Desempenho Operacional

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1 Desempenho Operacional Distribuição O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 1 ) no 1T11 foi de GWh, um crescimento de 3,4% em relação ao mesmo período de 2010, influenciado pelo crescimento em ambos os mercados. Considerando a energia consumida pelos clientes livres CSN, Valesul e CSA, o LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A. 1º TRIMESTRE DE 2011 consumo total no 1T11 foi de GWh² em comparação a GWh no 1T10. O desempenho do mercado foi impulsionado principalmente pelo crescimento dos mercados residencial e comercial em 3,0% e 4,6%, reflexo do crescimento estrutural da economia na área de concessão da Light. O segmento residencial consumiu GWh, respondendo por 39,5% do mercado total no 1T11. O desempenho deste segmento foi influenciado principalmente pela melhoria econômica que vem ocorrendo no Estado do Rio de Janeiro e em consequência nos municípios da área de concessão da Light. A grande migração de pessoas das classes D/E para a classe C, ocasionou uma maior compra de eletrodomésticos e outros bens ao longo de 2010, que agora estão sendo utilizados. O rendimento médio dos ocupados em janeiro de 2011 na região metropolitana do Rio de Janeiro ficou 18,9% acima do observado no início de Todo esse ambiente favorável serviu para compensar a menor temperatura registrada nos primeiros três meses de 2011, com média de 27ºC, em comparação a 28,3ºC no 1T ,0% ,8% CONSUMO DE ENERGIA TOTAL (GWh) (CATIVO + LIVRE) ,6% T10 1T11 1T10 1T11 1T10 1T11 1T10 1T11 Residencial Industrial Comercial Outros Total Cativo Livre 3,5% T10 3,4% 1T11 1 Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia faturada dos clientes livres: Valesul, CSN e CSA, tendo em vista a então planejada saída desses clientes para a Rede Básica. O consumo de energia de tais clientes totalizou 601 GWh no 1T11 e 422 GWh em 1T10. 1

2 O número de clientes residenciais cresceu 1,0%, totalizando 3,8 milhões de clientes faturados em março de 2011, com consumo médio mensal de 220,5 kwh, em comparação a 217,3 kwh no mesmo período de O segmento comercial, que representou 30,2% de participação no consumo total, consumiu GWh neste trimestre, apresentando crescimento de 4,6% em comparação com o mesmo período de Esse desempenho pode ser explicado pela maior atividade econômica na área de concessão da Light entre os períodos. No primeiro trimestre, houve acréscimo de 56 GWh no mercado livre em função da migração de 19 clientes do mercado cativo e pela inclusão de 1 novo cliente que entrou diretamente no mercado livre em maio/10. O consumo total dos clientes industriais foi de 966 GWh, com participação de 15,4% no mercado total, apresentando crescimento de 1,8% em relação ao primeiro trimestre de Destaque para o setor de metalurgia, que representa 50,6% do segmento industrial, e apresentou crescimento de 10,5% em comparação com o 1T10. Houve migração de 5 clientes do mercado cativo para o mercado livre neste segmento. Em relação às demais classes que representaram 14,9% do mercado total, o crescimento foi de 3,5% em relação ao primeiro trimestre de As classes rural, poder público e serviço público, com representatividade de 0,2%, 6,5% e 2,7% no mercado total respectivamente, tiveram desempenho positivo. 2

3 Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Período: janeiro a março de 2011 PROINFA Residencial 111, ,7 CCEAR Energia Industrial Light Energia Faturada 425,6 94,3 Carga Própria 5.533,4 Light Comercial ITAIPU 7.852, ,6 (CCEE) E.Requerida Perdas de 1.323,0 (CCEE) Energia Demais 8.000, ,9 890,5 LEILÕES (CCEE) 4.330,4 Perdas Rede Básica 148,3 NORTE FLU Ajuste (0,0) (CCEE) 1.566,7 OUTROS(*) (CCEE) 575,0 (*) 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 12 / 04 / 2011 (sujeitos a alteração). Balanço de Energia (GWh) 1T11 1T10 Var.% = Carga Fio ,3% - Energia medida transportada para concessionárias ,5% - Energia medida transportada para clientes livres* ,2% = Carga Própria ,3% - Consumo mercado cativo ,9% Mercado Baixa Tensão ,7% Mercado Média Tensão ,6% - Perdas + Energia não faturada ,1% *Incluindo CSN, Valesul e CSA 3

4 Perdas de Energia Elétrica As perdas totais da Light SESA somaram GWh, ou 21,24% sobre a carga fio, nos 12 meses encerrados em março de 2011, representando uma redução de 0,74 p.p. e 0,05 p.p. em relação aos índices de março e dezembro de 2010, respectivamente. Evolução das Perdas Totais 12 meses 21,98% 21,70% 21,48% 21,29% 21,24% 15,56% 15,39% 15,18% 15,00% 14,92% As perdas não técnicas, totalizaram GWh em março de 2011, representando 41,4% na metodologia sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão, ou 14,92% mar/10 jun/10 set/10 dez/10 mar/11 Perdas (GWh) Perdas CFio % Perdas Não-Técnicas/C. Fio (%) sobre a carga fio, apresentando uma redução de 1,3 p.p. e 0,4 p.p. com relação às perdas de março e dezembro de 2010, respectivamente. Pelo quarto trimestre consecutivo, a Light apresenta redução do indicador de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão. Essas consecutivas reduções refletem o esforço continuado no combate à prática irregular do furto de energia pela companhia. Os processos convencionais de recuperação de energia, Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 meses ,7% 42,4% 42,1% 41,8% 41,4% mar/10 jun/10 set/10 dez/10 mar/11 Perdas Não Técnicas (GWh) Perdas Não Técnicas/M ercado BT (%) como o de negociação dos débitos de clientes com fraude constatada, proporcionaram no 1T11, um montante de 50 GWh de energia recuperada, 39,5% acima do montante recuperado no mesmo período do ano anterior. As regularizações de fraude totalizaram clientes neste período, quantidade 26,0% acima do 1T10. Em março de 2011, o número de medidores eletrônicos instalados atingiu 128 mil. Além destes, o número de clientes com rede blindada alcançou 163 mil. A Light planeja encerrar o ano de 2011 com 240 mil medidores eletrônicos instalados Clientes Normalizados 26,0% T10 1T11 Recuperação de Energia GWh O programa de P&D relacionado ao desenvolvimento de 50,0 39,5% redes inteligentes smart grid se encontra em pleno 35,9 andamento. Os primeiros protótipos do medidor inteligente desenvolvido pela Light já foram finalizados e para produzilos foram contratadas a General Electric, a Eletra Energy (FAE) e a Elster. Outras empresas também demonstraram interesse em produzir o medidor e estão em fase de 1T10 1T11 contratação. No segundo trimestre, os protótipos estarão na fase de testes laboratoriais e de homologação. 4

5 Comunidades O programa de redução de perdas nas comunidades evolui a cada trimestre. Em 2011, a Light planeja atuar em mais clientes, entrando em 11 comunidades pacificadas, entre elas: Ladeira dos Tabajaras, Morro dos Cabritos, Pavão-Pavãozinho, Morro da Providência, Borel, Novo Rio, Morro do Salgueiro, Complexo do Alemão (parte 1), Morro dos Macacos (parte 1), Cidade de Deus (parte 2) e Batan (parte 2). A companhia contratou mais duas empreiteiras no primeiro trimestre de 2011 para realizar o trabalho de redução de perdas junto às comunidades, totalizando três empresas contratadas. Para acelerar mais o processo de atuação nas comunidades pacificadas a empresa está negociando com mais duas empreiteiras, além das já existentes. 5

6 Arrecadação A taxa de arrecadação no 1T11 foi de 94,0%, 1,7 p.p. inferior ao índice alcançado no mesmo período de Com relação ao índice de arrecadação dos últimos 12 meses, este foi de 97,3% do faturamento, 1,2 p.p. abaixo do nível observado em março de 2010 e 1,3 p.p acima do nível de março de Esse recuo da taxa de arrecadação pode ser explicado pelos seguintes fatores: (i) priorização de gastos por parte do consumidor em função de fatores sazonais, como o pagamento do Imposto sobre a Propriedade de Veículos Automotores (IPVA), as despesas com material escolar, férias e carnaval, e (ii) ao endividamento do consumidor devido ao fácil acesso ao crédito nos últimos anos que levou ao aumento da inadimplência no Brasil em R$ MM 1T11 1T10 Faturamento Arrecadação Taxa de arrecadação 94,0% 95,7% 96,6% Taxa de arrecadação média móvel 12 meses 98,5% 97,3% Arrecadação R$ MM 1T11 1T10 Faturamento Arrecadação Taxa de arrecadação 94,0% 95,7% mar/09 mar/10 mar/11 Taxa de arrecadação por segmento média móvel 12 meses 107,9% 107,0% A constituição de provisão para devedores duvidosos (PDD) no 1T11 representou 2,8% da receita bruta de faturamento de energia, totalizando R$ 64,4 milhões, demonstrando uma melhora de 0,1 p.p. em relação ao 1T10. 94,7% 93,6% 101,4% 100,0% Varejo Grandes Clientes Poder Público mar/10 mar/11 PDD/ROB (Fornecimento Faturado) 2,9% 2,9% 2,8% 1T09 1T10 1T11 R$ MM 1T11 1T10 PDD 64,4 63,5 6

7 Qualidade Operacional O elevado nível de qualidade do fornecimento de energia elétrica é fundamental para o bom relacionamento entre a distribuidora de energia e os seus clientes. Em 2010, diversos incidentes afetaram o fornecimento de energia, devido às temperaturas muito acima da média histórica, elevando a demanda de energia no último verão muito além de nossas expectativas, o que levou a Light a intensificar os investimentos na melhoria da rede de distribuição. A Companhia aplicou, neste trimestre, o montante de R$ 39,0 milhões visando à melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica e ao aumento da capacidade de sua rede de distribuição, 62,0% acima do montante investido no mesmo trimestre do ano anterior, de R$ 24,1 milhões. Na rede de distribuição aérea, foram substituídos 38 km de redes de baixa tensão por cabos multiplexados e efetuada a substituição de rede aberta por spacer-cable em 39 km de rede de média tensão. Foram inspecionados 304 circuitos de média tensão, substituídos transformadores e podadas árvores. Na rede de distribuição subterrânea foram inspecionadas câmaras transformadoras e caixas de inspeção. Foram também realizadas a manutenção e inspeção de 115 transformadores e a manutenção de protetores do sistema reticulado. O indicador de duração equivalente de interrupção DEC, expresso em horas, encerrou março em 13,65 horas, na soma dos últimos doze meses. O indicador de frequência equivalente de interrupção FEC, expresso em vezes, foi de 6,59. A metodologia de cálculo dos indicadores permite o expurgo das ocorrências para os considerados dias críticos, que são aqueles em que a quantidade de ocorrências emergenciais superam a média mais três desvios padrões dos valores dos últimos 2 anos anteriores em curso. Como no ano de 2010, houve mais expurgos, isso causou o aumento dos indicadores verificados em DEC / FEC - 12 Meses DEC 9,71 11,16 13,65 FEC 6,22 6,19 6,59 Mar/09 Mar/10* Mar/11 DEC Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor (hs) FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor (nº) * não considera os efeitos da ocorrência no Sistema Interligado Nacional de 10/11/09 7

8 Desempenho Financeiro Receita Líquida Receita Líquida (R$ MM) 1T11 1T10 Var. % Distribuição Energia vendida 1.422, ,9 3,3% Energia Não Faturada 13,5 (3,5) - Uso da rede (TUSD) 135,3 125,4 7,9% Curto Prazo (Spot)¹ 3,0 - - Diversos 11,6 10,6 9,6% Receita de Construção² 147,0 111,3 32,2% Subtotal (a) 1.733, ,6 7,0% 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. A Receita Líquida do 1T11 totalizou R$ 1.733,3 milhões, representando um aumento de 7,0% em relação ao mesmo trimestre do ano passado. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.586,3 milhões neste trimestre, 5,1% acima da receita verificada no 1T10. O aumento da receita líquida do 1T11 é reflexo principalmente do crescimento de 3,4% do consumo de energia no mercado total. No mercado cativo, destaque para o aumento do consumo nos segmentos residencial e comercial em 3,0% e 1,6%, respectivamente. Esses segmentos representam 79% da receita do mercado cativo. Custos e Despesas Consumo de Energia Elétrica (GWh) - Cativo 1T11 Comercial 31% Comercial 30% Outros 16% Industrial 8% Residencial 45% Receita Líquida por classe - Cativo R$ MM - 1T11 421,9 Outros 13% Custos e Despesas (R$ MM) 1T11 1T10 (%) Custos e Despesas Não Gerenciáveis (985,3) (850,3) 15,9% Custos de Compra de Energia (799,4) (672,3) 18,9% Custos com Encargos e Transmissão (181,5) (174,7) 3,9% Outros (Custos Obrigatórios) (4,3) (3,3) 30,1% Custos e Despesas Gerenciáveis (304,7) (298,4) 2,1% PMSO (168,5) (134,8) 25,0% Pessoal (54,4) (46,6) 16,5% Material (5,7) (5,0) 14,2% Serviço de Terceiros (95,7) (72,7) 31,6% Outros (12,8) (10,5) 22,3% Provisões (60,3) (93,3) -35,4% Depreciação e Amortização (75,9) (70,2) 8,1% Custo de Construção (147,0) (111,3) 32,2% Custos Totais (1.437,0) (1.259,9) 14,1% 181,3 117,4 Industrial 8% 694,7 Residencial 49%

9 No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia aumentaram 14,1% em relação ao 1T10, conforme tabela abaixo. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram crescimento de 12,3%, explicado principalmente pelo aumento de 15,9% nos custos e despesas não-gerenciáveis. Custos e Despesas Não-Gerenciáveis No primeiro trimestre de 2011, os custos e despesas nãogerenciáveis foram de R$ 985,3 milhões, apresentando um aumento de 15,9% em relação ao mesmo período de Os custos de compra de energia aumentaram 18,9% em relação ao 1T10, decorrente principalmente dos reajustes dos contratos vigentes, da entrada de novos produtos contratados entre os dois períodos e do aumento no volume de compra de energia para atender ao mercado. 1% Energia Comprada - GWh 1º Trimestre % 9% 17% 16% 20% 19% 52% 54% 1T10 1T11 LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT PROINFA Os custos com encargos e transmissão apresentaram crescimento de 3,9%, em função principalmente dos custos com encargos, destacando-se os Encargos de Serviços do Sistema (ESS), decorrente do aumento no despacho de térmicas durante este trimestre, em comparação ao mesmo 2% 672,3 21% 29% 48% Energia Comprada R$ MM 1º Trimestre 799,4 16% 27% 52% 5% período de T10 1T11 O custo médio de energia comprada, desconsiderando as LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT compras no spot, foi de R$ 103,6/MWh no 1T11, em comparação a um custo médio de compra de energia total de R$ 96,8/MWh no 1T10, representando um aumento de 7,0%. Custos e Despesas Gerenciáveis No 1T11, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material, serviços de terceiros, provisões, depreciação e outros, foram de R$ 304,7 milhões, apresentando um aumento de R$ 6,3 milhões (+2,1%) entre os períodos. Este resultado é explicado principalmente pelas contas de pessoal e serviços de terceiros, que juntos representaram um aumento de R$ 30,8 milhões e pela maior depreciação e amortização de R$ 5,7 milhões, amenizado pela redução na conta de provisões em R$ 33,0 milhões. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) foram de R$ 168,5 milhões no trimestre, 25,0% maior que o 1º trimestre de Este resultado foi decorrente principalmente do aumento de 16,5% na linha de pessoal e de 31,6% em serviços de terceiros. 9

10 O aumento na linha de pessoal pode ser explicado principalmente pelo efeito positivo no 1T10, da antecipação da outorga do plano de incentivo de longo prazo, o que gerou uma reversão de provisão no montante de R$ 7,4 milhões, ocorrida naquele trimestre. O crescimento no item de serviços de terceiros foi reflexo principalmente de maiores gastos com cortes de energia de clientes inadimplentes e serviços de religação no valor de R$ 7,0 milhões e com podas de árvores em R$ 3,5 milhões. A redução de 35,4% na linha de provisões pode ser explicada principalmente por duas reversões realizadas neste trimestre, referentes a: (i) cobranças relativas ao IPTU de diversos imóveis, cuja incidência se dava sobre áreas desapropriadas, imóveis vendidos ao Estado do Rio de Janeiro ou de propriedade de terceiros, no montante de R$ 18 milhões e (ii) decadência para a cobrança da Contribuição de Intervenção do Domínio Econômico (CIDE), para períodos anteriores a 2004, no montante de R$ 5 milhões. EBITDA O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 372,1 milhões no 1T11, 13,6% abaixo do auferido no mesmo período de Este resultado pode ser explicado principalmente pelo aumento de 18,9% nos custos de compra de energia, decorrente dos reajustes ocorridos nos contratos vigentes, compensado parcialmente pela maior receita líquida em 5,1%, desconsiderando a receita de construção, em função principalmente do crescimento de 3,4% do consumo do mercado total. A margem EBITDA 2 no trimestre foi de 23,5%, 5,0 p.p. abaixo do 1T10. 2 Para o cálculo da margem EBITDA da Distribuição, foi desconsiderada a receita de construção, devido à contabilização de receita e custo, com margem zero. 10

11 Resultado Financeiro Consolidado 1T11 1T10 (%) Receitas Financeiras 40,3 53,0-24,0% Juros sobre Aplicações Financeiras 7,7 14,6-47,5% Variação Monetária 8,5 14,5-41,4% Resultado Swap 0,0 0,1-72,7% Outras Receitas Financeiras 24,1 23,8 1,1% Despesas Financeiras (130,6) (140,7) -7,2% Juros s/ Emprest. e Financiamentos (64,7) (56,4) 14,9% Variação Monetária e Cambial (16,5) (21,6) -23,8% Braslight (37,6) (32,0) 17,7% Resultado Swap (1,5) 0,3 - Outras Despesas Financeiras (10,2) (31,1) -67,2% Total (90,3) (87,8) 2,9% O Resultado Financeiro do trimestre foi negativo em R$ 90,3 milhões, um aumento de 2,9% em relação ao resultado financeiro também negativo de R$ 87,9 milhões no primeiro trimestre de A receita financeira do trimestre foi de R$ 40,3 milhões, resultado 24,0% abaixo do verificado no mesmo período de Tal resultado é explicado principalmente pela redução dos ganhos de juros sobre aplicações financeiras que diminuiu devido principalmente ao menor caixa disponível para aplicações. A despesa financeira do trimestre somou R$ 130,6 milhões, diminuindo em 7,2% em relação ao mesmo período de Essa redução se deu principalmente pelo pagamento de IOF no valor de R$ 13,9 milhões referente à operação de encerramento da offshore LIR realizado no primeiro trimestre de

12 Endividamento R$ MM Curto Prazo % Longo Prazo % Total % Moeda Nacional 633,6 25,3% 1.795,4 71,7% 2.429,0 97,0% Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% 0,1 0,0% 0,1 0,0% Debêntures 5a. Emissão 108,9 4,3% 682,9 27,3% 791,8 31,6% Debêntures 6a. Emissão 311,6 12,4% 311,6 12,4% BNDES FINEM (CAPEX) 176,3 7,0% 578,7 23,1% 755,0 30,1% CCB Bradesco 25,8 1,0% 450,0 18,0% 475,8 19,0% Capital de Giro - Santander 4,9 0,2% 80,0 3,2% 84,9 3,4% "Swap" de operações financeiras 5,0 0,2% 1,9 0,1% 6,9 0,3% Outros 1,1 0,0% 1,9 0,1% 3,0 0,1% Moeda Estrangeira 14,5 0,6% 60,9 2,4% 75,5 3,0% Tesouro Nacional 14,5 0,6% 60,9 2,4% 75,5 3,0% Dívida Bruta 648,1 25,9% 1.856,4 74,1% 2.504,5 100,0% Caixa 256,5 Dívida Líquida (a) 2.247,9 Braslight (b) 100,9 916, ,5 Dívida Líquida Ajustada (a+b) 3.265,4 A dívida bruta da Companhia em 31 de março de 2011 foi de R$ 2.504,5 milhões, um aumento de 2,9% em relação à posição de 31 de dezembro de 2010, ocasionado pelo aumento da dívida de longo prazo em moeda nacional. Este aumento ocorreu principalmente pelo desembolso de R$ 50,0 milhões do financiamento do CAPEX junto ao BNDES. A dívida líquida de R$ 2.247,9 milhões aumentou em 9,6% em comparação à registrada em dezembro de A menor geração de caixa no período associada ao novo desembolso influenciou para esse aumento na dívida líquida em relação a dezembro de A relação dívida líquida/ebitda de março de 2011 é de 1,4x. O endividamento continua apresentando nível confortável, com prazo médio de vencimento de 2,9 anos. O custo médio da dívida denominada em Reais ficou em 11,8% a.a., 0,7 p.p. acima do custo médio da dívida de dezembro de O custo médio para dívida em moeda estrangeira, de US$ + 5,4% a.a., manteve-se estável se comparado a dezembro de No fechamento de março, somente 3,0% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira e, considerando o horizonte das operações de hedge, a exposição ao risco de moeda estrangeira ficou em 1,8% do total, em linha com dezembro de 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. Lucro Líquido A Light Sesa registrou lucro líquido de R$ 139,1 milhões neste trimestre, 34,3% menor que o lucro registrado no 1T10. Tal resultado pode ser explicado pelo menor EBITDA, em função do aumento dos custos com energia comprada e do menor registro de impostos no 1T10, que foi afetado positivamente pelo efeito da variação cambial do empréstimo da LIR, no 1T10, que diminuiu a base tributável da SESA em R$82 milhões o que reduziu o IR/CS em R$28 milhões naquele período. 12

13 Investimentos No 1T11, foram investidos R$ 126,7 milhões, dos quais se destacam os direcionados ao desenvolvimento de redes de distribuição (novas ligações, aumento de capacidade, e manutenção corretiva) no valor de R$ 45,4 milhões, melhoria de qualidade e manutenção preventiva no valor de R$ 31,4 milhões; blindagem de rede, sistema de medição eletrônica e regularização de fraudes no montante de R$ 26,7 milhões. Aviso As informações operacionais e as referentes as 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. 13

14 ANEXO I Demonstração dos Resultados - R$ milhões LIGHT SESA 1T11 1T10 % Receita Operacional Líquida 1.733, ,6 7,0% Despesa Operacional (1.437,0) (1.259,9) 14,1% Resultado Operacional 296,2 360,7-17,9% EBITDA 372,1 430,9-13,6% Resultado Financeiro (90,3) (87,8) 2,9% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,1 (0,2) - Resultado antes do IR e CS 206,0 272,7-24,4% Lucro Líquido 139,1 211,9-34,3% Margem EBITDA* 23,5% 28,5% - * Não considera Receita de Contrução 14