Seminário APIMEC RIO
30/07/13
Grupo Light
Light S.A.
(Holding)
100%
100%
51%
Light Serviços
Light Energia
de Eletricidade
S.A.
S.A.
Lightger
S.A.
21,99%
Renova
Energia
S.A.
51%
Distribuição
100%
Itaocara
Energia
Ltda.
100%
100%
Central Eólica Central Eólica
São Judas
Fontainha
Tadeu Ltda.
Ltda.
25,5%
100%
Light Esco
Amazônia
Prestação
de
Energia S.A.
Serviços S.A.
9,77%
Norte
Energia
S.A.
100%
100%
Light Soluções
Lightcom
Comercializadora em Eletricidade
de Energia S.A.
Ltda.
100%
Instituto
Light
51%
20%
Axxiom
Soluções
Tecnológicas
S.A.
CR Zongshen
E-Power
Fabricadora de
Veículos S.A.
Sistemas
Veículos
Elétricos
33%
EBL Cia de
Eficiência
Energética
S.A.
Guanhães
Energia
S.A.
Geração
Comercialização e Serviços
Institucional
2
Light em números
Estado RJ
Área de
Concessão
%
16 MM
11 MM
68%
Área¹
44 mil Km²
11 mil Km²
25%
PIB¹
R$ 407 Bi
R$ 207 Bi
66%
7 MM
4 MM
57%
92
31
34%
Distribuição
População¹
Nº de Consumidores
Nº de Municípios
1
IBGE (2010)
Geração
1
Amazônia Energia
2
Renova
3
Guanhães Energia
4
5
6
PCH Paracambi
UHE Itaocara
7
Complexo de Lajes
UHE Ilha dos Pombos
8
UHE Santa Branca
3
COMBATE ÀS
PERDAS
MELHORIA
DA GESTÃO
MELHORIA DA
QUALIDADE DO
ATENDIMENTO
REVISÃO
TARIFÁRIA
AGENDA DE
EVENTOS
GERAÇÃO
LIGHT ESCO
4
Perdas Não Técnicas na Light
Situação Atual
 6.029 GWh/ano
20% das perdas não técnicas do Brasil
Consumo faturado da Escelsa
 45% do mercado faturado de Baixa Tensão da Light
 Mais de R$ 2 bilhões/ano deixam de ser faturados
 R$ 200 milhões /ano (CAPEX+OPEX) gastos no combate às
perdas nos últimos 5 anos
5
Perdas Não Técnicas na Light
Mapa das Perdas na Área de Concessão
VALE DO
PARAÍBA
BAIXADA
LESTE
OESTE
LITORÂNEA
Grupo
Dados de março / 2013
Light
Vale
Litorânea
Leste
Oeste
Baixada
4.029.805
418.489
814.157
857.437
934.709
1.005.013
Faturamento BT (GWh)
13.411
1.129
4.934
2.558
2.507
2.283
Perda não técnica (GWh)
6.029
43
267
1.787
1.924
2.008
44,95%
3,78%
5,40%
69,87%
76,74%
87,98%
Clientes (Qtde.)
Perda não tec/faturada BT (%)
6
Perdas Light: Condições Incomparáveis
Disseminação da Informalidade
Perdas Light: Condições Incomparáveis
Poder Paralelo
Infoglobo
 Azul: Milícias
 Demais cores: Facções Narcotráfico
Perdas Light: Condições Incomparáveis
Cidade Partida – foto tirada do alto da Rocinha, tendo ao fundo a Lagoa
Perdas Não Técnicas na Light
Região Metropolitana do Rio de Janeiro – “Cidade Partida”
10
O Efeito da Temperatura nas Perdas
01 A 30
LDA ROCINHA
SET (GWh)
7,94
OUT (GWh)
8,92
LDA SÃO CONRADO
%
12,4%
SET (GWh)
9,75
OUT (GWh)
10,44
%
7,0%
SET
30,1°
16,0°
OUT
32,7°
17,9°
11
Perdas Não Técnicas na Light
A Concessão Informal da Light
2,7 milhões de clientes em áreas informais
Acesso restrito e limitado aos interesse dos “donos da área”
Cultura do não pagamento
Infraestrutura precária
Alta resistência à mudança: Reincidência de fraude elevada
Efeito da temperatura e do ar condicionado
Consumo por cliente superior a 300 kWh/mês (incluindo perdas)
Apenas 160 mil NIS (beneficiários de programas sociais) na área de
concessão
12
Perdas Não Técnicas na Light
Implantação das UPPs (Ocupação ≠ Pacificação)
COMPLEXO DO ALEMÃO
13
Perdas Não técnicas na Light
Projeto: “No Rastro das UPPs”
14
Atuação nas Comunidades Pacificadas (UPPs)
Governo
33 UPPs instaladas
221 territórios retomados
130 mil domícilios
 40 UPPs até 2014
Light
 Presente em 15 UPPs,
sendo 9 já concluídas
200 mil pessoas atendidas
60 mil consumidores
30 UPPs até 2014
PARCERIA
Segurança, cidadania e inclusão social
15
Perdas Não Técnicas na Light
Projeto: “No Rastro das UPPs”
Eficiência
Energética
 Lâmpadas
 Geladeiras
 Reformas
 Educação
Modernização das  Expansão e modernização
da rede
Redes
Parceria com o
Estado
 60 mil medidores, 350 km
de rede blindada
Relacionamento
Diferenciado
 Descontos regressivos nas faturas
 Cancelamento de débitos pretéritos
 Interação constante
 Obtenção do NIS
16
Programa de Redução das
Perdas e Inadimplência
Taxa de Arrecadação
TAXA DE ARRECADAÇÃO
12 Meses
TAXA DE ARRECADAÇÃO POR SEGMENTO
Trimestre
101,0%
95,0%
Total
Total
100,2%
104,7%
99,2%
100,6%
Grandes
Grandes
Clientes
Clientes
Setor
PoderPúblico
Público
92,0%
Varejo
Varejo
1T12
1T12
97,2%
97,7%
Mar/12
mar-12
99,5%
Mar/13
mar-13
1T13
1T13
18
Perdas
Reflete a alteração de critério
de tratamento para os clientes
inadimplentes de longa data,
baseado na Resolução Aneel
414.
12 meses
45,4%
42,1%
41,8%
41,6%
41,3%
40,7%
41,2%
42,2%
8.584
8.647
5.615
6.007
6.029
2.381
2.432
2.577
2.618
Jun/12
Sept12
Dez/12
Mar/13
7.582
7.838
8.047
5.229
5.247
5.316
5.457
2.293
2.328
2.335
2.349
Jun/11
Set/11
Dez11
Mar/12
7.493
7.619
7.627
5.330
5.278
5.312
5.326
2.214
2.215
2.231
Set/10
Dez/10
Mar/11
Perdas não técnicas GWh
% Perdas não técnicas /
Mercado BT
44,9%
32,9%
7.665
7.543
7.544
40,4%
43,1%
Perdas Técnicas GWh
% Perdas não técnicas / Mercado
BT - Regulatório
19
Principais Ações de Combate
BLINDAGEM DE REDE
TELEMEDIÇÃO
LIGHT LEGAL
APZ – ÁREA DE PERDA ZERO
PROCESSO CONVENCIONAL
BLITZ OPERATIVAS
20
Resumo das Ações
ENERGIA
QTDE. CLIENTES
5.261 GWh (21%)
AT
43
6.294 GWh (26%)
MT
6.613
2.737 GWh (11%)
BT > 5000 kWh
15.284
1.834 GWh (8%)
BT entre 1000 e 5000 kWh
75.919
8.321 GWh (34%)
BT < 1000 kWh
4.099.556
AÇÕES
Telemedição
Telemedição e
Processo Convencional
Telemedição, Processo
Convencional e APZ
 TOTAL DE ENERGIA:
24.447 GWh
21
Telemedição MT e BT Indireto
Março 2013
MT
2.796
(42%)
6.909
(83%)
1.432
(17%)
2.396
(36%)
3.860
(58%)
4.260
(64%)
2009
1
Jun-2012
2
6.656
(100%)
Mar-2013
3
BT INDIRETO
34
(2%)
Telemedido (GWh)
Não Telemedido (GWh)
253
(15%)
1.651
(98%)
1.432
(85%)
2012
1
Jun-2013
2
22
Telemedição Varejo
Clientes Instalados
QUANTIDADE TOTAL DE MEDIDORES INSTALADOS
341.000
373.000
227.000
60.000
80.000
2008
1
122.000
2009
2
2010
3
2011
4
COMUNIDADE
2012
5
2013
6
FORA DA COMUNIDADE
69.000
79.000
272.000
294.000
197.000
30.000
0
2.000
7.000
2008
1
2009
2
2010
3
* Dados de maio de 2013
2011
4
2012
5
2013
6
60.000
78.000
2008
1
2009
2
115.000
2010
3
2011
4
2012
5
2013
6
23
APZ
O Que É APZ?
Combinação de tecnologia e gente em áreas de grande complexidade (elevadas
perdas e inadimplência), visando resultados sustentáveis
PERDAS
TENDÊNCIA DE AUMENTO
DAS PERDAS
SMC
APZ
24
APZ
Planejamento Implantação em 2013
30 APZ’s
19 APZ’s
221 216
Jan/13
jan/13
242
253 257
274 281
285
307
306
317
338
349
370
381
Out/13
out/13
Nov/13
nov/13
402
216
Fev/13
fev/13
Mar/13
mar/13
Abr/13
abr/13
Mai/13
mai/13
Jun/13
jun/13
Nº de clientes (mil) - real
Jul/13
jul/13
Ago/13
ago/13
Set/13
set/13
Dez/13
dez/13
Nº de clientes (mil) - plan
25
Combate às Perdas na Light
Projeto: ‘’Light Legal’’ (APZ – Área de Perda Zero)
Início
Iníciodada
Operação
Operação
mai/13
mai/13
abr/13
abr/13
mai/13
mar/13
mar/13
abr/13
fev/13
fev/13
mar/13
jan/13
jan/13
fev/13
dez/12
dez/12
jan/13
nov/12
nov/12
dez/12
out/12
out/12
nov/12
set/12
set/12
out/12
ago/12
ago/12
set/12
ago/12
Início
Início
dada
Operação
Operação
*Sem considerar Batan e Coelho da Rocha
98,6%
97,7%
mai/13
mai/13
101,0%
abr/13
abr/13
mai/13
101,4%
mar/13
mar/13
abr/13
24,8% 24,7%
24,3%
23,9%
23,4%
fev/13
fev/13
mar/13
100,2%
101,2%
jan/13
jan/13
fev/13
102,3%
dez/12
jan/13
dez/12
104,0%
nov/12
dez/12
nov/12
PERDAS
out/12
nov/12
out/12
90,2%
set/12
out/12
set/12
27,3%
26,9%
26,4%
ago/12
set/12
ago/12
25,8% 25,8%
ago/12
Resultados
APZ Total
ADIMPLÊNCIA
45,9%
98,5%
98,5%
Fonte: Sistemas SAP/CCS, Hemera e SGD
27
Resultados
Comunidades
Áreas
Ano de Conclusão
Santa Marta
Perdas
Antes
Atual
2009
95,0%
8,7%
Cidade de Deus 1
2010
52,1%
15,3%
Chapéu Mangueira/ Babilônia/ Cabritos/
Tabajaras
2010 / 2011
62,5%
10,5%
Formiga
2011
73,3%
10,2%
Batan
2012
61,8%
9,9%
Borel
2013
60,5%
23,4%
Salgueiro
2013
67,5%
19,3%
67,0%
15,9%
TOTAL
Redução média de perdas : 51,1 p.p.
28
Resultados Após 12 Meses
Incorporação / Cliente (kWh)
215
215
190
130
124
130
SMC-APZ
/
2
FORA UPP
Convencional
1
ANO
SMC-APZ
/
3
UPP
ANO +1
29
Processo Convencional
Atuação em clientes fraudadores pulverizados
em toda a área de concessão
Sistema de seleção de clientes suspeitos
(RI – Revenue Intelligence)
Inspeção e normalização
Blitz
30
Ação Convencional
Varejo
INCORPORAÇÃO DE ENERGIA MÉDIA /
CLIENTE (KWh)
RECUPERAÇÃO DE ENERGIA (GWh)
+297%
+87,3%
36,9
144
190
153
148
4
2011
5
2012
99
19,7
64
1º Tri1 2012
1º Tri 22013
1
2008
2
2009
3
2010
6
2013
31
Plano de Perdas
Acumulado Maio (GWh)
153,70
34%
39,0 GWh
114,67
34,0
43%
10,3 GWh
23,7
37%
53,5
14,4 GWh
39,1
28%
66,2
14,3 GWh
51,9
PLANO
1
2
Faturamento
(REN)
REALIZADO
1
Faturamento
(IEN)
2
Carga
32
Combate às Perdas = Melhoria da Qualidade
DEC UPP Batan: Atuação da Light Concluída em 2012
8,21
- 5,96
3,50
2,60
nov/2011 (antes UPP Light)
DEC Batan
2,25
nov/12 (após UPP Light)
DEC Conjuntos Próximos
• Após conclusão da reforma das redes e consolidação da atuação da Light:
melhoria no DEC da comunidade
Combate às Perdas = Melhoria da Qualidade
DEC APZ Cosmos: Iniciada em Ago/2012
2,00
- 1,15
0,85
dez-12
DEC Cosmos
DEC Conjuntos Próximos
• Atuação da Light: melhoria no DEC da área
Combate às Perdas = Melhoria da Qualidade
DEC Consolidado APZs
1o Trimestre 2013
12,00
10,00
- 2,73
9,60
7,34
8,00
6,00
- 2,11
7,49
4,61
4,00
2,00
Baixada
APZs
Oeste
Região das APZs
• Atuação da Light: melhoria no DEC das áreas
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.
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Contatos
João Batista Zolini Carneiro
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Luiz Felipe Negreiros de Sá
Superintendente de Finanças e Relações com Investidores
+55 21 2211 2814
[email protected]
Gustavo Werneck
Gerente de Relações com Investidores
+ 55 21 2211 2560
[email protected]
www.light.com.br/ri
www.facebook.com/lightri
twitter.com/LightRI
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