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Teleconferência de Resultados

Teleconferência de Resultados. 3 º Trimestre de 2013. Destaques. FINANCEIROS. REGULATÓRIO. Crescimento de 1 ,7% no consumo total em comparação ao 3 T12, acumulando 2,7% no 9M13;

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Presentation Transcript

  1. Teleconferência de Resultados 3º Trimestre de 2013

  2. Destaques FINANCEIROS REGULATÓRIO • Crescimento de 1,7% no consumo total em comparação ao 3T12, acumulando 2,7% no 9M13; • A arrecadação acumulada no ano alcançou 101,1% do faturamento, 2,3 p.p. acima do 9M12. A Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) recuou de 2,4% para 1,3%, nos últimos 12 meses; • As perdas não-técnicas/mercado BT, dos últimos 12 meses, foram de 43,7%, representando uma redução de 1,7 p.p. desde dezembro de 2012; OPERACIONAIS • Aumento de 3,8% na Receita Líquida (sem receita de construção), que atingiu R$ 1.615,2 milhões no 3T13. Crescimento em todos os segmentos, com destaque para a Comercialização, que cresceu 102,5%; • EBITDA consolidado do trimestre de R$ 722,0 milhões, 161,1% superior ao alcançado no 3T12, impactado positivamente pelo aporte da CDE, no montante de R$ 303,4 milhões. Mesmo desconsiderando esse efeito, o crescimento foi de 51,4%; • Lucro Líquido de R$ 321,5 milhões no 3T13, com aumento de 282,1% em comparação ao 3T12, também impactado pelo aporte da CDE. Sem tal efeito, o crescimento do lucro foi de 44,1%; • Dívida Líquida consolidada de R$ 4.151,6 milhões, com múltiplo Dívida Líquida/EBITDA, para efeito de covenants, em 2,68x; • Pré-pagamento de R$ 160 milhões da 5ª emissão de debêntures com custo de CDI+1,50% aa. • Em 5 de novembro de 2013, foi aprovada pela Aneel a revisão tarifária da Light SESA, com reposicionamento estrutural de 2,46% e efeito médio nas contas de energia de 3,65%, aplicado a partir de 7 de novembro de 2013. • Destaque para a BRR Líquida de R$ 6,7 bilhões e perdas não-técnicas de 40,41%.

  3. Consumo de EnergiaDistribuição - Trimestre MERCADO TOTAL (GWh) ¹ +2,8% Livre 16,1% +1,7% Industrial 6,0% 5.581 5.486 5.299 5.144 Outros Cativos 15,8% Residencial 32,6% 22,4ºC 22,1ºC 21,7ºC 21,6ºC Comercial 29,5% 3T12 3T13 3T10 3T11 1Nota: 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.

  4. Mercado Total CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh) MERCADO TOTAL - TRIMESTRE +1,7% 5.897 5.754 +0,9% +2,5% 899 840 1.854 1.818 1.801 1.808 -0,2% +3,8% 207 181 4.682 4.645 982 983 928 894 48 1.647 47 1.627 643 613 880 847 370 338 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 OUTROS TOTAL RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL LIVRE CATIVO

  5. Consumo de EnergiaDistribuição – 9 Meses MERCADO TOTAL (GWh) ¹ +2,3% +2,7% Livre 15,0% Industrial 5,8% 17.419 17.884 16.729 17.259 Outros Cativos 15,0% 24,4ºC 24,3ºC 24,0ºC Residencial 34,7% 23,9ºC Comercial 29,5% 9M12 9M13 9M10 9M11 1Nota: 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.

  6. Arrecadação PCLD/ROBFORNECIMENTO FATURADO– 12 MESES TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTO9 MESES 102,6% 102,0% 100,9% 101,1% 100,3% 99,7% 98,8% 97,5% PCLD / ROB Provisionamentonãorecorrente (4T12) TAXA DE ARRECADAÇÃO 12 MESES Total Varejo Grande Clientes PoderPúblico 99,6% 98,3% 9M12 9M13 Set/12 Set/13

  7. Combate às Perdas MEDIDORES ELETRÔNICOSINSTALADOS (Unidades Mil) EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses) - 1,7p.p. 45,4% 44,9% 44,2% 43,7% 43,1% 410 32,0% 341 89 8.647 8.552 8.584 8.582 79 8.057 227 30 5.953 5.905 6.007 6.029 5.615 122 297 272 80 7 197 2 115 78 2.618 2.629 2.647 2.432 2.577 2011 2012 Set/13 2009 2010 Mar/13 Jun/13 Set/13 Set/12 Dez/12 Comunidades PerdaTécnicaGWh PerdaNãoTécnicaGWh Fora de comunidades % PerdaNãoTécnica/ Mercado BT % PerdaNãoTécnica/ Mercado BT - Regulatória

  8. Ações de Combate a PerdasResultados nas APZ -26,5 p.p.

  9. Ações de Combate a PerdasResultados nas Comunidades Pacificadas Até setembro, das 34 comunidades pacificadas, a Light já está presente em 17 delas, já tendo concluído a reforma da rede em 9 delas: -52,9 p.p.

  10. Receita Líquida RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (3T13)* RECEITA LÍQUIDA (R$MM) Comercialização9,9% +3,4% Geração7,6% 5.602 Distribuição82,5%** 5.416 455 470 +0,6% * Não considera eliminações ** Não considera Receita de Construção +4,1% 1.738 1.727 5.147 4.946 122 170 +3,8% 1.615 RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (3T13) 1.556 3T13 3T12 9M13 9M12 Uso da Rede (TUSD) (Livres + Concessionárias)8,3% Residencial 40,9% Receita de Construção Outros (Cativo)13,0% Receitasemreceita de construção Comercial 31,3% Industrial6,5%

  11. Custos e Despesas Operacionais CUSTOS GERENCIÁVEIS DA DISTRIBUIDORA (R$MM) CUSTOS (R$MM)* 3T13 +3,4% 987 Não gerenciáveis (distribuição): R$ 615 (54,3%) 954 Geração eComercialização: R$ 206 (18,2%) +4,3% 312 299 Gerenciáveis (distribuição): R$ 312 (27,5%) 3T13 9M13 3T12 9M12 *Não considera eliminações ** Não considera custo de construção

  12. EBITDA EBITDA POR ATIVIDADE* 3T13 EBITDA CONSOLIDADO (R$MM) +40,3% 1.355,1 Geração 14,3% (Margem EBITDA: 79,0%) 965,6 +161,1% 722,0 Comercialização 1,6% (Margem EBITDA: 6,8%) 276,6 Distribuição 84,1% (Margem EBITDA: 42,7%) 3T12 3T13 9M12 9M13 *Não considera eliminações

  13. EBITDA EBITDA Ajustado – 3T12 / 3T13(R$ MM) - 0,6% + 161,1% (8) 12 (22) 303 (329) 100 722 119 59 393 395 277 ReceitaLíquida Custos NãoGerenciáveis Aporte à vista CDE CustosGerenciáveis (PMSO) Provisões EBITDA Ajustado3T12 Ativos e PassivosRegulatórios Outros EBITDA3T13 Ativos e PassivosRegulatórios EBITDA3T12 EBITDA Ajustado3T13

  14. EBITDA EBITDA Ajustado – 9M12 / 9M13(R$ MM) + 7,6% + 40,3% 71 (60) (36) (109) 192 202 765 1.355 (552) 1.246 1.158 966 ReceitaLíquida Custos NãoGerenciáveis Aportes CDE CustosGerenciáveis (PMSO) Provisões EBITDA Ajustado9M12 Ativos e PassivosRegulatórios Outros EBITDA9M13 Ativos e PassivosRegulatórios EBITDA9M12 EBITDA Ajustado9M13

  15. Lucro Líquido LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 3T12 / 3T13 (R$ MM) - 35,9% + 282,1% (9) (182) (17) 445 (217) 321 78 162 104 84 EBITDA ResultadoFinanceiro Impostos Outros LL Ajustado3T12 Ativos e Passivos Regulatórios 3T12 3T13 Ativos e Passivos Regulatórios LL Ajustado3T13

  16. Lucro Líquido LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 9M12 / 9M13 (R$ MM) - 1,1% + 73,6% 8 (166) (36) 390 (72) 127 458 387 391 264 EBITDA ResultadoFinanceiro Impostos Outros LL Ajustado9M12 Ativos e Passivos Regulatórios 9M12 9M13 Ativos e Passivos Regulatórios LL Ajustado9M13

  17. Endividamento AMORTIZAÇÃO* (R$ MM) EVOLUÇÃO DÍVIDA LÍQUIDA¹ Sem fundo de pensão Prazo médio: 4,3 anos 4.151,6 4.056,1 1.009 802 773 666 557 545 2,68 437 441 441 2,62 150 Set/13 Jun/13 * Somente principal Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants) U$/Euro * 0,2% IPCA 10,4% TJLP15,1% EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA 11,08% 11,03% Outros 1,5% 8,83% 8,21% 4,87% 4,25% 2,81% 2,24% CDI72,8% 2011 2012 Set/13 2010 * Montante sem Hedge Custo Nominal Custo Real 1 Reclassificado para refletir desconsolidação dos resultados das empresas controladas em conjunto pela Light.

  18. Investimentos INVESTIMENTOS (R$ MM) 9M13 INVESTIMENTOS (R$ MM) Reforço da rede e expansão 253,5 928,6 796,8 -18,3% 153,8 700,6 102,7 527,8 563,8 482,2 181,8 45,8 116,9 88,3 774,8 CombateàsPerdas 133,4 694,1 518,8 482,0 Outros 7,1 393,9 446,9 Geração 14,1 Comerc./EficiênciaEnergética 53,8 2012 9M13 9M12 2010 2011 2009 Administração 20,3 Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição)

  19. Resultado Revisão Tarifária 3º Ciclo

  20. - + = = Revisão Tarifária nov/2013 + 9,08% +3,48% + 3,65% +2,28% + 2,46% Reposicionamento Estrutural 2013 Parcela A: Custos não gerenciáveis Adicionais Financeiros 2013 Efeito médio ao consumidor Adicionais Financeiros 2012 - 6,62% Parcela B: Custos Gerenciáveis

  21. Principais Indicadores da Revisão Tarifária BRR LÍQUIDAR$ MM BRR BRUTA R$ MM PMSOR$ MM EBITDA REGULATÓRIOR$ MM 11.974 6.711 824 1.204 1.048 583 4.673 8.077 PARCELA B R$ MM INADIMPLÊNCIA FATOR X WACC BRUTO 1,22% 2.111 15,08% 0,95% 1.698 11,36% 0,90% 0%

  22. Base de Remuneração e OPEX CUSTOS OPERACIONAIS* R$ 908 MM BASE DE ATIVOS TOTAL R$ 14,670 Bi Inadimplência R$ 83 MM Obrig. Especiais +Bens 100% Deprec.+IAS Integral R$ 2,695 Bi AnuidadesR$ 96 MM BRRLíquidaR$ 6,711 Bi Empresa deReferênciaR$ 728 MM BRRBrutaR$ 11,974 Bi Depreciação Acum. -Bens 100% DepreciadosR$ 5,263 Bi *Corrigido pelo fator de produtividade

  23. Perdas não-técnicas

  24. ConclusõesA Light no início de um novo ciclo: • Revisão Tarifária positiva e aderente às particularidades da área de concessão; • Elevados investimentos realizados no último ciclo (R$2,7 bi) foram em sua maioria reconhecidos na Base de Remuneração;   • Nível de perdas com tendência decrescente: • Sucesso da estratégia baseada na conjugação de APZ + Medição Eletrônica + UPP; • Recursos adicionais destinados exclusivamente para combate a perdas assegurados na Revisão Tarifária, sem impacto no endividamento. • Geração mantem-se como importante alavanca de crescimento do grupo através da reprecificação da energia existente e crescimento em novos projetos; • Perspectiva econômica positiva da área de concessão: investimentos em infraestrutura e melhoria da segurança; • Busca contínua por eficiência operacional e melhoria da qualidade.

  25. 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.

  26. Contatos João Batista Zolini CarneiroDiretorFinanceiro e de Relações com Investidores Luiz Felipe Negreiros de SáSuperintendente de Finanças e Relações com Investidores+55 21 2211 2814felipe.sa@light.com.br Gustavo WerneckGerente de Relações com Investidores + 55 21 2211 2560gustavo.souza@light.com.br www.facebook.com/lightri twitter.com/LightRI www.light.com.br/ri

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