desses clientes para a Rede Básica. 3

4 Consumo de Energia Distribuição CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA 1,9% a.a. (GWh) 2,7% ,6% 15,2% 11,2% 15,2% 28,0% 28,3% 8,9% 8,6% 35,3% 36,7% Residencial Industrial Comercial Outros Clientes Livres 1 Nota: Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foram desconsideradas a energia e a demanda medidas dos clientes livres: Valesul, CSN e CSA, tendo em vista a planejada saída desses clientes para a Rede Básica. 4

5 Mercado Cativo Desempenho 2009 CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh) ANO +4,3% ,7% ,9% ,8% ,0% Residencial Industrial Comercial Outros Total

6 Mercado Livre Consumo e demanda faturada CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh) USO DA REDE CLIENTES LIVRES DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA (GW) USO DA REDE 1 +6,4% -8,7% -5,6% Clientes Livres Concessionárias Livre A quantidade em GW apresentada relaciona-se ao somatório anual dos GW faturados a cada mês, englobando os períodos de ponta e de fora de ponta. Nota: Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foram desconsideradas a energia e a demanda medidas dos clientes livres: Valesul, CSN e CSA, tendo em vista a planejada saída desses clientes para a Rede Básica. 6

7 Investimentos programados até a Copa do Mundo 2014 e as Olimpíadas 2016 Investimento total previsto 1 de R$ 97 bilhões Infraestrutura R$ 52 Bilhões Privados R$ 41 Bilhões Olímpicos R$ 4 Bilhões Revitalização da Zona Portuária Expansão do metrô Urbanização de favelas Despoluição da Lagoa Rodrigo de Freitas Construção do Arco Metropolitano Ampliação do aeroporto Tom Jobim Construção de 50 mil novas unidades de habitação até 2013 Corredor T5 Trem Bala RJ-SP 2 Angra 3 Via Light Investimentos em fibras ópticas até 2016 Melhoria e compra de novos trens pela Supervia Reforma do Hotel e da Marina da Glória Ampliação da capacidade hoteleira (5 novos hotéis na orla, leitos em navios) Implantação do COMPERJ Expansão e Modernização da REDUC Implantação da CSA Eisa indústria naval Construção do Complexo da Barra da Tijuca Construção do Complexo Deodoro Reforma e Ampliação do Estádio do Maracanã Porto do Sudeste Gerdau - Terminal Portuário Coquepar CSN - Plataforma Logística Itaguaí 7 1 Fonte: Firjan, Prefeitura da Cidade do Rio de Janeiro, Light e Sindicato da Industria da Construção Civil do RJ. ² Trecho dentro do Estado do RJ

8 Arrecadação TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTO 2009 TAXA DE ARRECADAÇÃO 12 Meses 98,2% 97,3% 94,2% 93,1% 100,0% 100,4% 110,2% 107,6% 98,2% 96,6% 97,2% 97,3% Total Varejo Grandes Clientes Poder Público dez/08 mar/09 set/09 dez/

9 Combate às Perdas EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 meses) 43,5% 41,7% 42,4% INCORPORAÇÃO GWh 113, ,68% ,7 165,1% Perda Não Técnica GWh 130,0 RECUPERAÇÃO GWh 16,9% 151,9 Perda Técnica GWh % Perda Não Técnica/ Mercado BT % Perda Não Técnica/ Mercado BT - Regulatória

10 Programa de Novas Tecnologias PADRE MIGUEL: CLIENTES SARAPUI: CLIENTES ÉDEN: CLIENTES FATURAMENTO/ CLIENTE (kwh/mês) 19% 206 FATURAMENTO/ CLIENTE (kwh/mês) 45% 181 FATURAMENTO/ CLIENTE (kwh/mês) 19% jan-dez / 2008 jan-dez / 2009 out-dez/ 2008 out-dez/ 2009 jan-dez / 2008 jan-dez / 2009 MERCADO BANGU ( kwh / MÊS ) MERCADO DUQUE DE CAXIAS ( kwh / MÊS) MERCADO SÃO JOÃO DE MERITI ( kwh / MÊS) 156 6% % % 134 jan-dez / 2008 jan-dez / 2009 out-dez/ 2008 out-dez/ 2009 jan-dez / 2008 jan-dez /

11 Receita Líquida RECEITA LÍQUIDA (R$MM) EVOLUÇÃO RECEITA LÍQUIDA (R$MM) +3,1% a.a ,8% ,8% 4T08 4T RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (2009)* RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (2009) Geração 5,3% Comercialização 1,7% Distribuição 93,0% Industrial 8% Outros (Cativo) 12% Comercial 30% Uso da Rede (TUSD) 7% *Não considera eliminações Diversos 1% Residencial 42% 11

12 Custos e Despesas Operacionais Gerenciáveis (distribuição): 1.090,1 (23,8%) CUSTOS GERENCIÁVEIS DA DISTRIBUIDORA (R$MM) Não gerenciáveis (distribuição): 3.302,8 (72,1%) ,1% Geração e Comercialização: 187,7 (4,1%) *Não considera eliminações R$ MM Var. (%) PMSO 505,4 504,0-0,3% Provisões 201,1 306,0 52,2% Depreciação 287,1 280,1-2,4% 12

13 EBITDA EBITDA CONSOLIDADO (R$MM) -21,0% EBITDA POR ATIVIDADE* ,9% -5,9% Distribuição Margem EBITDA: 19,9% 82,0% Geração Margem EBITDA: 68,8% ,4% ,7% 16,3% 251 4T08 4T *Não considera eliminações Comercialização Margem EBITDA: 23,3% 13

14 Lucro Líquido LUCRO LÍQUIDO (R$MM) 974,5 285,4 133,8 137,5 417,7 14,7% 479,2 152,1 118,4 144,8 604,8 LL 2008 Efeito líquido PIS/CONFINS Efeito Brasilight Efeito líquido variação cambial LIR LL 2008 s/efeitos nãorecorrentes LL 2009 s/efeitos nãorecorrentes Efeito REFIS Créditos fiscais Efeito líquido variação cambial LIR LL

15 Dividendos 12,3% 11,6% 8,3% 8,14% PAYOUT E POLÍTICA DE DIVIDENDOS ,5% ,2% 62,7% 50% Dividendos (Exercício 2007) Dividendos (Exercício 2008) Payout Política de Dividendos Dividendos Adicionais (Exercício 2008) Dividendos (Exercício 2009) Dividend Yield* *Baseado no preço de fechamento do dia anterior ao anuncio. 15

16 Investimentos INVESTIMENTOS (R$MM) 75,2% R$ MM 2009 Combate às Perdas 164,9 Desenvolvimento de Rede de Distribuição 133,3 Melhoria da qualidade (otimização de estrutura e manutenção preventiva) 64,7 Manutenção de geração 32,3 Novos projetos de geração 19,5 Administração 57,6 16

17 Mercado de Capitais Após oferta pública VOLUME NEGOCIADO (R$MM) COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA R$ 25,0 Free Float Efetivo 23,5% Grupo de Controle 52,1% R$ 5,5 R$ 6,4 BNDESPAR 24,4% 2S08 1S09 2S09 No. de negócios média diária Volume médio diário: R$ 24,7 milhões (16/07 a 09/02) 17

18 Estrutura Acionária Dezembro 2009 Controle Acionário [52.1%] Free Float [47.9%] LUCE LEPSA RME Mercado 13.03% 13.03% 13.03% 13.03% 24.4% 23.5% Estrutura Final Acordo de Acionistas [52.1%] FIP <50% >50% Free Float [47.9%] SPE LEPSA Mercado 13.03% 26.06% 13.03% 24.4% 23.5% 18

19 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. 19

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