Apresentação Corporativa

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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 Geração 1
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 92 31 34% 1 IBGE (2010) 4 5 6 7 Geração 1 Amazônia Energia Renova Guanhães Energia 2 3 6 Complexo de Lajes 4 UHE Ilha dos Pombos 7 UHE Santa Branca 5 PCH Paracambi 3

4 Rankings Entre os maiores players no Brasil
INTEGRADAS¹ Receita Líquida 2013* – R$ Bilhões DISTRIBUIDORAS2 Energia Consumida na Área de Concessão** (GWh) 37.767 15,6 14,6 25.777 10,6 22.926 9,2 21.783 7,4 20.391 7,1 15.634 GERADORAS PRIVADAS¹ Capacidade Instalada de Geração Hidráulica (MW) – 2013 1 – 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 5.560 2.652 2.241 2.219 1.799 896 *** 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 Fiscal Conselho de Administração Comitê de Finanças Comitê de Recursos Humanos Comitê de Auditoria Comitê de Governança e Sustentabilidade Comitê de Gestão Presidente Diretor de Gente Diretor de Desenvolvimento de Negócios Diretor de Gestão Empresarial Diretor Jurídico Diretor de Finanças e Rel. com Investidores Diretor de Distribuição Diretor de Energia João B. Zolini Carneiro Ricardo Cesar C. Rocha Evandro L. Vasconcelos Andreia Ribeiro Junqueira Fernando Antônio F.Reis Paulo Carvalho Filho Evandro L. Vasconcelos* Paulo Roberto R. Pinto Diretor de Comunicação Luiz Otavio Ziza Valadares Interino* LGSXY ADR-OTC 6

7 Consumo de Energia Distribuição - Acumulado
MERCADO TOTAL (GWh) ¹ +5,1% a.a. +5,5% Livre 18,6% Industrial Cativo 5,1% 13.869 13.145 11.960 11.934 Outros Cativos 13,6% Residencial 35,2% 25,7ºC 25,1ºC 25,2ºC 25,1ºC Comercial Cativo 27,6% 1S11 1S12 1S13 1S14 1Nota: 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 CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh) MERCADO TOTAL - SEMESTRE
+5,5% 13.869 13.145 +11,1% 2.576 2.618 4.880 5,7% 4.395 4.284 4.055 457 -2,6% 430 +4,2% 2.787 2.715 10.526 11.292 1.990 1.909 109 3.827 103 3.625 2.086 2.010 1.806 1.880 701 705 1S13 1S14 1S13 1S14 1S13 1S14 1S13 1S14 1S13 1S14 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL CATIVO LIVRE 8

9 Arrecadação e Perdas EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses) 9
TAXA DE ARRECADAÇÃO 12 MESES - 2,3 p.p. 99,5% 98,7% 44,2% 43,7% 42,2% 42,4% 41,9% 8.582 8.552 8.352 8.748 8.815 Jun-13 Jun-14 5.953 5.905 5.738 5.955 5.972 PCLD/ROB FORNECIMENTO FATURADO – TRIMESTRE 3,4% 2,5% -0,8 p.p. 2.629 2.647 2.614 2.793 2.843 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.) 7.600 509 432 GWh (48%) 100% Concluído 116 351 102 79 227 Baixa Tensão Grandes Clientes 22.000 122 393 30 330 2.700 GWh (11%) 1/3 instalados até 2015 7 272 197 115 2010 2011 2012 2013 Jun-14 Clientes comerciais e residenciais (Baixa tensão) Comunidades GWh (41%) APZ Fora de comunidades 10

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

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

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) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Perdas Regulatórias Proposta Final (de acordo com a metodologia) Meta (agosto de cada ano) Perdas Regulatórias com Penalidade 14

15 Geração

16 Capacidade Instalada: 855 MW
Prazo de concessão até 2026 100% 100% Rio Paraiba do Sul UHE Ilha dos Pombos 187 MW UHE Santa Branca 56 MW UHE Ilha dos Pombos RJ SP UHE Santa Branca 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 Preço médio de venda de 2014 - 2021: R$ 163/MWh (Data-base jan/14)
Garantia Física: 549 MWmédios Comercialização da energia focada no mercado livre 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 549 39 510 28 480 434 461 418 317 242 232 42 88 61 103 205 280 290 Energia contratada (ACL) Energia disponível para comercialização Hedge hidrológico Preço médio de venda de : R$ 163/MWh (Data-base jan/14) 17

18 Projetos de geração de energia renovável, principalmente em parcerias
Expansão da Geração Projetos de geração de energia renovável, principalmente em parcerias Projeto Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MW médios) Início Operacional Participação Paracambi 25 20 2012 51% Renova 425 (em operação) 1.806 (já contratados) 235 (em operação) 921 (já contratados) 21,86% Belo Monte 11.223 4.571 2015 2,49% Guanhães 44 2014 Lajes 17 16 2016 100% 18

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

20 RESULTADOS

21 Destaques Financeiros (R$ Milhões)
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.815,8 1.755,1 4.098,0 3.676,9 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) EBITDA 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 POR SEGMENTO (2T14)*
RECEITA LÍQUIDA (R$MM) Geração 7,5% +11,5% 4.098 Distribuição 80,5%** Comercialização 12,0% 3.677 378 333 +3,5% * Não considera eliminações ** Não considera Receita de Construção 1.755 1.816 3.720 3.344 176 214 RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (2T14) 1.580 1.602 Comercial Cativo 42,6% 2T13 2T14 1S13 1S14 Industrial Cativo 5,9% Receita de Construção 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
CUSTOS (R$MM)* 2T14 CUSTOS DE PMSO DA DISTRIBUIDORA (R$MM) Geração e Comercialização: R$ 249 (15,2%) -0,1% -2,3% Não gerenciáveis (distribuição**): R$ 1.084 (66,1%) 413 412 212 207 Gerenciáveis (distribuição): R$ 309 (18,8%) 2T13 2T14 1S13 1S14 CUSTOS (R$MM)* 1S14 R$ MM 2T14 2T13 Var. 1S14 1S13 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% 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% Não gerenciáveis (distribuição**): R$ 2.293 (66,0%) Geração e Comercialização: R$ 506 (14,6%) Gerenciáveis (distribuição): R$ 677 (19,5%) *Não considera eliminações ** Não considera custo de construção 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 CONTA ACR -1S14 (R$ MM) Decretos (jan/14) e 8221 (abr/14) Exp. Involuntária mercado SPOT 1.238 Contratos por Disponibilidade com usinas térmicas 299 Risco Hidrológico 39 Contrato Leilão A-1 30 Contrato Leilão A-0 28 TOTAL 1.635 84,7% do déficit coberto 1.385 (1.635) (250) 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

25 Others and eliminations
EBITDA POR SEGMENTO (R$ MM) +9,3% 692 EBITDA CONSOLIDADO 2T14 2T13 Var. 1S14 1S13 Distribuição 132,3 174,5 -24,2% 387,1 402,6 -3,9% Margem EBITDA (%) 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% 66,0% 75,9% -9,9 p.p. 78,6% 79,1% -0,6 p.p. Comercialização 23,9 4,4 449,3% 41,5 14,3 190,6% 11,1% 2,8% 8,3 p.p. 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% 14,9% 17,6% -2,7 p.p. 18,6% 18,9% -0,3 p.p. 633 36,7% 44,7% -13,9% 278 239 37,4% 45,8% 63,3% 55,3% 62,6% 54,2% 2T13 2T14 1S13 1S14 ¹Desconsidera eliminações. Geração e Comercialização Distribuição 25

26 EBITDA POR SEGMENTO (R$ MM) EBITDA CONSOLIDADO 2T14 2T13 Var. 1S14
+9,9% 699 EBITDA CONSOLIDADO 2T14 2T13 Var. 1S14 1S13 Distribuição 132,3 174,5 -24,2% 402,6 387,1 -3,9% Margem EBITDA (%) 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% 66,0% 75,9% -9,9 p.p. 79,1% 78,6% -0,6 p.p. Comercialização 23,9 4,4 449,3% 14,3 41,5 190,6% 11,1% 2,8% 8,3 p.p. 4,6% 4,6 p.p. 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% 14,9% 17,6% -2,7 p.p. 18,6% 18,9% -0,3 p.p. 636 36,7% 44,7% -12,5% 279 244 37,4% 45,8% 63,3% 55,3% 62,6% 54,2% 2T13 2T14 1S13 1S14 ¹Desconsidera eliminações. Geração e Comercialização Distribuição 26

27 EBITDA Ajustado pela CVA
1S13 / 1S14 (R$ MM) - 6,9% +9,3% 376 (328) 220 102 (10) (6) 32 (6) 1.158 794 854 692 633 EBITDA Ajustado 1S13 Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) EBITDA 1S13 Receita Líquida Custos Não Gerenciáveis Aportes CDE Custos Gerenciáveis (PMSO) Provisões Outros EBITDA 1S14 Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) EBITDA Ajustado 1S14 27

28 Lucro Líquido Ajustado pela CVA
1S13 / 1S14 (R$ MM) - 6,8% + 43,1% 145 44 (36) (8) 67 59 282 263 196 137 LL Ajustado 1S13 Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) 1S13 EBITDA Resultado Financeiro Impostos Outros 1S14 Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) LL Ajustado 1S14 28

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

30 DÍVIDA LÍQUIDA Com fundo de pensão
Endividamento 2,84 U$/Euro * 2,7% 2,58 AMORTIZAÇÃO* (R$ MM) TJLP 13,3% Prazo médio: 3,9 anos IPCA 11,0% Outros 3,7% 1.166 1.031 781 832 717 729 573 408 476 CDI 74,5% * Montante sem Hedge * Somente principal DÍVIDA LÍQUIDA Com fundo de pensão EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA 11,03% 9,68% 10,49% 8,21% 2,99 2,90 4,25% 2,62 3,55% 3,87% 2,24% 2011 2012 2013 2T14 Jun/13 Mar/14 Jun/14 Custo Nominal Custo Real Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants) 30

31 Comerc./ Eficiência Energética Reforço da rede e expansão
Investimentos INVESTIMENTOS R$ MM INVESTIMENTOS (R$ MM) 1S14 Administração 12,2 929 Geração 8,4 845 797 154 Outros 5,0 701 +9,5% Comerc./ Eficiência Energética 5,0 103 132 358 182 327 54 26 775 694 713 Reforço da rede e expansão 207,5 519 519 273 332 Combate às Perdas 119,7 2010 2011 2012 2013 1S13 1S14 Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição) 31

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 Mariana da Silva Rocha Gerente de Relações com Investidores twitter.com/LightRI 34