Consumo na área de concessão cresce 3,0% no trimestre

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1 Rio de Janeiro, 10 de novembro de 2011 BM&FBOVESPA: LIGT3 OTC: LGSXY Total de ações: ações Free Float: ações (47,87%) Valor de mercado (10/11/11): R$ milhões Contatos RI João Batista Zolini Carneiro Diretor de Finanças e Relações com Investidores Gustavo Werneck Gerente de RI Tel: +55 (21) / 2660 Fax: +55 (21) ri@light.com.br Teleconferência Data: 11/11/2011 Horário: 16h00 (Brasil) 13h00 (US ET) Telefones: Brasil: +55 (11) Outros países: +1 (786) Tradução simultânea para o inglês Webcast: (português e inglês) Consumo na área de concessão cresce 3,0% no trimestre Aquisição de participações em Renova e Belo Monte concretizam estratégia de crescimento em geração O consumo total de energia no 3T11 foi 3,0% maior que no mesmo trimestre do ano passado, somando GWh. Os segmentos residencial e comercial apresentaram crescimento de 5,9% e 5,0%, respectivamente, em função do crescimento estrutural observado na área de concessão. A Receita Líquida consolidada do trimestre, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 1.426,5 milhões, 0,5% acima da receita registrada no 3T10. Tal desempenho é resultado combinado do crescimento do mercado com a redução da receita proveniente da venda de energia no curto prazo. 1 O EBITDA consolidado do trimestre foi de R$ 239,8 milhões, 38,2% inferior ao realizado no 3T10, refletindo o comportamento da receita e, também, os maiores custos de energia comprada e a reversão de provisões ocorridas no 3T10. A margem EBITDA do trimestre foi de 16,8%, em comparação com 27,3% no 3T10. No 3T11, a Companhia registrou um prejuízo de R$ 1,6 milhões, devido a redução do EBITDA e ao aumento da despesa financeira. Pelo sexto trimestre consecutivo, as perdas de energia apresentaram redução, fruto dos esforços continuados da Companhia. As perdas totais sobre a carga fio encerraram o trimestre em 21,5% e as perdas não técnicas em 40,7% sobre o mercado faturado de baixa tensão (critério Aneel). A Companhia encerrou o trimestre com dívida líquida de R$ 3.143,5 milhões, 23,3% acima da dívida líquida registrada em junho de 2011, em função principalmente do investimento na Renova. O índice de alavancagem Dívida Líquida/EBITDA ficou em 2,5x. A taxa de arrecadação dos últimos 12 meses foi de 97,2% do faturamento, 0,8 p.p. abaixo da apurada em setembro de Destaques Operacionais (GWh) 3T11 3T10 Var. % 9M11 9M10 Var. % Carga Fio* ,7% ,8% Energia Faturada - Cativo ,1% ,8% Consumo na área de concessão ,0% ,2% Energia Transportada - TUSD ,2% ,0% Energia Vendida - Geração ,3% ,5% Energia Comercializada (Esco) ,0% ,7% Destaques Financeiros (R$ MM) Receita Líquida** ,5% ,5% EBITDA ,2% ,5% Margem EBITDA** 16,8% 27,3% - 20,0% 28,2% - Lucro/prejuízo Líquido ,9% Endividamento Líquido*** ,9% ,9% * Carga própria + uso da rede ** Desconsiderando receita de construção *** Dívida financeira - Caixa 1 Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia faturada dos clientes livres: CSN e CSA, tendo em vista a então planejada saída desses clientes para a Rede Básica. O consumo de energia de tais clientes totalizou 383 GWh no 3T11 e 607 GWh em 3T10. 1

2 Índice Desempenho Operacional... 3 Distribuição... 3 Perdas de Energia Elétrica... 7 Comunidades... 8 Arrecadação... 9 Qualidade Operacional... 9 Geração Comercialização e Serviços Desempenho Financeiro Receita Líquida Consolidado Distribuição Geração Comercialização e Serviços Custos e Despesas Consolidado Distribuição Geração Comercialização e Serviços EBITDA Consolidado Distribuição Geração Comercialização e Serviços Resultado Financeiro Consolidado Endividamento Lucro Líquido Investimentos Projetos de Expansão da Geração Fluxo de Caixa Governança Corporativa Mercado de Capitais Dividendos Eventos Recentes Programa de Divulgação

3 Segmentação do Release A Light S.A. é uma holding que controla subsidiárias e empresas coligadas que participam em três segmentos de negócio: distribuição de energia (Light SESA), geração de energia (Light Energia e Renova Energia) e comercialização/serviços de energia (Light Esco e Lightcom). De forma a aumentar a transparência de seus resultados e possibilitar uma melhor avaliação por parte dos investidores, a Light apresenta também seu resultado de forma segmentada. Segue organograma da Companhia em 10 de novembro de 2011: Light S.A. (Holding) 100% 100% 51% 100% 25,5% 100% 100% 100% 100% 51% 20% Light Serviços de Eletricidade S.A. Light Energia S.A. Lightger S.A. Itaocara Energia Ltda. Amazônia Energia S.A. Lightcom Light Esco Light Comercializadora Prestação de Soluções em Serviços S.A. Eletricidade de Energia S.A. Ltda. Instituto Light Axxiom CR Zongshen Soluções E-Power Tecnológicas Fabricadora de S.A. Veículos Ltda. 25,81% 33% Renova Energia S.A. EBL Companhia de Eficiência Energética S.A Distribuição Geração Comercialização e Serviços Institucional Sistema Veículos elétricos Desempenho Operacional Distribuição CONSUMO DE ENERGIA TOTAL (GWh) (CATIVO + LIVRE) - TRIMESTRE 3,0% 5,9% 5,0% ,6% ,2% T10 3T11 3T10 3T11 3T10 3T11 3T10 3T11 3T10 3T11 Residencial Industrial Comercial Outros Total Cativo Livre 3

4 O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 2 ) no 3T11 foi de GWh, um crescimento de 3,0% em relação ao mesmo período de 2010, influenciado principalmente pelo mercado cativo. Considerando a energia consumida pelos clientes livres CSN e CSA, o consumo total no 3T11 foi de GWh² em comparação a GWh no 3T10. O desempenho do mercado foi impulsionado principalmente pelo crescimento dos mercados residencial e comercial em 5,9% e 5,0%, respectivamente, reflexo do crescimento estrutural da economia na área de concessão da Light. A temperatura média no 3T11 foi de 21,7ºC, 0,4ºC inferior a média no mesmo período de O segmento residencial consumiu GWh no 3T11, um acréscimo de 104 GWh, respondendo por 35,5% do mercado total nesse período. O desempenho deste segmento foi influenciado principalmente pela melhoria econômica que vem ocorrendo no Estado do Rio de Janeiro e em consequência, nos municípios da área de concessão da Light. O número de clientes residenciais cresceu 1,8%, representando um aumento de 68 mil clientes, totalizando 3,8 milhões de clientes faturados em setembro de 2011, com consumo médio mensal de 170,3 kwh no 3T11, em comparação a 158,7 kwh no mesmo período de O segmento comercial, que representou 30,1% de participação no consumo total, consumiu GWh neste trimestre, apresentando crescimento de 5,0% em comparação com o mesmo período de Esse desempenho pode ser explicado pela maior atividade econômica na área de concessão da Light. Entre os trimestres, ocorreu a migração de 8 clientes do mercado cativo para o livre, apesar da migração, o consumo do mercado cativo aumentou 3,9% em relação ao 3T10. O consumo total dos clientes industriais foi de 968 GWh, com participação de 18,3% no mercado total, apresentando redução de 3,6% em relação ao terceiro trimestre de Essa redução se deu devido principalmente ao menor consumo de clientes dos setores de bebidas, metalurgia e químico e, em especial, de um cliente no setor de metalurgia, que reduziu seu consumo em 24,3 GWh no trimestre. Em relação às demais classes, que representaram 16,1% do mercado total, houve crescimento de 1,2% em relação ao terceiro trimestre de As classes rural, poder público e serviço público, com representatividade de 0,2%, 6,3% e 8,4% no mercado total respectivamente, tiveram desempenho positivo. 2 Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia faturada dos clientes livres: CSN e CSA, tendo em vista a então planejada saída desses clientes para a Rede Básica. O consumo de energia de tais clientes totalizou 383 GWh no 3T11 e 607 GWh em 3T10. 4

5 O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 3 ) no acumulado do ano foi de GWh, um crescimento de 3,2% em relação ao mesmo período de 2010, influenciado pelo crescimento no mercado livre (+5,6%) e no mercado cativo (+2,8%). CONSUMO DE ENERGIA TOTAL (GWh) (CATIVO + LIVRE) - ACUMULADO 3,2% ,7% ,9% ,2% 2,6% M10 9M11 9M10 9M11 9M10 9M11 9M10 9M11 9M10 9M11 Residencial Industrial Comercial Outros Total Cativo Livre Considerando a energia consumida pelos clientes livres CSN e CSA, o consumo total nos 9M11 foi de GWh em comparação a GWh nos 9M10. Na comparação entre os períodos acumulados de 9 meses, os segmentos comercial e residencial, com crescimento de consumo de 4,9% e 3,7%, respectivamente, foram os principais determinantes para o bom desempenho do mercado total no período. No segmento residencial, houve crescimento no consumo médio mensal por consumidor de 2,0%, passando de 184,9 kwh no acumulado de 2010 para 188,5 kwh nos 9M11 na comparação das médias. Esse aumento reflete a maior posse e maior utilização de eletrodomésticos por parte das famílias, tendo em vista o aumento da renda verificado nos últimos anos. Os clientes da classe comercial consumiram GWh, com participação de 30,2% do consumo do mercado total. Destacam-se os ramos de comércio varejista; serviços para edifícios; agricultura, pecuária e serviços relacionados e alimentação, com crescimentos de: 4,0%, 4,6%, 17,1% e 2,0%, e participações de 23,3%, 10,9%, 6,4%, e 5,6%, respectivamente. No acumulado do ano, o consumo total dos clientes industriais foi de GWh, apresentando redução de 0,2% em relação ao acumulado de Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia faturada dos clientes livres: CSN e CSA, tendo em vista a então planejada saída desses clientes para a Rede Básica. O consumo de energia de tais clientes totalizou GWh nos 9M11 e GWh nos 9M10. 5

6 Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a setembro de 2011 PROINFA Residencial 372, ,5 CCEAR Energia Industrial Light Energia Faturada 1.278,9 212,5 Carga Própria ,5 Light Comercial ITAIPU , ,6 (CCEE) E.Requerida Perdas de 4.027,9 (CCEE) Energia Demais , , ,5 LEILÕES (CCEE) ,9 Perdas Rede Básica 363,8 NORTE FLU Ajuste(**) 24,7 (CCEE) 4.750,9 OUTROS(*) (CCEE) -268,3 (*) Outros = Compra no Spot - Venda no Spot. (**) ajuste no faturamento referente à carga ainda não contabilizada na CCEE. OBS: 1) Na Light S.A existe eliminação de venda/compra de Energia Elétrica entre as empresas Balanço de Energia (GWh) 3T11 3T10 Var.% 9M11 9M10 Var.% = Carga Fio ,7% ,8% - Energia medida transportada para concessionárias ,0% ,7% - Energia medida transportada para clientes livres* ,2% ,0% = Carga Própria ,5% ,6% - Consumo mercado cativo ,1% ,8% Mercado Baixa Tensão ,4% ,1% Mercado Média Tensão ,8% ,3% - Perdas + Energia não faturada ,2% ,0% *Incluindo CSN e CSA 6

7 Perdas de Energia Elétrica As perdas não técnicas, acumuladas nos últimos 12 meses, totalizaram GWh em setembro de 2011, representando 40,7% na metodologia sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão, Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 meses ,08% 41,79% 41,61% 41,32% 40,69% apresentando uma redução de 0,6 p.p. e 1,4 p.p. com relação às perdas de junho de 2011 e setembro de 2010, respectivamente. Este é o sexto trimestre consecutivo de redução do set/10 dez/10 mar/11 jun/11 set/11 Perdas (GWh) Perdas Não-Técnicas/Mercado BT (%) indicador de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão e tal sequência comprova o sucesso da estratégia adotada pela companhia no combate à prática irregular do furto de energia. As perdas totais da Light SESA somaram GWh, ou 21,53% sobre a carga fio, nos 12 meses encerrados em setembro de 2011, representando um aumento de 0,1 p.p. em relação ao índice de junho de 2011 e em linha com o índice de setembro de Evolução das Perdas Totais 12 meses ,48% 21,29% 21,30% 21,42% 21,53% 15,2% 15,0% 15,0% 15,0% 15,0% set/10 dez/10 mar/11 jun/11 set/11 Perdas (GWh) Perdas CFio % Perdas Não-Técnicas/C. Fio (%) Este índice é afetado pela redução no consumo de grandes clientes (que não apresentam perdas Recuperação de Energia GWh não-técnicas), com migração prevista para a rede básica, impactando negativamente a carga fio, que é 125,5 7,0% 134,3 o denominador do índice. Os processos convencionais de recuperação de energia, como o de negociação dos débitos de clientes com fraude constatada, proporcionaram nos 9M11, um montante de 134,3 GWh de energia 9M10 9M11 recuperada, 7,0% acima do montante recuperado no mesmo período do ano anterior. As regularizações de fraude totalizaram clientes normalizados Clientes Normalizados -14,3% neste período, quantidade 14,3% abaixo dos 9M10, em função da mudança no foco das inspeções, que gerou um aumento da incorporação média, melhorando a eficiência das normalizações. Em setembro de 2011, o número de medidores eletrônicos instalados atingiu 180 mil. Além destes, o M M11 7

8 número de clientes com rede blindada alcançou 208 mil. O processo de homologação dos medidores eletrônicos é fundamental para o avanço do programa de redução das perdas. Neste ano, quatro fornecedores estão homologados pelo Inmetro, sendo três de telemedição centralizada e um de telemedição individualizada. A Light já iniciou as negociações para aquisição de novos medidores com a CAM, última empresa a ter a seu medidor homologado. O programa de P&D relacionado ao desenvolvimento de redes inteligentes smart grid, obteve em 25 de outubro deste ano, o Prêmio Metering International Excellence Awards 2011, na categoria Smart Grid, em um dos mais importantes eventos internacionais sobre medição de redes inteligentes. Os primeiros protótipos industriais do medidor inteligente desenvolvidos pela Light já foram fabricados e o pedido de certificação já foi solicitado junto ao Inmetro e Anatel. Comunidades Neste trimestre, a Light está trabalhando em mais três comunidades novas que foram pacificadas. A previsão para 2011 é a instalação de 25 mil medidores eletrônicos nos clientes localizados nas comunidades pacificadas. Atualmente, um dos maiores desafios para a execução do projeto é a obtenção de mão de obra, e para isto, foram contratadas 5 empresas, com um contingente de mais de 500 profissionais. 8

9 Arrecadação A taxa de arrecadação ficou em 97,7% do total faturado no 3º trimestre de 2011, 1,5 p.p. menor que o índice alcançado no mesmo período de Já no acumulado do ano de 2011, a taxa de arrecadação registrou 97,7% contra 98,7% no mesmo período de 2010, demonstrando uma queda de 1,0 p.p.. Com relação ao índice de arrecadação dos últimos 12 meses, este foi de 97,2% do faturamento, 0,8 p.p. abaixo do nível observado em setembro de A taxa de arrecadação do segmento de varejo apresentou uma queda de 2,9 p.p em comparação ao 3T10. Os segmentos de grandes clientes e de poder público continuaram a apresentar elevadas taxas de arrecadação, acima do nível de 100%. O resultado da arrecadação da Light foi similar ao verificado nos demais setores da economia, como por exemplo, o setor bancário, que registrou recorde histórico de inadimplência este ano. Adicionalmente, o resultado de 2010 foi influenciado pela arrecadação de um dos parcelamentos da CEDAE, que se encerrou em dezembro daquele ano. Para reverter tal quadro, o programa de combate à inadimplência continua intensificado e com crescimento de 53% no volume de cortes e de 8% em negativações, comparando os 9M11 com os 9M10. Além disso, novas ações para elevar a arrecadação estão programadas até o final do ano. A constituição de provisão para devedores duvidosos (PDD) no 3T11 representou 3,9% da receita bruta de faturamento de energia, totalizando R$ 72,2 milhões, demonstrando um aumento de R$ 5,5 milhões em relação ao 3T10. Esse resultado pode ser explicado pelo forte faturamento do trimestre anterior, que impactou o provisionamento neste trimestre com contas mais elevadas. Taxa de Arrecadação R$ MM 3T11 3T10 9M11 9M10 Faturamento Arrecadação Taxa de arrecadação 97,7% 99,2% 97,7% 98,7% 95,9% 98,0% set/10 3,4% Taxa de arrecadação média móvel 12 meses 97,2% set/11 Taxa de arrecadação por segmento Trimestre 93,0% 100,1% 102,2% 109,9% PDD/ROB (Fornecimento Faturado) 106,2% Varejo Grandes Clientes Poder Público 3T10 3T11 3,8% 3,9% 3T09 3T10 3T11 De acordo com os critérios do setor, a provisão relativa ao faturamento em aberto de clientes residenciais é constituída a partir de 90 dias do vencimento. Provisão para Devedores Duvidosos - R$ milhões 3T11 3T10 Var. (R$) 9M11 9M10 Var. (R$) PDD 72,2 66,7 5,5 216,0 205,5 10,6 9

10 Qualidade Operacional A Companhia aplicou, no 3T11, o montante de R$ 108,0 milhões visando à melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica e o aumento da capacidade de sua rede de distribuição, 40,7% acima do montante investido no mesmo trimestre do ano anterior, de R$ 76,8 milhões. Nos 9M11, esse investimento totalizou R$ 233,3 milhões, 59,9% acima dos 9M10. Na rede de distribuição aérea, nos 9M11, foram substituídos 202 km de redes de baixa tensão por cabos multiplexados e efetuada a substituição de rede aberta por spacer-cable em 333 km de rede de média tensão. Foram inspecionados circuitos de média tensão, substituídos transformadores e podadas árvores. Na rede de distribuição subterrânea foram realizadas inspeções em câmaras transformadoras e em caixas de inspeção, além de manutenção em 453 transformadores e em protetores. O indicador de duração equivalente de interrupção DEC, expresso em horas, na soma dos últimos doze meses, encerrou setembro de 2011 em 15,22 horas. O indicador de frequência equivalente de interrupção FEC, expresso em vezes, foi de 7,15. A piora nos indicadores é explicada pela maior quantidade de expurgos em 2010, possibilitados pelos chamados dias críticos, calculados segundo a metodologia definida pela Aneel. Na comparação entre os indicadores acumulados no ano e sem expurgo, isto é, o que é de fato sentido pelos consumidores, ambos indicadores apresentaram melhora, sendo que o DEC reduziu de 14,88 horas nos primeiros nove meses de 2010 para 13,46 horas nos 9M11 e o FEC de 6,89 vezes nos 9M10 para 6,02 vezes nos 9M11. DEC / FEC - 12 Meses DEC e FEC - SEM EXPURGO ACUMULADO DO ANO DEC FEC 8,96 5,75 6,27 7,15 11,82 15,22 14,88 13,46 6,89 6,02 Set/11 Set/10* Set/09 DEC Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor (hs) FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor (nº) * não considera os efeitos da ocorrência no Sistema Interligado Nacional de 10/11/09 DEC 9M10 9M11 FEC 10

11 Geração No 3T11, a energia vendida no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) foi de 1.034,1 GWh, em linha com o mesmo período de Tal resultado é decorrente da manutenção dos contratos vigentes desde o ano passado. No Ambiente de Contratação Livre (ACL), foram vendidos 165,9 GWh, representando crescimento de 7,5%, explicado principalmente pelo maior volume de energia contratada, em função da revisão das regras de comercialização pela CCEE em 2010, que impactou no aumento da garantia física, a partir de setembro de Nos 9M11, foi vendido um total de 4.134,7 GWh, volume 4,5% inferior ao dos 9M10, decorrente principalmente do maior volume de energia secundária gerado no primeiro semestre daquele ano, impactando na redução de energia spot entre os períodos. LIGHT ENERGIA (GWh) 3T11 3T10 % 9M11 9M10 % Venda no Ambiente de Contratação Regulada 1.034, ,8-0,2% 3.103, ,5 0,5% Venda no Ambiente de Contratação Livre 165,9 154,3 7,5% 446,8 342,9 30,3% Vendas no spot (CCEE) 105,9 16,0 561,8% 584,2 897,1-34,9% Total 1.305, ,1 8,3% 4.134, ,6-4,5% Comercialização e Serviços No terceiro trimestre de 2011, a comercialização direta de energia elétrica da Light Esco e LightCom, oriunda das fontes convencional e incentivada, apresentou um crescimento de 6,0%, totalizando 423,4 GWh, em comparação a 399,6 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior. Tal crescimento é decorrente da concretização de importantes negócios de venda de energia de longo prazo. No acumulado do ano, o volume de energia comercializada apresentou um crescimento de 27,7%, totalizando 1.186,1 GWh. Volume (GWh) 3T11 3T10 Var.% 9M11 9M10 Var.% Trading 423,4 399,6 6,0% 1.186,1 928,7 27,7% 11

12 Desempenho Financeiro Receita Líquida Consolidado A Receita Operacional Líquida do trimestre foi de R$ 1.657,1 milhões, 6,6% acima da receita apurada no 3T10. Desconsiderando a receita de construção, que tem efeito neutro no resultado, a receita líquida consolidada apresentou crescimento de 0,5%. A receita líquida da distribuição teve crescimento de 2,1% comparado com a apurada no 3T10, desconsiderando a receita de construção. Os segmentos de geração e comercialização/serviços apresentaram uma redução na receita de 0,1% e 34,0%, respectivamente. Nos 9M11, desconsiderando a receita de construção, a receita líquida consolidada totalizou R$ 4.572,8 milhões, 3,5% acima da registrada no mesmo período do ano passado. Receita Líquida (R$ MM) 3T11 3T10 Var. % 9M11 9M10 Var. % Distribuição Energia vendida 1.163, ,5 4,1% 3.846, ,0 3,8% Energia Não Faturada 16,5 17,3-4,7% (14,7) (34,0) -56,9% Uso da rede (TUSD) 117,9 121,6-3,1% 373,6 372,7 0,3% Curto Prazo (Spot)¹ 13,3 27,5-51,7% 26,1 37,7-30,9% Diversos 12,2 11,9 2,4% 22,4 33,4-32,8% Subtotal (a) 1.322, ,9 2,1% 4.254, ,8 3,4% Receita de Construção² 230,6 134,6 71,4% 556,9 357,0 56,0% Subtotal (a') 1.553, ,5 8,6% 4.811, ,8 7,6% Geração Venda Geração (ACR+ACL) 79,9 75,7 5,6% 233,6 210,8 10,8% Curto Prazo¹ 0,2 6,0-96,4% 5,2 15,8-67,3% Diversos 2,7 1,3 114,0% 6,4 4,0 58,4% Subtotal (b) 82,9 83,0-0,1% 245,1 230,7 6,3% Comercialização e Serviços Revenda 41,1 45,6-9,8% 118,2 90,3 30,9% Diversos 1,1 18,3-94,1% 21,8 42,9-49,0% Subtotal (c) 42,2 63,9-34,0% 140,0 133,1 5,2% Outros e Eliminações (d) (21,5) (23,5) - (66,4) (61,1) - Total s/ rec. de construção ( 1.426, ,3 0,5% 4.572, ,5 3,5% Total (a'+b+c+d) 1.657, ,9 6,6% 5.129, ,5 7,4% Distribuição A Receita Líquida do 3T11 totalizou R$ 1.553,5 milhões, representando um aumento de 8,6% em relação ao mesmo trimestre do ano passado. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.322,9 milhões neste trimestre, 2,1% acima da receita verificada no 3T10. O aumento da receita líquida do 3T11 é reflexo Consumo de Energia Elétrica - Cativo (GWh) - 3T11 Comercial 32% Outros 18% Industrial 9% Residencial 41% 12

13 principalmente do crescimento de 3,0% do consumo de energia no mercado total. No mercado cativo, destaque para o aumento do consumo nos segmentos residencial e comercial em 5,9% e 3,9%, respectivamente. Esses segmentos representam 76,6% da receita do mercado cativo. No acumulado do ano de 2011, a receita líquida da distribuidora, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 4.254,1 milhões, 3,4% acima da registrada no mesmo período de 2010, em função principalmente, do crescimento do consumo do mercado cativo. Geração A Receita Líquida do trimestre foi de R$ 82,9 milhões, em linha com relação ao 3T10. A redução na receita de venda de energia no mercado spot foi compensada pelo aumento da receita proveniente da energia vendida no ACL. No acumulado do ano, a receita líquida foi de R$ 245,1 milhões, 6,3% acima dos 9M10, devido principalmente ao reajuste dos contratos de venda de energia no ACR e pelo maior volume de contratos de energia negociados no ACL. Comercialização e Serviços A Receita Líquida no 3T11 foi de R$ 42,2 milhões, 34,0% inferior à receita verificada no 3T10. Tal redução é função principalmente da queda na receita de serviços em 94,1%. Receita Líquida por classe - Cativo R$ MM - 3T11 Outros 14% Comercial 32% Industrial 9% A Receita Líquida nos 9M11 foi de R$ 140,0 milhões, 5,2% superior à receita verificada no mesmo período do ano passado, em função principalmente do aumento no volume de energia revendida. Residencial 45% Custos e Despesas Consolidado Custos e Despesas Operacionais Consolidadas No terceiro trimestre de 2011, os custos e despesas operacionais apresentaram crescimento de 20,5%, principalmente em função dos custos e despesas da distribuidora, que tiveram aumento de 22,8% em comparação com o realizado no mesmo trimestre do ano passado. Desconsiderando-se o custo de construção, os custos e despesas do consolidado no 3T11 seriam 14,4% acima do 3T10. Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 3T11 3T10 Var. % 9M11 9M10 Var. % Distribuição (1.453,9) (1.183,8) 22,8% (4.312,3) (3.618,9) 19,2% Distribuição s/ custo de construção (1.223,3) (1.049,2) 16,6% (3.755,4) (3.261,9) 15,1% Geração (36,4) (34,6) 5,1% (108,1) (112,5) -3,9% Comercialização (38,8) (57,9) -33,0% (128,4) (115,7) 10,9% Outros e Eliminações 17,0 21,2-56,6 54,3 - Consolidado s/ custo de construção (1.281,4) (1.120,6) 14,4% (3.935,2) (3.435,8) 14,5% Consolidado (1.512,0) (1.255,1) 20,5% (4.492,1) (3.792,8) 18,4% 13

14 Distribuição No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia aumentaram 22,8% em relação ao 3T10, conforme tabela abaixo. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram crescimento de 16,6%, explicado pelo aumento de 13,6% nos custos e despesas não-gerenciáveis e 26,2% nos custos e despesas gerenciáveis. Custos e Despesas (R$ MM) 3T11 3T10 Var. % 9M11 9M10 Var. % Custos e Despesas Não Gerenciáveis (910,8) (801,6) 13,6% (2.781,4) (2.456,0) 13,2% Custos de Compra de Energia (721,6) (632,1) 14,2% (2.235,6) (1.933,3) 15,6% Custos com Encargos e Transmissão (184,9) (166,2) 11,2% (532,7) (512,7) 3,9% Outros (Custos Obrigatórios) (4,3) (3,2) 35,4% (13,0) (10,1) 29,4% Custos e Despesas Gerenciáveis (312,5) (247,7) 26,2% (974,0) (805,9) 20,9% PMSO (149,0) (152,3) -2,2% (496,9) (438,5) 13,3% Pessoal (53,0) (58,2) -9,0% (173,4) (162,4) 6,8% Material (6,6) (5,3) 23,1% (18,1) (16,0) 13,1% Serviço de Terceiros (79,9) (72,5) 10,2% (266,4) (219,7) 21,3% Outros (9,5) (16,3) -41,6% (39,0) (40,5) -3,7% Provisões (83,0) (21,8) 280,8% (242,6) (151,1) 60,5% Depreciação e Amortização (80,6) (73,5) 9,6% (234,5) (216,2) 8,5% Custo de Construção (230,6) (134,6) 71,4% (556,9) (357,0) 56,0% Custos Totais S/Custo de Construção (1.223,3) (1.049,2) 16,6% (3.755,4) (3.261,9) 15,1% Custos Totais (1.453,9) (1.183,8) 22,8% (4.312,3) (3.618,9) 19,2% Custos e Despesas Não-Gerenciáveis No terceiro trimestre de 2011, os custos e despesas nãogerenciáveis foram de R$ 910,8 milhões, apresentando um aumento de 13,6% em relação ao mesmo período de Os custos de compra de energia totalizaram R$ 721,6 milhões, 14,2% acima dos custos do 3T10, decorrente principalmente dos reajustes dos contratos vigentes em 4,2%, da entrada de novos produtos contratados em leilão realizado em 2006, com início de suprimento em 2011 (A-5), da variação cambial que afetou os custos com a compra de energia da termelétrica Norte Fluminense e do aumento no volume de compra de energia para atender ao mercado consumidor. Além disso, neste trimestre, houve o registro de custo de compra de energia referente a períodos passados, no valor de R$ 8,3 milhões, em função do recálculo, feito pela ANEEL / CCEE em setembro de 2011, de pagamentos referentes a contratos por disponibilidade com usinas térmicas em atraso. Desconsiderando-se este custo não-recorrente, o aumento nos custos de energia seria de 12,6% ,1% 2,0% 21,4% 19,9% 25,0% 23,4% 51,5% 54,7% Os custos com encargos e transmissão apresentaram um aumento de 11,2%, em função principalmente do aumento nos gastos com encargos do uso da rede básica que sofreu um reajuste 0,0% 0,0% 632,1 21,7% 31,7% 46,6% 49,9% 3T10 3T10 Energia Comprada R$ MM 3º Trimestre Energia Comprada - GWh 3º Trimestre 721,6 19,8% 30,3% 3T11 LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT 3T11 0% LEILÕES NORTE FLU ITAIPU PROINFA SPOT 0,0% 14

15 médio de 12,4% no mês de julho e dos encargos com serviços do sistema que ocorreu devido ao maior despacho das usinas termelétricas no trimestre. O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 105,6/MWh no 3T11, em comparação a um custo médio de compra de energia total de R$ 99,4/MWh no 3T10, representando um aumento de 6,3%. No acumulado do ano, os custos e despesas não-gerenciáveis foram de R$ 2.781,4 milhões, apresentando um aumento de 13,2% em relação ao mesmo período de Os custos de compra de energia subiram 15,6% em relação aos 9M10, como efeito do maior volume de compra de energia neste ano, associado ao aumento no custo médio de compra de energia em 5,7%. Os custos com encargos tiveram um aumento de 3,9% em comparação aos 9M10. Custos e Despesas Gerenciáveis No 3T11, os custos e despesas gerenciáveis, representados por pessoal, material, serviços de terceiros, provisões, depreciação e outros, foram de R$ 312,5 milhões, apresentando um aumento de 26,2% entre os períodos. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços de terceiros e outros) foram de R$ 149,0 milhões no trimestre, 2,2% menor que o 3º trimestre de Este resultado pode ser explicado principalmente pela redução nos custos de pessoal e na linha outros em 9,0% e 41,6%, respectivamente. A redução na linha de pessoal pode ser explicada, principalmente pela maior capitalização para investimento da distribuidora em R$ 6,0 milhões no 3T11 em relação ao 3T10. O crescimento no item de serviços de terceiros foi reflexo principalmente de maiores gastos com serviços de tecnologia da informação em R$ 2,7 milhões, reparos e manutenção na rede subterrânea em R$ 1,9 milhão e o programa de combate à inadimplência no valor de R$ 1,7 milhão. No 3T11, a linha de provisões totalizou R$ 83,0 milhões, um aumento de R$ 61,2 milhões em relação ao 3T10. Este aumento é explicado pela reversão de provisão no montante de R$ 61,7 milhões realizada no 3T10, devido a processo movido pela CSN em 1995, requerendo a devolução de valores, no entendimento desta, cobrados a maior pela Light em função do reajuste de tarifas aprovado em 1986 pelo DNAEE (Plano Cruzado). Desconsiderando-se tal efeito, haveria uma redução das provisões de 0,6%. A constituição de PDD no 3T11, de R$ 72,2 milhões, representou 3,9% da receita bruta de faturamento de energia, contra R$ 66,7 milhões, ou 3,8% da receita bruta, no mesmo período de De janeiro a setembro de 2011, os custos e despesas gerenciáveis totalizaram R$ 974,0 milhões, 20,9% maiores que o resultado do mesmo período de

16 Geração Custos e Despesas Operacionais - R$ MM 3T11 3T10 Var. % 9M11 9M10 Var. % Pessoal (5,2) (5,0) 3,2% (17,1) (14,8) 15,1% Material e Serviço de Terceiros (4,9) (4,1) 22,0% (12,5) (11,2) 11,7% CUSD/CUST (4,8) (3,9) 23,0% (13,2) (11,0) 19,7% Depreciação (14,0) (15,5) -9,7% (42,9) (46,2) -7,1% Outras (inclui provisões) (7,5) (6,2) 21,2% (22,5) (29,3) -23,2% Total (36,4) (34,6) 5,1% (108,1) (112,5) -3,9% No 3T11, os custos e despesas da Light Energia foram de R$ 36,4 milhões, apresentando um aumento de 5,1% em comparação ao 3T10. Tal desempenho é explicado pricipalmente pelo crescimento nos custos com encargos da rede básica em 23,0%. Os custos e despesas no 3T11 ficaram assim compostos: CUSD/CUST (13,1%), pessoal (14,2%), materiais e serviços de terceiros (13,6%), outros e depreciação (59,0%). O custo de PMSO por MWh, neste trimestre, ficou em R$ 14,76/MWh, frente a um valor de R$ 12,99/MWh no 3T10. Nos 9M11, os custos e despesas da Light Energia foram de R$ 108,1 milhões, 3,9% menores que os custos e despesas dos 9M10. Essa redução é explicada fundamentalmente pela redução de 23,2% nos custos na linha de outros e provisões. Comercialização e Serviços Custos e Despesas Operacionais - R$ MM 3T11 3T10 Var. % 9M11 9M10 Var. % Pessoal (1,1) (0,8) 44,0% (3,4) (2,3) 45,8% Material e Serviço de Terceiros (1,0) (13,7) -92,5% (15,1) (30,7) -50,9% Energia Comprada (35,9) (43,2) -16,7% (108,1) (81,5) 32,7% Depreciação (0,2) (0,2) 0,0% (0,5) (0,5) 0,0% Outras (inclui provisões) (0,5) (0,2) 256,4% (1,3) (0,7) 76,3% Total (38,8) (57,9) -33,0% (128,4) (115,7) 10,9% No 3T11, os custos e despesas totalizaram R$ 38,8 milhões, ficando 33,0% abaixo do realizado no mesmo período de Essa redução se deu principalmente pela redução do custo da energia comprada, que apresentou decréscimo de 16,7% entre os trimestres, decorrente do menor preço da energia no mercado. No acumulado do ano, os custos e despesas totalizaram R$ 128,4 milhões, um aumento de 10,9% em relação ao ano anterior, devido principalmente ao crescimento nos custos de compra de energia, reflexo da ampliação das atividades de comercialização de energia e prestação de serviços. 16

17 EBITDA Consolidado EBITDA - 3T11/3T10 - R$ Milhões (101) (62) 240 EBITDA - 3T10 Receita Líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Provisões EBITDA - 3T11 O EBITDA consolidado do 3º trimestre de 2011 foi de R$ 239,8 milhões, apresentando uma redução de 38,2% em relação ao mesmo período de Tal variação pode ser explicada principalmente pelo: (i) aumento nos custos de energia comprada, decorrente dos reajustes ocorridos nos contratos vigentes, e (ii) do aumento de provisões, na comparação entre os trimestres, devido à reversão de provisão ocorrida no 3T10 no valor de R$ 61,7 milhões que impactou positivamente essa linha naquele trimestre. A margem EBITDA 4 neste trimestre foi de 16,8%. No acumulado do ano, o EBITDA foi de R$ 915,5 milhões, 26,5% abaixo do mesmo período de 2010, com margem EBITDA de 20,0%, 8,2 p.p. abaixo do mesmo período de A participação do EBITDA do segmento de distribuição foi de 79,2% do EBITDA consolidado acumulado no ano. Os segmentos de geração e comercialização responderam por 19,5% e 1,3% do EBITDA consolidado, respectivamente. Distribuição 79,2% EBITDA por atividade* 9M11 Comercialização 1,3% *Não considera eliminações EBITDA Consolidado- R$ MM 3T11 3T10 Var. % 9M11 9M10 Var. % Distribuição 179,6 320,2-43,9% 731, ,0-31,6% Geração 60,5 63,6-4,9% 179,9 163,8 9,9% Comercialização 3,6 6,1-41,8% 12,1 17,8-32,2% Outros e eliminações (1,5) (2,2) -32,8% (7,9) (6,1) 29,3% Total 239,8 387,9-38,2% 915, ,5-26,5% Margem EBITDA (%) 16,8% 27,3% - 20,0% 28,2% - Geração 19,5% 4 Para o cálculo da margem EBITDA da Distribuição e do Consolidado, foi desconsiderada a receita de construção, devido à contabilização de receita e custo, com margem zero. 17

18 Distribuição O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 179,6 milhões no 3T11, uma redução de 43,9% em relação ao auferido no mesmo período de Este resultado pode ser explicado principalmente: (i) pelo aumento de 14,2% nos custos de compra de energia, decorrente dos reajustes ocorridos nos contratos vigentes e (ii) do aumento nas provisões devido ao efeito não recorrente ocorrido no 3T10 no montante de R$ 61,7 milhões que afetou positivamente as provisões naquele período. A margem EBITDA 5 no trimestre foi de 13,6%, 11,1 p.p. abaixo do 3T10. Nos 9M11, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 731,4 milhões, redução de 31,6% em relação ao mesmo período do ano passado. Este resultado foi influenciado principalmente pelo maior custo de compra de energia e pelo aumento nas provisões. A margem EBITDA ficou em 17,2%, 8,8 p.p. abaixo da registrada nos 9M10. Geração O EBITDA da Light Energia apresentou uma queda de 4,9% em comparação ao 3T10, totalizando R$ 60,5 milhões neste trimestre. Esse resultado é decorrente principalmente do aumento nas despesas operacionais, sobretudo no custo de uso da rede. A margem EBITDA do trimestre foi de 73,0%. Nos 9M11, o EBITDA foi de R$ 179,9 milhões, 9,9% acima do mesmo período de 2010, devido principalmente ao efeito combinado dos reajustes contratuais e do aumento da disponibilidade de energia para venda no ACL. A margem EBITDA no acumulado do ano foi de 73,4%, 2,4 p.p. acima da registrada nos 9M10. Comercialização e Serviços O EBITDA totalizou R$ 3,6 milhões neste trimestre, 41,8% abaixo do montante apurado no 3T10. Tal resultado é explicado principalmente pela menor receita oriunda da prestação de serviços de eficiência energética. A margem EBITDA do trimestre foi de 8,4%. Nos 9M11, o EBITDA totalizou R$ 12,1 milhões, 32,2% abaixo do montante apurado nos 9M10. A margem EBITDA do acumulado do ano foi de 8,6%. 5 Para o cálculo da margem EBITDA da Distribuição e do Consolidado, foi desconsiderada a receita de construção, devido à contabilização de receita e custo, com margem zero. 18

19 Resultado Financeiro Consolidado 3T11 3T10 Var. % 9M11 9M10 Var. % Receitas Financeiras 33,6 43,3-22,3% 128,4 139,4-7,9% Juros sobre Aplicações Financeiras 12,2 20,8-41,3% 39,2 49,5-20,8% Variação Monetária 0,5 1,9-75,6% 1,9 19,9-90,5% Resultado Swap 1,1 0,1 762,4% 1,4 0,2 812,7% Acréscimo Moratorio / Multas sobre débitos 16,1 17,0-5,2% 71,5 58,9 21,4% Outras Receitas Financeiras 3,8 3,5 7,4% 14,3 10,9 30,7% Despesas Financeiras (177,6) (102,2) 73,8% (457,8) (328,4) 39,4% Juros s/ Emprest. e Financiamentos (106,8) (65,2) 63,8% (282,1) (181,3) 55,7% Variação Monetária e Cambial (8,9) 7,8 - (5,5) 11,5 - Braslight (22,2) (14,6) 51,9% (96,4) (82,2) 17,2% Resultado Swap 3,3 (3,5) - (0,3) (3,4) -90,9% Compensação DIC/FIC (4,1) (1,6) 166,5% (20,9) (8,4) 147,3% Outras Despesas Financeiras (38,7) (25,1) 54,1% (52,5) - (64,6) -18,7% Total (144,0) (58,9) 144,4% (329,4) (188,9) 74,3% O Resultado Financeiro do trimestre foi negativo em R$ 144,0 milhões, ficando 144,4% pior que o resultado financeiro também negativo do terceiro trimestre de As receitas financeiras do trimestre totalizaram R$ 33,6 milhões, resultado 22,3% abaixo do verificado no mesmo período de Tal resultado é explicado principalmente pela redução de 41,3% dos ganhos de juros sobre aplicações financeiras devido ao menor caixa disponível para aplicações. As despesas financeiras do trimestre somaram R$ 177,6 milhões, aumentando 73,8% em relação ao mesmo período de Esse aumento ocorreu principalmente: (i) pelo crescimento de 63,8% na linha de juros sobre empréstimos e financiamentos, em função da contabilização de encargos relativos a 1ª emissão de debêntures da Light Energia, a 7ª emissão de debêntures da Light SESA lançadas em abril e maio, respectivamente, e a primeira emissão de notas promissórias comerciais da Light Energia (ii) pelo aumento da despesa com a variação monetária e cambial de R$ 16,7 milhões causado pela valorização de 18,8% do dólar neste trimestre contra uma desvalorização de 6,0% no mesmo período do ano anterior; (iii) pela correção monetária da dívida com a Braslight, superior em R$ 7,6 milhões, decorrente da variação do indexador (IPCA) apurado em cada período, 0,68% no 3T11, contra 0,05% no 3T10, (iv) pelo aumento da linha de outras despesas financeiras, causado pelo ajuste a valor presente no valor de R$ 23,4 milhões realizado no 3T11 referente à antecipação do pagamento da dívida da Supervia com a Light, comparado ao valor de R$ 16,2 milhões apurado no 3T10. No acumulado do ano, o resultado financeiro ficou negativo em R$ 329,4 milhões aumentando 74,3% em relação ao resultado também negativo do mesmo período de Esse resultado é decorrente além dos fatores já citados anteriormente, da maior despesa com multas por violação de indicadores de continuidade, que totalizou R$ 20,9 milhões nos 9M11. 19

20 Endividamento R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Moeda Nacional 936,2 25,9% 2.596,4 72,0% 3.532,6 97,9% Light SESA 419,2 11,6% 2.276,6 63,1% 2.695,8 74,7% Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% 0,1 0,0% 0,1 0,0% Debêntures 5a. Emissão 169,4 4,7% 593,0 16,4% 762,4 21,1% Debêntures 7a. Emissão 36,2 1,0% 647,7 17,9% 683,9 19,0% CCB Bradesco 59,3 1,6% 450,0 12,5% 509,3 14,1% Capital de Giro - Santander 0,7 0,0% 80,0 2,2% 80,7 2,2% "Swap" de operações financeiras 1,6 0,0% - - 1,6 0,0% BNDES FINEM (CAPEX) 151,1 4,2% 504,3 14,0% 655,4 18,2% Outros 0,8 0,0% 1,7 0,0% 2,5 0,1% Light Energia 422,7 11,7% 192,5 5,3% 615,2 17,0% Debêntures 1a. Emissão (Light Energia) 10,8 0,3% 171,0 4,7% 181,8 5,0% Notas Promissórias 406,0 11,2% ,0 11,2% BNDES FINEM (CAPEX) 5,9 0,2% 21,5 0,6% 27,4 0,8% Renova Energia 92,3 2,6% 120,9 3,3% 213,1 5,9% BNDES FINEM (CAPEX) ,1 2,6% 94,1 2,6% Notas Promissórias 91,5 2,5% ,5 FNE - BNB - Renova Energia 0,8 0,0% 26,8 0,7% 27,6 0,8% Light ESCO 2,0 0,1% 6,4 0,2% 8,4 0,2% BNDES - PROESCO 2,0 0,1% 6,4 0,2% 8,4 0,2% Moeda Estrangeira 16,4 0,5% 59,7 1,7% 76,1 2,1% Light SESA 16,4 0,5% 59,7 1,7% 76,1 2,1% Tesouro Nacional 16,4 0,5% 59,7 1,7% 76,1 2,1% Dívida Bruta 952,5 26,4% 2.656,1 73,6% 3.608,6 100,0% Caixa 465,1 Dívida Líquida (a) 3.143,5 Braslight (b) 105,7 929, ,6 Dívida Líquida Ajustada (a+b) 4.179,2 A dívida bruta da Companhia em 30 de setembro de 2011 foi de R$ 3.608,6 milhões, um aumento de 20,4% em relação à posição de 30 de junho de 2011, verificado especialmente na dívida de longo prazo em moeda nacional. Este aumento ocorreu principalmente pela 1ª Emissão de Nota Promissória da Light Energia S.A. no valor de R$ 400,0 milhões e pela consolidação da Renova Energia S.A. no valor de R$ 213,1 milhões. A dívida líquida de R$ 3.143,5 milhões aumentou em 23,3% em comparação à registrada em junho de A relação dívida líquida/ebitda (12 meses) de setembro de 2011 é de 2,5x ,7 Dívida Líquida (ex-braslight) (R$ milhões) 2.549,3 Endividamento (Moeda Nacional x Estrangeira) 3.143,5 set/10 jun/11 set/11 3,3% 2,2% 2,1% 96,7% 97,8% 97,9% O prazo médio de vencimento da dívida é de 2,8 anos. O custo médio da dívida denominada em Reais ficou em 12,3% a.a., 0,1 p.p. abaixo do custo médio da dívida de junho de O custo médio para dívida em moeda set/10 jun/11 set/11 Moeda Nacional Moeda Estrangeira estrangeira, de US$ + 4,5% a.a., ficou 0,1 p.p. acima do custo médio em junho de No fechamento de setembro, somente 2,1% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira e, considerando o horizonte das operações de hedge, a exposição ao risco de moeda estrangeira ficou em 1,2% do total, 0,1 p.p abaixo de junho de A política de hedge consiste em 20

21 proteger o fluxo de caixa vincendo nos próximos 24 meses (principal e juros), através do instrumento swap sem caixa, com instituições financeiras de primeira linha. Lucro Líquido A Light registrou prejuízo de R$ 1,6 milhão neste trimestre. Tal resultado pode ser explicado pelo menor EBITDA, em função (i) do aumento dos custos com energia comprada e (ii) do aumento de provisões e também pelo aumento na despesa financeira líquida em R$ 85,0 milhões em relação ao 3T10. Nos 9M11, o lucro líquido foi de R$ 210,1 milhões 59,9% abaixo do resultado do mesmo período de Lucro Líquido - Acumulado R$ Milhões 523 (330) (140) 185 (28) 210 9M10 EBITDA Resultado Financeiro Impostos Outros 9M11 Investimentos A Light investiu R$ 592,7 milhões nos primeiros nove CAPEX (R$ MM) meses de 2011, montante 32,2% superior ao investido 35,6% 592,7 no mesmo período do ano passado. 0,3 60,8 437,0 23,9 O segmento de distribuição concentrou o maior volume 1,0 77,5 de investimentos, com R$ 507,6 milhões, um 22,7 507,6 crescimento de 51,2% frente ao valor investido nos 335,8 9M10. Dentre os investimentos realizados, se destacam os direcionados ao desenvolvimento de redes de 9M10 9M11 distribuição (novas ligações, aumento de capacidade, e manutenção corretiva), com o intuito de atender ao Distribuição Administração Geração Comercialização crescimento de mercado e aumentar a robustez da rede, no valor de R$ 218,1 milhões. Além destes, merecem destaque os investimentos realizados na melhoria da qualidade e manutenção preventiva da 21

22 rede, com o objetivo de evitar desligamentos e acidentes com a população, no valor de R$ 132,6 milhões; blindagem de rede, sistema de medição eletrônica e regularização de fraudes no montante de R$ 127,2 milhões. Os investimentos na rede subterrânea estão incluídos nos investimentos da rede de distribuição e da melhoria da qualidade. No segmento de geração, os investimentos somaram R$ 60,8 milhões, no acumulado do ano, com destaque para o desenvolvimento das Pequenas Centrais Hidrelétricas Paracambi e Lajes, que consumiram investimentos de R$ 27,3 milhões e R$ 17,1 milhões, respectivamente. Foram investidos ainda, R$ 14,8 milhões referentes à manutenção do parque gerador existente. Projetos de Expansão da Geração A Companhia está constantemente analisando a participação em diversos projetos de geração visando assegurar o crescimento de sua capacidade instalada, sejam eles greenfield ou brownfield. O crescimento no segmento de geração está alinhado ao Planejamento Estratégico, e considerando os projetos já em desenvolvimento, a capacidade instalada de geração crescerá 75,4%, passando dos atuais 866 MW para MW. Expansão da Geração (MW) 75,4% Capacidade existente (+) Paracambi (+) Lajes (+) Itaocara (+) Renova (+) Belo Monte Capacidade após expansão No terceiro trimestre de 2011 ocorreram os seguintes eventos relacionados ao desenvolvimento dos projetos de expansão da capacidade de geração da Light: PCH Paracambi As obras para implantação da PCH Paracambi, iniciadas em novembro de 2009, encontram-se em fase final. No estágio atual está sendo realizada a execução de atividades para o inicio das operações de enchimento do reservatório e funcionamento das duas turbinas que começarão a gerar energia no início de O contrato de financiamento com o BNDES, no valor de R$ 125 milhões, já foi assinado, dos quais R$ 100 milhôes já foram desembolsados em outubro. 22

23 PCH Lajes A construção do Novo Alimentador 1, integrante do sistema de adução da futura PCH Lajes, será totalmente finalizado no mês de novembro. O projeto básico de construção da PCH Lajes se encontra em processo de aprovação na Aneel. A PCH Lajes já possui Licença de Instalação (LI) e a previsão de término da obra é para o final do ano de UHE Itaocara Em setembro de 2011, a Aneel aprovou a divisão da UHE Itaocara em dois eixos devido à dificuldade de obtenção de licenças ambientais para a construção do empreendimento. Com isso, a Light em conjunto com a CEMIG, ficará com o eixo Itaocara I, que terá potência de 145 MW. Já o eixo Itaocara II, de 50 MW, segundo a Aneel, será aberto aos interessados que quiserem realizar estudo de inventário. A licença prévia ambiental para o projeto se encontra em processo de avaliação e a previsão é que seja aprovada no final de As propostas de construção, recebidas no processo de licitação, encontram-se em análise, com previsão de definição e conclusão da negociação até fevereiro de Desta forma, a conclusão da obra é prevista para o final de Renova Energia ( Renova ) A Renova comercializou no leilão A-3/ ,6MW médios de energia a ser gerada por nove parques eólicos, todos localizados na Bahia e com previsão de entrada em operação a partir de março de Quando operacionais, estes parques vão gerar uma receita bruta anual estimada de R$ 91,6 milhões (ao preço atual). A Renova cadastrou para participação no leilão A-5/2011, 10 parques eólicos que somam 211,2MW de capacidade instalada. Em 28 de setembro de 2011, foi aprovado pela diretoria do Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social BNDES o financiamento dos parques eólicos Candiba, Ilhéus, Igaporã, Licínio de Almeida e Pindaí. O volume financiado consolidado desses 5 parques eólicos alcança R$ 297,4 milhões e representa aproximadamente 70% do investimento total. Esses 5 parques fazem parte de um complexo eólico de 14 parques totalizando 293,6MW de capacidade instalada e estão em fase de construção, com previsão de entrada em operação em julho de Durante o terceiro trimestre de 2011, as obras dos 14 parques do LER 2009 evoluíram de acordo com o cronograma previsto. Foi concluída a concretagem de 75 aerogeradores, de um total de 184, 35% da infraestrutura elétrica foi executada (subestações e linhas de transmissão) e 7 de um total de 12 transformadores elevadores foram entregues. 23

24 Fluxo de Caixa R$ MM 3T11 3T10 9M11 Caixa no Início do Período (1) 436,9 723,9 514,1 Lucro Líquido (1,6) 161,0 210,1 IR/CS (1,7) (80,2) (96,7) Lucro Líquido antes IR e CS 0,1 241,1 306,8 PDD 72,2 66,7 216,0 Depreciação e Amortização 96,5 89,1 279,7 Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo imobilizado baixado 1,3 1,3 1,7 Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras 5,3 (7,0) 5,6 Juros e Variações monetárias líquidas 104,0 66,4 257,6 Braslight 22,2 15,3 96,4 Complemento/ reversão de provisões 11,3 (44,9) 23,0 Outros 4,8 20,5 18,0 LAIR Base Caixa 317,6 448, ,8 Capital de Giro (38,0) (53,4) (239,1) Contingências (32,4) (19,1) (81,8) Tributos 27,0 33,9 (116,5) Juros pagos (53,0) (44,1) (165,6) Outros (66,0) (75,1) (279,6) Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) 155,2 290,7 322,2 Financiamentos Obtidos 397,2 82, ,4 Dividendos - - (351,0) Pagamentos de Empréstimos e Financiamento (55,3) (118,8) (447,1) Atividade de Financiamento (3) 341,9 (36,3) 474,3 Alienação de Ativos 3,8 0,7 8,5 Participações Societárias - 28,5 - Aquisições (496,6) (169,0) (878,0) Atividade de Investimento (4) (492,8) (139,8) (869,5) Caixa no Final do Período ( ) 441,1 838,6 441,1 Variação de Caixa (2+3+4) 4,3 114,6 (73,0) No 3T11, a variação de caixa da Light foi positiva em R$ 4,3 milhões, em comparação à variação positiva de R$ 114,6 milhões, ocorrida no mesmo período de O saldo de caixa no final de setembro atingiu o montante de R$ 441,1 milhões, 47,4% inferior ao saldo alcançado no mesmo período do ano passado. No trimestre, a geração de caixa foi positiva em R$ 4,3 milhões, sendo R$ 110,5 milhões menor que o caixa gerado no mesmo período do ano anterior. A atividade de investimento aumentou quase quatro vezes o realizado no 3T10, totalizando R$ 492,8 milhões no 3T11. Tal resultado é função principalmente do maior volume de investimentos para melhoria da qualidade operacional da distribuição e para os novos projetos de geração, além da aquisição de participação na Renova. 24

25 Governança Corporativa Em 30 de setembro de 2011, o capital social da Light S.A. era composto por ações ordinárias. Desse total, encontravam-se em circulação. Segue abaixo, estrutura societária da Light em 30 de setembro de BTG PACTUAL 14,29% 2,75% SANTANDER VOTORANTIM 28,57% 5,49% 28,57% 5,49% FIP REDENTOR 75% 19,23% 25% CEMIG 6,41% BANCO DO BRASIL 28,57% 5,49% PARATI 100% 25,64%* 25% MINORITÁRIOS 3,20% 0,42% 96,80% LUCE LLC 75% 9,77% REDENTOR ENERGIA FIP LUCE ESTRANGEIRO NACIONAL 100% 13,03% 100% 13,03% 72,5% 27,5% CEMIG RME LEPSA BNDESPAR MERCADO 26,06% 13,03% 13,03% 15,02% 32,85% Grupo de controle 52,1% Light S.A. (Holding) Free Float 47,9% Percentual em azul: participação indireta na Light *12,61% (RME) + 13,03%(LEPSA) A Parati S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica ( Parati ), através da aquisição de 100% das participações direta e indireta no Fundo de Investimento em Participações ( FIP Luce ), em 07 e 28 de julho de 2011, respectivamente, passou a deter, na ocasião, 20,08% do controle indireto da Companhia. Após a conclusão da Oferta Pública para Aquisição de Ações de emissão da Redentor Energia S.A. ( Redentor ), realizada em 30 de setembro de 2011, a Parati passou a deter 96,8% do capital total da Redentor, que por sua vez é detentora indireta de 13,03% do capital da Companhia. Portanto, a Parati, considerando também suas outras participações indiretas, passou a deter 25,64% de participação indireta na Light. Em 8 de julho de 2011, a Companhia e a Renova Energia S.A. ( Renova ), celebraram Acordo de Investimento da Companhia na Renova, estipulando o ingresso da Companhia no capital social da Renova através da subscrição de novas ações ordinárias por ela emitidas. Em 19 de agosto de 2011, a Companhia por meio de sua subsidiária Light Energia S.A. ( Light Energia ), realizou a integralização de (cinquenta milhões, quinhentas e sessenta e uma mil, setecentas e noventa e sete) de ações ordinárias emitidas pela Renova mediante aporte do valor de R$ ,64 (trezentos e 25

26 cinquenta e nove milhões, novecentos e noventa e nove mil, novecentos e noventa e quatro reais e sessenta e quatro centavos). Os recursos para tal aporte foram obtidos por meio da emissão de notas promissórias no montante de R$ 400 milhões, integralmente utilizados para: (i) aquisição de participação societária na Renova pela Light Energia; e (ii) financiamento do capital de giro da Light Energia. As notas promissórias tiveram prazo de vigência de 180 (cento e oitenta) dias, contados da data de emissão, vencendo, portanto, em 15 de fevereiro de Desta forma, a Companhia passou a deter 34,4% das ações ordinárias da Renova e 25,8% do seu capital total. Em 05 de agosto de 2011, o Conselho de Administração da Light S.A. aprovou a aquisição, pelo valor de R$ 120 mil, correspondente à participação de 20% das ações ordinárias nominativas de emissão da CR Zongshen E-Power Fabricadora de Veículos S.A., sociedade localizada no Município de Sapucaia, Rio de Janeiro, cujo objeto principal é fabricar veículos elétricos de duas rodas da marca Kasinski. Os procedimentos necessários para tal aquisição tiveram a sua conclusão em 9 de setembro de Mercado de Capitais As ações da Light são listadas no Novo Mercado da Bovespa desde Julho de 2005, em consonância com as melhores práticas de governança corporativa e com os princípios de transparência e equidade, além da concessão de direitos especiais aos acionistas minoritários. As ações da Light S.A. compõem os índices Ibovespa, IGC, IEE, IBrX, ISE, ITAG e IDIV. As ações da Light também são negociadas no mercado de balcão americano (OTC), através de ADR Nível 1, sob o ticker LGSXY. As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 24,74 no final de setembro, acumulando uma desvalorização de 15,7% no trimestre. Tal desempenho foi superior ao do índice Ibovespa, cuja desvalorização totalizou 16,2%. O Índice de Energia Elétrica (IEE) também apresentou uma desvalorização de 7,5% no mesmo período. No ano, a Light continua com o desempenho superior em relação aos índices, acumulando valorização de 3,6%, enquanto o Ibovespa desvalorizou 24,5% e o IEE valorizou 2,1%. O valor de mercado (n de ações X valor da ação) da Companhia encerrou o trimestre em R$ milhões. BM&F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3 Média Diária 3T11 2T11 3T10 Quantidade títulos (Mil) 803,5 653,7 871,7 Nº de Negócios Volume Negociado (R$ Milhões) 21,6 18,5 19,0 Cotação por ação (fechamento)* R$ 24,74 R$ 29,36 R$ 20,29 Valorização da LIGT3 (trimestre) -15,7% 10,9% 11,0% Valorização do IEE (trimestre) -7,5% 0,6% 5,9% Valorização do Ibovespa (trimestre) -16,2% -9,0% 13,9% * Ajustada por proventos 26

27 Os gráficos abaixo mostram o perfil dos detentores das ações em circulação da companhia. Composição do Free Float efetivo* Estrangeiros Pessoa Jurídica Nacional 14,93% Pessoa Física 12,57% Estrangeiro 72,50% EUROPA 29,48% ÁSIA 17,03% EUA 42,60% OCEANIA 7,33% AMÉRICA EX. EUA 3,56% *Excluindo Grupo de Controle e BNDESPar O gráfico abaixo apresenta a evolução da ação da Light desde 01 de janeiro de 2010 até 09 de novembro de IEE 12% IBOV 1% LIGT3 15% Light x Ibovespa x IEE Base jan/10 = 100 até 09/11/ IEE 6% IBOV -17% LIGT3 11% 27% Light 19% IEE R$/ação 04/01/10 20,53 09/11/11 26,51-16% Ibovespa 40 dez/09 jan/10 fev/10 mar/10 abr/10 mai/10 jun/10 jul/10 ago/10 set/10 out/10 nov/10 dez/10 jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 27