Apresentação Corporativa Outubro de 2014

Transcrição

1 Apresentação Corporativa Outubro de 2014

2 Grupo Light Estrutura diversificada com atuação nos segmentos de distribuição, geração e comercialização de energia 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 INTEGRADAS¹ Receita Líquida 2013* R$ Bilhões DISTRIBUIDORAS 2 Energia Consumida na Área de Concessão** (GWh) ,6 14,6 10,6 9,2 7,4 7, GERADORAS PRIVADAS¹ Capacidade Instalada de Geração Hidráulica (MW) Fonte: Relatório das Companhias 2 Fonte: Relatório do Sistema de Apoio a ANEEL *Inclui receita de construção **Mercado Cativo ***Considera 9 MW das PCH s da Renova e 19MW de Brasil PCH *** 4

5 Estrutura Acionária Combinação estratégica entre agentes com perfil operacional e financeiro 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 Processo decisório assegura transparência e criação de valor Assembléia Geral Conselho de Administração Conselho Fiscal 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 Fernando Antônio F.Reis Paulo Carvalho Filho Evandro L. Vasconcelos* Diretor de Comunicação Luiz Otavio Ziza Valadares LGSXY ADR-OTC Interino* 6

7 Consumo de Energia Distribuição - Acumulado MERCADO TOTAL (GWh) ¹ +5,1% a.a. +5,5% Outros Cativos 13,6% Livre 18,6% Industrial Cativo 5,1% 25,1ºC 25,2ºC 25,1ºC 25,7ºC Residencial 35,2% Comercial Cativo 27,6% 1S S S 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. 7

8 Mercado Total CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh) MERCADO TOTAL - SEMESTRE +5,5% ,1% ,7% ,6% ,2% S S13 RESIDENCIAL 14 1S S S COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL CATIVO LIVRE 8

9 Arrecadação e Perdas EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses) TAXA DE ARRECADAÇÃO 12 MESES 44,2% 43,7% -2,3p.p. 42,2% 42,4% 41,9% 99,5% 98,7% Jun-13 Jun PCLD/ROB FORNECIMENTO FATURADO TRIMESTRE ,4% 2,5% -0,8 p.p. Jun/13 Set/13 Dez/13 Mar/14 Jun/14 1,7% Perda Não Técnica GWh Perda Técnica GWh % Perda Não Técnica/ Mercado BT 2T12 2T13 2T1 4 9

10 Combate às Perdas Combinação eficiente de tecnologia e gestão CLIENTES ENERGIA E STATUS MEDIDORES ELETRÔNICOS INSTALADOS (Unidades Mil) Grandes Clientes (alta e med volt.) Baixa Tensão Grandes Clientes GWh (48%) 100% Concluído GWh (11%) 1/3 instalados até Clientes comerciais e residenciais (Baixa tensão) GWh (41%) APZ Comunidades Fora de comunidades Jun-14 10

11 Tecnologia: Medição Centralizada Uso de novas tecnologias em áreas com altos níveis de perdas Display 11

12 Gestão: Áreas de Perda Zero (APZ) Projeto: Light Legal 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; 29 unidades implementadas com 505 mil clientes (12% do total dos clientes); Aproximadamente 200 mil clientes adicionais por ano. MEDIDORES ELETRÔNICOS FORÇA DE TRABALHO PARCERIA COM O GOVERNO DO ESTADO 12

13 50,2 % Antes 23,6% Resultados nas APZs Redução significativa das perdas e aumento da arrecadação PERDAS NAS APZs TAXA DE ARRECADAÇÃO DAS APZs 98,2% 97,9% 98,3% 89,2% 22,5% 21,2% 20,7% Antes 95,9% 96,0% 13 Mar/13 Mar/14-30,2% 99,5% +6,8% 20,3% Jun/13 Set/13 Dez/13 Mar/14 Jun/14 Mar/13 Jun/13 Set/13 Dez/13 Jun/14 20,0%

14 Curva de Perdas Regulatórias Não-Técnicas Maior reconhecimento de perdas na tarifa, porém vinculado a metas; Receita adicional investida no combate as perdas e classificada como Obrigações Especiais (fora da BRR) Perdas Regulatórias Meta (agosto de cada ano) Proposta Final (de acordo com a metodologia) Perdas Regulatórias com Penalidade 14

15 Geração

16 Capacidade Instalada: 855 MW Prazo de concessão até % 100% Rio Paraiba do Sul UHE Santa Branca 56 MW RJ UHE Ilhados 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 ISO Gestão da qualidade Gestão ambiental OHSAS Gestão da segurança e saúde ocupacional 16

17 Garantia Física: 549 MWmédios Comercialização da energia focada no mercado livre Energia contratada (ACL) Energia disponível para comercialização Hedge hidrológico Preço médio de venda de : R$ 163/MWh (Data-base jan/14) 17

18 Expansão da Geração Projetos de geração de energia renovável, principalmente em parcerias Projeto Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MW médios) Início Operacional Participação Paracambi % Renova 425 (em operação) (já contratados) 235 (em operação) 921 (já contratados) ,86% Belo Monte ,49% Guanhães % Lajes % 18

19 Expansão da Geração Capacidade Instalada (MW) Participação Proporcional da Light +74,3% Renova: +37 Guanhães: +5 Renova: +55 Guanhães: +17 B.Monte: +3 Renova: +78 B.Monte: +3 Renova: +5 B.Monte: +30 Renova: +44 B.Monte: +46 Renova: +26 B.Monte: +46 B.Monte: +46 B.Monte: +46 Renova: +78 B.Monte: +46 Renova: +74 B.Monte: +15 ¹ 51% Light ² 21.86% Light ³ 2.49% Light 19

20 RESULTADOS

21 Destaques Financeiros (R$ Milhões) 2T14 2T13 1S13 RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.815, , , ,9 DESPESA OPERACIONAL (1.673,4) (1.574,3) (3.599,0) (3.234,8) Gerenciáveis (249,9) (305,4) (541,6) (563,7) Não Gerenciáveis (1.423,5) (1.268,9) (3.057,4) (2.671,0) RESULTADO OPERACIONAL 142,4 180,8 499,0 442,1 EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (4,0) (0,5) (6,8) (1,1) 239,3 277,9 692,3 633,1 RESULTADO FINANCEIRO (111,8) (95,5) (190,6) (234,3) RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS E JUROS 26,5 84,8 301,3 206,7 LUCRO LÍQUIDO 15,3 58,2 195,8 136,9 21

22 Receita Líquida RECEITA LÍQUIDA (R$MM) RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (2T14)* Geração 7,5% +11,5% Distribuição 80,5%** Comercialização 12,0% +3,5% * Não considera eliminações ** Não considera Receita de Construção T13 2T14 1S13 RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (2T14) Comercial Cativo 42,6% Receita de Construção Industrial Cativo 5,9% Receita sem receita de construção Outros Cativo 12,2% Residencial 31,5% Uso da Rede (TUSD) (Livres + Concessionárias) 7,8% 22

23 Custos e Despesas Operacionais Geração e Comercialização: R$ 249 (15,2%) Gerenciáveis (distribuição): R$ 309 (18 18,8%) CUSTOS (R$MM)* 2T14 Não gerenciáveis (distribuição distribuição**) **): R$ (66,1 66,1%) CUSTOS DE PMSO DA DISTRIBUIDORA (R$MM) -0,1% -2,3% CUSTOS (R$MM)* Não gerenciáveis (distribuição distribuição**): R$ (66,0 66,0%) 2T13 2T14 1S R$ MM 2T14 2T13 Var. 1S13 Var. PMSO (207,1) (212,0) -2,3% (412,3) (412,7) -0,1% Provisões (14,1) (66,6) -78,8% (79,4) (111,8) -29,0% PCLD (36,1) (48,4) -25,5% (61,4) (77,4) -20,8% Contingências 21,9 (18,2) - (18,0) (34,4) -47,5% Geração e Comercialização: R$ 506 (14,6%) *Não considera eliminações ** Não considera custo de construção Gerenciáveis (distribuição): R$ 677 (19 19,5%) Depreciação (86,2) (83,8) 2,8% (171,6) (164,5) 4,3% Outras Rec./Desp. Operacionais (1,2) (5,7) -79,5% (13,3) (12,9) 2,6% Total (308,5) (368,0) -16,2% (676,6) (701,9) -3,6% 23

24 Déficit Tarifário A exposição ao mercado de curto prazo conjugada com os altos preços deste mercado, que refletem o baixo nível dos reservatórios e o maior despacho de usinas térmicas, causaram um déficit expressivo nas distribuidoras Decretos (jan/14) e 8221 (abr/14) CONTA ACR -1S 14 (R$ MM) Exp. Involuntária mercado SPOT Contratos por Disponibilidade com usinas térmicas Risco Hidrológico (1.635) ,7% do déficit coberto Contrato Leilão A-1 30 Contrato Leilão A-0 28 (250) TOTAL Déficit Tarifário Fundo CDE Total Saldo O saldo remanescente de R$ 250 MM refere-se à parcela de itens não cobertos pelos Decretos, com destaque para: (i) contratos por disponibilidade de janeiro; (ii) energia contratada no Leilão A-1; (iii) parte da energia contratada no Leilão A-0, risco hidrológico, receita com risco hidrológico deduzida dos aportes de janeiro e fevereiro e glosa no aporte de abril/14 24

25 POR SEGMENTO (R$ MM) +9,3% CONSOLIDADO 2T14 2T13 Var. 1S13 Var. -13,9 13,9% 36,7% 44,7% Distribuição 132,3 174,5-24,2% 387,1 402,6-3,9% Margem (%) 9,2% 12,5% -3,3 p.p. 12,2% 13,5% -1,3 p.p Geração 88,0 100,1-12,1% 270,8 219,4 23,4% 37,4% 45,8% 63,3% 3% 55,3% Margem (%) 66,0% 75,9% -9,9 p.p. 78,6% 79,1% -0,6 p.p. 62,6% 54,2% Comercialização 23,9 4,4 449,3% 41,5 14,3 190,6% 2T13 2T14 1S13 ¹Desconsidera eliminações. Geração e Comercialização Margem (%) 11,1% 2,8% 8,3 p.p. 9,2% 4,6% 4,6 p.p. Others and eliminations (4,9) (1,1) 360,2% (7,1) (3,3) 118,9% Total 239,3 277,9-13,9% 692,3 633,1 9,3% Distribuição Margem (%) 14,9% 17,6% -2,7 p.p. 18,6% 18,9% -0,3 p.p. 25

26 POR SEGMENTO (R$ MM) +9,9% CONSOLIDADO 2T14 2T13 Var. 1S13 Var ,5% 36,7% 44,7% Distribuição 132,3 174,5-24,2% 402,6 387,1-3,9% Margem (%) 9,2% 12,5% -3,3 p.p. 13,5% 12,2% -1,3 p.p Geração 88,0 100,1-12,1% 219,4 270,8 23,4% 37,4% 45,8% 63,3% 3% 55,3% Margem (%) 66,0% 75,9% -9,9 p.p. 79,1% 78,6% -0,6 p.p. 62,6% 54,2% Comercialização 23,9 4,4 449,3% 14,3 41,5 190,6% 2T13 2T14 1S13 Margem (%) 11,1% 2,8% 8,3 p.p. 4,6% 9,2% 4,6 p.p. ¹Desconsidera eliminações. Geração e Comercialização Outros e eliminações (4,9) (1,1) 360,2% (3,3) (7,1) 118,9% Total 239,3 277,9-13,9% 692,3 633,1 9,3% Distribuição Margem (%) 14,9% 17,6% -2,7 p.p. 18,6% 18,9% -0,3 p.p. 26

27 Ajustado pela CVA 1S 1S 1S 1S S 1S 1S Receita Receita Receita Receita Líquida Líquida Líquida Líquida Ativos Ativos Ativos Ativos e Passivos Passivos Passivos Passivos Regulatórios Regulatórios Regulatórios Regulatórios (CVA) (CVA) (CVA) (CVA) Ativos Ativos Ativos Ativos e Passivos Passivos Passivos Passivos Regulatórios Regulatórios Regulatórios Regulatórios (CVA) (CVA) (CVA) (CVA) Ajustado Ajustado Ajustado Ajustado 1S 1S 1S 1S Ajustado Ajustado Ajustado Ajustado 1S 1S 1S S13 / (R$ MM) 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 Outros Outros Outros Outros Aportes Aportes Aportes Aportes CDE CDE CDE CDE 27-6,9% +9,3% (328) (10) (6) 32 (6)

28 Lucro Líquido Ajustado pela CVA 1S13 / (R$ MM) - 6,8% + 43,1% (36) (8) LL Ajustado 1S13 13 Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) 1S13 13 Resultado Impostos Outros 14 Financeiro Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) LL Ajustado 14 28

29 Dividendos Payout médio de 86% nos últimos 5 anos 29

30 Endividamento IPCA 11,0% CDI 74,5% U$/Euro * 2,7% TJLP 13,3% Outros 3,7% AMORTIZAÇÃO* (R$ MM) Prazo médio: 3,9 anos , , * Montante sem Hedge EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA * Somente principal DÍVIDA LÍQUIDA Com fundo de pensão 11,03% 9,68% 8,21% 4,25% 3,55% 2,24% 10,49% 3,87% 2,62 2,90 2, T14 Custo Nominal Custo Real Jun/13 Mar/14 Jun/14 Dívida Líquida / (cálculo covenants) 30

31 Investimentos INVESTIMENTOS (R INVESTIMENTOS (R INVESTIMENTOS (R INVESTIMENTOS (R$ MM $ MM $ MM $ MM) Geração Geração Geração Geração 8,4 8,4 8,4 8,4 Administração Administração Administração Administração ,2,2,2,2 Outros Outros Outros Outros 5,0 5,0 5,0 5,0 Reforço Reforço Reforço Reforço da da da da rede rede rede rede e expansão expansão expansão expansão ,5,5,5,5 Combate Combate Combate Combate às às às às Perdas Perdas Perdas Perdas 119,7 119,7 119,7 119,7 Comerc Comerc Comerc Comerc././././ Eficiência Eficiência Eficiência Eficiência Energética Energética Energética Energética 5, 5, 5, 5,0 INVESTIMENTOS INVESTIMENTOS INVESTIMENTOS INVESTIMENTOS R$ MM R$ MM R$ MM R$ MM Investimentos Investimentos Investimentos Investimentos em em em em Ativos Ativos Ativos Ativos Elétricos Elétricos Elétricos Elétricos (Distribuição Distribuição Distribuição Distribuição) ,5 +9,5 +9,5 +9,5% S13 1S13 1S13 1S

32 Razões para investir na Light Transformação Econômica da Área de Concessão Rio como sede de grandes eventos Pacificação das comunidades Ambiente pró-negócios Polo de atração de investimentos Crescimento do mercado de energia Foco em comercialização de energia no mercado livre Fim dos contratos regulados (dez/13) Novos contratos de venda em 2014 Disponibilidade de energia para comercialização Redução da Perda de Energia Evolução do programa de novas tecnologias (Smart Grid) Incorporação de novos consumidores nas áreas pacificadas Implantação das Áreas de Perda Zero (APZ) Melhores Práticas de Governança Corporativa Listada no Novo Mercado Comitês de assessoramento ao Conselho com participação ativa no processo decisório Inserida no ISE pelo sétimo ano consecutivo Crescimento em Geração Projetos em construção com parcerias: Renova, Belo Monte e Guanhães (total de 697 MW) Construção da PCH Lajes (17MW) Histórico de Dividendos Política de payout mínimo de 50% do Lucro Líquido; Payout médio desde 2009: 86%. 32

33 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. 33

34 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 34