Consumo na Distribuidora cresce 3,7% Receita da Geração aumenta com início dos novos contratos

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1 Rio de Janeiro, 10 de maio de Consumo na Distribuidora cresce 3,7% Receita da Geração aumenta com início dos novos contratos O consumo total de energia no 1T13 foi 3,7% superior ao consumo do mesmo trimestre do ano anterior, alcançando GWh, influenciado pelo aumento do consumo nos segmentos residencial e comercial, que cresceram 3,2% e 7,8% respectivamente; A Receita Líquida consolidada do trimestre, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 1.883,1 milhões, 6,9% acima da receita registrada no 1T12. Todos os segmentos de negócio da Companhia apresentaram crescimento de receita, com destaque para as atividades de geração e comercialização, com aumentos de 51,0% e 261,4%, respectivamente; O EBITDA 1 consolidado do trimestre foi de R$ 355,1 milhões, 18,1% inferior ao alcançado no 1T12, explicado principalmente pelo maior gasto com compra de energia pela distribuidora na parcela não coberta pelo aporte da CDE (Decreto 7.945/13), no valor de R$ 428 milhões cujo repasse futuro para as tarifas está assegurado pela regulamentação. Ajustado pelo ativo regulatório (CVA), o EBITDA Ajustado totalizou R$ 456,3 milhões no trimestre, 5,8% acima do montante do 1T12; O lucro líquido do trimestre foi de R$ 78,6 milhões, em comparação com R$ 140,1 milhões do mesmo trimestre do ano passado, uma redução de 43,8% em função do aumento dos custos não gerenciáveis de compra de energia da distribuidora. Ajustado pelo ativo regulatório (CVA) o lucro líquido ajustado totalizou R$ 145,4 milhões, 4,8% acima do montante do 1T12; A taxa de arrecadação do trimestre foi de 101,0% do faturamento, 6,0 p.p. acima do nível observado no mesmo trimestre de A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD) representou 1,2% da receita bruta de faturamento de energia, refletindo uma redução de 1,4 p.p. ou R$32,6 milhões contra o 1T12. A Companhia encerrou o mês de março com dívida líquida de R$ 4.031,4 milhões, um aumento de 24,4% em comparação a março de O índice de alavancagem calculado pela relação Dívida Líquida/EBITDA ficou em 2,73; As perdas não-técnicas dos últimos 12 meses foram de 44,9% calculadas sobre o mercado faturado de baixa tensão (critério Aneel), representando uma redução de 0,5 p.p. em relação a dezembro de 2012, apesar de haver ainda o impacto negativo neste índice decorrente do encerramento contratual dos clientes inadimplentes de longa data. Destaques Operacionais (GWh) 1T13 1T12 Var. % Carga Fio* ,3% Energia Faturada - Cativo ,6% Consumo na área de concessão ** ,7% Energia Transportada - TUSD ** ,2% Energia Vendida - Geração ,4% Energia Comercializada (Esco) ,5% Destaques Financeiros (R$ MM) 1T13 1T12 Var. % Receita Líquida*** ,9% EBITDA ,1% Margem EBITDA*** 18,9% 24,6% -5,7 p.p. Lucro/prejuízo Líquido ,8% Endividamento Líquido ,4% Investimentos ,9% * Carga própria + uso da rede. ** Foi desconsiderado o cliente livre CSN, tendo em vista a planejada saída desse cliente para a Rede Básica. *** Desconsiderando receita de construção. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 13/05/2013 Tel: +55 (21) / 2660 Total de ações: ações Horário: 16h00 Brasil // 15h00 US ET Fax: +55 (21) Free Float: ações (34,41%) Telefones: +55 (11) // +1 (646) ri@light.com.br Valor de Mercado (09/05/13): R$ milhões Webcast: Website: 1 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.

2 Apresentação dos resultados do 1º trimestre de 2012 Os resultados referentes ao 1º trimestre de 2012 foram reclassificados em razão de mudança de prática contábil no tocante à consolidação dos resultados das empresas controladas em conjunto pela Light (joint ventures). A reclassificação teve efeito sobre as contas de resultado, mas não alterou o Lucro Líquido, pois os resultados das empresas controladas em conjunto passaram a ser incluídos como resultado de equivalência patrimonial. As empresas que deixaram de ser consolidadas foram: Renova Energia, Guanhães Energia, Lightger, Axxiom, Amazônia Energia e E-Power. Para mais informações ver Anexo V deste release. 2

3 Índice 1. A Empresa Desempenho Operacional Distribuição... 5 Balanço Energético... 7 Perdas de Energia Elétrica... 8 Arrecadação Qualidade Operacional 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 Eventos Recentes Programa de Divulgação

4 1. A Empresa A Light S.A. é uma holding que controla subsidiárias e empresas coligadas que participam principalmente em três segmentos de negócio: distribuição, geração e comercialização/serviços de energia. 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. Abaixo, a estrutura organizacional da Companhia em março de 2013: 2. Desempenho Operacional Light S.A. (Holding) 100% Light Serviços de Eletricidade S.A. Light Energia S.A. 100% 100% 51% 25,5% Lightger S.A. Itaocara Energia Ltda. Amazônia Energia S.A. Light Esco Prestação de Serviços S.A. 100% 100% 100% Lightcom Comercializadora de Energia S.A. Light Soluções em Eletricidade Ltda. Instituto Light 100% 51% 20% Axxiom Soluções Tecnológicas S.A. CR Zongshen E-Power Fabricadora de Veículos S.A. 21,99% Renova Energia S.A. Central Eólica Fontainha Ltda. 100% 100% 9,77% Central Eólica São Judas Tadeu Ltda. Norte Energia S.A. 33% EBL Cia de Eficiência Energética S.A. 51% Guanhães Energia S.A. Distribuição Geração Comercialização e Serviços Institucional Sistemas Veículos Elétricos INDICADORES OPERACIONAIS 1T13 1T12 Var. % Nº de Consumidores (Mil) ,0% Nº de Empregados ,0% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh 394,2 443,0-11,0% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (sem impostos) 280,2 306,7-8,6% Custo médio de compra de energia¹ - R$/MWh 136,0 111,3 22,1% Capacidade Instalada de Geração (MW) ,7% Garantia Física (MW) ,8% Perdas internas e Bombeamento (MW) Energia disponível (Mwmédio) ,9% Geração Líquida (GWh) ,8% Fator de Carga 62,3% 64,7% - ¹Não inclui compra no spot 4

5 2.1 Distribuição Consumo de Energia Total (GWh) (Cativo + Livre) - Trimestre ,7% ,2% 7,8% ,7% ,7% T12 1T13 1T12 1T13 1T12 1T13 1T12 1T13 1T12 1T13 Residencial Comercial Industrial Outros Total Cativo Livre O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 2 ) no 1T13 foi de GWh, um aumento de 3,7% em relação ao mesmo período de 2012, influenciado principalmente pelo aumento do consumo nos segmentos comercial e residencial. O resultado do trimestre seria um crescimento de 5,3% em relação ao 1T12, caso não houvesse a exclusão dos clientes inadimplentes de longa data do cadastro da Light, conforme resolução Aneel 414/2010. Considerando a energia consumida pelo cliente livre CSN, o consumo total no 1T13 foi de GWh, 4,8% superior ao consumo de GWh do 1T12. No segmento residencial, o consumo totalizou GWh no trimestre, respondendo por 37,8% do mercado total. O consumo residencial apresentou aumento de 3,2% comparado ao 1T12. Este crescimento teria sido ainda maior se não fossem os dois efeitos: (i) a ação de encerramento da relação contratual com clientes com inadimplência de longa data iniciada em fevereiro do ano passado e (ii) a reclassificação de instalações de condomínios como clientes do segmento residencial para a classe comercial, por força de resolução da Aneel. Desconsiderando esses impactos, o aumento da classe residencial seria de 7,8%. O consumo médio mensal por cliente foi de 217,6 kwh no 1T13, em comparação a 204,4 kwh no 1T12. 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 434 GWh no 1T13 e 347 GWh no 1T12. 5

6 O segmento comercial, que representou 32,6% de participação no mercado total, consumiu GWh neste trimestre, apresentando crescimento de 7,8% em comparação com o mesmo período de Desconsiderando a reclassificação de instalações de condomínios, o crescimento do consumo deste segmento seria de 3,8%. No 1T13, o mercado livre foi adicionado com 21 instalações que consumiram como clientes cativos no 1T12. Tais migrações corresponderam a um acréscimo equivalente a 20 GWh no mercado livre no trimestre. O consumo total dos clientes industriais foi de 927 GWh, com participação de 14,5% no mercado total, apresentando redução de 3,7% em relação ao 1T12. Entre janeiro e março deste ano, houve 6 migrações de clientes do mercado cativo para o mercado livre, totalizando um consumo de 12 GWh no trimestre. Em relação às demais classes, que representaram 15,1% do mercado total, houve aumento de 3,7% do consumo em relação ao primeiro trimestre de As classes rural, poder público e serviço público, com representatividade de 0,2%, 6,2% e 4,9% no mercado total, apresentaram redução de 2,9% e aumento de 3,9% e 4,7%, respectivamente, em relação ao 1T12. 6

7 Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a março de 2013 PROINFA Residencial 120, ,1 CCEAR Energia Industrial Light Energia Faturada 358,8 13,6 Carga Própria 5.571,9 Light Comercial ITAIPU 7.953, ,2 (CCEE) E.Requerida Perdas de 1.299,8 (CCEE) Energia Demais 8.094, ,0 912,8 LEILÕES (CCEE) 1.992,6 Perdas Rede Básica 130,4 NORTE FLU (CCEE) 1.566,7 Ajuste 10,3 OUTROS(*) (CCEE) 801,2 COTAS 2080,7 ANGRA I E II 220,1 (*) 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 09/04/2013 (sujeitos a alteração). Balanço de Energia (GWh) 1T13 1T12 Var.% = Carga Fio ,3% - Energia medida transportada para concessionárias ,5% - Energia medida transportada para clientes livres* ,9% = Carga Própria ,6% - Consumo mercado cativo ,6% Mercado Baixa Tensão ,1% Mercado Média Tensão ,6% = Perdas + Energia não faturada ,8% *Incluindo CSN. 7

8 Perdas de Energia Elétrica As perdas não-técnicas, totalizaram GWh nos últimos 12 meses, representando 44,9% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão (metodologia de cálculo Aneel), com redução de 0,5 p.p. em relação às perdas dos 12 meses encerrados em dezembro de 2012, apesar de haver ainda o impacto negativo sobre este índice decorrente do encerramento contratual dos clientes inadimplentes de longa data. As perdas totais da Light SESA somaram GWh, ou 23,6% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado em março de 2013, em linha com o índice de dezembro de Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 meses Evolução das Perdas Totais 12 meses ,2% 42,2% 43,1% 45,4% 44,9% 34,7% 34,2% 33,8% 33,3% 32,9% ,0% 22,3% 22,7% 23,6% 23,6% 15,3% 15,6% 15,8% 16,5% 16,5% mar/12 jun/12 set/12 dez/12 mar/13 mar/12 jun/12 set/12 dez/12 mar/13 Perdas Não Técnicas (GWh) Perdas Não-Técnicas / Mercado BT (%) Perdas Regulatórias Perdas (GWh) Perdas CFio % Perdas Não-Técnicas/C. Fio (%) O índice de perdas não-técnicas sobre o mercado de baixa tensão ainda está sob impacto da ação implementada no final do 1T12 relativa ao encerramento de contratos dos clientes com inadimplência de longa data, localizados em áreas onde ações tradicionais de cobrança não são efetivas, conforme Resolução Aneel 414, sem efeito, entretanto, sobre a geração de caixa. Para potencializar a redução das perdas não-técnicas, a Light vem investindo 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 1T13 foram realizadas normalizações, contra no 1T12 (3% de redução). Com relação à incorporação de energia, o índice no 1T13 foi de 4,9 GWh, comparando com 4,5 GWh do 1º trimestre de No entanto, a recuperação de energia subiu de 18,5 GWh no 1T12 para 33,1 GWh no 1T13 (aumento de 78%). Comparando a assertividade entre o 1T12 e 1T13, houve um incremento de 8 p.p., o que mostra maior eficiência no processo de seleção de potenciais clientes com fraude. Clientes Normalizados ,0% T12 1T13 8

9 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 1T13 foram realizadas normalizações contra 179 no mesmo período de 2012, e, ainda no mesmo período, a respeito da incorporação e recuperação, houve um incremento de 2,7 GWh para 3,6 GWh e 1,2 GWh para 3,8 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 1T13 e a energia incorporada por esta ação foi de 8,3 GWh. Em áreas fora de UPP foram instalados medidores eletrônicos, e a energia incorporada foi de 7,1 GWh. A meta é instalar 120 mil medidores em 2013, sendo 45 mil em comunidades e 75 mil fora das comunidades, com isso, o ano se encerrará com um universo de 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 cada. 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 março de 2013 com 14 APZs em operação, abrangendo 244 mil clientes (6% do total) na Baixada Fluminense, Zona Oeste e Zona Medidores Eletrônicos Instalados (mil unidades) mar-12 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). Desde o início do projeto, as APZs já inauguradas vem apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre faturamento BT de 23 p.p. e aumento médio na arrecadação de 14,5 p.p.. Seguem abaixo, os resultados acumulados até março, por APZ: ,4% 355 mar-13 Recuperação de Energia (GWh) 19,7 1T12 87,3% 36,9 1T13 Incorporação de Energia (GWh) 7,2 1T12 231,9% 23,9 1T13 9

10 Localidade Número de clientes Perdas Não Técnicas/Faturamento BT * Arrecadação Curicica ,1% 99,7% Realengo ,9% 99,5% Cosmos ,8% 107,7% Sepetiba ,5% 96,5% Caxias 1 e ,5% 93,3% Belford Roxo 1 e ,4% 94,2% Vigário Geral ,1% 98,3% Caxias ,2% 98,7% Nova Iguaçu ,9% 98,6% Nova Iguaçu ,0% 95,2% Nilópolis ,8% 89,8% Ricardo de Albuquerque ,5% 96,4% Mesquita ,4% 96,7% Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia ,9% 97,7% Total ,3% 98,4% * O indicador reflete os resultados acumulados até mar/13 a partir do início da implementação de cada APZ. Comunidades 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 visando melhorar a qualidade do fornecimento e evitar o furto de energia elétrica. Até março de 2013, já foram instalados 60 mil medidores eletrônicos, 350 km de rede blindada (310 km até 4T12) e clientes normalizados ( até 4T12). Das 28 comunidades que já contam com Unidades de Polícia Pacificadora (UPP), a Light já concluiu a reforma da rede em 9 delas, registrando uma redução média das perdas de 64,1% para 14,6% e aumento médio da adimplência de 9,56% para 89,91%, conforme abaixo: Áreas Ano de Perdas Adimplência Conclusão Antes Atual Antes Atual Santa Marta ,00% 8,22% 0,20% 99,13% Cidade de Deus ,10% 14,45% 23,10% 78,30% Chapéu Mangueira 16,20% 101,46% ,70% 14,75% Babilônia 5,40% 99,51% Cabritos 1,40% 96,25% ,30% 12,47% Tabajaras 9,50% 96,99% Formiga ,30% 9,37% 31,40% 84,62% Batan ,80% 10,66% 1,20% 93,88% Borel ,50% 31,06% 9,40% 79,10% 10

11 Arrecadação No trimestre, a taxa de arrecadação atingiu 101,0% do total faturado, representando um aumento de 6,0 p.p. em relação ao 1T12 e 7,0 p.p em relação ao 1T11. Tal desempenho pode ser atribuído principalmente ao segmento de Varejo, que apresentou uma variação de 8,7 p.p. e 8,2 p.p com relação a março de 2011 e de 2012, respectivamente. A arrecadação do segmento de Grandes Clientes aumentou 5,5 p.p. no trimestre, impactado pelo calendário de faturamento do trimestre anterior, quando um grande número de contas possuía vencimento no final do mês de dezembro e foram arrecadadas no primeiro trimestre. Além da mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data, que impactou as taxas de arrecadação, o bom desempenho também é consequência da continuidade das ações do programa de combate à inadimplência como: (i) campanhas de cobrança mais efetivas; (ii) aumento contínuo da instalação de medidores eletrônicos; e (iii) crescimento no volume de negativações em 2,1%, na comparação entre os trimestres. A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD) no 1T13 representou 1,2% da receita bruta de faturamento de energia, totalizando R$ 29,0 milhões, R$ 32,6 milhões inferior ao valor de R$ 61,6 milhões provisionado no 1T12, ou 2,6% do faturamento de energia daquele trimestre. No acumulado de 12 meses, sem considerar o provisionamento não recorrente ocorrido no 4T12, a PCLD representou 1,5% da receita bruta de faturamento em março de 2013, 1,5 p.p. menor que o mesmo período do ano passado. O resultado reflete a mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data a partir de fevereiro de 2012, além das ações de combate à inadimplência. 91,5% 92,0% 100,2% 98,9% 99,2% 104,7% 100,6% 95,1% 97,2% 94,0% 95,0% Varejo Grandes Clientes Poder Público Total 3,2% 3,2% 3,2% mar-11 jun-11 Taxa de arrecadação por segmento Trimestre 1T11 1T12 1T13 PCLD/ROB Fornecimento Faturado - 12 meses set-11 PCLD/ROB 3,0% 3,0% dez-11 mar-12 2,9% jun-12 2,4% set-12 1,9% dez-12 3,2% Provisionamento não recorrente (4T12) 101,0% mar-13 R$ MM % PCLD/ROB 1T13 1T12 1T13 1T12 PCLD 29,0 61,6 1,2% 2,6% 2,8% 1,5% 11

12 Qualidade Operacional A Light tem como compromisso manter o fornecimento de energia elétrica em elevados padrões de qualidade. No primeiro trimestre de 2013, foram aplicados R$ 19,4 milhões em investimentos visando à melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica e ao aumento da capacidade de sua rede. Além de contribuir para o melhor relacionamento entre a distribuidora e seus clientes, o nível de qualidade será de grande importância no modelo regulatório, a partir das regras para o 3º ciclo de revisão tarifária. As companhias serão incentivadas a buscar melhores índices de qualidade e ter o reconhecimento disso através do fator X. No 1T13, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 126 inspeções/manutenções em 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 51 transformadores, 30 chaves e em 812 protetores. A média móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC Duração Equivalente de Interrupção, que é expresso em horas, atingiu o valor de 19,60. A média móvel referente ao FEC Frequência Equivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 8,67. Estes indicadores foram impactados por um alto índice trimestral de chuva acumulada (precipitação em mm), que foi 78% superior com relação ao mesmo período de DEC e FEC - 12 Meses DEC e FEC - Sem Expurgo Trimestre 16,48 19,60 6,49 8,11 7,85 8,67 2,86 3,15 DEC FEC DEC FEC mar/12 mar/13 1T12 1T13 12

13 2.2 Geração O total de energia vendida pela Light Energia foi equivalente a 1.266,7 GWh, 16,4% inferior ao mesmo período do ano passado, decorrente da menor venda de energia no mercado spot, que totalizou apenas 23,4 GWh neste trimestre, 92,9% abaixo que o mesmo período do ano passado, em função da pior condição hidrológica do sistema nacional, impactada pelo baixo nível dos reservatórios associado à menor média de chuvas ocorridas no período. A energia vendida nos Ambientes de Contratação Regulada (ACR) e Livre (ACL) no 1T13 foi de 263,7 GWh e 979,6 GWh, respectivamente. No Ambiente de Contratação Regulada (ACR), o volume de energia vendida ficou 74,9% abaixo do mesmo período de 2012, decorrente do vencimento dos contratos de venda de energia negociados no mega leilão ocorrido em Tais contratos foram renegociados no ACL, que apresentou aumento de 646,4% na comparação entre os trimestres. LIGHT ENERGIA (GWh) 1T13 1T12 % Venda no Ambiente de Contratação Regulada 263, ,0-74,9% Venda no Ambiente de Contratação Livre 979,6 131,2 646,4% Vendas no spot (CCEE) 23,4 331,3-92,9% Total 1.266, ,5-16,4% 2.3 Comercialização e Serviços No primeiro trimestre de 2013, a comercialização direta de energia elétrica da Light Esco e LightCom, oriunda das fontes convencional e incentivada totalizou 1.030,8 GWh, em comparação a 398,7 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior. Tal crescimento se deve principalmente à venda da energia da Light Energia que ficou disponível após o vencimento dos contratos firmados no leilão de Volume (GWh) 1.030,8 158,5% 398,7 No segmento de serviços, foi fechado um contrato no 1T13 para reforma de uma central de água gelada de um grande shopping no Rio de Janeiro. Atualmente, a Light Esco possui 12 projetos em desenvolvimento, dentre o quais 1T12 1T13 se destacam um projeto de Cogeração para uma grande indústria de bebidas, com investimento total aproximado de R$ 85 milhões e outro referente a um projeto de construção de uma usina fotovoltaica no estádio do Maracanã, em consórcio com a Electricité de France ( EdF ) (51% da Light ESCO e 49% da EdF), cujo investimento por parte da Light ESCO totaliza R$ 6 milhões. 13

14 3. Desempenho Financeiro 3.1 Receita Líquida Consolidado Receita Líquida R$(MM) 1T13 1T12 Var.% Distribuição Energia vendida 1.633, ,5 12,8% Energia Não Faturada (81,5) 25,6 - Uso da rede (TUSD) 142,6 137,6 3,6% Curto Prazo (Spot)¹ - 0,7 - Diversos 31,4 26,8 17,3% Subtotal (a) 1.725, ,1 5,3% Receita de Construção² 157,3 137,4 14,4% Subtotal (a') 1.883, ,6 6,0% Geração Venda Geração (ACR+ACL) 143,6 81,8 75,6% Curto Prazo¹ - 12,8 - Diversos 1,7 1,6 7,1% Subtotal (b) 145,3 96,2 51,0% Comercialização e Serviços Revenda 165,9 47,4 250,1% Serviços 9,3 1,1 753,6% Subtotal (c) 175,2 48,5 261,4% Outros e Eliminações (d) (163,1) (22,5) 624,9% Total s/ rec. de construção (a+b+c+d) 1.883, ,3 6,9% Total (a'+b+c+d) 2.040, ,7 7,5% A Receita Operacional Líquida do 1T13 foi de R$ 2.040,4 milhões, 7,5% acima da receita apurada no 1T12. Desconsiderando a receita de construção, que tem efeito neutro no resultado, a receita líquida consolidada totalizou R$ 1.883,1 milhões no trimestre, um aumento de 6,9%. Todos os segmentos de atuação da Companhia apresentaram crescimento, com destaque para as atividades de geração e comercialização, influenciadas pela venda de energia no mercado livre a preços mais elevados, em substituição aos contratos antigos de venda de energia para o mercado regulado. ¹ Saldo da liquidação no CCEE ² A controlada Light SESA contabiliza receitas e custos, com margem zero, relativos a serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. 14

15 Distribuição A Receita Líquida do 1T13 totalizou R$ 1.883,1 milhões, representando um aumento de 6,0% em relação ao 1T12. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.725,8 milhões nesse trimestre, 5,3% acima da receita verificada no mesmo período do ano passado. O aumento da receita líquida neste trimestre é reflexo principalmente do crescimento de 3,7% 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 74,8% da receita de energia vendida, enquanto a venda no mercado livre representou 8,0%. Consumo de Energia Elétrica - (GWh) 1T13 Outros 14% Livre 13% Industrial 6% 834,7 912,8 358, ,2 Comercial 29% 2.423,1 Residencial 38% Receita Líquida por classe - R$ MM 1T13 Outros 12% TUSD 8% Comercial 30% Industrial 5% 98,3 142,6 207,1 527,4 800,6 Residencial 45% Geração A Receita Líquida do trimestre foi de R$ 145,3 milhões, um aumento de 51,0% em relação ao mesmo período de Esse resultado pode ser explicado pelo crescimento de 646,4% no volume de venda de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL) cujos preços dos contratos são superiores aos praticados no mercado regulado, onde tal energia era vendida anteriormente. O preço médio de venda, líquido de impostos, ponderado pelos dois mercados foi de R$ 115,5/MWh no 1T13, em comparação a um preço de R$ 69,1/MWh no mesmo período do ano passado, representando um aumento de 67,1%. 15

16 Comercialização e Serviços A receita líquida do segmento de comercialização e serviços no 1T13 apresentou um aumento de 261,4% em relação ao 1T12, alcançando R$ 175,2 milhões. Esse resultado é decorrente do expressivo aumento no volume de energia comercializada combinado com o maior preço praticado neste trimestre, em função principalmente da recolocação da energia descontratada da Light Energia no final do ano passado. 3.2 Custos e Despesas Consolidado Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 1T13 1T12 Var. % Distribuição (1.735,6) (1.496,8) 16,0% Distribuição s/ custo de construção (1.578,3) (1.359,3) 16,1% Geração (38,1) (33,6) 13,5% Comercialização e Serviços (165,3) (45,0) 267,8% Outros e Eliminações 160,0 19,1 735,7% Consolidado s/ custo de construção (1.621,8) (1.418,8) 14,3% Consolidado (1.779,1) (1.556,2) 14,3% No primeiro trimestre de 2013, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 1.779,1 milhões, apresentando crescimento de 14,3% em comparação com o realizado no mesmo período do ano passado. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas consolidados deste trimestre, ficaram também 14,3% acima do 1T12. Tal variação foi influenciada principalmente pelos custos e despesas do segmento de distribuição, explicada fundamentalmente pelo aumento de 22,9% dos custos não gerenciáveis. 16

17 Distribuição Custos e Despesas (R$ MM) 1T13 1T12 Var. % Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.261,2) (1.026,2) 22,9% Custos de Compra de Energia (1.079,1) (818,2) 31,9% Custos com Encargos e Transmissão (177,9) (203,9) -12,8% Outros (Custos Obrigatórios) (4,3) (4,1) 3,1% Custos e Despesas Gerenciáveis (317,1) (333,1) -4,8% PMSO (184,0) (167,6) 9,7% Pessoal (73,1) (64,8) 12,8% Material (3,7) (3,6) 3,5% Serviço de Terceiros (88,6) (85,1) 4,0% Outros (18,6) (14,1) 31,8% Provisões (45,2) (86,5) -47,7% Depreciação e Amortização (80,6) (75,7) 6,5% Outras Receitas/Despesas Operacionais (7,3) (3,2) 127,3% Custo de Construção (157,3) (137,4) 14,4% Custos Totais s/custo de Construção (1.578,3) (1.359,3) 16,1% Custos Totais (1.735,6) (1.496,8) 16,0% No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia aumentaram 16,0% em relação ao 1T12. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram crescimento de 16,1%, decorrente do aumento de 22,9% nos custos e despesas não gerenciáveis, compensado parcialmente pela redução de 4,8% dos custos e despesas gerenciáveis. Custos e Despesas Não Gerenciáveis No primeiro trimestre de 2013, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 1.261,2 milhões, apresentando um aumento de 22,9% em relação ao mesmo período de Este resultado já incorpora os efeitos do Decreto nº 7.945/13 com a contabilização do repasse de recursos da CDE para redução de custos no montante de R$ 428,3 milhões. Vide nota de Eventos Recentes para maior detalhamento. Os custos de compra de energia aumentaram 31,9% em relação ao 1T12. Tal aumento foi influenciado pela elevação do PLD médio de R$ 66,0/MWh (1T12) para R$ 322,7/MWh (1T13), que resultou em Energia Comprada - R$ MM Trimestre 818,2 3,3% 15,0% 28,8% 52,9% ,9% 1.079,1 6,5% 13,4% 24,8% 55,3% 2013 LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT maiores gastos em dois itens: (i) Contratos por Disponibilidade, em função do despacho de usinas térmicas por ordem do Operador Nacional do Sistema (ONS) para repor o nível dos reservatórios e (ii) exposição à compra no mercado spot devido a dois fatores: déficit resultante da alocação insuficiente das cotas das UHEs prorrogadas e 17

18 atrasos nas Usinas vendedoras do 7º Leilão de Energia Nova. Adicionalmente também contribuiu o reajuste do contrato com a UTE Norte Fluminense em Nov/12. Os custos com encargos e transmissão apresentaram redução de 12,8%, decorrente principalmente do menor encargo de uso da rede, tendo em vista a renovação dos contratos de concessão de algumas companhias transmissoras. Energia Comprada - GWh Trimestre ,6% 4,1% 16,3% 19,6% 58,4% 0,0% ,5% 9,9% 16,1% 19,4% 53,2% Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis: LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT PROINFA Os custos não gerenciáveis são repassados na tarifa ao consumidor e o aumento de tais custos acima do nível regulatório forma um saldo de ativo 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 ativos regulatórios somaram um valor de R$ 101,2 milhões neste trimestre, contra um passivo regulatório de (R$ 2,1 milhões) no 1T12. Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 1T13 1T12 Var. % Custos de Compra de Energia (1.079,1) (818,2) 31,9% Itaipu (144,9) (122,8) 18,0% UTE Norte Fluminense (267,1) (235,4) 13,5% Energia de Curto Prazo (Spot) (70,4) (27,2) 159,0% Risco Hidrológico (131,4) - - CDE - Risco Hidrológico 131,4 - - Exposição das Cotas (160,4) - - CDE - Exposição das Cotas 160,4 - - Demais (70,4) (27,2) 159,0% Leilão de energia (596,7) (432,8) 37,9% Contratos por Disponibilidades (225,7) (70,7) 219,2% Demais (371,0) (362,1) 2,5% Custos com Encargos e Transmissão (177,9) (203,9) -12,8% Encargos Serviços do Sistema - ESS (215,3) (23,5) 816,5% CDE - ESS 136,3 - - Transporte de Energia (52,8) (130,9) -59,7% Outros Encargos (46,1) (49,5) -7,0% Outros (Custos Obrigatórios) (4,3) (4,1) 3,1% Total (1.261,2) (1.026,2) 22,9% O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 131,4/MWh no primeiro trimestre de 2013, em comparação a um custo médio de compra de energia de R$ 113,1/MWh no 1T12, representando um aumento de 16,2%. Custos e Despesas Gerenciáveis 18

19 No primeiro 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$ 317,1 milhões, apresentando redução de 4,8% entre os períodos. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 184,0 milhões no trimestre, 9,7% acima do 1º trimestre de 2012, resultado do crescimento das linhas pessoal, serviço de terceiros e outros, que apresentaram desvios de R$ 8,3 milhões, R$ 3,5 e R$ 4,5 milhões, respectivamente. O aumento de 12,8% na linha de pessoal é decorrente principalmente: (i) da menor concentração de capitalização de mão de obra para investimento neste trimestre, que comparada com o 1T12, gerou uma diferença de R$ 4,4 milhões e (ii) folha salarial impactada pelo dissídio anual em 6,0% a partir de junho. O crescimento de 31,8% em outros foi ocasionado pela (i) maior despesa no montante de R$ 3,0 milhões relativos a campanhas de publicidade, visando a melhoria da imagem institucional e (ii) efeito positivo não recorrente no 1T12 do crédito de causas jurídicas, no valor de R$ 1,1 milhão. A conta provisões totalizou R$ 45,2 milhões, com uma redução de R$ 41,3 milhões, ou 47,7%, em comparação ao primeiro trimestre de 2012, basicamente em função da redução de R$ 32,6 milhões na PCLD, que totalizou R$ 29,0 milhões neste trimestre, contra R$ 61,6 milhões provisionados no 1T12. O resultado reflete a mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data a partir de março de 2012, além das ações de combate à inadimplência. A linha de depreciação e amortização aumentou 6,5% decorrente do trabalho de preparação da base de remuneração, com a intensificação de unitização do ativo imobilizado neste trimestre. Geração Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 1T13 1T12 Var. % Pessoal (5,3) (5,2) 2,2% Material e Serviço de Terceiros (3,6) (3,6) -2,6% CUSD - CUST / Energia Comprada (7,6) (4,5) 69,2% Depreciação (13,8) (14,0) -2,0% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,0 1,9 - Outras (inclui provisões) (8,0) (8,2) -2,9% Total (38,1) (33,6) 13,5% Neste trimestre, os custos e despesas da Light Energia foram de R$ 38,1 milhões, apresentando um aumento de 13,5% em comparação ao 1T12. Tal desempenho é explicado pelo aumento na linha de energia comprada, decorrente principalmente da compra de energia gerada pela PCH Paracambi no montante de R$ 4,2 milhões. 19

20 Os custos e despesas no 1T13 ficaram assim compostos: pessoal (13,9%), materiais e serviços de terceiros (9,3%), CUSD/CUST / Energia Comprada (19,9%), outros e depreciação (57,0%). O custo de PMSO por MWh gerado pelas usinas da Light Energia, neste trimestre, ficou em R$ 13,8/MWh, frente a um valor de R$ 14,0/MWh no 1T12. Comercialização e Serviços Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 1T13 1T12 Var. % Pessoal (2,0) (1,1) 83,9% Material e Serviço de Terceiros (2,8) (0,9) 223,6% Energia Comprada (160,1) (42,5) 276,8% Depreciação (0,0) (0,3) -85,8% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,0 0,0 - Outras (inclui provisões) (0,4) (0,2) -33,0% Total (165,3) (45,0) 267,8% No trimestre, os custos e despesas totalizaram R$ 165,3 milhões, ficando 267,8% acima do realizado no mesmo período de Este aumento se deu principalmente pelo custo de energia comprada, que apresentou acréscimo de R$ 117,6 milhões entre os trimestres, decorrente do aumento no volume de energia comprada para comercialização. Os gastos com material e serviços de terceiros apresentaram aumento de 223,6% em comparação com o trimestre passado, explicado pela construção de uma usina fotovoltaica no estádio do Maracanã, assim como pelo projeto de cogeração que está sendo realizado para uma grande indústria de bebidas. 3.3 EBITDA 3 Consolidado EBITDA Consolidado (R$ MM) 1T13 1T12 Var. % Distribuição 228,1 355,5-35,8% Geração 119,3 77,6 53,8% Comercialização 9,9 3,8 160,7% Outros e eliminações (2,2) (3,5) - Total 355,1 433,4-18,1% Margem EBITDA (%) 18,9% 24,6% - 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. 20

21 O EBITDA consolidado do primeiro trimestre de 2013 foi de R$ 355,1 milhões, 18,1% abaixo do apurado no mesmo trimestre de 2012, enquanto a margem EBITDA 4 foi de 18,9%, 5,7 p.p. abaixo do 1T12. A redução de 35,8% do EBITDA da distribuição, impactado pelos custos não gerenciáveis de compra de energia, foi o fator determinante para a redução do EBITDA consolidado, ainda que parcialmente compensado pelos expressivos crescimentos de 160,7% e de 53,8% do EBITDA dos segmentos de comercialização e geração, respectivamente. EBITDA por atividade* 1T13 EBITDA por atividade* 1T12 Distribuição - 63,8% Geração - 33,4% (Margem EBITDA: 13,5%) (Margem EBITDA: 82,1%) Distribuição - 81,4% (Margem EBITDA: 21,7%) Comercialização - 2,8% (Margem EBITDA: 5,6%) Comercialização - 0,9% (Margem EBITDA: 7,8%) Geração - 17,8% (Margem EBITDA: 80,6%) *Não considera eliminações *Não considera eliminações Em termos de participação percentual, a Distribuição reduziu sua participação de 81,4% para 63,8%, enquanto que as atividades de Geração e Comercialização aumentaram suas participações, respectivamente, de 17,8% para 33,4% e 0,9% para 2,8%. EBITDA e EBITDA Ajustado 1T13/1T12- R$ Milhões 5,8% -18,1% (2) 122 (175) (19) (7) 42 (1) EBITDA Ajustado - 1T12 Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA - 1T12 Receita Líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Outras Receitas Operacionais Provisões Equiv. Patrimonial EBITDA - 1T13 Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA Ajustado - 1T13 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. 21

22 O EBITDA do 1T13 foi impactado principalmente pelo crescimento dos custos não gerenciáveis da Distribuidora, decorrente do maior custo de compra de energia. Quando ajustado pela CVA, isto é, os ativos e passivos regulatórios que deverão ser considerados no próximo reajuste tarifário da distribuidora, refletindo, portanto, o potencial de geração bruta de caixa, o EBITDA ajustado seria de R$ 456,3 milhões no trimestre, um aumento de 5,8% com relação ao mesmo trimestre de Em resumo, temos que (i) o principal impacto negativo no EBITDA Consolidado veio dos custos não-gerenciáveis de compra de energia da Distribuição; (ii) tais custos são repassáveis para a tarifa, tornando a Distribuidora neutra em relação ao mesmo; e (iii) as melhorias nas margens EBITDA da Geração e Comercialização não precisam ser repassadas (ou devolvidas ) para os consumidores, tal como ocorreria na dinâmica tarifária da Distribuição. Distribuição O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 228,1 milhões no 1T13, 35,8% abaixo do apurado no mesmo trimestre de Tal resultado pode ser explicado principalmente pelo aumento dos custos não gerenciáveis de compra de energia, que aumentaram 31,9%. Este resultado já incorpora os efeitos do Decreto nº 7.945/13 com a contabilização do repasse de recursos da CDE para redução de custos no montante de R$428,3 milhões. Vide nota de Eventos Recentes para maior detalhamento. A margem EBITDA 5 foi de 13,5%, 8,2 p.p. abaixo do 1T12. Parte do aumento do custo de compra de energia forma ativos e passivos regulatórios (CVA), que são considerados para o reajuste tarifário. Ajustando o EBITDA da Distribuidora pela CVA, ele seria de R$ 329,2 milhões, 6,8% abaixo do EBITDA ajustado registrado no 1T12. Geração O EBITDA da Light Energia totalizou R$ 119,3 milhões neste trimestre, um aumento de 53,8% em comparação ao 1T12. Esse resultado pode ser explicado pelo crescimento no volume de venda de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL) onde os preços dos contratos são maiores do que no mercado regulado. A margem EBITDA do trimestre foi de 82,1%, 1,5 p.p. acima do 1T12. Comercialização e Serviços O EBITDA totalizou R$ 9,9 milhões neste trimestre, 160,7% acima do montante apurado no 1T12. Tal resultado é explicado principalmente pelo aumento no volume de energia comercializada e pelo maior preço praticado neste trimestre. A margem EBITDA do trimestre foi de 5,6%, 2,2 p.p. abaixo do 1T12. 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. 22

23 3.4 Resultado Financeiro Consolidado Resultado Financeiro - R$ MM 1T13 1T12 Var. % Receitas Financeiras 38,5 32,0 20,2% Juros sobre Aplicações Financeiras 3,3 13,4-75,5% Variação Monetária 0,0 1,7 - Acréscimo Moratorio / Multas sobre débitos 21,2 18,7 13,7% Outras Receitas Financeiras 14,0 (1,7) - Despesas Financeiras (177,3) (161,7) 9,7% Encargos da dívida (72,2) (94,8) -23,8% Variação Monetária e Cambial 8,8 4,3 103,3% Resultado Swap Líquido (22,5) (1,8) 1123,7% Atualização de provisões para contingências (19,0) (12,8) 48,6% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (1,1) (2,2) -50,3% Juros sobre Tributos (1,7) (0,2) 768,3% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) (2,7) (2,9) -8,9% Ajuste a valor presente 0,3 0,9-69,1% Compensação DIC/FIC (25,0) (15,9) 57,5% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (2,8) (4,6) -38,5% Braslight (39,4) (31,7) 24,3% Encargos (15,6) (15,7) -0,5% Variação Monetária (23,8) (16,0) 48,6% Total (138,9) (129,7) 7,1% O resultado financeiro do trimestre foi negativo em R$ 138,9 milhões, apresentando um aumento de 7,1% em relação ao resultado financeiro negativo de R$ 129,7 milhões do primeiro trimestre de A receita financeira do trimestre foi de R$ 38,5 milhões, resultado 20,2% superior ao verificado no mesmo período de A principal variação da receita foi na linha de outras receitas financeiras, cujo principal impacto foi o registro da atualização da base de ativos da distribuidora, calculada pelo valor novo de reposição, no montante de R$ 6,4 milhões. A despesa financeira do trimestre somou R$ 177,3 milhões, com crescimento de 9,7% em relação ao mesmo período de Tal variação na despesa financeira se deve ao: (i) aumento de 57,5% nas compensações por violação dos índices de qualidade DIC e FIC, representando um montante de R$ 9,1 milhões maior que o do 1T12; (ii) aumento de R$ 7,8 milhões na variação monetária do passivo da Braslight, devido à alta do índice de inflação (IPCA - com um mês de defasagem) que corrige o saldo da dívida 6 ; e (iii) aumento de R$ 6,2 milhões na atualização de provisão para contingência referente ao ICMS. 6 O índice de reajuste neste trimestre foi de 2,3% em comparação a 1,5% do 1T12 23

24 3.5 Endividamento R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Moeda Nacional 748,8 16,7% 3.004,5 67,2% 3.753,3 83,9% Light SESA 721,2 16,1% 2.330,5 52,1% 3.051,7 68,2% Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% 0,0 0,0% 0,0 0,0% Debêntures 5a. Emissão 181,9 4,1% ,9 4,1% Debêntures 7a. Emissão 20,8 0,5% 648,7 14,5% 669,5 15,0% Debêntures 8a. Emissão 11,6 0,3% 469,6 10,5% 481,2 10,8% Eletrobras 0,6 0,0% 4,4 0,1% 5,0 0,1% CCB Bradesco 87,6 2,0% 300,0 6,7% 387,6 8,7% Capital de Giro - Santander 3,7 0,1% 80,0 1,8% 83,7 1,9% BNDES (CAPEX) 111,6 2,5% 546,7 12,2% 658,2 14,7% BNDES FINEM 150,2 3,4% 281,1 6,3% 431,3 9,6% Banco do Brasil 151,0 3,4% - 0,0% 151,0 3,4% Outros 2,1 0,0% - - 2,1 0,0% Light Energia 24,1 0,5% 665,3 14,9% 689,4 15,4% Debêntures 1a. Emissão 6,8 0,2% 171,3 3,8% 178,1 4,0% Debêntures 2a. Emissão 3,6 0,1% 423,5 9,5% 427,1 9,6% Debêntures 3a. Emissão 0,7 0,0% 29,8 0,7% 30,6 0,7% BNDES FINEM 12,9 0,3% 40,7 0,9% 53,6 1,2% Outros 0,0 0,0% - - 0,0 0,0% Light ESCO 3,6 0,1% 8,7 0,2% 12,3 0,3% BNDES - PROESCO 3,6 0,1% 8,7 0,2% 12,3 0,3% Moeda Estrangeira 13,0 0,3% 705,5 15,8% 718,5 16,1% Light SESA 12,2 0,3% 544,4 12,2% 556,6 12,4% Tesouro Nacional 9,8 0,2% 31,1 0,7% 41,0 0,9% Merril Lynch 0,3 0,0% 100,7 2,3% 101,0 2,3% BNP 1,6 0,0% 90,3 2,0% 91,9 2,1% Citibank 0,4 0,0% 201,4 4,5% 201,8 4,5% Bank Tokyo 0,1 0,0% 120,8 2,7% 121,0 2,7% Light Energia 0,8 0,0% 161,1 3,6% 161,9 3,6% Citibank 0,8 0,0% 161,1 3,6% 161,9 3,6% Dívida Bruta 761,8 17,0% 3.709,9 83,0% 4.471,8 100,0% Disponibilidades 440,3 Dívida Líquida (a) 4.031,4 Dívida Braslight (b) 115,7 949, ,4 Dívida Líquida Ajustada (a+b) 5.096,8 A dívida bruta da Companhia em 31 de março de 2013 foi de R$ 4.471,8 milhões, apresentando aumento de 5,5% em relação à posição de dezembro de Quando comparada com o mesmo período de 2012, a dívida bruta aumentou em 16,7%, ou R$ 640 milhões, em função das captações realizadas no período, quais sejam: (i) 8ª emissão de debêntures da Light SESA no valor de R$ 472 milhões junto ao FI-FGTS (agosto de 2012); (ii) 3ª emissão de debêntures da Light Energia no total de R$ 30 milhões junto ao FI-FGTS (setembro de 2012), (iii) liberações de recursos por parte do BNDES, ao longo de 2012, no montante de R$ 490 milhões, para a Light SESA; (iv) captação em 24

25 moeda estrangeira de R$ 202 milhões e R$ 162 milhões, respectivamente, para a Light SESA e para a Light Energia, através do Citibank, ambas com hedge através de operação de swap para Real (agosto e setembro de 2012); (v) captação no valor de R$ 150 milhões, através do Banco do Brasil, para a Light SESA (fevereiro de 2013); (vi) captação em moeda estrangeira de R$ 121 milhões, através do Banco Tokyo-Mitsubishi, para a Light SESA, com hedge através de operação de swap para Real (março de 2013). Tais recursos foram utilizados para investimentos, capital de giro e pré-pagamento de R$ 375 milhões em dívidas mais caras. Endividamento (Moeda Nacional x Estrangeira) 6,0% 94,0% mar/12 dez/12 mar/13 Moeda Nacional 14,3% 16,1% 85,7% 83,9% Moeda Estrangeira A relação dívida líquida/ebitda reduziu de 2,83x em dezembro de 2012 para 2,73x em março de 2013, já refletindo o efeito da não consolidação de dívidas das participações societárias em empresas com controle compartilhado. Com isso, a Companhia segue respeitando o covenant para tal indicador, que é de 3,0x. A Companhia possui também um covenant para o indicador EBITDA/despesa de juros, que deve ser acima 2,5x. Neste indicador, o resultado obtido em março foi de 4,69x. Vale mencionar que o descumprimento do covenant só se configura em caso de ultrapassagem dos limites estabelecidos para os indicadores por 2 trimestres consecutivos ou 4 intercalados. O prazo médio de vencimento da dívida é de 4,7 anos. O custo médio da dívida denominada em Reais ficou em 7,7% a.a., 0,5 p.p. abaixo do custo da dívida de dezembro de O custo médio para a dívida em moeda estrangeira, de 2,1% a.a., ficou 0,5 p.p. abaixo do custo médio de dezembro de Em março, 16,1% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira e, considerando o 357,1 791,8 759,2 Cronograma de Amortização (R$ MM) 982,0 Múltiplo para efeito de covenants R$ MM horizonte das operações Após ,4 394,4 176,0 41,6 41,6 41,6 mar/ Dívida Bruta 4.471, ,0 + Operações de Swap (12,7) (29,4) + Fundo de Pensão 1.065, ,7 - Caixa 440,3 392,9 = Dívida Líquida para covenants (a) 5.084, ,4 EBITDA (12 meses) 1.379, ,2 + Provisões 433,6 475,2 - Outras Receitas/Despesas Operacionais 368,6 375,6 + Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) 433,6 330,4 - CVA Financeira 14,0 14,0 = EBITDA para covenants (b) 1.863, ,2 Dívida Líquida / EBITDA (a/b) 2,73 2,83 194,3 25

26 de hedge, a exposição ao risco de moeda estrangeira ficou em 0,4% do total, 0,2 p.p. acima do trimestre passado. A política de hedge 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 Lucro Líquido e Lucro Líquido Ajustado 1T12/1T13 - R$ Milhões 4,8% -43,8% (1) (78) (9) 30 (4) LL Ajustado 1T12 Ativos e passivos Regulatórios 1T12 EBITDA Resultado Financeiro Impostos Outros 1T13 Ativos e passivos Regulatórios LL Ajustado 1T13 A Light registrou Lucro Líquido de R$ 78,6 milhões neste trimestre, em comparação ao lucro de R$ 140,1 milhões do primeiro trimestre de 2012, representando uma redução de 43,8%. Tal resultado é explicado principalmente pelo desempenho operacional da distribuidora, que incorreu em custos mais elevados de compra de energia no primeiro trimestre deste ano, representando um aumento de 31,9% em comparação aos custos do 1T12. 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$ 145,4 milhões, 4,8% superior ao resultado do 1T12. 26

27 3.7 Investimentos CAPEX (R$MM) 1T13 Partic. % 1T12 Partic. % Var % Distribuição 127,0 78,0% 131,2 91,8% -3,2% Reforço da rede e expansão 65,1 51,2% 71,7 54,6% -9,2% Perdas 44,7 35,2% 37,3 28,4% 19,7% Outros 17,2 13,6% 22,2 16,9% -22,4% Administração 5,7 3,5% 6,1 4,2% -6,2% Comerc./ Eficiência Energética 26,7 16,4% 2,1 1,5% 1151,2% Geração 3,3 2,1% 3,5 2,4% -3,6% Acumulado 162,7 100,0% 142,9 100,0% 13,9% No primeiro trimestre de 2013, o total investido pela Light somou R$ 162,7 milhões, montante 13,9% superior ao investido no mesmo período de O segmento de distribuição concentrou o maior volume, R$ 127,0 milhões, representando 78,0% do investimento total e uma retração de 3,2% frente ao valor investido no 1T12. 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, no valor de R$ 65,1 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$ 44,7 milhões. Os investimentos na rede subterrânea estão incluídos nos investimentos da rede de distribuição e da melhoria da qualidade. Os investimentos em comercialização e eficiência energética passaram de R$ 2,1 milhões no 1T12 para R$ 26,7 milhões no 1T13. Esse aumento é explicado pelo projeto de cogeração que está sendo realizado junto a uma grande indústria de bebidas. 27