LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A. 3º TRIMESTRE DE 2014

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1 Rio de Janeiro, 13 de novembro de LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A. 3º TRIMESTRE DE Desempenho Operacional O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres ) no 3T14 foi de GWh, uma redução de 1,8% em relação ao mesmo período de 2013, influenciado pela retração de 13,0% no segmento industrial. No segmento residencial, o consumo totalizou GWh no trimestre, respondendo por 31,5% do mercado total. A temperatura média deste trimestre ficou 0,2ºC acima do 3T13. O segmento comercial representou 31,9% de participação no mercado total, consumindo GWh neste trimestre, crescimento de 2,0% em comparação com o 3T13. A classe comercial vem mantendo crescimento consistente nos últimos anos por fatores como a expansão da base de consumidores e intensificação do uso e posse dos aparelhos de refrigeração nos estabelecimentos comerciais, em especial no comércio varejista.

2 O consumo total dos clientes industriais foi de GWh, com participação de 21,2% no mercado total, apresentando um decréscimo de 13,0% em comparação com o mesmo período do ano passado, em função da retração das indústrias eletrointensivas, com atividades de produção de aço/alumínio e do setor químico. Em relação às demais classes, que representaram 15,5% do mercado total, houve uma redução de 1,1% do consumo em relação ao terceiro trimestre de As classes rural, serviço público e poder público apresentaram um crescimento de 24,7%, 1,4% e 0,1%, respectivamente em relação ao 3T13, enquanto a classe de iluminação pública apresentou um decréscimo de 4,6%, em função de eficientização energética. O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres ) no acumulado do ano foi de GWh, um aumento de 3,2% em relação ao mesmo período do ano de As classes residencial e comercial foram as principais responsáveis para este resultado. O segmento residencial, com consumo de GWh no 9M14 e participação de 34,1% do mercado total, apresentou um aumento de 8,6% comparado ao mesmo período do ano anterior, influenciado pelo forte aumento da temperatura durante o verão de Os clientes da classe comercial consumiram GWh, apresentando um aumento de 4,5% em relação ao 9M13. Assim como na classe residencial, o consumo comercial registrou crescimento em todos os trimestres desse ano. No acumulado 9M14, o consumo total dos clientes industriais foi de GWh, representando um decréscimo de 6,1% em comparação com o mesmo período de 2013, explicado pela retração do consumo dos setores de 2

3 metalurgia, aço e químico. Descontando-se o efeito da queda desses setores, o consumo industrial teria uma expansão de 2,1% em relação ao mesmo período do ano passado. Em relação às demais classes, que representaram 14,7% do mercado total, no acumulado do ano houve um aumento de 2,5% do consumo em relação a 9M13. As classes rural, poder público e serviço público apresentaram aumento de 3,4%, 2,5% e 2,6%, respectivamente, em relação ao mesmo período de

4 Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a setembro de 2014 PROINFA Residencial 374, ,2 ITAIPU Energia Industrial (CCEE) Faturada Cativos 1.041, ,2 Carga Própria ,7 Light Comercial LEILÕES E.Requerida , ,8 (CCEE) (CCEE) Perdas de 5.736, ,2 Energia(**) Demais 6.477, ,9 NORTE FLU (CCEE) 4.750,9 OUTROS(*) (CCEE) Perdas Rede Básica Perdas DIT(***) 334,4 70, ,4 COTAS 5.507,4 ANGRA I E II 663,7 (*) Outros = Compra no Spot - Venda no Spot. (**) Contempla energia não faturada. (***) Demais Instalações de Transmissão. 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 07/10/2014 (sujeitos a alteração). Balanço de Energia (GWh) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% = Carga Fio ,1% ,8% - Energia medida transportada para concessionárias ,5% ,6% - Energia medida transportada para clientes livres ,7% ,7% = Carga Própria ,9% ,5% - Consumo mercado cativo ,6% ,5% Mercado Baixa Tensão ,4% ,8% Mercado Média Tensão ,8% ,0% = Perdas + Energia não faturada ,9% ,9% 4

5 Perdas de Energia Elétrica As perdas não-técnicas totalizaram GWh nos últimos 12 meses, representando 41,3% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão (metodologia de cálculo Aneel), com redução de 0,6 p.p. em relação às perdas dos 12 meses encerrados em junho de Em comparação com o período de 12 meses findos em setembro de 2013, houve redução de 2,4 p.p, quando as perdas não-técnicas totalizaram 43,7% sobre o mercado de baixa tensão.as perdas totais da Light SESA somaram GWh, ou 23,3% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado em setembro de 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: Normalizações de unidades consumidoras: Foram realizadas nos segmentos de baixa, média e alta tensão, normalizações no 9M14, contra no 9M13, 5,8% de aumento. Com relação à incorporação de energia no 9M14, o índice foi de 175,3 GWh, comparando com 143,5 GWh do mesmo período de 2013, aumento de 22,1%. A recuperação de energia foi de 103,7 GWh no período, redução de 19,8% quando comparada a 129,3 GWh no 9M13 Número de Normalizações 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% = Total ,8% ,8% - Alta/Média tensão ,1% ,2% - Baixa tensão ,2% ,4% BT direto ,2% ,9% BT indireto ,6% ,0% 5

6 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 no combate à inadimplência ou ao furto de energia. Em áreas de UPP foram instalados medidores eletrônicos no 3T14 e a energia incorporada por esta ação foi de 10,7 GWh. Em áreas fora de UPP foram instalados medidores eletrônicos e a energia incorporada foi de 15,7 GWh. Com isso, o parque de medidores eletrônicos instalados ao final do 3T14 atingiu o montante de 570 mil, um incremento de 39,1% relativo a posição de setembro de Em maio de 2014, a Companhia anunciou que a Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda ( Landis+Gyr ) foi o fornecedor escolhido para prover os equipamentos e serviços para automação de redes áreas e subterrâneas por um Sistema Integrado, utilizando Redes e Dispositivos Inteligentes na Distribuição ( Projeto Smart Grid ). Após a fase de detalhamento (work statement), o contrato foi assinado em setembro de 2014 e contempla o fornecimento de aproximadamente 1 milhão de medidores pelos próximos 5 anos, pelo valor total de R$ 750 milhões. Atualmente a Light e a Landis+Gyr estão realizando a adequação do ambiente para receber esta nova tecnologia de comunicação. 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 tem em média, 17 mil clientes. O projeto, que é conhecido comercialmente como Light Legal e conta com o apoio do SEBRAE para capacitação dos microempresários parceiros, encontra-se com 29 APZs em operação, abrangendo 511 mil clientes na Baixada Fluminense, Zona Sul, Zona Oeste e Zona Norte. 6

7 Até setembro de 2014, já foram instalados 124 mil medidores eletrônicos nas comunidades, e desde o início do projeto, as APZs já inauguradas vêm apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre carga fio de 29,0 p.p. e aumento médio na arrecadação de 8,0 p.p. Seguem abaixo, os resultados acumulados até setembro, das 26 APZs com resultados apurados: Localidade Ano de Implementação Número de clientes Perdas Não Técnicas/Carga Fio * Arrecadação Antes Atual Antes Atual Área de UPP Curicica % 10% 95% 98% N Realengo/Batan 2010/ % 10% 94% 98% N/S Cosmos % 14% 92% 98% N Cosmos % 15% 92% 106% N Sepetiba % 31% 88% 97% N Caxias 1 e % 34% 83% 95% N Belford Roxo 1 e % 23% 88% 96% N Vigário Geral % 12% 94% 101% N Caxias % 16% 96% 96% N Nova Iguaçu % 28% 90% 98% N Nova Iguaçu % 20% 88% 98% N Nilópolis % 28% 90% 96% N Mesquita + Nilópolis Convencional % 17% 84% 98% N Ricardo de Albuquerque % 12% 94% 98% N Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia/Santa Marta % 11% 62% 97% S Coelho da Rocha % 11% 92% 100% N Caxias % 15% 90% 100% N Alemão % 32% 91% 96% S Cidade de Deus % 31% 84% 91% S Tomazinho % 17% 87% 97% N Formiga/Borel/Macaco/Salgueiro/Andaraí % 27% 50% 91% S Monte Líbano % 17% 92,0% 97% N Caxias % 33% 94,0% 93% N Cordovil % 16% 92,7% 98% N Éden % 15% 85,6% 97% N Nova Iguaçu % 31% 89,3% 100% N Total % 20% 90% 98% * O indicador reflete os resultados acumulados até Set/14 a partir do início da implementação de cada APZ. Legenda: N = Não / S = Sim. Complementando as 26 áreas com resultados apurados, a tabela abaixo apresenta as 3 APZ's, em fase de implementação e ainda sem resultados contabilizados, totalizando as 29 áreas em operação. O total de clientes ainda sem resultados somam 53 mil clientes. Localidade Ano de Implementação Perdas Não Técnicas/Carga Fio * Arrecadação Área de UPP Rio das Pedras % 75% N Comunidades Centro % 89% S Vilar dos Teles % 97% N 7

8 No terceiro trimestre destaca-se a junção das áreas Mesquita e Nilópolis Convencional, que passarão a ser tratadas como uma única APZ e o início de implantação da APZ de Vilar dos Teles 1. Arrecadação A taxa de arrecadação do trimestre atingiu 102,0% do total faturado, 4,1 p.p. acima do índice do mesmo período do ano passado. Esse resultado no trimestre é justificado pelo crescimento na arrecadação do varejo e de grandes clientes, os quais tiveram um aumento de 4,9 e 4,6 p.p., respectivamente, em relação ao mesmo trimestre de No acumulado do ano, a taxa de arrecadação foi de 99,6%, 1,5 p.p. inferior ao mesmo período de Essa queda se justifica principalmente pelo reajuste tarifário extraordinário ocorrido em 24 de janeiro de 2013, quando houve uma redução de 19,63% das tarifas, resultando em uma arrecadação atípica no primeiro trimestre de A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD) no terceiro trimestre de 2014 representou 1,6% da receita bruta de fornecimento de energia, totalizando R$ 29,8 milhões, R$ 7,3 milhões inferior ao valor de R$ 37,1 milhões provisionado no 3T13, ou 2,0% do faturamento de energia daquele trimestre. No acumulado do ano, a redução na PCLD alcançou redução de R$ 23,4 milhões quando comparado ao mesmo período de Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa - R$ MM 3T14 3T13 Var. (R$) 9M14 9M13 Var. (R$) PCLD 29,8 37,1 (7,3) 91,2 114,6 (23,4) 8

9 Qualidade Operacional No 3T14, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 87 inspeções/manutenções em circuitos de média tensão, 536 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 45 transformadores, 26 chaves e 357 protetores. A média móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC Duração Equivalente de Interrupção, que é expresso em horas, atingiu o valor de 13,20, representando 35,13% abaixo do mesmo período do ano anterior. A média móvel referente ao FEC Frequência Equivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 6,73, 26,20% abaixo do mesmo período do ano anterior. Em todos os indicadores referentes ao terceiro trimestre de 2014, observa-se um melhor desempenho da rede como resultado da reorganização de processos na diretoria de distribuição e das iniciativas implementadas pelo plano de ação iniciado em junho de O incremento de podas e serviços de manutenção preventiva na rede elétrica vem apresentando impactos positivos nos resultados, permitindo um melhor desempenho da Companhia no que se refere aos indicadores DEC e FEC. 9

10 2. Desempenho Financeiro 2.1 Receita Líquida Receita Líquida (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Energia vendida 1.188, ,3-2,6% 4.132, ,6 2,9% Energia Não Faturada 12,9 5,8 122,1% (32,1) (114,2) -71,9% Uso da rede (TUSD) 107,4 111,7-3,9% 336,3 382,4-12,1% Curto Prazo (Spot) 36,8 32,9 11,6% 60,5 37,8 60,1% Diversos 14,0 19,0-26,2% 48,6 55,1-11,9% Subtotal (a) 1.360, ,8-2,2% 4.545, ,7 3,9% Receita de Construção¹ 256,6 122,4 109,6% 634,4 455,2 39,4% Total (a') 1.616, ,2 6,8% 5.179, ,9 7,2% ¹ 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. A receita líquida do 3T14 totalizou R$ 1.616,6 milhões, representando uma aumento de 6,8% em relação ao 3T13. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.360,1 milhões nesse trimestre 2,2% abaixo da receita verificada no mesmo período do ano passado. Tal resultado pode ser explicado pelo consumo 1,8% menor no trimestre em relação ao mesmo período de Neste trimestre, a receita com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 9,1 milhões e a receita com o diferencial tarifário relativo ao tratamento especial das perdas não técnicas da área de concessão somou o montante de R$ 34,6 milhões, ambos tratados como Obrigações Especiais. Embora sejam faturados, não compõem a receita líquida desde a última revisão tarifária, ocorrida em novembro de A maior predominância no mercado da distribuidora são os segmentos residencial e comercial cativo, que somam 59,9% do consumo e representam 72,8% da receita de energia vendida. 10

11 No 9M14, a receita líquida da distribuidora, desconsiderando a receita de construção, somou R$ 4.545,2 milhões, 3,9% acima da receita apurada no 9M13, em função, principalmente, do crescimento de consumo do mercado total de 3,2% e do aumento médio da tarifa de energia de 1,3% após o processo de Revisão Tarifária ocorrido em novembro de No acumulado de 2014, a receita de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 37,1 milhões, enquanto a receita tratada como Obrigações Especiais para o combate às perdas somou R$ 120,1 milhões. 2.2 Custos e Despesas Custos e Despesas (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (987,8) (556,4) 77,5% (3.304,6) (2.626,7) 25,8% Custos de Compra de Energia (924,7) (814,6) 13,5% (3.171,3) (2.759,3) 14,9% Custos com Encargos e Transmissão (165,2) (102,3) 61,5% (420,2) (406,6) 3,4% Aporte CDE - à vista - 306, ,8 - Outros (Custos Obrigatórios) (3,4) (4,6) -25,7% (9,7) (13,6) -29,3% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 105,6 58,2 81,4% 296,6 246,1 20,5% Custos e Despesas Gerenciáveis (326,6) (311,5) 4,8% (979,4) (987,0) -0,8% PMSO (181,6) (182,5) -0,5% (570,2) (568,8) 0,2% Pessoal (59,9) (65,6) -8,7% (204,2) (203,9) 0,1% Material (3,9) (4,0) -3,4% (13,1) (11,6) 12,5% Serviço de Terceiros (100,3) (97,2) 3,2% (291,9) (294,4) -0,8% Outros (17,6) (15,7) 12,2% (61,0) (58,9) 3,5% Provisões - Contingências (20,3) (3,9) 419,8% (38,3) (38,3) 0,1% Provisões - PCLD (29,8) (37,1) -19,6% (91,2) (114,6) -20,4% Depreciação e Amortização (91,4) (86,0) 6,3% (263,0) (250,5) 5,0% Outras Receitas/Despesas Operacionais (3,4) (1,9) 79,6% (16,7) (14,8) 12,5% Custos Totais s/custo de Construção (1.314,3) (867,9) 51,4% (4.284,0) (3.613,7) 18,5% Custo de Construção (256,6) (122,4) 109,6% (634,4) (455,2) 39,4% Custos Totais (1.570,9) (990,3) 58,6% (4.918,4) (4.068,9) 20,9% No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia ficaram 58,6% acima dos custos do mesmo período de Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram um aumento de 51,4% em relação ao 3T13. No acumulado de 2014, o crescimento dos custos da distribuidora foi de 20,9%, enquanto que os custos e despesas totais, desconsiderando o custo de construção, aumentaram 18,5%. 11

12 Custos e Despesas Não Gerenciáveis No terceiro trimestre de 2014, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 987,8 milhões, apresentando um aumento de 77,5% em relação ao mesmo período de 2013, justificado principalmente pelo aporte à vista da CDE no 3T13 ressarcindo custos de compra de energia de trimestres anteriores de Adicionalmente, no 3T14 houve aumento de 13,5% com custo de compra de energia e de 61,5% com custos com encargos e transmissão. No resultado do trimestre está contemplado a provisão de repasse de recursos da CDE referente aos meses de agosto e setembro de 2014, no montante de R$ 170,8 milhões. O crescimento da compra de energia é explicado por: (i) aumento dos custos com risco hidrológico, uma vez que a média do GSF do 3T14 foi 17,4 p.p. abaixo da média do GSF registrado no 3T13; (ii) contratação nos Leilões A-1, realizado em dezembro de 2013 e A-0, realizado em abril de 2014, com preços de R$ 177,22/MWh e R$ 268,33/MWh, respectivamente, superiores aos preços cobertos pela tarifa; (iii) reajuste anual dos contratos; (iv) elevação do PLD médio de R$ 183,6/MWh no 3T13 para R$ 677,0/MWh no 3T14, que resultou em maiores gastos com os contratos por disponibilidade, em função do despacho de usinas térmicas por ordem do Operador Nacional do Sistema (ONS) para repor o nível dos reservatórios. Os custos com encargos e transmissão apresentaram crescimento de 61,5%, decorrente principalmente do aumento de 69,6% no gasto com transporte de energia, em razão do maior volume de energia contratado junto à rede básica, combinado com o aumento das tarifas de uso do sistema de transmissão. Adicionalmente, neste trimestre ocorreu um custo de R$ 25,9 milhões referente ao Encargo de Serviços do Sistema (ESS), devido ao despacho térmico por segurança energética. Os custos não gerenciáveis são repassados na tarifa ao consumidor e o aumento ou redução de tais custos em relação ao nível regulatório formam 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). No 3T14, o ativo regulatório líquido totalizou R$ 66,5 milhões, contra um passivo regulatório de R$ 329,2 milhões no 3T13. 12

13 O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 164,0/MWh no terceiro trimestre de 2014, 30,0% superior ao custo médio do 3T13 no valor de R$ 126,1/MWh. Considerando as compras no spot, o custo médio de energia comprada foi de R$ 197,8/MWh no 3T14, superior ao custo médio de R$ 126,5/MWh no mesmo trimestre de Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis: Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Custos de Compra de Energia (924,7) (814,6) 13,5% (3.171,3) (2.759,3) 14,9% Itaipu (184,8) (172,3) 7,3% (516,1) (482,2) 7,0% UTE Norte Fluminense (283,4) (272,9) 3,8% (841,0) (810,0) 3,8% Energia de Curto Prazo (Spot) (71,5) 8,8 - (1.588,4) (334,5) 374,9% Leilão de energia (613,3) (345,6) 77,5% (1.819,2) (1.346,3) 35,1% Contratos por Disponibilidade (318,9) (205,0) 55,6% (1.057,7) (667,2) 58,5% Demais (294,4) (140,6) 109,4% (761,5) (679,1) 12,1% Aporte CDE / Conta ACR 170,8 2,0 8325,2% 1.547,9 292,3 429,6% Risco Hidrológico 87,9 2,0 4238,7% 36,8 131,9-72,1% Exposição das Cotas 33, ,8 160,4 682,2% Contratos por Disponibilidade 49, ,1 - - CONER (Energia de Reserva) (12,8) - - Outros 57,4 (34,6) - 45,5 (78,7) - Custos com Encargos e Transmissão (165,2) (102,3) 61,5% (420,2) (406,6) 3,4% Encargos Serviços do Sistema - ESS (25,9) 21,5 - (72,1) (278,9) -74,1% CDE - ESS - (24,7) ,9 - Transporte de Energia (96,2) (56,7) 69,6% (221,5) (160,2) 38,2% Outros Encargos (43,1) (42,4) 1,8% (126,6) (136,4) -7,2% Aporte CDE à vista (Revisão Tarifária 2013) - 306, ,8 - Outros (Custos Obrigatórios) (3,4) (4,6) -25,7% (9,7) (13,6) -29,3% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 105,6 58,2 81,4% 296,6 246,1 20,5% Total (987,8) (556,4) 77,5% (3.304,6) (2.626,7) 25,8% Custos e Despesas Gerenciáveis No terceiro trimestre de 2014, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material, serviços de terceiros, provisões, depreciação, outras receitas/despesas operacionais e outros, totalizaram R$ 326,6 milhões, apresentando acréscimo de 4,8% entre os períodos. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 181,6 milhões no trimestre, 0,5% abaixo do realizado no mesmo período de 2013, explicado, principalmente, pela redução de 8,7% na linha de pessoal, compensada parcialmente pelo crescimento de 3,2% em serviços de terceiros. A redução de 8,7% na linha de pessoal é justificada, principalmente, pelo maior volume de capitalização de mão-deobra em projetos, quando comparado ao 3T13, em função do maior volume de investimentos no trimestre. 13

14 O aumento de 3,2% nos custos com serviços de terceiros é decorrente da ampliação do programa de Áreas de Perdas Zero APZ, no montante de aproximadamente R$ 8,8 milhões, e do aumento dos custos com a poda de árvores, visando uma melhoria na qualidade dos indicadores operacionais DEC e FEC. A conta de provisões totalizou R$ 50,1 milhões, valor 22,2% superior ao registrado no terceiro trimestre de 2013, devido, principalmente, à constituição de provisões para riscos relacionados a processos cíveis no valor de R$ 16,0 milhões, compensada parcialmente pela redução de 19,6% na PCLD, passando de R$ 37,1 milhões no 3T13, para R$ 29,8 milhões neste trimestre. Em comparação com o mesmo trimestre de 2013, a linha de depreciação/amortização apresentou um crescimento de 6,3%, devido ao aumento no volume de investimentos, com mais ativos incorporados à rede durante o ano de A linha outras receitas/despesas operacionais totalizou no trimestre R$ 3,4 milhões, um aumento de 79,6% frente aos R$ 1,9 milhão registrados no 3T13, decorrente de baixa por desativação de bens do ativo intangível. 2.3 EBITDA1 O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 137,1 milhões no 3T14, 77,5% inferior ao apurado no mesmo trimestre de 2013, explicado principalmente: (i) pelo registro, no 3T13, de repasse da CDE no valor de R$ 306,8 milhões referente a custo com compra de energia de trimestre anteriores; (ii) pela elevação dos custos com compra de energia, sobretudo na parcela não coberta pelos aportes da Conta ACR; e (iii) pela redução do EBITDA regulatório decorrente da última revisão tarifária, homologada em novembro de 2013, onde ocorreu a aplicação do W.A.C.C. regulatório real líquido de 7,50%, inferior ao W.A.C.C. de 9,95% do ciclo anterior (2008 a 2013). A margem EBITDA foi de 10,1%, 33,7 p.p. abaixo da registrada no mesmo período de O EBITDA da Distribuidora ajustado pela CVA seria de R$ 203,7 milhões, 27,2% abaixo do EBITDA ajustado do terceiro trimestre de No acumulado do ano, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 524,3 milhões, redução de 48,2% em relação ao mesmo período do ano passado, devido ao alto custo de compra de energia e aos impactos da revisão tarifária. Considerando os ativos e passivos regulatórios (CVA), o EBITDA da Distribuidora no 9M14 seria de R$ 692,9 milhões, 23,3% menor que o do mesmo período do ano anterior. A margem EBITDA dos primeiros nove meses do ano foi de 11,5%, 11,6 p.p. abaixo do 9M13. 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. 14

15 2.4 Resultado Financeiro Consolidado Resultado Financeiro - R$ MM 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Receitas Financeiras 102,3 76,6 33,5% 201,7 207,9-3,0% Juros sobre Aplicações Financeiras 31,3 37,7-17,0% 68,1 50,8 34,0% Resultado Swap Líquido 56, ,7 - Acréscimo Moratório / Multas sobre débitos 17,0 15,4 10,4% 58,4 60,6-3,7% Outras Receitas Financeiras (2,2) 23,4-75,2 59,8 25,7% Despesas Financeiras (237,7) (177,3) 34,1% (491,2) (503,2) -2,4% Encargos da dívida (133,2) (100,1) 33,1% (342,5) (232,4) 47,4% Variação Monetária e Cambial (87,0) (15,5) 460,6% (49,2) (64,6) -23,9% Resultado Swap Líquido - (5,3) - (21,7) - - Atualização de provisões para contingências (0,6) (2,0) -70,2% (15,7) (27,3) -42,5% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (3,6) (3,2) 12,4% (8,0) (9,2) -12,6% Juros sobre Tributos - (0,0) - (0,8) (2,2) -63,0% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) 1,3 (3,2) - (6,1) (8,7) -29,5% Ajuste a valor presente (0,3) (5,9) -94,4% 3,1 (5,0) - Compensação DIC/FIC (2,7) (7,4) -63,8% (28,9) (45,0) -35,7% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (11,5) (13,5) -15,2% (17,9) (18,8) -5,0% Braslight - (21,0) - (3,4) (90,1) -96,3% Encargos - (15,4) - (3,4) (46,3) -92,7% Variação Monetária - (5,6) - - (43,8) - Total (135,4) (100,7) 34,5% (289,5) (295,3) -2,0% O resultado financeiro do trimestre foi negativo em R$ 135,4 milhões, apresentando uma piora de 34,5% em relação ao resultado financeiro negativo de R$ 100,7 milhões registrado no terceiro trimestre de A receita financeira do trimestre foi de R$ 102,3 milhões, resultado 33,5% superior ao verificado no mesmo período de A principal variação foi no resultado do swap que teve uma receita de R$ 56,1 milhões, frente a uma despesa de R$ 5,3 milhões no 3T13, decorrente da desvalorização do real diante do dólar no período. A despesa financeira do trimestre somou R$ 237,7 milhões, uma piora de 34,1% em comparação ao mesmo período de Tal variação na despesa financeira pode ser explicada principalmente pelo (i) aumento de 460,6% na linha de variação monetária e cambial, devido à desvalorização do real diante do dólar, cujo efeito é mitigado pelo resultado do swap, e (ii) aumento de 33,1% com encargos de dívida devido a realização de novas captações, associado à alta da taxa básica de juros. Na linha de Outras Despesas Financeiras, está contemplado o valor de R$ 6,8 milhões, referente aos custos com aditamento dos contratos financeiros e escrituras de debêntures, incluindo a alteração nos covenants da Companhia. 15

16 2.5 Endividamento R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Moeda Nacional 816,3 13,7% 4.247,4 71,2% 5.063,7 84,8% Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% 0,0 0,0% 0,0 0,0% Debêntures 7a. Emissão 356,8 6,0% 324,6 5,4% 681,4 11,4% Debêntures 8a. Emissão 57,2 1,0% 430,5 7,2% 487,7 8,2% Debêntures 9a. Emissão - Série A 44,9 0,8% 995,8 16,7% 1.040,7 17,4% Debêntures 9a. Emissão - Série B 14,0 0,2% 639,9 10,7% 653,9 11,0% Debêntures 10a. Emissão 35,6 0,6% 744,5 12,5% 780,1 13,1% Eletrobras 1,4 0,0% 5,1 0,1% 6,5 0,1% CCB Bradesco 107,6 1,8% 225,0 3,8% 332,6 5,6% Capital de Giro - Santander 0,0 0,0% 0,0 0,0% 0,0 0,0% BNDES (CAPEX) 121,2 2,0% 418,1 7,0% 539,3 9,0% BNDES FINEM 69,4 1,2% 137,8 2,3% 207,3 3,5% BNDES Olimpíadas 4,8 0,1% 35,0 0,6% 39,7 0,7% Banco do Brasil 1,9 0,0% 150,0 2,5% 151,9 2,5% Outros 1,7 0,0% 141,1 2,4% 142,8 2,4% Moeda Estrangeira 165,0 2,8% 740,0 12,4% 904,9 15,2% Tesouro Nacional 3,1 0,1% 36,5 0,6% 39,7 0,7% Merril Lynch 50,6 0,8% 66,2 1,1% 116,8 2,0% BNP 110,2 1,8% 0,0 0,0% 110,2 1,8% Citibank 0,9 0,0% 490,2 8,2% 491,1 8,2% Bank Tokyo - Mitsubishi 0,2 0,0% 147,1 2,5% 147,2 2,5% Dívida Bruta 981,3 16,4% 4.987,4 83,6% 5.968,7 100,0% Disponibilidades 967,9 Dívida Líquida (a) 5.000,8 Braslight (b) Dívida Líquida Ajustada (a+b) 5.000,8 A dívida bruta da Companhia em 30 de setembro de 2014 era de R$ 5.968,7 milhões, um acréscimo de16,9% em relação a junho de 2014, e de18,4% em relação a setembro de As captações realizadas no período foram: (i) liberações de recursos por parte do BNDES, ao longo dos últimos 12 meses, no montante de R$ 41,9 milhões, para a Light SESA;(ii) captação em moeda estrangeira de R$ 235,8 milhões, através do Citibank, para a Light SESA, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real (fevereiro de 2014); (iii) liberações de recursos por parte da FINEP, em maio de 2014, num valor de R$ 136,0 milhões, com custo de 4% a.a; (iv) 10ª emissão de debêntures da Light SESA no montante total de R$ 750,0 milhões junto ao Banco do Brasil, Itaú e Bradesco, a um custo de 115% do CDI. Tais recursos foram utilizados para investimentos e principalmente, capital de giro. O prazo médio de vencimento da dívida é de 3,8 anos e o custo médio da dívida denominada em reais ficou em 10,9% a.a., 0,4 p.p. maior do que o custo da dívida de junho de No fechamento do trimestre, 15,2% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira, mas considerando o resultado das operações de proteção à exposição cambial, a exposição ao risco de moeda estrangeira ficou em 0,3%. A política de proteção à 16

17 exposição cambial consiste em proteger o fluxo de caixa das dívidas em moeda estrangeira vincendo nos próximos 24 meses (principal e juros), através do instrumento swap sem caixa, com instituições financeiras de primeira linha. As captações realizadas através da Resolução BACEN 4.131, junto ao Merrill Lynch, BNP, Citibank e Bank Tokyo- Mitsubishi, já foram contratadas com swap para todo o prazo da dívida. 2.6 Resultado Líquido A Light SESA registrou prejuízo líquido de R$ 59,2 milhões neste trimestre, em comparação ao lucro de R$ 270,5 milhões do terceiro trimestre de Tal resultado pode ser explicado principalmente pela elevação nos custos com compra de energia, impactada na parcela não coberta pelo aporte da CDE. 2.7 Investimentos CAPEX (R$MM) 9M14 Partic. % 9M13 Partic. % Var % Reforço da rede e expansão 339,7 59,1% 253,5 64,3% 34,0% Perdas 227,9 39,6% 133,4 33,9% 70,8% Outros 7,7 1,3% 7,1 1,8% 8,6% Acumulado 575,3 100,0% 393,9 100,0% 46,0% Os investimentos da Light SESA somaram R$ 575,3 milhões no 9M14, apresentando um crescimento de 46,0% frente ao valor investido no 9M13. Dentre os investimentos realizados, se destacam: (i) ao desenvolvimento de redes de distribuição e expansão, num montante de R$ 339,7 milhões, com o intuito de atender ao crescimento de mercado, aumentar a robustez da rede e melhorar a qualidade, inclusive na rede subterrânea, (ii) o avanço no projeto de combate às perdas de energia (blindagem de rede, sistema de medição eletrônica e regularização de fraudes) no qual foi investido o montante de R$ 227,9 milhões e (iii) R$ 50,3 milhões destinados a investimentos específicos para a Copa e para as Olimpíadas nesse período. 17

18 2.8 Fluxo de Caixa R$ MM 3T14 3T13 9M14 9M13 Caixa no Início do Período (1) 1.246, ,6 375,2 101,3 Lucro Líquido (59,2) 270,5 (17,9) 301,4 IR/CS 30,5 (151,7) 10,3 (164,3) Lucro Líquido antes IR e CS (89,7) 422,2 (28,2) 465,7 PCLD 29,8 37,1 91,2 114,6 Depreciação e Amortização 91,4 86,0 263,0 250,5 Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo 3,0 0,1 3,0 7,1 imobilizado baixado Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras 87,0 15,5 49,2 64,6 Juros e Variações monetárias líquidas 135,3 97,9 345,0 242,0 Braslight - 21,0 3,4 90,1 Complemento/ reversão de provisões 17,2 0,2 40,9 55,8 Remuneração de Ativo Financeiro da Concessão 12,8 (14,6) (32,0) (27,7) Outros (56,1) 5,3 21,7 (36,7) Subtotal 230,8 670,7 757, ,1 Capital de Giro 126,5 (146,8) (6,3) 25,7 Contingências (28,7) (20,4) (64,3) (58,3) Tributos (12,4) 0,5 (16,7) (1,3) Braslight 0,1 (1,9) (3,2) (3,1) Subvenção CDE (169,0) (303,4) (169,0) (303,4) Outros 2,3 (40,5) (25,4) (122,3) IR/CS pagos - - (4,3) (13,3) Juros pagos (40,9) (41,8) (233,1) (159,9) Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) 108,8 116,3 235,0 590,1 Financiamentos Obtidos 11,2 (8,0) 1.160, ,3 Dividendos (15,0) - (15,0) (12,9) Amortização de Empréstimos, Financiamento e Debêntures (147,3) (225,4) (290,9) (877,1) Amortização de Dívida Contratual com Plano de Pensão - (28,0) (1.209,9) (84,0) Atividade de Financiamento (3) (151,1) (261,3) (355,1) 1.443,4 Imobilizado/Intangível/Ativo Financeiro (253,9) (148,6) (514,8) (476,7) Aplicações/Aquisições no Investimento - 0,1-0,1 Resgate de Aplicações Financeiras ,9 7,966 Aplicações Financeiras (774,5) - (774,5) - Atividade de Investimento (4) (1.028,4) (148,5) (79,4) (468,6) Caixa no Final do Período ( ) 175, ,1 175, ,1 Variação de Caixa (2+3+4) (1.070,7) (293,6) (199,6) 1.564,8 O saldo de caixa ao final do terceiro trimestre de 2014 foi de R$ 175,6 milhões, 89,5% abaixo do alcançado no mesmo período do ano passado. Neste trimestre, houve uma queda de 6,4% no caixa gerado pelas operações, parcialmente compensada pela melhora no capital de giro em função de uma maior compra no spot no 3T14, a ser liquidada somente no trimestre subsequente. Além disso, o aumento nas atividades de investimento decorre da realização de aplicação financeira destinada ao pré-pagamento de dívidas. 18

19 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. 19

20 ANEXO I Informações Financeiras Selecionadas - R$ milhões LIGHT SESA 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Receita Operacional Líquida 1.616, ,2 6,8% 5.179, ,9 7,2% Despesa Operacional (1.567,5) (988,4) 58,6% (4.901,7) (4.054,1) 20,9% Outras Receitas/Despesas Operacionais (3,4) (1,9) 79,6% (16,7) (14,8) 12,5% Resultado Operacional 45,7 522,9-91,3% 261,2 761,0-65,7% EBITDA 137,1 608,9-77,5% 524, ,5-48,2% Resultado Financeiro (135,4) (100,7) 34,5% (289,5) (295,3) -2,0% Resultado antes do IR e CS (89,7) 422,2 - (28,2) 465,7 - Lucro Líquido (59,2) 270,5 - (17,9) 301,4 - Margem EBITDA* 10,1% 43,8% -33,7 p.p. 11,5% 23,1% -11,6 p.p. * Não considera Receita de Construção 20

21 ANEXO II Ativo e Passivo Regulatório R$ Milhões set/14 jun/14 mar/14 dez/13 set/13 jun/13 mar/13 dez/12 TOTAL ATIVO 619,7 501,7 361,4 428,7 627,6 653,0 500,6 365,7 TOTAL PASSIVO (116,9) (65,4) (45,5) (94,5) (381,2) (77,4) (44,3) (10,6) TOTAL LÍQUIDO 502,8 436,2 315,9 334,2 246,4 575,6 456,3 355,2 Variação Líquida (trimestre) 66,5 120,3 (18,3) 87,8 (329,2) 119,3 101,2 138,0 Variação Líquida (acumulada no ano) 168,6 102,1 (18,3) (21,0) (108,8) 220,4 101,2 330,4 21

22 ANEXO III Balanço Patrimonial Consolidado R$ milhões ATIVO 30/09/ /12/2013 Circulante 2.736, ,4 Caixa e equivalentes de caixa 175,6 375,2 Títulos e valores mobiliários 792, ,0 Contas a receber 1.056, ,2 Estoques 35,6 27,1 Tributos a Recuperar 131,8 140,0 Despesas Pagas Antecipadamente 14,4 15,3 Outros Ativos Circulantes 530,8 326,7 Não Circulante 7.695, ,8 Contas a Receber 152,5 157,8 Tributos Diferidos 621,9 615,8 Ativo financeiro de concessões 2.214, ,2 Outros Ativos Não Circulantes 464,0 499,6 Investimentos 19,5 19,6 Imobilizado 239,7 240,2 Intangível 3.982, ,7 Ativo Total , ,2 PASSIVO 30/09/ /12/2013 Circulante 2.467, ,0 Fornecedores 919,0 862,3 Obrigações Fiscais 68,3 94,3 Empréstimos e Financiamentos 472,9 573,2 Debêntures 508,4 30,7 Outras Obrigações 183,8 1378,1 Provisões 129,1 120,3 Dividendos e JCP a pagar 186,0 0,0 Não Circulante 5.746, ,8 Empréstimos e Financiamentos 1.852, ,9 Debêntures 3.135, ,4 Outras Obrigações 251,9 251,7 Tributos Diferidos 0,0 0,0 Provisões 507,6 541,9 Patrimônio Líquido 2.217, ,5 Capital Social Realizado 2.082, ,4 Reservas de Lucros 219,3 219,3 Reservas de Capital 7,3 7,3 Dividendo Adicional Proposto - 201,0 Ajustes de Avaliação Patrimonial - 0,0 Outros resultados abrangentes (73,5) (73,5) Lucros/Prejuízos Acumulados -17,9 0,0 Passivo Total , ,2 22