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Teleconferência de Resultados
4º Trimestre de 2012
Destaques
Crescimento de 5,2% no consumo total em comparação ao 4T11, influenciado pela maior temperatura e pelo aumento do consumo da classe comercial que cresceu 13,5%. No ano, o consumo cresceu 2,0%. Ajustado pela suspensão de clientes inadimplentes de longa data, o crescimento do consumo total foi 3,0%;
A arrecadação dos últimos 12 meses alcançou 98,0%, 0,6 p.p. acima da de dez/11;
As perdas não técnicas atingiram 45,4% sobre o mercado faturado de baixa tensão, impactado pela mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data;
No ano, os investimentos totalizaram R$ 796,8 milhões, sendo R$ 694,1 milhões no negócio de distribuição de energia.
OPERACIONAIS
Crescimento de 24,5% na Receita Líquida (sem receita de construção), que atingiu R$ 1.963,6 milhões em 4T12, e R$ 6.943,1 milhões em 2012, com aumento de 12,9%;
O EBITDA cresceu 49,5% com relação ao 4T11, atingindo R$ 483,9 milhões. No ano, o EBITDA somou 1.456,2 milhões, com crescimento de 17,7%.
Lucro Líquido de R$ 160,0 milhões no 4T12, com aumento de 21,3% em comparação ao 4T11. No ano, o lucro líquido foi 24,0% superior, totalizando R$ 423,9 milhões.
FINANCEIROS
Foi aprovada em 25 de março pelo Conselho de Administração, a proposta de distribuição de R$ 91.770.327,00, ou, R$ 0,45 por ação, em dividendos adicionais, a ser deliberada na AGO de abril.
Dívida Líquida fechou em R$ 4.273,1 milhões, com múltiplo para efeito de covenants em 2,9x.
MERCADO DE CAPITAIS
4T09 4T10 4T11 4T124T09 4T10 4T11 4T12
Série1
Consumo de EnergiaDistribuição - Trimestre
+5,2%
5.6735.655
23,9ºC
26,1ºC
4T114T10
5.716 5.965
4T09
24,6ºC25,9º
C
+1,5%
4T12
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.
MERCADO TOTAL (GWh) ¹
Industrial
7%
Residencial
34%Comercial
30%
Outros Cativos
15%
Livre
14%
Considerando o consumo que deixou de ser faturado pela mudança de critério, o aumento no consumo total de energia na área de concessão seria de 6,3% na comparação contra 4T11.
2009 2010 2011 2012
15,5
17,5
19,5
21,5
23,5
25,5
27,5
2009 2010 2011 2012
2009
2010
2011
2012
Consumo de EnergiaDistribuição - Ano
+2,0%
22.932
22.384
24,0ºC
24,3ºC
20112010
21.492
23.384
2009
24,5ºC25,0º
C
+2,9%
2012
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.
MERCADO TOTAL (GWh) ¹
Industrial
7%
Residencial
35%Comercial
29%
Outros Cativos
15%
Livre
14%
Considerando o consumo que deixou de ser faturado pela mudança de critério, o aumento no consumo total de energia na área de concessão seria de 3,0% na comparação contra o ano de 2011.
4T11 4T124T11 4T12 4T11 4T12 4T11 4T12 4T11 4T12
Mercado Total
RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL OUTROS TOTAL
4T11 4T12
+5,2%
4.9045.114
5.673
769851
5.965
+4,9%
860 903
905
46 47
949
+13,5%
1.5871.795
1.752
165192
1.988
452 384
1.010
558 612
996
+1,3%
2.006 2.032
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh)
MERCADO TOTAL - TRIMESTRE
4T11 4T12 4T11 4T12 4T11 4T12 4T11 4T12
-1,3%
LIVRECATIVO
2011 20122011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012
Mercado Total
LIVRECATIVO
RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL OUTROS TOTAL
2011 2012
+2,0%
19.87720.05
4
22.932
3.056 3.330
23.384
+3,0%
3.417 3.521
3.603
185 191
3.712
+9,1%
6.3106.856
6.967
657743
7.599
1.731
1.528
3.944
2.213
2.396
3.925
-3,2%
8.418 8.149
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh)
MERCADO TOTAL - ANO
2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012
-0,5%
Total Varejo Grandes Clientes Poder Público
2011 2012
dez-11 dez-12
Arrecadação
102,5%
TAXA DE ARRECADAÇÃO12 MESES
TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTOANO
97,4% 98,0%
96,4%94,3%
101,0%
98,8%
102,6%
2011 2012
97,4% 98,0%
Dez/11 Dez/12
2011 2012
2011 2012
dez/11 mar/12 jun/12 set/12 dez/12
Combate às Perdas
INCORPORAÇÃOGWh
20122011
125,2
169,3-26,0%
RECUPERAÇÃO DE ENERGIAGWh
20122011
157,9140,4
EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses)
41,2%40,4
%
33,3%
% Perda Não Técnica/ Mercado BT
Perda Não Técnica GWh
Perda Técnica GWh
% Perda Não Técnica/ Mercado BT - Regulatória
5.316
2.349
7.582 7.665
45,4%
+12,5%
Dez/12Mar/12Dez/11
2.335
5.247
42,2%
5.615
2.432
8.047
Jun/12
Reflete a alteração de critério de tratamento para os clientes inadimplentes de longa data, baseado na Resolução Aneel 414.
5.457
2.381
7.838
Set/12
43,1%
6.007
2.529
8.536
Receita Líquida
Industrial 6,8%
RECEITA LÍQUIDA (R$MM)
Geração 6,3% Distribuição
89,6%**
RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (2012)*
Comercialização 4,1%
* Não considera eliminações
** Não considera Receita de Construção
RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (2012)
Comercial 30,1%
Outros (Cativo) 12,6%
Uso da Rede (TUSD)(Livres +
Concessionárias) 9,4%
Residencial 41,1%
Receita de ConstruçãoReceita sem receita de construção
4T11 4T12 2011 2012
+19,2
1.815,1
2.162,9
4T124T11
199,3
1.577,3
1.963,6
237,8
+9,6%
20122011
6.150,1
6.943,8
669,3794,7
6.944,8
7.613,1
24,5%
12,9%
4T11 4T12 2011 2012
Custos e Despesas Operacionais
Gerenciáveis (distribuição): R$ 149,1(9,3%)
Geração eComercialização: R$
131,3(8,2%)
Não gerenciáveis (distribuição): R$ 1.328,5(82,6%)
*Não considera eliminações ** Não considera custo de construção
CUSTOS GERENCIÁVEIS DA DISTRIBUIDORA (R$MM)
CUSTOS (R$MM)*4T12
279,7
149,1
-46,7%
4T124T11 20122011
1.258,9 1.103,4
-12,4%
R$ MM 4T11 4T12 Var. 2011 2012 Var.
PMSO 149,6 176,0 17,6% 646,8 692,0 7,0%
Provisões 56,8 250,2 340,8% 299,4 473,1 58,0%
PCLD 35,3 109,4 210,2% 251,3 282,6 12,5%
Contingências 21,5 140,8 554,9% 48,1 190,5 296,0%
Depreciação 72,3 80,4 11,1% 306,8 293,3 -4,4%
Outras Rec./Desp. Operacionais
1,0 (357,5) - 6,0 (355,0) -
Total 279,7 149,1 -46,7% 1.258,9 1.103,4 -12,4%
Não
gerenciáveis;
1.328,5; 82,57%
Gerenciáveis;
149,1; 9,27%
Geração e
Comercialização
; 131,3; 8,16%
4T12
EBITDA
EBITDA CONSOLIDADO (R$MM) EBITDA POR ATIVIDADE*2012
Geração 23,0% (Margem EBITDA: 76,4%)
Comercialização 1,9% (Margem EBITDA: 9,5%)
Distribuição 75,2%(Margem EBITDA: 17,4%)
*Não considera eliminações
Distribuição ;
1.127,4; 75,59%
Geração; 336,4; 22,55%
Comercialização;
27,8; 1,86%
4T11 4T12 2011 2012
483,9323,6
+49,5%
4T11 4T12 2011 2012
1.456,2
1.237,8
+17,7%
EBITDA Ajustado -
2T11
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -2T11
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Provisões EBITDA -2T12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
2T12
EBITDA
EBITDA4T11
EBITDA4T12
Receita Líquida
Custos Não
Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis (PMSO)
Provisões
32
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado
4T11
EBITDA Ajustado
4T12
356 324
386
(356)(41)
366
484
133 617
EBITDA – 4T11 / 4T12(R$ MM)
+ 73,4%
+ 49,5%
Outras Receitas
Operacionais
(194)
EBITDA Ajustado -
2T11
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -2T11
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Provisões EBITDA -2T12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
2T12
EBITDA
EBITDA2011
EBITDA2012
Receita Líquida
Custos Não
Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis (PMSO)
Provisões
87
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado
2011
EBITDA Ajustado
2012
1.3251.238
794
(706) (75)
3811.456
325 1.782
EBITDA – 2011 / 2012(R$ MM)
+ 34,5%
+ 17,7%
Outras Receitas
Operacionais
(175)
EBITDA Ajustado -
2T11
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -2T11
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Provisões EBITDA -2T12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
2T12LL Ajustado
4T11Ativos e passivos
Regulatórios
4T11 EBITDA Resultado Financeiro
Impostos Outros 4T12 Ativos e passivos
Regulatórios
LL Ajustado 4T12
Lucro Líquido e Lucro Líquido Ajustado 4T11/4T12 - R$ Milhões
Lucro Líquido
4T11 4T12EBITDA
Resultado
Financeiro
Impostos
Outros
LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 4T11 / 4T12 (R$ MM)
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
LL Ajustado
4T11
LL Ajustado
4T12
+ 21,3%
153 21132
160
(53)
(68) (11)
160
88 248
+ 61,8%
LL Ajustado - 2011
Ativos e passivos
Regulatórios
2011 EBITDA Resultado Financeiro
Impostos Outros 2012 Ativos e passivos
Regulatórios
LL Ajustado - 2012
Lucro Líquido e Lucro Líquido Ajustado 2011/2012 - R$ Milhões
EBITDA Ajustado -
2T11
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -2T11
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Provisões EBITDA -2T12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
2T12
Lucro Líquido
2011 2012EBITDA
Resultado
Financeiro
Impostos
Outros
LUCRO LÍQUIDO AJUSTADO 2011 / 2012 (R$ MM)
Ativos e Passivos
Regulatórios
Ativos e Passivos
Regulatórios
LL Ajustado
2011
LL Ajustado
2012
+ 24,0%
399 58342
218
(85)(57)
6 424
215 639
+ 59,9%
Dividendos
1S08 2S08 1S09 2S09 1S10 2S10 1S11 2S11 1S12 2S12 1S13
203
351408
187
432363 351
118182 170
92
8787
4,2%
8,2%9,9%
1,7%
8,1% 8,1%6,1%
3,4% 3,3%5,4%
2,4%
Dividend Yeld*Dividendos
*Baseado no preço de fechamento do dia anterior ao anuncio.
JCP
257
182205
351363
432
187
408351
203
92
2007 2008 2009 2010 2011 2012
100% 100%
76,3% 81,0%
100,0%
86,5%
50%
Política de Dividendos MínimosPayout
set/12 dez/12
20092010
Custo Real
Custo Real
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2013 2014 2015 2016 Após 2017
Endividamento
3T09 3T10 9M09 9M10
Prazo médio: 4,2 anos
AMORTIZAÇÃO* (R$ MM)
Custo Nominal
Custo Real
Dez/12Dez/11
3.383,24.273,1
EVOLUÇÃO DÍVIDA LÍQUIDA
2,7 2,9
* Inclui Hedge
* Somente principal
EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA
US$/Euro 0,8%
CDI/Selic 72,1%
TJLP 25,1%
2011201020092007 2008 2009 set/10
Custo Real Custo Nominal
2,24%
8,21%
5,30%
9,84%
4,87%
11,08%
4,25%
11,03%
2012
Dívida Líquida / EBITDA
Outros
2,0%
481671 784 886
1.796
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2011
O pré-pagamento de R$ 375 milhões em outubro reduziu o custo da dívida e alongou o cronograma de amortização
2008 2009 2010 2011 2012
Investimentos
2008 2009 2010 2011 9M11 9M12
INVESTIMENTOS (R$ MM)
INVESTIMENTOS (R$ MM)2012
201020092008
563,8546,7
928,6
700,6
2011 2012
796,8
Projetos de Geração
1,9
Melhoria da
Qualidade122,7
Manutenção da
Geração23,7
Outros206,8
Desenv. Sistema de Distribuiçã
o215,7
Combate às Perdas
199,8
Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição)
694,1
102,7
453,8
92,9
446,9
116,9
518,8
181,8774,8
153,8
Comerc./Eficiência Energética
26,1
Desenvolv. do Sistema de Distribuição $ 215,7
Combate às Perdas $ 199,8
Melhoria da qualidade $ 122,7
Outros $ 206,8
Manutenção de geração $ 23,7
Novos projetos de geração $ 1,9 Comercialização /Eficiência Energética $ 26,1
Ambiente Regulatório
Em 11/09/12, foi adotada a Medida Provisória 579, depois convertida na Lei 12.783, dispondo sobre as
concessões de energia elétrica, redução dos encargos setoriais e modicidade tarifária, que, embora
não tenha afetado a Light diretamente, em função de suas concessões vencerem apenas em 2026,
gerou os seguintes desdobramentos:
em 24 de janeiro de 2013, Resolução da Aneel aprovou uma redução média das tarifas da Light
SESA de 19,63%, sendo de 18,10% a redução para os consumidores residenciais (baixa tensão),
sem qualquer impacto, no entanto, no resultado e no fluxo de caixa da distribuidora, pois foi
acompanhada de idêntica redução nos custos.
no mesmo dia, foi homologada a distribuição de cotas de energia das usinas que tiveram sua
concessão renovada, que:
(i) se deu de forma inferior às necessidades de contratação das distribuidoras, gerando
uma exposição involuntária, que só na Light representou 156 MW médios, e
(ii) fez com que as distribuidoras passassem a compartilhar o risco hidrológico, antes
suportado apenas pelos geradores
A partir de outubro de 2012, configurou-se uma situação hidrológica adversa no setor elétrico
brasileiro, que tem base predominantemente hídrica, o que obrigou o Operador Nacional do Sistema a
despachar a totalidade das usinas térmicas disponíveis no sistema, elevando significativamente os
custos das distribuidoras, através do aumento dos gastos com combustível nos contratos por
disponibilidade, do aumento dos Encargos de Serviços do Sistema por segurança energética e da
compra no mercado spot para suprir aquela exposição involuntária.
Em 8 de março de 2013, o Governo Federal emitiu o Decreto 7.945, prevendo a cobertura dos custos
não gerenciáveis relacionados ao despacho de térmicas, exposição involuntária e risco hidrológico
não cobertos pela tarifa no ano de 2013, da seguinte forma:
A Eletrobrás repassará os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE,
diretamente às concessionárias, nas datas e contas relativas aos respectivos aportes mensais
de garantias financeiras na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
A Aneel publicará despachos mensais com os valores a serem repassados pela Eletrobrás via
CDE.
Encargo Serviço de Sistema (ESS) – o repasse mensal será apurado pela diferença
entre os valores liquidados na CCEE e a cobertura tarifária definida no último reajuste.
Exposição Involuntária associada às cotas – aporte mensal da CDE cobrirá a
diferença entre o PLD e e o preço de aquisição do montante de reposição reconhecido no
último reajuste tarifário da Light.
Risco Hidrológico - será repassado via CDE diretamente o montante mensal liquidado
na CCEE.
Os demais custos com compra de energia e ESS não cobertos pelo decreto, incluindo os custos de
combustível dos contratos por disponibilidade não incluídos na tarifa, continuarão formando a CVA
que será apurada na Revisão Tarifária da Light, em novembro de 2013.
A Audiência Pública aberta para regulamentação do decreto propõe um repasse na tarifa de até 3%
desse saldo de CVA, sendo o restante pago “à vista” com recursos da CDE.
Ambiente Regulatório
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.
Contatos
João Batista Zolini CarneiroDiretor Financeiro e de Relações com
Investidores
Gustavo WerneckGerente de Relações com Investidores
+ 55 21 2211 [email protected]
www.light.com.br/ri
