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1 Teleconferência de Resultados 2º Trimestre de 2015

2 Destaques OPERACIONAIS Consumo de energia na distribuidora reduziu 0,8% entre 2T14 e ; Perdas não-técnicas (12 meses): 39,63%, redução de 0,25 p.p. comparado com mar/15 e queda de 2,3 p.p. comparado com jun/14; Taxa de arrecadação de 97,8% no ; PCLD (12 meses) de 1,0% do faturamento no, comparada a 1,5% em 2T14; DEC e FEC (12 meses) melhoram 3,5% e 6,6% em comparação com jun/14; FINANCEIROS Receita líquida no trimestre, desconsiderando a receita de construção, cresceu 39,4% em relação a 2T14, totalizando R$ 2.232,7 milhões; EBITDA consolidado do foi de R$ 132,1 milhões, 44,8% e 63,3% abaixo do EBITDA e do EBITDA ajustado pela CVA no 2T14, respectivamente; Prejuízo de R$ 57,3 milhões no, comparado com um lucro líquido e lucro líquido ajustado pela CVA de R$ 15,3 milhões e de R$ 94,7 milhões, respectivamente, no 2T14; Dívida Líquida consolidada de R$ 6.879,3 milhões, 9,2% acima ao trimestre anterior; REGULATÓRIO Faturamento de R$ 277,3 milhões provenientes da bandeira tarifária, vermelha em todo o período; Recebimento de R$ 241,6 milhões da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeira Tarifária (março a maio/15): PARTICIPAÇÕES Celebração do contrato de Compra e Venda de Ações da Renova entre a Light Energia e a SunEdison 2

3 Consumo de Energia Distribuição MERCADO TOTAL (GWh) ¹ ,5% ,8% Outros Cativos 14,2% Industrial Cativo 5,0% Residencial Cativo 31,5% 23,5ºC 23,2ºC 23,1ºC 23,3ºC Livre 20,6% Comercial Cativo 28,7% 2T12 2T13 2T14 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. 3

4 Consumo de Energia Distribuição 1S15 MERCADO TOTAL (GWh) ¹ ,0% ,0% Livre 18,3% Industrial Cativo 4,8% Residencial Cativo 34,9% 25,2ºC 25,1ºC 25,7ºC 25,6ºC Outros Cativos 13,5% Comercial Cativo 28,6% 1S12 1S13 1S14 1S15 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. 4

5 MERCADO TOTAL Consumo de Energia Elétrica (GWh) Mercado Total - -0,8% ,0% -4,6% +2,8% ,3% ,8% T14 2T14 2T14 2T14 2T14 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL Livre Cativo 5

6 MERCADO TOTAL Consumo de Energia Elétrica (GWh) Mercado Total - 1S15 0,0% ,3% ,9% ,3% ,3% ,6% S14 1S15 1S14 1S15 1S14 1S15 1S14 1S15 1S14 1S15 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL Livre Cativo 6

7 Arrecadação TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTO Trimestre 104,2% 103,5% 97,8% 105,1% 104,5% 101,7% 102,9% 101,8% 99,4% 108,1% 97,3% 80,3% Total Varejo Grandes Clientes Poder Público 2T13 2T14 7

8 Arrecadação TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTO Semestre PCLD/ROB FORNECIMENTO FATURADO 12 meses 102,5% 98,7% 94,0% 102,0% 98,4% 95,9% 103,4% 100,3% 97,5% 102,5% 96,3% 78,7% 1,2% 1,5% -0,5 p.p. 1,0% Total Varejo Grandes Clientes Poder Público jun-13 jun-14 jun-15 1S13 1S14 1S15 8

9 Indicadores de Qualidade DEC e FEC - 12 Meses -3,5% 14,08 13,59 INDICADOR META Regulatória DEC Global 8,96 FEC Global 6,84 Compensação DIC/FIC (R$MM) +82,9% 12,8-6,6% 7,12 6,65 7,0 DEC FEC 2T14 jun-14 jun-15 * DIC Duração de Interrupção Individual / FIC Frequência de interrupção individual 9

10 Combate às Perdas EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses) - 2,3 p.p. 41,91% 41,31% 40,87% 39,88% 39,63% Meta Aneel agosto/15 39,92% MEDIDORES ELETRÔNICOS INSTALADOS (Unidades Mil) ,0% jun-14 set-14 dez-14 mar-15 jun Perda Não Técnica GWh Perda Técnica GWh % Perda Não Técnica/Mercado BT faturado Comunidades Fora de comunidades 10

11 Combate às Perdas nas APZs Até junho, o programa cobria 680 mil clientes em 37 APZs, das quais 27 possuem resultados apurados: 49,0% Perdas nas APZs EVOLUÇÃO DAS APZs 22,2 19,2 16,4 20,3 20,0 17,0 17, ANTES dez-13 mar-14 jun-14 set-14 dez-14 mar-15 Taxa de Arrecadação das APZs jun ,0 91,2 95,5 100,2 98,2 97,1 95,7 95,0 200 dez/12 dez/13 dez/14 Nº de APZs Nº de Clientes (Mil) ANTES dez-13 mar-14 jun-14 set-14 dez-14 mar-15 jun-15 11

12 Combate às Perdas nas APZ Localidade Ano de Implementação Número de clientes Perdas Não Técnicas/Carga Fio * Arrecadação 1T15 1T15 Área de UPP Curicica % 9% 96% 96% N Realengo/Batan 2010/ % 11% 97% 96% N/S Cosmos % 9% 96% 94% N Cosmos % 8% 101% 98% N Sepetiba % 31% 95% 94% N Caxias 1 e % 35% 93% 92% N Belford Roxo 1 e % 26% 96% 94% N Vigário Geral % 10% 95% 95% N Caxias % 13% 95% 94% N Nova Iguaçu % 23% 97% 96% N Nova Iguaçu % 14% 96% 95% N Nilópolis % 19% 95% 93% N Mesquita + Nilópolis Convencional % 16% 97% 95% N Ricardo de Albuquerque % 7% 95% 95% N Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia/Santa Marta/São Carlos % 30% 96% 96% S Coelho da Rocha % 12% 97% 96% N Caxias % 13% 97% 96% N Cidade de Deus % 29% 91% 92% S Tomazinho % 12% 97% 95% N Formiga/Borel/Macaco/Salgueiro/Andaraí % 16% 92% 93% S Monte Líbano % 9% 97% 96% N Caxias % 17% 94% 96% N Cordovil % 11% 94% 93% N Éden % 11% 95% 95% N Alemão % 23% 92% 92% S Rio das Pedras % 41% 89% 92% N Total % 17% 96% 95% 10 APZ's em fase de implementação e ainda sem resultados contabilizados, totalizando 164 mil clientes APZ Nova Iguaçu com resultados apurados, porém menos de 12 meses, totaliza 22 mil clientes 12

13 Receita Líquida RECEITA LÍQUIDA (R$MM) RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO ()* R$ MM +36,7% ,9% Distribuição** 85,8% +34,4% Geração 5,2% ,4% Comercialização e Serviços 9,0% * Não considera eliminações 2T14 1S14 1S ** Não considera Receita de Construção 1 Receita de Construção Receita s/ construção 13

14 Custos e Despesas Operacionais CUSTOS E DESPESAS* DISTRIBUIÇÃO - PMSO (R$MM) +10,8% Não gerenciáveis (distribuição**): (71,0%) +3,2% Geração e Comercialização: (12,9%) *Não considera eliminações ** Não considera custo de construção Gerenciáveis (distribuição): (16,1%) R$ MM 2T14 Var. 1S15 1S14 Var. PMSO (207,3) (200,8) 3,2% (418,2) (377,3) 10,8% Provisões (63,0) (14,2) 346,1% (73,2) (79,4) -7,7% PCLD (30,1) (36,1) -16,6% (54,2) (61,4) -11,7% Contingências (32,9) 21,9 - (19,0) (18,0) 5,6% Dep. e Amortização (97,9) (86,2) 13,6% (195,2) (171,6) 13,8% Outras Rec./Desp. Operacionais 2T14 1S14 1S15 (2,5) (1,2) 108,3% (14,2) (13,3) 6,8% Total (370,7) (302,2) 22,7% (700,8) (641,5) 9,2% 14

15 EBITDA EBITDA POR SEGMENTO (R$MM) EBITDA - POR SEGMENTO -9,5% % % EBITDA Consolidado (R$ MM) 2T14 1S15 1S14 Distribuição 116,3 132,3 416,6 387,1 Margem EBITDA (%) 5,7% 9,2% 8,8% 12,2% Geração (0,8) 88,0 161,4 270,8 Margem EBITDA (%) -0,6% 66,0% 51,9% 78,6% % 54% -44,8% % 86% 55% 65% Comerc. e Serviços 19,5 23,9 59,7 41,4 Margem EBITDA (%) 9,2% 11,1% 13,5% 9,2% Outros e eliminações (3,0) (4,9) (11,2) (7,1) Total Reportado 132,1 239,3 626,4 692,3 2T14 1S14 1S15 Margem EBITDA (%) 5,9% 14,9% 12,0% 18,6% Geração e Comercialização¹ Distribuição 1 Percentuais não considera as eliminações. 15

16 EBITDA EBITDA e EBITDA Ajustado 2T14 / - R$ Milhões -44,8% EBITDA Ajustado 2T14 Ativos e passivos Regulatórios EBITDA - 2T14 Receita líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Outras Rec. Operacionais Provisões Eq. Patrimonial EBITDA - 16

17 EBITDA EBITDA e EBITDA Ajustado 1S14 / 1S15 - R$ Milhões -9,5% EBITDA Ajustado 1S14 Ativos e passivos Regulatórios EBITDA - 1S14 Receita líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Outras Rec. Operacionais Provisões Eq. Patrimonial EBITDA - 1S15 17

18 Resultado Líquido RESULTADO LÍQUIDO AJUSTADO 2T14 / (R$ MM) Resultado líquido Ajustado 2T14 Ativos e passivos regulatórios Resultado líquido 2T14 EBITDA Resultado Financeiro Impostos Depreciação Resultado líquido 18

19 Resultado Líquido 1S15 RESULTADO LÍQUIDO AJUSTADO 1S14 / 1S15 (R$ MM) 67-63,6% Resultado líquido Ajustado 1S14 Ativos e passivos regulatórios Resultado líquido 1S14 EBITDA Resultado Financeiro Impostos Depreciação Resultado líquido 1S15 19

20 Endividamento U$/Euro * 0,6% Outros 6,4% IPCA 10,3% TJLP 12,0% AMORTIZAÇÃO* (R$ MM) Prazo médio: 3,9 anos CDI 70,7% * Montante sem Hedge * Somente principal Após 2022 EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA 11,31% 12,39% 9,68% 8,21% 4,46% 3,55% 3,62% 2,24% Custo Nominal Custo Real set/ ,99 jun-14 DÍVIDA LÍQUIDA Custo Real Custo Real , mar-15 Custo Real , Custo Real jun-15 Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants) 20

21 Impacto nos covenants EBITDA Consolidado Ajustado para Covenants (R$ MM) 12 meses D = Principais causas: Distribuidora: Retração do mercado residencial + 0,17 no covenant Geradora: déficit hidrológico (GSF) + 0,40 no covenant Principais causas: Distribuidora: custo de compra de energia não repassado na tarifa (CVA) + 0,26 no covenant Geradora: déficit hidrológico (GSF) + 0,11 no covenant Dívida Líquida Consolidada Ajustada para Covenants (R$ MM) D = Saldo CVA em jun/15: R$ 820 milhões (impacto de 0,56 no covenant) 21

22 Investimentos INVESTIMENTOS (R$ MM) Orçado +6,0% S14 1S15 26 Geração 11,7 Administração 14,7 Outros 1,6 INVESTIMENTOS (R$ MM) Combate às Perdas 165,6 Reforço da rede e expansão 185,8 Demais Investimentos Obrigações Especiais - Perdas Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição) 22

23 Venda da Renova Aquisição da participação de 26% na Renova Energia por R$ 360 milhões, em 2011 Celebração do Contrato de Compra e Venda de Ações entre Light Energia e SunEdison para alienação da participação de 15,87% no capital total da Renova Energia, em julho de 2015; Valor da alienação: US$ 250 milhões (rentabilidade de 12% a.a. real, em relação a 2011) Pagamento mediante a entrega de novas ações a serem emitidas pela SunEdison, negociadas na Bolsa de Valores de Nova Iorque; Quantidade de ações será definida com base no preço médio das ações nos dez pregões anteriores a data do fechamento (Período de Precificação); Contratação de uma instituição financeira para monetizar as ações da SunEdison e proteger contra volatilidade do preço das ações do início do Período de Precificação até a data de liquidação, que ocorrerá em até três dias após data do fechamento. 23

24 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. 24

25 Contatos João Batista Zolini Carneiro Diretor de Desenvolvimento de Negócios e Relações com Investidores Mariana da Silva Rocha Gerente de Relações com Investidores ri.light.com.br twitter.com/lightri 25

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