Apresentação Corporativa. Setembro 2013

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1 Apresentação Corporativa Setembro 2013

2 Grupo Light 2

3 Light em números Distribuição Estado RJ Área de Concessão População¹ 16 MM 11 MM 68% Área¹ 44 mil Km² 11 mil Km² 25% PIB¹ R$ 407 Bi R$ 207 Bi 51% Nº de Consumidores 7 MM 4 MM 57% Nº de Municípios % 1 IBGE (2010) % Geração 1 2 Amazônia Energia Renova 4 3 Guanhães Energia 6 Complexo de Lajes UHE Ilha dos Pombos 7 UHE Santa Branca 7 5 PCH Paracambi 3

4 Rankings Entre os maiores players no Brasil INTEGRADAS² Receita Líquida 2012 R$ Bilhões DISTRIBUIDORAS¹ Energia Consumida na Área de Concessão (GWh) ,5 15,0 11,8 8,5 6,9 6, GENERADORAS PRIVADAS² Capacidade Instalada de Geração Hidráulica (MW) Fonte: Mercado Cativo 2 Fonte: Relatório das Companhias * Considera 9 MW das PCH s da Renova * 4

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

7 Consumo de Energia Distribuição - Trimestre MERCADO TOTAL (GWh) ¹ ,6% ,5% Outros 15,1% Livre 16,0% Industrial 5,8% 22,7ºC 22,7ºC 23,5ºC 23,2ºC Residencial 33,4% Comercial 29,6% 2T10 2T11 2T12 1 Nota: 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) Mercado total - Trimestre +2,5% ,1% ,1% ,1% ,6% T12 RESIDENCIAL 2T12 2T12 2T12 2T12 COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL CATIVO LIVRE 8

9 Arrecadação Trimestre TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTO TRIMESTRE TAXA DE ARRECADAÇÃO 12 MESES 103,9% 104,2% 105,0% 104,5% 101,8% 100,1% 107,4% 108,1% 98,2% 99,5% Total Varejo Grande Clientes Poder Público Jun/12 Jun/13 2T12 9

10 Perdas 12 meses Reflete a alteração de critério de tratamento para os clientes inadimplentes de longa data, baseado na Resolução Aneel ,8% 41,6% 41,3% 40,7% 41,2% 40,4% 42,2% 43,1% 45,4% 44,9% 44,2% 32,9% % Fora da área de Risco 38% Área de Risco Dez/10 Mar/11 Jun/11 Set/11 Dez/11 Mar/12 Jun/12 Set/12 Dez/12 Mar/13 Jun/13 Perdas não técnicas GWh % Perdas não técnicas / Mercado BT Perdas Técnicas GWh % Perdas não técnicas / Mercado BT - Regulatório 10

11 Perdas Não Técnicas na Light Mapa das Perdas na Área de Concessão VALE DO PARAÍBA BAIXADA OESTE LESTE LITORÂNEA Dados de junho / 2013 Grupo Light Vale Litorânea Leste Oeste Baixada Clientes (Qtde.) Faturamento BT (GWh) Perda não técnica (GWh) Perda não tec/faturada BT (%) 44,21% 2,48% 5,42% 69,44% 75,08% 85,87% 11

12 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. Sala de controle Projeto de Blindagem da Rede Tecnologia usada em áreas onde medidas convencionais não são efetivas Áreas que apresentam altos níveis de perdas não técnicas Rede atual Rede blindada Média tensão Média tensão Medidor centralizado Baixa tensão Baixa tensão 3 m 9 m Medidor eletromecânico Display 12

13 Programa de Novas Tecnologias Medidores instalados (Mil) Monitoramento, leitura, corte e religação de clientes telemedidos CCM Priorização em áreas de alto índice de perdas e agressividade à rede Comunidades Jun/13 Fora de comunidades Tecnologia dificultando intervenção indevida nas redes 13

14 Atuação nas Comunidades Pacificadas (UPPs) Governo 33 UPPs instaladas 221 territórios retomados 130 mil domícilios 40 UPPs até 2014 Light Presente em 15 UPPs, sendo 9 já concluídas 200 mil pessoas atendidas 60 mil consumidores 30 UPPs até 2014 PARCERIA Segurança, cidadania e inclusão social 14

15 Light Legal Projeto: Light Legal (APZ Área 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; Baixo deslocamento de equipes com aumento de produtividade; Perpetuidade do resultado; Remuneração do parceiro atrelada ao resultado obtido; Remuneração fixa acima do mercado e variável agressiva. 15

16 Ações de Combate a Perdas Resultados obtidos até junho/13 Área de Perda Zero (APZ) Localidade Número de clientes Perdas Não Técnicas/Carga Fio* Redução média de perdas: 26,0 p.p. Aumento médio na arrecadação: 7,0 p.p. Arrecadação Curicica ,9% 99,0% Realengo ,8% 98,1% Cosmos ,8% 105,1% Sepetiba ,5% 97,4% Caxias 1 e ,9% 93,7% Belford Roxo 1 e ,1% 94,8% Vigário Geral ,8% 99,6% Caxias ,9% 98,7% Nova Iguaçu ,5% 97,9% Nova Iguaçu ,5% 96,2% Nilópolis ,5% 94,1% Nilópolis Convencional ,0% 96,7% Ricardo de Albuquerque ,1% 97,6% Mesquita ,0% 94,8% Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia ,6% 96,7% Coelho da Rocha ,8% 91,6% Batan ,5% 103,5% Total ,5% 98,2% * O indicador reflete os resultados acumulados até jun/13 a partir do início da implementação de cada APZ. Comunidades Pacificadas Áreas Ano de Conclusão Perdas Adimplência Antes Atual Antes Atual Santa Marta ,0% 5,1% 0,2% 98,3% Cidade de Deus ,1% 14,5% 23,1% 96,2% Chapéu Mangueira 16,2% 101,4% ,7% 8,6% Babilônia 5,4% 97,1% Cabritos 1,4% 96,6% ,3% 11,8% Tabajaras 9,5% 95,1% Formiga ,3% 10,8% 31,4% 92,6% Batan ,8% 8,9% 1,2% 91,0% Borel ,5% 26,1% 9,4% 84,3% Redução média de perdas: 51,8 p.p. Aumento médio na arrecadação: 80,4 p.p. 16

17 GERAÇÃO

18 Capacidade Instalada 868 MW 51% 100% PCH Paracambi 13 MW 100% Complexo de Lajes RJ Rio Paraiba do Sul UHE Ilha dos Pombos UHE Ilha dos Pombos 187 MW UHE Santa Branca SP UHE Santa Branca 56 MW 100% 100% 100% UHE Fontes Nova 132 MW UHE Usina Subterrânea Nilo Peçanha MW UHE Pereira Passos 100 MW 18

19 Re-precificação da Energia Existente Balanço de Energia Convencional Energia Assegurada (MW médios) Preço médio de venda no ACL (R$/MWh)* Energia contratada (ACR) Energia contratada (ACL) Energia disponível para comercialização Hedge * Data-base de janeiro de

20 Projetos de Geração Projeto Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MW médios) Início Operacional Participação Renova 336,2 (em operação) 1.113,2 (já contratados) 171,8 (em operação) (já contratados) 2008/ ,99% Belo Monte ,49% Guanhães , % Lajes % 20

21 Evolução da Capacidade Instalada (em MW) % * Capacidade Instalada (+) PCH Paracambi¹ (+) Renova² Capacidade Autal (+) PCH Lajes¹ (+) Renova² (+) Belo Monte³ (+) Guanhães¹ Capacidade Futura ¹ Considera 51% de participação ² Considera 21,9% de participação ³ Considera 2,5% de participação * 9 MW PCH + 65 MW parque eólico (desde jul/12) 21

22 RESULTADOS

23 Receita Líquida RECEITA LÍQUIDA (R$MM) RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO ()* +4,8% 3.864, ,8 Comercialização 9,5% Geração 7,4% Distribuição 83,1%** +3,2% 299,7 332, ,1 162, ,5 175, ,1 +4,2% 3.532,0 * Não considera eliminações ** Não considera Receita de Construção 1.627,9 +2,6% 1.670,9 RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO () 2T12 1S S13 Uso da Rede (TUSD) (Livres + Concessionárias) 9,7% Residencial 42,1% Receita de Construção Receita sem receita de construção Outros (Cativo) 12,7% Industrial 5,5% Comercial 30,0% 23

24 Custos e Despesas Operacionais CUSTOS (R$MM)* CUSTOS GERENCIÁVEIS DA DISTRIBUIDORA (R$MM) +3,0% Geração e Comercialização: R$ 207,9 (13,0%) Não gerenciáveis (distribuição): R$ 1.036,6 (64,7 64,7%) +11,1% 358,4 322,6 655,7 675,5 Gerenciáveis (distribuição): R$ 358,4 (22,4%) *Não considera eliminações ** Não considera custo de construção 2T12 1S S13 13 R$ MM 2T12 Var. 1S12 1S13 Var. PMSO 169,9 202,3 19,0% 337,6 386,3 14,4% Provisões 84,0 66,6-20,7% 170,5 111,8-34,4% PCLD 72,2 48,4-33,0% 133,8 77,4-42,1% Contingências 11,8 18,2 54,2% 36,7 34,4-6,3% Depreciação 67,9 83,8 23,6% 143,6 164,5 14,6% Outras Rec./Desp. Operacionais 0,8 5,7 567,2% 4,1 12,9 219,2% Total 322,6 358,4 11,1% 655,7 675,5 3,0% 24

25 EBITDA EBITDA CONSOLIDADO (R$MM) EBITDA POR ATIVIDADE* 688,5-8,0% 633,1 Distribuição 62,6% (Margem EBITDA: 11,7%) +8,9% 255,1 277,9 2T12 1S12 1S13 Comercialização 1,5% (Margem EBITDA: 2,5%) Geração 35,9% (Margem EBITDA: 75,9%) *Não considera eliminações 25

26 EBITDA EBITDA EBITDA EBITDA EBITDA 2T12 2T12 2T12 2T12 EBITDA EBITDA EBITDA EBITDA Receita Receita Receita Receita Líquida Líquida Líquida Líquida Custos Custos Custos Custos Não Não Não Não Gerenciáveis Gerenciáveis Gerenciáveis Gerenciáveis Custos Custos Custos Custos Gerenciáveis Gerenciáveis Gerenciáveis Gerenciáveis (PMSO) (PMSO) (PMSO) (PMSO) Provisões Provisões Provisões Provisões Ativos Ativos Ativos Ativos e Passivos Passivos Passivos Passivos Regulatórios Regulatórios Regulatórios Regulatórios Ativos Ativos Ativos Ativos e Passivos Passivos Passivos Passivos Regulatórios Regulatórios Regulatórios Regulatórios EBITDA EBITDA EBITDA EBITDA Ajustado Ajustado Ajustado Ajustado 2T12 T12 T12 T12 EBITDA EBITDA EBITDA EBITDA Ajustado Ajustado Ajustado Ajustado T13 T13 T (33) (33) (33) (33) (6) (6) (6) (6) 0,2 0,2 0,2 0, EBITDA Ajustado 2T12 / (R$ MM) +20,1% +8,9% Outras Outras Outras Outras Receitas Receitas Receitas Receitas Operacionais Operacionais Operacionais Operacionais Equiv. Equiv. Equiv. Equiv. Patrimonial Patrimonial Patrimonial Patrimonial

27 Lucro Líquido LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 2T12 / (R$ MM) +52,5% +46,2% (14) (16) LL Ajustado 2T12 Ativos e Passivos Regulatórios 2T12 EBITDA Resultado Financeiro Impostos Outros Ativos e Passivos Regulatórios LL Ajustado 27

28 Dividendos * * Baseado no lucro líquido do ano, antes dos ajustes IFRS 28

29 Endividamento EVOLUÇÃO DÍVIDA LÍQUIDA¹ Sem fundo de pensão 4.031,4 2, ,1 2,62 AMORTIZAÇÃO* (R$ MM) Prazo médio: 4,2 anos Mar/13 Jun/13 Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants) EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA * Somente principal U$/Euro 0,5% IPCA 10,1% TJLP 15,6% 11,08% 11,03% 8,21% 8,84% Outros 1,5% 4,87% 4,25% 2,24% 2,40% CDI 72,4% Jun/13 Custo Nominal Custo Real 1 Reclassificado para refletir desconsolidação dos resultados das empresas controladas em conjunto pela Light. * Inclui Hedge 29

30 Investimentos INVESTIMENTOS (R$ MM) INVESTIMENTOS (R$ MM) 1S13 928,6 796,8 700,6 153,8 563,8 102,7 116,9 181,8-0,5% 774,8 328,4 694,1 326,7 518,8 446,9 26,0 53,9 302,3 272, S S13 13 Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição) Geração 7,1 Comerc./ Eficiência Energética 33,1 Outros 5,2 Administração 13,7 Reforço da rede e expansão 175,0 Combate às Perdas 92,6 30

31 Pontos Críticos da Revisão Base de Remuneração Perdas Não Técnicas R$ 2,7 bilhões nominais em investimentos capitalizados no ciclo Aperfeiçoamento das capitalizações orientado por simulações de glosa Conciliação físico-contábil concluída Interações com equipe Aneel, incluindo visitas ao campo Treinamento prévio das equipes para correto lançamento contábil Busca da flexibilização da meta regulatória, baseada nos critérios de excepcionalidade da ANEEL: grande distanciamento entre a perda não técnica regulatória e a praticada; condições sócio-econômicas impediram o atingimento da meta regulatória; e a concessionária não possui empresas comparáveis praticando perdas inferiores. Travas no sistema contábil contra erros de lançamento 31

32 Revisão Tarifária Proposta preliminar - principais pontos: 1) Base de Remuneração: Base de Remuneração Bruta: R$ Base de Remuneração Líquida: R$ ) Perdas Não-Técnicas Regulatórias: Ponto de partida (2013): 31,82% Trajetória de redução: 1,195 p.p. Ponto Final (2018): 25,81% Grupo de Trabalho da Aneel iniciado em 07 de agosto, com prazo de 30 dias, para análise das particularidades da questão de perdas da área concessão e seu plano de combate às mesmas Próximos passos: Data Evento 08 de outubro Aneel encaminha nova proposta consolidada para concessionária 17 de outubro Reunião técnica na Aneel para discussão da nova proposta. 29 de outubro Revisão Tarifária da Light será discutida na reunião pública da Diretoria da ANEEL (previsão) 07 de novembro Data da Revisão Tarifária Periódica 32

33 Tese de investimento Transformação Econômica da Área de Concessão Grandes eventos esportivos Pacificação das comunidades Ambiente pró-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 e Guanhães (total de 547 MW) Construção da PCH Lajes Histórico de Dividendos Política de payout mínimo de 50% do Lucro Líquido; Payout médio desde 2007: 91% 33

34 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. 34

35 Contatos João Batista Zolini Carneiro Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Luiz Felipe Negreiros de Sá Superintendente de Finanças e Relações com Investidores felipe.sa@light.com.br Gustavo Werneck Gerente de Relações com Investidores gustavo.souza@light.com.br twitter.com/lightri 35