4º Encontro Anual Light e Investidores

Transcrição

1 4º Encontro Anual Light e Investidores 1

2 Agenda 1. Abertura e Overview 2. Distribuição 3. Geração 4. Comercialização 5. Resultados Financeiros 6. Apresentação Secretaria de Segurança Pública 7. Programa de Redução de Perdas 8. Planejamento Estratégico Perguntas e Respostas 2

3 Grupo Light Holding Distribuição Geração Comercialização/Serviços Sistemas Light Serviços de Eletricidade S.A. Light Energia S.A. Itaocara Energia Ltda Light Esco Prestação de Serviços S.A. Lightcom Comercializadora de Energia S.A. Axxiom Axxiom S.A. S.A. 100% 100% 100% 100% 100% 51% Lightger S.A. (PCH - Paracambi) 51% EBL 33% Light Soluções Ltda 100% 3

4 Rankings Integradas Receita Líquida 2010 R$ Bilhões Distribuidoras Energia Consumida na Área de Concessão (2010) - GWh 1 12,9 12, ,9 6, , Geradoras Privadas Capacidade Instalada de Geração Hidráulica (MW) Fonte: Relatórios das Companhias Nota: 1 Mercado cativo + Clientes Livres 2 Não considera a energia consumida pelos clientes CSN, Valesul e CSA 4

5 Estrutura Corporativa Abr 2011 Grupo Controlador 52,1% Free Float 47,9% LUCE REDENTOR LEPSA RME Mercado Estrutura Final 26,06% 13,03% 13,03% 15,02% 32,88% Grupo Controlador 52,1% FIP REDENTOR 50% ON 0% PN 25% TOTAL 50% ON 100% PN 75% TOTAL Free Float 47,9% SPE PARATI Mercado 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. 26,06% 26,06% 15,02% 32,88% 5

6 Governança Corporativa Acionistas Grupo controlador Fóruns dos Controladores Minoritários 11 Conselheiros: 2 independentes e 1 representante dos empregados 2 anos de mandato Conselho Fiscal Manual de Governança Corporativa Interface Assembleia Geral Conselho de Administração Conselho Fiscal Comitê de Auditoria Comitê de Finanças Comitê de Governança e Sustentabilidade Comitê de Recursos Humanos Comitê de Gestão Presidência LGSXY ADR-OTC 6

7 Tese de investimento Transformação Econômica da área de Concessão Histórico de Dividendos Redução da perda de energia Melhores práticas de governança corporativa Crescimento em Geração Re-precificação da energia existente 7

8 Valorização das ações DESEMPENHO DAS AÇÕES * 14,8% 12,0% 14,2% 9,4% 1,0% LIGT3 IEE Ibovespa LIGT3 IEE -3,2% Ibovespa VOLUME MÉDIO DIÁRIO (R$ MM) COMPOSIÇÃO DO FREE FLOAT *(até 20/04/2011) 18, ,6 2011* Estrangeiro 60,5% Pessoa Física 13,7% Pessoa Jurídica Nacional 25,8% 8

9 Distribuição 9

10 Área de Concessão 31 municípios atendidos 4,0 milhões de clientes (atende mais de 10 milhões de pessoas) Energia vendida (2010) GWh 70% dos consumidores do Estado do Rio de Janeiro (2º PIB do Brasil) Área geográfica Km² ¹ Fonte: IBGE

11 Consumo de Energia CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA¹ CATIVO + LIVRE (GWh) +1,9% +4,2% Livres 13,1% Outros Cativo 14,9% Industrial 7,7% 24,6 ºC 23,8ºC 25,0 ºC 24,5 ºC Comercial 27,5% Residencial 36,8% 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. 11

12 Mercado Total CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA¹ CATIVO + LIVRE (GWh) +4,2% ,6% ,0% ,2% ,2% RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL OUTROS TOTAL CATIVO LIVRE 12

13 Arrecadação ARRECADAÇÃO POR SEGMENTO 97,3% 97,9% 93,1% 94,1% 100,4% 100,8% 107,6% 107,1% Total Varejo Grandes Clientes Poder público p

14 Perdas Perdas (12 Meses) 42,7% 42,5% 42,4% 42,1% 41,8% 36,9% PERFIL DA PERDA NÃO TÉCNICA (5.278 GWh) Área fora de risco 61% Área de Risco 39% GWh GWh Dez/09 Mar/10 Jun/10 Set/10 Dez/10 Perda Não Técnica T GWh Perda Técnica T GWh % Perda Não Técnica/ T Mercado BT % Perda Não Técnica/ T Mercado BT - Regulatória 14

15 Geração 15

16 Capacidade Instalada Capacidade Instalada 855 MW 100% 100% Rio Paraiba do Sul UHE Santa Branca 56 MW Complexo de Lajes RJ UHE Ilha dos Pombos UHE Ilha dos Pombos 187 MW SP UHE Santa Branca 100% 100% 100% UHE Fontes Nova 132 MW UHE Usina Subterrânea Nilo Peçanha MW UHE Pereira Passos 100 MW 16

17 Re-precificação da energia existente GERAÇÃO Energia Assegurada: 537MW médios Energia Contratada Energia Descontratada Novos Contratos Hedge 17

18 Novos Projetos de Geração Estratégia de crescimento em geração Oportunidades de crescimento Expansão da Capacidade Instalada +50% Greenfields A Light está sempre à procura de novas oportunidades em energia renovável: PCH UHE Biomassa Energia Eólica Aquisição de Projetos Ativos com potencial de melhoria e expansão Ativos pertencentes aos investidores que não têm um compromisso de longo prazo com o Brasil Joint Venture Compromisso de investir conjuntamente em novos projetos de geração Novos projetos potenciais já analisados Capacidade Atual PCH Paracambi¹ PCH Lajes¹ UHE Itaocara¹ Novos Projetos Capacidade Futura de Geração ¹ Considera 51% de participação da Light 18

19 Expansão da geração - PCHs Paracambi Lajes Out/ ,8% Nov/2011 Dez/ ,1% 2S11 Início Status Operação Início Status Operação 19

20 Comercialização 20

21 Light ESCO e LightCom Volume - GWh Receita Líquida R$ MM 3.190,5 87,4% 100,7% 185, ,8 92, Vantagens da comercializadora: Ter a visão da formação do preço no mercado de energia. Operar em um mercado não regulado com flexibilidade. Atuar em todo o território nacional. 21

22 Resultados

23 Receita Líquida RECEITA LÍQUIDA (R$ MM) RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (2010)* +4,9% Geração 4,8% Comercialização 2,8% 4.992, , , ,6 Distribuição 92,4% * Eliminações não são consideradas 2007¹ 2008¹ ¹ Padrão contábil antes do IFRS Outros (Cativo) 12,3% Industrial 7,4% RECEITA LÍQUIDA - DISTRIBUIÇÃO 2010 Uso da Rede (TUSD) 9,4% Comercial 28,7% Residencial 42,2% 23

24 Custos e Despesas Operacionais CUSTOS (R$MM) 2010 CUSTOS GERENCIÁVEIS DA DISTRIBUIDORA (R$MM) Gerenciáveis (distribuição): R$ 1.136,0 (23,8%) Não gerenciáveis (distribuição): R$ 3.358,5 (70,3%) ,8% Geração e Comercialização: R$ 282,4 (5,9%) *Não considera eliminações R$ MM Var PMSO 522,6 637,4 22,0% Provisões 302,0 208,4-31,0% PDD 246,0 254,8 3,6% Contingências 56,0-46,4-22,7% Depreciação 280,1 290,2 3,6% Total 1.104, ,0 2,8% 24

25 EBITDA EBITDA CONSOLIDADO (R$MM) EBITDA POR ATIVIDADE* ,8% 27,9% 26,6% 24,3% Distribuição 84,2% (Margem EBITDA: 24,2%) Geração 14,4% (Margem EBITDA: 71,7%) *Não considera eliminações Comercialização 1,4% (Margem EBITDA: 12,1%) EBITDA Margem EBITDA ¹ Pro forma, desconsidera custos de PLR 25

26 Lucro Líquido LUCRO LÍQUIDO R$ MILHÕES 204 (235) (7) EBITDA Resultado Financeiro Impostos Outros

27 Lucro Líquido LUCRO LÍQUIDO (R$ MM) ,3% Efeitos não-correntes 27

28 Dividendos PAYOUT E POLÍTICA DE DIVIDENDOS 4,2% 8,2% 9,9% 1,7% 8,1% 8,1% 6,1% % 100% % 64,2% 50% 1S08 2S08 1S09 2S09 1S10 2S10 1S * 2010 Dividendos pagos (R$ MM) Dividendos propostos (R$ MM) Dividend Yield* Payout Política de Dividendos (Mínimo) * Baseado no preço de fechamento do dia anterior ao anúncio Baseado no lucro líquido sem ajustes do IFRS 28

29 Endividamento DÍVIDA LÍQUIDA¹ (R$ MM) e DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA Rating (bra - ) Investment Grade (bra) Rating (bra + ) Rating (Aa2.br) ,3 1,2 1, , Dívida Líquida Dívida Líquida / EBITDA (1) Dívida Líquida = Dívida Total (exclui passivo com fundo de pensão) - Caixa (2) EBITDA Pro Forma, desconsiderando custos de PLR 29

30 Endividamento EVOLUÇÃO DÍVIDA LÍQUIDA AMORTIZAÇÃO* 2010 (R$ MILHÕES) Prazo: 3,1 anos 1,2 1, Dez/09 Dez/10 EVOLUÇÂO DO CUSTO DA DÍVIDA 13,97% 12,17% 9,84% Após Após * Somente Principal 11,08% TJLP 25,7% US$/Euro 1,7%* CDI/Selic 72,6% 7,39% 7,62% 5,30% 4,88% Custo Real C Custo Nominal * Considera-se Hedge 30

31 Investimentos INVESTIMENTOS (R$MM) INVESTIMENTOS (R$MM) ,3% 354, , , , Novos projetos de geração R$ 93,1 Melhoria da qualidade R$ 82,8 Manutenção de geração R$ 28,8 Outros R$ 51,3 Desenvolv. do Sistema de Distribuição R$ 309,8 Combate às Perdas R$ 134,9 31

32 Programa de Redução de Perdas 32

33

34 Ação Convencional - Inspeção e Normalização 180 mil inspeções / ano 89 mil normalizações ano REGULARIZAÇÃO (MIL) Seleção a partir de software de data mining PRODUTIVIDADE (kwh / INSPEÇÃO) 34

35 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 REDE Rede atual ATUAL Média tensão REDE Rede BLINDADA blindada Média tensão Medidor centralizado Baixa tensão 9 m 3 m Baixa tensão Medidor eletromecânicos Display 35

36 Ganhos do Programa Um exemplo CONSUMO REAL INSTALAÇÃO DO NOVO MEDIDOR 300 kwh REDUÇÃO DA COMPRA DE ENERGIA CONSUMO FATURADO 100 kwh PERDA DE ENERGIA 200 kwh 100 kwh AUMENTO NO CONSUMO FATURADO 100 kwh OUTROS EFEITOS (SUB-PRODUTOS): CAPEX CONSIDERADO NA RAB REDUÇÃO DE PDD REDUÇÃO NO CUSTO OPERACIONAL 36

37 Programa de Novas Tecnologias Medidores Instalados (Março/2010) Monitoramento, leitura, corte e religação de clientes telemedidos CCM Priorização em áreas de alto índice de perdas e agressividade à rede TOTAL MEDIÇÃO INDIVIDUAL (SMI) MEDIÇÃO CENTRALIZADA (SMC) Tecnologia dificultando intervenção indevida nas redes 37

38 Novas Tecnologias SMI Perdas (antes): Perdas (atual): 26% 5% 38

39 Novas Tecnologias SMC Perdas (antes): Perdas (atual): 53% 11% 39

40 Ações em comunidades pacificadas Cidadania A garantia da cidadania se dáatravés da união de esforços da concessionária e dos órgãos governamentais. A blindagem das redes éfundamental para que as ações realizadas com objetivo de assegurar a capacidade de gestão da Light sobre tais áreas, sejam sustentáveis a médio e longo prazo. 40

41 Ações em comunidades pacificadas Polícia Pacificadora 41

42 Ações em comunidades pacificadas Regiões com alta perda e potencial retorno Ampliação da política das UPP s permite ações diferenciadas nas áreas de risco Atuações de eficiência energética e regularização BABILÔNIA LÂMPADAS REFRIGERADORES 137,8 Mil 10,0 Mil A Light começou a faturar em dezembro de 2010 as seguintes comunidades: Babilônia, Casa Branca, Batam e Cantagalo. 42

43 Ações em comunidades pacificadas Comunidade Santa Marta Chapéu Mangueira Cidade de Deus Babilônia Casa Branca Batam Cantagalo Clientes Perda Taxa de Inadimplência Antes 80 90% 70% Depois % 2% Antes % 74% Depois 555 2% 2% Antes % 68% Depois % 0% Antes % 54% Depois 647 ND 16% Antes % 52% Depois 805 ND 7% Antes 0 62% 51% Depois 420 ND 26% Antes % 79% Depois ND 42% Tabajaras Antes % 70% Cabritos Antes % 70% Mais 9 comunidades em 2011: Inauguradas em 25/04/11 Pavão-Pavãozinho, Providência,, Borel, Novo Rio, Salgueiro, Complexo do Alemão (1 ª Parte), Morro dos Macacos (1 ª Parte), Cidade de Deus (2 ª Parte), Batam (2 ª Parte) 50 mil clientes 43

44 Smart Grid Medição Inteligente Gestão pela Demanda Mostrador com sinalização sinótica e monetária de consumo e tarifa em tempo real Medidor inteligente com mostrador integrado Medidor inteligente com mostrador remoto 44

45 Smart Grid 45

46 Planejamento Estratégico

47 Planejamento Estratégico Ser protagonista na retomada do desenvolvimento do Rio de Janeiro VISÃO DE FUTURO Prestar serviços de qualidade e soluções inovadoras Aumentar a participação da geração no portfólio de negócios Ter presença ativa no processo de consolidação do setor elétrico brasileiro 47

48 Perspectivas para o Estado Investimentos de R$ 181 bilhões no Estado do Rio de Janeiro¹ no período Indústria de Transformação R$ 29,5 bi 16,3% Outros R$ 6,7 bi 29,5% Turismo R$ 0,9 bi 0,5% Infraestrutura R$ 36,3 bi 20,0% Petróleo R$ 107,9 bi 59,5% ¹Fonte: Firjan 48

49 Investimentos na Área de Concessão -Coquepar (42MW) -Procter & Gamble (10MW) -Alpargatas (ND) -RHI (5MW) -Lavazza (3MW) -Ajebras (5MW) -Reluz (ND) -Embelleze (5MW) -MRS (ND) -Nestlé (3MW) S Volta Grande -AMBEV (ND) M I Passa Vinte N A S G Rio Preto Santa Rita de Jacutinga Rio das Flores Valença E Santana do Deserto Com.Levy Gasparian Paraiba do Sul Três Rios R Areal Chiador A I São José do Vale do Rio Preto Sapucaia Além Paraíba Sumidouro Carmo Duas Barras Teresópolis Resend e Porto Real Quatis Barra Mansa Volta R edonda Pinheiral Barra do Piraí Mendes Vassouras Eng. Paulo de Frontin Miguel Pereira Pati do Alferes Petrópolis -Petrobras (15MW) -CSN (100MW) -Gerdau (30MW) -Usiminas (20MW) -LLX (40MW) -Base Naval(25MW) -Hotel Comfort (3MW) S Ã O Banan al P A U L O Angra dos Reis ILHA GRANDE -Gerdau (90MW) Rio Claro Mangaratiba -Shop.CampoGde(3MW) Piraí Itaguai Paracambi Seropedica B a í a de S e p e t i b a Resting a de Marambaia Japeri Caxias Belford Queimados Roxo Nova S.J. Iguaçu Meriti Nilópolis RIO DE JANEIRO Rio Janeiro -Bio Manguinhos (ND) -Hermes (3MW) -Votorantin (ND) -Ongoing (ND) -Bunge (ND) -AMBEV (2MW) -GE (6MW) -Shop. Metropolitano (10MW) Niterói Magé São Gonçalo -Maracanã (ND) -Porto Maravilha (ND) -Morar Carioca (ND) -Aeroporto Tom Jobim (5MW) -Estaleiro Inhauma (ND) -Atento (2MW) -Expansão Nova América (4MW) -Expansão Norteshopping (3MW) 49

50 Mercado Premissas MERCADO (GWh) Retomada do crescimento econômico da Área de Concessão ,0% a.a Incorporação de energia (redução de perdas) Temperatura: uso da média histórica desde : Desconsidera consumo de CSN, CSA e Valesul 50

51 OPEX Premissas OPEX (R$ MM) Gestão Matricial de Despesas ,9% a.a. 868 Ganhos de eficiência Negociações contínuas de contratos Estudos de viabilidade para tomada de decisão Expectativa de inflação para o período: 4,61% a.a. ( ) Fonte: Boletim Focus BACEN 51

52 PDD Premissas PDD / FORNECIMENTO FATURADO Ações de Guerra à PDD visando recuperar dívidas antigas Sinergia na implantação das UPPs, com os ganhos de arrecadação (Ex: Santa Marta) 3,3% 3,2% 3,2% - 1,8 p.p. 1,4% Novas tecnologias com blindagem de redes e utilização de cortes remotos, inibindo a auto - religação

53 Perdas Premissas Mais medidores homologados pelo INMETRO Utilização da solução própria de Smart Grid PERDAS NÃO TÉCNICAS (GWh e % Mercado BT) 42,5% 41,7% 41,8% 31,8% Sucesso do programa de Pacificação de Comunidades Controle sobre os clientes com medição eletrônica Maior eficiência das ações convencionais Aplicação de novas tecnologias em mais de 500 mil clientes Perda Regulatória em 2013: 31,8% 53

54 EBITDA Premissas EBITDA (R$ MM) Crescimento de mercado 3,9% a.a Redução de perdas convergindo para o nível Regulatório Redução da PDD Ganho de eficiência operacional Início dos novos projetos de geração Re-precificação da energia existente 54

55 Investimentos Premissas INVESTIMENTOS (R$ MM) Investimento Total ( ): R$ MM Financiamento BNDES: 50% do CAPEX e 70% dos novos projetos de geração Principais Projetos: Distribuição e Transmissão de energia - Combate às Perdas - Novos projetos em geração Investimentos Realizados Investimentos a Realizar: Média Distribuição Novos Projetos de Geração Manutenção de Geração Outros 55

56 Endividamento Premissas DÍVIDA LÍQUIDA (R$ MM) Aumento do CAPEX Crescimento da geração Manutenção no múltiplo de Dív. Líquida/EBITDA: aumento da geração de caixa operacional 1,1 1,2 1,2 1,2 1, Dívida Líquida 2010 Dívida Líquida / EBITDA

57 Contatos João Batista Zolini Carneiro Diretor de Finanças e Relações com Investidores Renato Rocha Superintendente de Planejamento e Relações com Investidores renato.rocha@light.com.br Gustavo Werneck Gerente de Relações com Investidores gustavo.souza@light.com.br ri@light.com.br 57

58 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. 58