LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A. 3º TRIMESTRE DE 2013

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1 Rio de Janeiro, 08 de novembro de LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A. 3º TRIMESTRE DE Desempenho Operacional Consumo de Energia Total (GWh) (Cativo + Livre) - Trimestre 1,7% ,9% 2,5% ,2% ,8% T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 Residencial Comercial Industrial Outros Total O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 1 ) no 3T13 foi de GWh, o que representou um aumento de 1,7% em relação ao mesmo período de 2012, influenciado principalmente pelo aumento no consumo de 2,5% no segmento comercial e 3,8% no segmento outros, com destaque para o poder público. Considerando a energia consumida pelo cliente livre CSN, o consumo total no 3T13 foi de GWh, 2,4% superior ao consumo de GWh do 3T12. No segmento residencial, o consumo totalizou GWh no trimestre, respondendo por 32,6% do mercado total. O consumo residencial superou o mesmo período de 2012 em 0,9%, mesmo com a queda de 0,8ºC na média da temperatura do 3T13 em comparação com o 3T12. Cativo Livre 1 Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia faturada do cliente livre CSN, tendo em vista a então planejada saída deste cliente para a Rede Básica. O consumo de energia da CSN totalizou 461 GWh no 3T13 e 414 GWh no 3T12.

2 O segmento comercial, que representou 33,2% de participação no mercado total, consumiu GWh neste trimestre, apresentando crescimento de 2,5% em comparação com o mesmo período de No 3T13, o mercado livre recebeu 19 instalações adicionais, que consumiram como clientes cativos no 3T12. Tais migrações corresponderam a um acréscimo equivalente a 13,7 GWh no mercado livre no trimestre. O consumo total dos clientes industriais foi de 982 GWh, com participação de 17,6% no mercado total, ficando estável com o mesmo período do ano passado. Tal desempenho foi impulsionado pelo mercado livre, que apresentou um crescimento de 5,0%, influenciado principalmente pelas siderúrgicas. Entre julho e setembro deste ano, houve cinco migrações de clientes do mercado cativo para o mercado livre, totalizando um consumo de 15,4 GWh no trimestre. Em relação às demais classes, que representaram 16,6% do mercado total, houve um aumento de 3,8% do consumo em relação ao terceiro trimestre de Todas as classes tiveram crescimento de consumo no 3T13 em relação ao mesmo período de As classes rural, poder público e serviço público, com representatividade de 0,2%, 6,5% e 6,1% no mercado total, apresentaram aumento de 7,9%, 1,1% e 4,2%, respectivamente. Consumo de Energia Total (GWh) (Cativo + Livre) - Acumulado 2,7% ,5% 5,2% ,1% ,7% M12 9M13 9M12 9M13 9M12 9M13 9M12 9M13 9M12 9M13 Residencial Comercial Industrial Outros Total O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 2 ) no 9M13 foi de GWh, um aumento de 2,7% em relação ao mesmo período de 2012, influenciado principalmente pelo desempenho da classe comercial. Sem o efeito da suspensão de clientes inadimplentes de longa data ocorrida em 2012, que representou 43 GWh a menos no consumo faturado do 9M13, o consumo apresentaria aumento de 2,9% entre os períodos. Cativo 2 Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia faturada do cliente livre CSN, tendo em vista a então planejada saída deste cliente para a Rede Básica. O consumo de energia da CSN totalizou GWh no 9M13 e GWh no 9M12. Livre 2

3 Considerando a energia consumida pelo cliente livre CSN, o consumo total no 9M13 foi de GWh³ em comparação a GWh no 9M12. O segmento residencial, com consumo de GWh no acumulado do ano, 34,7% do mercado total, apresentou um aumento de 1,5% comparado ao mesmo período do ano anterior. Esse resultado foi influenciado negativamente pelas ações de encerramento contratual de clientes inadimplentes de longa data e de reclassificação de condomínios prediais para a classe comercial. Sem tais ações, o consumo residencial apresentaria um aumento de 4,9%. O consumo médio mensal aumentou de 180,4 kwh/mês no 9M12 para 184,9 kwh/mês no 9M13. Os clientes da classe comercial consumiram GWh, 33,0% do consumo do mercado total, apresentando um aumento de 5,2%. Esse resultado foi influenciado pela reclassificação de condomínios prediais para a classe comercial e pelo bom desempenho da atividade comércio varejista, com crescimento de 2,3% e participação de 29,4%. Sem o efeito da reclassificação dos condomínios, o segmento comercial cresceria 2,4%. No acumulado do ano, 12 clientes migraram para o mercado livre, totalizando um consumo de 28 GWh. Além destes, 66 que já eram livres consumiram 71 GWh a mais que no mesmo período de No acumulado do ano, o consumo total dos clientes industriais foi de GWh, em linha com o mesmo período de Entre os dois períodos, houve migração de cinco clientes para o mercado livre. Estes clientes consumiram o equivalente a 38 GWh no 9M13. Em relação às demais classes, que representaram 15,9% do mercado total, houve um aumento de 2,7% do consumo em relação ao mesmo período do ano passado. Todas as classes tiveram crescimento de consumo no 9M13 em relação ao mesmo período de As classes rural, poder público e serviço público, com representatividade de 0,2%, 6,6% e 5,7% no mercado total, apresentaram aumento de 1,0%, 2,1% e 2,9%, respectivamente. 3

4 BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a setembro de 2013 PROINFA Residencial 376, ,1 CCEAR Energia Industrial Light Energia Faturada 1.039,1 35,5 Carga Própria ,6 Light Comercial ITAIPU , ,4 (CCEE) E.Requerida Perdas de 3.995,1 (CCEE) Energia Demais , , ,9 LEILÕES (CCEE) 5.415,7 Perdas Rede Básica 296,7 NORTE FLU (CCEE) 4.750,9 Ajuste 59,2 OUTROS(*) (CCEE) 839,3 COTAS 5.434,1 ANGRA I E II 667,3 (*) Outros = Compra no Spot - Venda no Spot. OBS: 1) Na Light S.A existe eliminação de venda/compra de Energia Elétrica entre as empresas. 2) Dados de compra de energia do dia 08/10/2013 (sujeitos a alteração). Balanço Energético Balanço de Energia (GWh) 3T13 3T12 Var.% 9M13 9M12 Var.% = Carga Fio ,7% ,2% - Energia medida transportada para concessionárias ,7% ,8% - Energia medida transportada para clientes livres* ,6% ,7% = Carga Própria ,4% ,7% - Consumo mercado cativo ,8% ,8% Mercado Baixa Tensão ,4% ,8% Mercado Média Tensão ,4% ,2% = Perdas + Energia não faturada ,7% ,1% 4 *Incluindo CSN.

5 Perdas de Energia Elétrica As perdas não-técnicas totalizaram GWh nos últimos 12 meses, representando 43,7% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão (metodologia de cálculo Aneel), com redução de 1,7 p.p. em relação às perdas dos 12 meses encerrados em dezembro de As perdas totais da Light SESA somaram GWh, ou 23,3% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado em setembro de 2013, com redução de 0,3 p.p em relação ao índice de dezembro de Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 meses Evolução das Perdas Totais 12 meses ,1% 45,4% 44,9% 44,2% 43,7% 33,8% 33,3% 32,8% 32,4% 32,0% ,7% 23,6% 23,6% 23,4% 23,3% 15,8% 16,5% 16,5% 16,3% 16,1% set/12 dez/12 mar/13 jun/13 set/13 Perdas Não Técnicas (GWh) Perdas Não Técnicas/Mercado BT (%) Perdas Regulatórias set/12 dez/12 mar/13 jun/13 set/13 Perdas (GWh) Perdas CFio % Perdas Não-Técnicas/c.Fio (%) Para potencializar a redução das perdas não-técnicas, a Light vem investindo continuadamente em ações que vão desde os processos convencionais de inspeção de fraude, passando pela modernização da rede e dos sistemas de medição até o projeto APZ (Área de perda zero). Dentre estas ações, destacam-se: Inspeções de unidades consumidoras: São realizadas em clientes do segmento do varejo da baixa tensão, indicados por sistema de inteligência de seleção de clientes. No 9M13, foram realizadas normalizações, contra no 9M12 (15,5% de incremento). Com relação à incorporação de energia, o índice no 9M13 foi de 143,5 GWh, comparando com 92,3 GWh do 3º trimestre de Adicionalmente, a recuperação de energia subiu de 92,7 GWh no 3T12 para 129,3 GWh no 3T13 (aumento de 39,5%). Comparando o nível de acerto entre o 3T12 e 3T13, houve um incremento de 11 p.p., o que mostra maior eficiência no processo de seleção de potenciais clientes com fraude. Inspeção BT indireto: A inspeção de clientes de grande porte, atendidos por sistemas de medição indireta em baixa tensão, representa uma importante fatia da incorporação e recuperação de energia da Light. No 3T13, foram realizadas normalizações contra no mesmo período de 2012, porém, apesar dessa redução nas Clientes Normalizados ,5% ações, houve um ganho de eficiência, com a incorporação e 9M12 9M13 5

6 recuperação, tendo em vista o acréscimo de 7,8 GWh para 16,1 GWh e um incremento de 3,3 GWh para 6,1 GWh, respectivamente. Instalação de medidores eletrônicos com telemedição: A instalação de medidores SMC (sistema de medição centralizada) contempla áreas com alto índice de perdas, podendo contar com o auxílio das UPPs (Unidades de Polícia Pacificadora) ou não. A presença das UPPs viabiliza uma maior atuação da Light, seja no combate à inadimplência ou ao furto de energia. Em áreas de UPP foram instalados medidores eletrônicos no 3T13 e a energia incorporada por esta ação foi de 26 GWh. Em áreas fora de UPP foram instalados medidores eletrônicos, e a energia incorporada foi de 40,9 GWh. A meta é encerrar o ano de 2013 com 460 mil medidores eletrônicos instalados. Áreas de Perda Zero: Em agosto de 2012, foi criado o Projeto APZ, baseado na conjugação de medidores eletrônicos e rede blindada com equipes dedicadas de técnicos e agentes de relacionamento comercial que têm metas e remuneração atreladas à melhoria dos indicadores de perdas e inadimplência da sua respectiva área. Uma APZ típica tem, aproximadamente, 15 mil clientes. O projeto, que é conhecido comercialmente como Light Legal e conta com o apoio do SEBRAE para capacitação dos microempresários parceiros, encerrou o mês de setembro de 2013 com 22 APZs em operação, abrangendo 364 mil clientes na Baixada Fluminense, Zona Oeste e Zona Norte. A meta para 2013 é de alcançar um total de 30 unidades do Light Legal, abrangendo um universo de aproximadamente 400 mil clientes (10% do total de clientes da Light). Desde o início do projeto, as APZs já inauguradas vêm apresentando uma redução média de perdas nãotécnicas sobre faturamento BT de 26,5 p.p. e aumento médio na arrecadação de 6,6 p.p.. Seguem abaixo, os resultados acumulados até setembro, por APZ, das 17 áreas com resultados apurados: Medidores Eletrônicos Instalados (mil unidades) 283 set-12 92,7 9M12 Incorporação de Energia (GWh) 92,3 9M12 44,9% Recuperação de Energia (GWh) 39,5% 55,5% 410 set ,3 9M13 143,5 9M13 6

7 Comunidades Localidade Número de clientes Perdas Não Técnicas/Energia Fornecida* Arrecadação Curicica ,2% 98,8% Realengo ,0% 98,6% Cosmos ,3% 105,3% Sepetiba ,6% 97,4% Caxias 1 e ,8% 95,1% Belford Roxo 1 e ,6% 95,5% Vigário Geral ,2% 99,5% Caxias ,7% 98,4% Nova Iguaçu ,9% 97,7% Nova Iguaçu ,5% 96,8% Nilópolis ,9% 94,9% Nilópolis Convencional ,7% 97,2% Ricardo de Albuquerque ,3% 97,9% Mesquita ,2% 95,8% Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia ,5% 97,1% Coelho da Rocha ,3% 95,8% Batan ,6% 105,2% Total ,2% 98,6% * O indicador reflete os resultados acumulados até set/13 a partir do início da implementação de cada APZ. Desde o início do processo de pacificação das comunidades do Estado do Rio de Janeiro em 2009, a Light vem incrementando sua atuação nessas localidades com o objetivo de melhorar a qualidade do fornecimento e evitar o furto de energia elétrica. Áreas Ano de Conclusão Perdas Adimplência Antes Atual Antes Atual Santa Marta ,00% 8,30% 0,20% 97,61% Cidade de Deus ,10% 34,67% 23,10% 95,69% Chapéu Mangueira 16,20% 101,88% ,70% 14,60% Babilônia 5,40% 97,05% Cabritos 1,40% 97,18% ,30% 12,80% Tabajaras 9,50% 95,74% Formiga ,30% 10,12% 31,40% 93,10% Batan ,80% 11,47% 1,20% 105,24% Borel ,50% 9,71% 9,40% 88,96% Até setembro de 2013, já foram instalados 89 mil medidores eletrônicos nas comunidades. Das 34 comunidades que já contam com Unidades de Polícia Pacificadora (UPP), a Light está presente em 17 delas e já concluiu a reforma da rede em 9, registrando uma redução média das perdas de 52,9 p.p. (de 64,1% para 11,2%) e aumento médio da adimplência de 87,5 p.p. (de 9,6% para 97,1%), conforme tabela. 7

8 set-11 dez-11 mar-12 jun-12 set-12 dez-12 mar-13 jun-13 set-13 Arrecadação A taxa de arrecadação do trimestre atingiu 97,9% do total faturado, 0,1 p.p. acima do índice do mesmo período do ano passado, com crescimento de 1,7 p.p. na arrecadação do segmento de varejo, reflexo, principalmente, da continuidade do programa de combate à inadimplência realizada ao longo do trimestre. A queda de 99,8% para 95,7% na arrecadação do poder público é explicada pela arrecadação do lote com vencimento no último dia útil do mês de setembro, que foi recebido no dia seguinte e contabilizado, por consequência, apenas no mês de outubro. Ajustando tal efeito, a arrecadação no trimestre deste segmento seria de 99,1%. Taxa de arrecadação por segmento Trimestre 106,2% 96,3% 98,0% 102,2% 99,7% 98,8% 99,8% 95,7% 97,7% 97,8% 97,9% 93,0% Varejo Grandes Clientes Poder Público Total 3T11 3T12 3T13 Taxa de arrecadação por segmento Acumulado do ano 103,1% 100,8% 102,6% 100,9% 97,5% 99,7% 102,0% 101,1% 100,3% 98,8% 94,9% 97,7% No acumulado do ano, a taxa de arrecadação foi de 101,1%, 2,3 p.p. acima da registrada no 9M12, apresentando desempenho superior a 100% em todos os segmentos. O programa de combate à inadimplência com o progressivo processo de instalação de medidores eletrônicos, cobranças mais eficazes, implementação de APZs, aumento no volume de corte de energia e da mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data resultaram no bom desempenho da taxa de arrecadação ao longo do ano. 3,2% Varejo Grandes Clientes Poder Público Total 3,0% 3,0% 9M11 9M12 9M13 PCLD/ROB Fornecimento Faturado - 12 meses 2,9% 2,4% 2,4% 3,2% 1,9% 2,8% 1,5% 2,6% 2,6% 1,3% 1,3% A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD) no 3T13 representou 2,0% da receita bruta de faturamento de energia, totalizando R$ 37,1 milhões, praticamente em linha com o provisionado no 3T12. No período de 12 meses findo em setembro de 2013, sem considerar o provisionamento não recorrente ocorrido no 4T12, a PCLD representou 1,3% PCLD/ROB Provisionamento não recorrente (4T12) R$ MM % PCLD/ROB 3T13 3T12 9M13 9M12 3T13 3T12 9M13 9M12 PCLD 37,1 39,3 114,6 173,2 2,0% 1,9% 1,8% 2,6% 8

9 da receita bruta, 1,1 p.p. menor que o mesmo período do ano passado. O resultado é reflexo das ações constantes de combate à inadimplência, além da mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data a partir de fevereiro de Qualidade Operacional No 3T13, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 321 inspeções/manutenções em circuitos de média tensão, 617 substituições de transformadores e podas de árvores. Na rede de distribuição subterrânea foram realizadas inspeções em câmaras transformadoras e em caixas de inspeção, além de manutenção em 51 transformadores, 41 chaves e em 368 protetores. A média móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC Duração Equivalente de Interrupção, que é expresso em horas, atingiu o valor de 20,53. A média móvel referente ao FEC Frequência Equivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 9,15. Apesar do acréscimo nos valores da média móvel para 12 meses em decorrência dos valores adversos dos indicadores de dezembro/12, o plano de ação emergencial iniciado em junho/13, que visa o incremento de podas e serviços de manutenção na rede elétrica, já começa a apresentar resultados, permitindo que os indicadores DEC e FEC do terceiro trimestre de 2013 apresentem valores melhores que os do mesmo período em DEC e FEC - 12 Meses DEC e FEC - Sem Expurgo Trimestre 20,53 16,14 3,55 3,36 7,64 9,15 1,79 1,76 DEC FEC DEC FEC set/12 set/13 3T12 3T13 9

10 2. Desempenho Financeiro 2.1 Receita Líquida A receita líquida do 3T13 totalizou R$ 1.571,3 milhões, representando uma redução de 1,0% em relação ao 3T12. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.448,9 milhões nesse trimestre, 2,3% acima da receita verificada no mesmo período do ano passado. O aumento da receita líquida neste trimestre é reflexo principalmente do crescimento de 1,7% do consumo no mercado total, combinado com o aumento médio da tarifa de energia de 12,27% para o mercado cativo, a partir de 7 de novembro de Por outro lado, a receita também foi influenciada pelo Reajuste Tarifário Extraordinário, ocorrido em 24 de janeiro de 2013, que reduziu as tarifas em 19,63% em média. O mercado da distribuidora tem maior predominância dos segmentos residencial e comercial, que juntos, representaram 72% da receita de energia vendida, enquanto a venda no mercado livre representou 8%. Consumo de Energia Elétrica - (GWh) 3T13 Receita Líquida por classe - R$ MM 3T13 Outros 16% Livre 16% Industrial 6% 880,2 898,9 338, , ,5 Residencial 33% Outros 13% TUSD 8% Industrial 7% 90,6 116,0 180,5 434,4 567,7 Residencial 41% Comercial 29% Comercial 31% No acumulado do ano, a receita líquida da distribuidora, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 4.993,3 milhões, 10,3% acima da registrada no mesmo período de 2012, em função principalmente, do crescimento de 2,7% do consumo do mercado. 10

11 2.2 Custos e Despesas Custos e Despesas (R$ MM) 3T13 3T12 Var.% 9M13 9M12 Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (614,6) (1.003,1) -38,7% (2.872,8) (3.082,4) -6,8% Custos de Compra de Energia (811,2) (781,3) 3,8% (2.756,0) (2.440,5) 12,9% Custos com Encargos e Transmissão (102,3) (217,6) -53,0% (406,6) (629,4) -35,4% Aporte CDE - à vista 303, ,4 - - Outros (Custos Obrigatórios) (4,6) (4,2) 7,3% (13,6) (12,5) 9,2% Custos e Despesas Gerenciáveis (311,5) (298,6) 4,3% (987,0) (954,3) 3,4% PMSO (182,5) (178,5) 2,3% (568,8) (516,0) 10,2% Pessoal (65,6) (69,3) -5,3% (203,9) (195,8) 4,1% Material (4,0) (5,8) -30,8% (11,6) (13,2) -11,7% Serviço de Terceiros (97,2) (86,3) 12,7% (294,4) (260,6) 13,0% Outros (15,7) (17,1) -8,4% (58,9) (46,4) 26,8% Provisões (41,0) (52,3) -21,6% (152,8) (222,9) -31,4% Depreciação e Amortização (86,0) (69,3) 24,1% (250,5) (212,9) 17,7% Outras Receitas/Despesas Operacionais (1,9) 1,5 - (14,8) (2,5) 489,8% Custo de Construção (122,4) (170,3) -28,1% (455,2) (470,0) -3,1% Custos Totais s/custo de Construção (926,1) (1.301,8) -28,9% (3.859,8) (4.036,7) -4,4% Custos Totais (1.048,5) (1.472,1) -28,8% (4.315,0) (4.506,7) -4,3% No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia ficaram 28,8% abaixo dos custos do mesmo período de Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram redução de 28,9%, refletindo efeito não recorrente do aporte de CDE homologado pela Aneel no processo de revisão tarifária, no valor de R$ 303,4 milhões. Sem esse efeito, os custos e despesas da distribuição, desconsiderando o custo de construção, reduziram 5,6% em relação ao 3T12. No acumulado do ano, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia, já desconsiderando os custos de construção, totalizaram R$ 3.859,8 milhões, 4,4% inferior ao apurado no 9M12. Custos e Despesas Não Gerenciáveis No terceiro trimestre de 2013, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 614,6 milhões, apresentando uma redução de 38,7% em relação ao mesmo período de Este resultado incorpora os efeitos do Decreto nº 7.945/13, que são: (i) reversão da provisão relativa ao repasse mensal dos recursos da CDE no montante de R$ 22,7 milhões e, (ii) registro de R$ 303,4 milhões relacionados ao repasse da CDE referentes aos custos de compra de energia até agosto, definido no processo de revisão tarifária, os quais serão repassados a vista, em novembro/13. Os custos de compra de energia aumentaram 3,8% em relação ao 3T12. Tal Energia Comprada - R$ MM Acumulado no ano 2.440,5 12,9% 2.756,0 1,5% 1,5% 17,5% 17,2% 29,0% 29,4% 52,3% 51,6% 9M12 9M13 LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT aumento foi influenciado pela elevação do PLD médio de R$ 131,1/MWh (3T12) para R$ 183,6/MWh (3T13), que resultou em maiores gastos com os Contratos por Disponibilidade, em função do despacho de usinas térmicas por 11

12 ordem do Operador Nacional do Sistema (ONS). Adicionalmente, também contribuíram o reajuste do contrato com a UTE Norte Fluminense em Nov/12 e a desvalorização cambial, que impactou o custo de compra de energia de Itaipu. Os custos com encargos e transmissão apresentaram redução de 53,0%, decorrente principalmente do menor encargo de uso da rede, tendo em vista a renovação dos contratos de concessão de algumas companhias transmissoras. Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis: Energia Comprada - GWh Acumulado no ano ,8% 1,7% 1,7% -0,2% 4,7% 18,4% 18,4% 21,9% 21,9% 56,2% 53,3% 9M12 9M13 LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT PROINFA Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 3T13 3T12 Var. % 9M13 9M12 Var. % Custos de Compra de Energia (811,2) (781,3) 3,8% (2.756,0) (2.440,5) 12,9% Itaipu (172,3) (144,9) 18,9% (482,2) (419,0) 15,1% UTE Norte Fluminense (272,9) (237,8) 14,8% (810,0) (708,3) 14,3% Energia de Curto Prazo (Spot) 10,8 2,1 428,2% (42,2) (36,0) 17,1% Risco Hidrológico 8,8 - - (102,0) - - CDE - Risco Hidrológico 2, ,9 - - Exposição das Cotas (160,4) - - CDE - Exposição das Cotas ,4 - - Demais - 2,1 - (72,0) (36,0) 99,9% Leilão de energia (376,8) (400,7) -6,0% (1.421,7) (1.277,2) 11,3% Contratos por Disponibilidade (205,0) (106,8) 91,9% (667,2) (305,9) 118,1% Demais (171,8) (293,9) -41,5% (754,5) (971,2) -22,3% Custos com Encargos e Transmissão (102,3) (217,6) -53,0% (406,6) (629,4) -35,4% Encargos Serviços do Sistema - ESS 21,5 (21,4) -200,3% (278,9) (67,4) 313,8% CDE - ESS (24,7) ,9 - - Transporte de Energia (56,7) (131,8) -57,0% (160,2) (392,4) -59,2% Outros Encargos (42,4) (64,4) -34,2% (136,4) (169,6) -19,6% Aporte CDE - à vista 303, ,4 - - Outros (Custos Obrigatórios) (4,6) (4,2) 7,3% (13,6) (12,5) 9,2% Total (614,6) (1.003,1) -38,7% (2.872,8) (3.082,4) -6,8% Os custos não gerenciáveis são repassados na tarifa ao consumidor e o aumento ou redução de tais custos em relação ao nível regulatório forma um saldo de ativo ou passivo regulatório (CVA), a ser considerado no próximo reajuste tarifário, mas que não é registrado na demonstração de resultado, em função das normas internacionais de contabilidade (IFRS). Tais passivos regulatórios somaram um valor de R$ 329,2 milhões neste trimestre, principalmente em função do registro do aporte à vista da CDE no montante de R$ 303,4 milhões, contra um ativo regulatório de R$ 118,7 milhões no 3T12. O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 131,5/MWh no terceiro trimestre de 2013, em comparação a um custo médio de compra de energia de R$ 127,0/MWh no 3T12, representando um aumento de 3,5%. 12

13 Custos e Despesas Gerenciáveis No terceiro trimestre de 2013, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material, serviços de terceiros, provisões, depreciação, outras receitas/despesas operacionais e outros, totalizaram R$ 311,5 milhões, apresentando aumento de 4,3% entre os períodos. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 182,5 milhões no trimestre, 2,3% acima do mesmo período de 2012, decorrente principalmente do aumento de 12,7% na linha de serviço de terceiros. Tal resultado é decorrente principalmente do maior custo este trimestre com: (i) taxa de sucesso para consultorias relacionadas à melhoria de performance dos processos de cobrança e de compensação de valores pagos pelo não atingimento dos indicadores de qualidade, no valor de R$ 5,0 milhões; e (ii) evolução do projeto de Áreas de Perdas Zero - APZs, no montante de R$ 4,0 milhões. A conta de provisões totalizou R$ 41,0 milhões, apresentando uma redução de 21,6% em relação ao terceiro trimestre de 2012, explicado principalmente por uma reversão não recorrente, no valor de R$ 10,7 milhões, de provisões trabalhistas. A PCLD no 3T13 totalizou R$ 37,1 milhões, praticamente em linha com o provisionado no 3T12. A linha de depreciação e amortização aumentou 24,1%, decorrente principalmente do grande volume de investimentos e intensa unitização dos ativos. 2.3 EBITDA 3 O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 618,8 milhões no 3T13, 236,7% superior ao apurado no mesmo trimestre de Tal resultado foi impactado pelo aporte da CDE, homologado pela Aneel na revisão tarifária periódica, no valor de R$ 303,4 milhões, e desconsiderando este efeito, o EBITDA da distribuidora cresceu 71,6% em relação ao 3T12. Esse desempenho é decorrente principalmente do aumento na receita líquida, influenciada pelo crescimento de mercado associada à redução da despesa com provisões. A margem EBITDA 4 foi de 42,7%, 26,9 p.p. acima do 3T12. Ajustando o EBITDA da Distribuidora pela CVA, ele seria de R$ 289,6 milhões, 4,3% abaixo do EBITDA ajustado do 3T12. No 9M13, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 1.021,5 milhões, crescendo 45,1% em relação ao mesmo período do ano passado. O resultado foi impactado pelo aporte da CDE, no valor de R$ 303,4 milhões, e desconsiderando este efeito, o EBITDA da distribuidora cresceu 2,0% em relação ao 9M12. Considerando os ativos e passivos regulatórios (CVA), o EBITDA da Distribuidora seria de R$ 912,7 milhões, 1,8% maior que o do mesmo período do ano anterior. A margem EBITDA do acumulado do ano foi de 26,3%, 6,8 p.p. acima do 9M12. 3 EBITDA calculado de acordo com a Instrução CVM 527/2012 e representa: lucro líquido + imposto de renda e contribuição social + despesas financeiras, líquidas + depreciação e amortização. 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. 13

14 2.4 Resultado Financeiro Consolidado Resultado Financeiro - R$ MM 3T13 3T12 Var.% 9M13 9M12 Var.% Receitas Financeiras 76,6 30,6 150,3% 207,9 120,5 72,5% Juros sobre Aplicações Financeiras 37,7 8,4 350,4% 50,8 24,9 104,1% Resultado Swap Líquido ,7 11,7 213,5% Resultado Swap 0,7 3,7-80,4% 49,8 25,3 97,0% Acréscimo Moratorio / Multas sobre débitos 15,4 16,7-7,6% 60,6 58,9 3,0% Outras Receitas Financeiras 23,4 5,5 325,2% 59,8 25,1 138,3% Despesas Financeiras (177,3) (119,2) 48,7% (503,2) (421,4) 19,4% Encargos da dívida (100,1) (71,9) 39,2% (232,4) (217,1) 7,1% Variação Monetária e Cambial (15,5) 2,6 - (64,6) (13,4) 383,6% Resultado Swap Líquido (5,3) (5,9) -9,6% 0,0 0,0 - Resultado Swap (6,1) (9,6) -37,0% (13,1) (13,6) -3,3% Atualização de provisões para contingências (2,0) (5,1) -60,1% (27,3) (21,0) 30,2% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (3,2) (1,5) 123,5% (9,2) (5,3) 72,9% Juros sobre Tributos (0,0) (1,1) -99,1% (2,2) (1,8) 18,1% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) (3,2) (3,4) -7,1% (8,7) (12,0) -27,3% Ajuste a valor presente (5,9) (3,4) 76,8% (5,0) (32,4) -84,6% Compensação DIC/FIC (7,4) (4,7) 56,8% (45,0) (30,5) 47,5% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (13,5) 0,4 - (18,8) (3,4) 455,5% Braslight (21,0) (25,1) -16,5% (90,1) (84,7) 6,4% Encargos (15,4) (15,4) -0,2% (46,3) (46,4) -0,2% Variação Monetária (5,6) (9,7) -42,4% (43,8) (38,3) 14,4% Total (100,7) (88,6) 13,6% (295,3) (300,9) -1,8% O resultado financeiro do trimestre foi negativo em R$ 100,7 milhões, aumentando 27,4% em relação ao resultado financeiro negativo de R$ 88,6 milhões registrado no terceiro trimestre de A receita financeira do trimestre foi de R$ 76,6 milhões, resultado 150,3% superior ao verificado no mesmo período de A principal variação da receita foi de R$ 29,4 milhões na linha de juros sobre aplicações financeiras. Outro impacto relevante na receita financeira ocorreu na linha de outras receitas, cujo principal efeito foi o registro da atualização da base de ativos da distribuidora, calculada pelo valor novo de reposição, no montante de R$ 14,6 milhões. A despesa financeira do trimestre somou R$ 177,3 milhões, com crescimento de 48,7% em relação ao mesmo período de Tal variação na despesa financeira pode ser explicada principalmente pelo aumento dos encargos da dívida decorrente do maior nível de alavancagem da Companhia, associada à alta da taxa básica de juros Selic e pela na variação monetária e cambial, de R$ 18,1 milhões, impactado principalmente pelo ajuste semestral do valor da caução (garantia) da dívida com Tesouro Nacional, que na prática reduz essa dívida, gerando um aumento na despesa financeira no período. No ano, o resultado financeiro ficou negativo em R$ 295,3 milhões, reduzindo 1,8% em relação ao resultado também negativo do acumulado de

15 3.5 Endividamento R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Moeda Nacional 529,6 10,5% 3.885,0 77,1% 4.414,7 87,6% Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% 0,0 0,0% 0,0 0,0% Debêntures 7a. Emissão 25,2 0,5% 649,1 12,9% 674,3 13,4% Debêntures 8a. Emissão 14,4 0,3% 469,6 9,3% 484,0 9,6% Debêntures 9a. Emissão - Série A 24,2 0,5% 995,2 19,7% 1.019,4 20,2% Debêntures 9a. Emissão - Série B 12,4 0,2% 597,1 11,8% 609,5 12,1% Eletrobras 0,5 0,0% 6,2 0,1% 6,7 0,1% CCB Bradesco 104,5 2,1% 300,0 6,0% 404,5 8,0% Capital de Giro - Santander 80,6 1,6% 0,0 0,0% 80,6 1,6% BNDES (CAPEX) 121,0 2,4% 535,5 10,6% 656,5 13,0% BNDES FINEM 142,8 2,8% 182,3 3,6% 325,1 6,5% Banco do Brasil 1,5 0,0% 150,00 3,0% 151,5 3,0% Outros 2,6 0,1% - 0,0% 2,6 0,1% Moeda Estrangeira 19,0 0,4% 605,8 12,0% 624,8 12,4% Tesouro Nacional 10,6 0,2% 37,9 0,8% 48,5 1,0% Merril Lynch 5,9 0,1% 105,9 2,1% 111,8 2,2% BNP 1,9 0,0% 105,2 2,1% 107,1 2,1% Citibank 0,5 0,0% 223,0 4,4% 223,5 4,4% Bank Tokyo 0,1 0,0% 133,8 2,7% 133,9 2,7% Dívida Bruta 548,6 10,9% 4.490,8 89,1% 5.039,5 100,0% Disponibilidades 1.682,2 Dívida Líquida (a) 3.357,2 Braslight (b) 116,7 930, ,4 Dívida Líquida Ajustada (a+b) 4.404,7 A dívida bruta da Companhia em 30 de setembro de 2013 foi de R$ 5.039,5 milhões, apresentando redução de 3,5% em relação à posição de junho de Quando comparada com o mesmo período de 2012, a dívida bruta aumentou em 31,1%, ou R$ 1,2 bilhões, em função das captações realizadas no período, quais sejam: (i) liberações de recursos por parte do BNDES, ao longo de 2012, no montante de R$ 145 milhões; (ii) captação no valor de R$ 150 milhões, através do Banco do Brasil (fevereiro de 2013); (iii) captação em moeda estrangeira de R$ 121 milhões, através do Banco Tokyo-Mitsubishi, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real (março de 2013); (iv) liberação de R$ 56 milhões por parte do BNDES (maio de 2013); e (v) 9ª emissão de debêntures da Light SESA no montante total de R$ 1,6 bilhão junto ao Banco do Brasil (junho de 2013), dividida em duas séries, tendo a primeira, de R$ 1,0 bilhão, um custo de CDI+1,15% e a segunda, de R$ 600 milhões, um custo de IPCA+5,74%. Tais recursos foram utilizados para investimentos, capital de giro e pré-pagamento de R$ 500 milhões 15

16 referentes às Notas Promissórias Comerciais emitidas em maio de 2013 e de R$ 375 milhões em dívidas mais caras, incluindo R$ 160, milhões da 5ª emissão de debêntures que tinha um custo de CDI+1,5%. O prazo médio de vencimento da dívida é de 4,3 anos, 1,1 p.p. acima do prazo médio do trimestre passado. O custo médio da dívida denominada em Reais ficou em 8,9% a.a., 0,1 p.p. acima do custo da dívida, em linha com junho de Em setembro, 12,4% do endividamento total estavam denominados em moeda estrangeira e, considerando o horizonte das operações de com proteção à exposição cambial, a exposição ao risco de moeda estrangeira ficou em 0,5%, em linha com o trimestre passado. A política de proteção à exposição cambial consiste em 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. 3.6 Lucro Líquido A Light SESA registrou Lucro Líquido de R$ 270,5 milhões neste trimestre, em comparação ao lucro de R$ 43,0 milhões do terceiro trimestre de 2012, um aumento de 528,8%. Tal resultado foi afetado pelo aporte da CDE, homologado pela Aneel na revisão tarifária, com impacto no lucro no montante de R$ 200,2 milhões. Desconsiderando tal efeito, o lucro do trimestre foi de R$ 70,2 milhões, 63,3% superior ao registrado no mesmo trimestre do ano passado, explicado pelo crescimento de mercado e redução nas provisões. Ajustando a parte do aumento do custo de compra de energia a ser repassado no reajuste tarifário, pela formação de ativos e passivos regulatórios (CVA) não registrados no resultado, o Lucro Líquido ajustado teria sido de R$ 53,2 milhões, 56,1% inferior ao resultado do 3T12. Nos nove meses do ano, o lucro líquido foi de R$ 301,4 milhões, 92,3% superior ao mesmo período em Considerando a formação de CVA, o lucro líquido ajustado totalizaria R$ 229,6 milhões no acumulado do ano, 19,1% abaixo do 9M12. 16

17 3.7 Investimentos CAPEX (R$MM) 9M13 Partic. % 9M12 Partic. % Var % Reforço da rede e expansão 253,5 64,3% 304,5 63,2% -16,8% Perdas 133,4 33,9% 156,4 32,5% -14,7% Outros 7,1 1,8% 21,1 4,4% -66,4% Acumulado 393,9 100,0% 482,0 100,0% -18,3% Nos primeiros noves meses de 2013, o total investido pela Light SESA somou R$ 393,9 milhões (representando 81,7% do investimento total) apresentando uma retração de 18,3% frente ao valor investido no 9M12. Dentre os investimentos realizados, se destacam: (i) os direcionados ao desenvolvimento de redes de distribuição e expansão, com o intuito de atender ao crescimento de mercado, aumentar a robustez da rede e melhorar a qualidade, inclusive na rede subterrânea, no valor de R$ 253,5 milhões e (ii) o projeto de perdas de energia (blindagem de rede, sistema de medição eletrônica e regularização de fraudes) no qual foi investido o montante de R$ 133,4 milhões. Aviso As informações operacionais e as referentes às expectativas da Administração quanto a desempenho futuro da Companhia não foram revisadas pelos auditores independentes. As declarações sobre eventos futuros estão sujeitas a riscos e incertezas. Tais declarações têm como base crenças e suposições de nossa Administração e informações a que a Companhia atualmente tem acesso. Declarações sobre eventos futuros incluem informações sobre nossas intenções, crenças ou expectativas atuais, assim como aquelas dos membros do Conselho de Administração e Diretores da Companhia. As ressalvas com relação às declarações e informações acerca do futuro também incluem informações sobre resultados operacionais possíveis ou presumidos, bem como declarações que são precedidas, seguidas ou que incluem as palavras acredita, poderá, irá, continua, espera, prevê, pretende, estima ou expressões semelhantes. As declarações e informações sobre o futuro não são garantias de desempenho. Elas envolvem riscos, incertezas e suposições porque se referem a eventos futuros, dependendo, portanto, de circunstâncias que poderão ocorrer ou não. Os resultados futuros e a criação de valor para os acionistas poderão diferir de maneira significativa daqueles expressos ou sugeridos pelas declarações com relação ao futuro. Muitos dos fatores que irão determinar estes resultados e valores estão além da capacidade de controle ou previsão da LIGHT SA. 17

18 ANEXO I Informações Financeiras Selecionadas - R$ milhões LIGHT SESA 3T13 3T12 Var.% 9M13 9M12 Var.% Receita Operacional Líquida 1.571, ,5-1,0% 5.076, ,6 1,6% Despesa Operacional (1.046,6) (1.473,6) -29,0% (4.300,2) (4.504,2) -4,5% Outras Receitas/Despesas Operacionais (1,9) 1,5-224,0% (14,8) (2,5) 489,8% Resultado Operacional 522,9 114,5 356,8% 761,0 490,9 55,0% EBITDA 608,9 183,8 231,3% 1.011,5 703,8 43,7% Resultado Financeiro (100,7) (88,6) 13,6% (295,3) (300,9) -1,8% Resultado antes do IR e CS 422,2 25,8-465,7 190,1 145,0% Lucro Líquido 270,5 43,0 528,8% 301,4 156,7 92,3% Margem EBITDA* 42,0% 13,0% - 20,3% 15,5% - * Não considera Receita de Construção ANEXO II Ativo e Passivo Regulatório R$ Milhões set/13 jun/13 mar/13 dez/12 set/12 jun/12 mar/12 dez/11 TOTAL ATIVO 627,6 653,0 500,6 365,7 262,7 174,4 177,8 185,3 TOTAL PASSIVO (381,2) (77,4) (44,3) (10,6) (45,6) (76,0) (155,1) (160,6) TOTAL LÍQUIDO 246,4 575,6 456,3 355,2 217,1 98,4 22,7 24,8 Variação Líquida (trimestre) (329,2) 119,3 101,2 138,0 118,7 75,7 (2,1) 32,1 Variação Líquida (acumulada no ano) (108,8) 220,4 101,2 330,4 192,4 73,6 (2,1) 87,2 18

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