Consumo cresce 2,9% e EBITDA atinge R$ milhões no ano Perdas reduzem 3,2 p.p. para 42,2%

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1 Rio de Janeiro, 10 de março de Consumo cresce 2,9% e EBITDA atinge R$ milhões no ano Perdas reduzem 3,2 p.p. para 42,2% O consumo total de energia cresceu 2,9% ano contra ano, sendo que, no 4T13, foi 1,8% superior ao consumo do mesmo trimestre do ano anterior, alcançando GWh, influenciado pelo aumento do consumo nos segmentos residencial e comercial, que cresceram 3,3% e 2,2% respectivamente; A receita líquida, desconsiderando a receita de construção, no ano de 2013 foi de R$ 6.602,0 milhões, 1,4% acima do resultado de No trimestre, também desconsiderando a receita de construção, a receita líquida totalizou R$ 1.701,0 milhões, 7,2% abaixo da receita registrada no 4T12, influenciado pela redução na receita líquida da distribuidora. O segmento de comercialização foi o destaque do trimestre, com crescimento de 46,4% em comparação com o mesmo período do ano passado; O EBITDA 1 consolidado encerrou o ano com R$ 1.696,8 milhões, um acréscimo de 17,9% em relação ao ano anterior. Já o EBITDA consolidado do trimestre foi de R$ 341,7 milhões, 28,0% inferior ao alcançado no 4T12, decorrente da redução de 71,4% das outras receitas operacionais da distribuidora, devido ao registro de receita por mudança de estimativa contábil no 4T12. Quando ajustado pela CVA, o EBITDA seria de R$ 429,5 milhões no 4T13, uma retração de 29,9% com relação ao mesmo trimestre de O lucro líquido no ano foi de R$ 587,3 milhões, superando em 38,5% o alcançado no ano de Já no trimestre, reduziu 19,4% comparado ao 4T12, totalizando R$ 129,0 milhões, em função do registro de receita por mudança de estimativa contábil no 4T12. As perdas não-técnicas dos últimos 12 meses, calculadas sobre o mercado faturado de baixa tensão (critério Aneel), apresentaram importante melhora no ano, com uma redução de 3,2 p.p., atingindo 42,2% em dezembro de A taxa de arrecadação do trimestre foi de 99,3% do faturamento, em linha com o nível observado no mesmo trimestre de A constituição de provisões para crédito de liquidação duvidosa (PCLD) representou 1,9% da receita bruta de faturamento de energia da Destaques Operacionais (GWh) 4T13 4T12 Var. % Var. % Carga Fio* ,2% ,0% Energia Faturada - Cativo ,3% ,7% Consumo na área de concessão ,8% ,9% Energia Transportada - TUSD ,6% ,7% Energia Vendida - Geração ,4% ,1% Energia Comercializada (Esco) ,5% ,5% Destaques Financeiros (R$ MM) 4T13 4T12 Var. % Var. % Receita Líquida** ,2% ,4% EBITDA ,0% ,9% Margem EBITDA** 20,1% 25,9% -5,8 p.p. 25,7% 22,1% 3,6 p.p. Lucro/prejuízo Líquido ,4% ,5% Endividamento Líquido ,8% ,8% Investimentos ,4% ,1% * Carga própria + uso da rede. ** Desconsiderando receita de construção. distribuidora, totalizando R$ 43,8 milhões, valor consideravelmente menor que o provisionado no 4T12. A Companhia encerrou o mês de dezembro com dívida líquida de R$ 4.024,9 milhões, 3,1% abaixo de setembro de O índice de alavancagem calculado pela relação Dívida Líquida/EBITDA ficou em 2,84x. Em 10 de março de 2014, foi proposta pelo Conselho de Administração, a distribuição de R$ ,34, ou, R$ 1,789 por ação, de dividendos, referentes ao resultado do exercício findo em 31 de dezembro de Tal valor representa um dividend yield de 11,3% e, somado aos proventos já deliberados no curso do exercício, corresponde a um payout de 84,6% do lucro líquido ajustado do ano. A proposta será submetida à aprovação em AGO a ser convocada. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 12/03/2013 Tel: +55 (21) /2560 Total de ações: ações Horário: 16h00 Brasil // 15h00 US ET Fax: +55 (21) Free Float: ações (37,57%) Telefones: +55 (11) // +1 (646) ri@light.com.br Valor de Mercado (07/03/14): R$ milhões Webcast: Website: ri.light.com.br 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. 1

2 Apresentação dos resultados do 4º trimestre e do exercício de 2012 Os resultados referentes ao 4º trimestre e do exercício 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), em decorrência da entrada em vigor do IFRS 11 (CPC 19 R2). 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, EBL, Lightger, Axxiom, Amazônia Energia e E-Power. Para mais informações, ver Anexo V deste release. A Demonstração de Resultado das empresas investidas, equivalente à participação proporcional, está incluída no Anexo VI deste release. Tal informação deve ser interpretada como complementar, única e exclusivamente para efeito de análise comparativa, uma vez que não está de acordo com as práticas contábeis brasileiras. Adicionalmente, a partir do quarto trimestre, a Administração decidiu por apresentar os créditos de PIS e COFINS sobre energia comprada como redutor da conta de despesa com energia comprada ao invés de apresentar como redução do PIS e COFINS incidentes sobre as receitas. Esta reclassificação foi realizada para alinhar este critério de apresentação com as melhores práticas das empresas do setor. 2

3 Índice 1. A Empresa Desempenho Operacional Distribuição... 5 Balanço Energético... 7 Perdas de Energia Elétrica... 8 Comunidades 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 dezembro de 2013: 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. 21,86% 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 4T13 4T12 Var. % Nº de Consumidores (Mil) ,2% Nº de Empregados ,7% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh ,5% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (sem impostos) ,3% Custo médio de compra de energia¹ - R$/MWh ,1% Capacidade Instalada de Geração (MW)* Garantia Física (MW)* Perdas internas e Bombeamento (MW) Energia disponível (Mwmédio) Geração Líquida (GWh) ,0% Fator de Carga 61,8% 63,4% - 1,6 p.p. ¹Não inclui compra no spot *Inclui participação proporcional nas coligadas 4

5 2. Desempenho Operacional 2.1 Distribuição O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres) no 4T13 foi de GWh, o que representou um aumento de 1,8% em relação ao mesmo período de 2012, influenciado principalmente pelo aumento no consumo de 3,3% no segmento residencial e 2,2% no segmento comercial. No segmento residencial, o consumo totalizou GWh no trimestre, respondendo por 32,1% do mercado total. O consumo residencial superou o mesmo período de 2012 em 3,3%, mesmo com a queda de 1,5ºC na média da temperatura do 4T13 em comparação com o 4T12. O segmento comercial, que representou 31,1% de participação no mercado total, consumiu GWh neste trimestre, apresentando crescimento de 2,2% em comparação com o mesmo período de Esse crescimento foi influenciado pela reclassificação dos condomínios residenciais para condomínios comerciais. O consumo total dos clientes industriais foi de GWh, com participação de 22,0% no mercado total, apresentando um ligeiro decréscimo de 0,4% em comparação com o mesmo período do ano passado. A partir deste trimestre, tendo em vista o mercado homologado pela Aneel no processo de revisão Tarifária, volta a ser considerada a energia faturada do cliente livre CSN, a qual totalizou 435 GWh no 4T13 contra 451 GWh no mesmo período do ano passado, uma redução de 3,5%. 5

6 Em relação às demais classes, que representaram 14,7% do mercado total, houve um aumento de 1,2% do consumo em relação ao quarto trimestre de As classes rural e serviço público apresentaram um crescimento de 29,9%, e 3,6%, respectivamente em relação ao 4T12 e uma representatividade de 0,3% e 5,2%, respectivamente no mercado total. Já no poder público houve uma redução de 2,2% no 4T13, com contribuição de 6,2% no mercado total. O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres) em 2013 foi de GWh, um aumento de 2,9% em relação ao ano de Todas as classes contribuíram positivamente para este resultado, que foi influenciado principalmente pelo desempenho da classe comercial, que corresponde a 30,9% do mercado total e teve um crescimento de 4,5% em relação ao ano de O segmento residencial, com consumo de GWh no ano e participação de 32,3% do mercado total, apresentou um aumento de 2,0% comparado ao mesmo período do ano anterior, influenciado negativamente pela reclassificação de condomínios prediais para a classe comercial e também pelas ações de encerramento contratual de clientes inadimplentes de longa data do cadastro da Light. Sem tais ações, o consumo residencial apresentaria um aumento de 4,7%. O consumo médio mensal aumentou 2,2%, atingindo 185,2 kwh/mês em Os clientes da classe comercial consumiram GWh, apresentando um aumento de 4,5%. Esse resultado foi influenciado pela reclassificação de condomínios prediais para a classe comercial. Sem o efeito da reclassificação dos condomínios, o segmento comercial apresentaria um decréscimo de 2,2% ano contra ano. No ano, o consumo total dos clientes industriais foi de GWh, o que representou um aumento de 2,4% em comparação com o ano de Destaca-se o aumento de consumo dos setores de aço/metalurgia e de borracha/plástico, que juntos representam 61,3% do consumo industrial total. 6

7 Em relação às demais classes, que representaram 14,8% do mercado total, houve um aumento de 2,3% do consumo em relação ao ano passado. Todas as classes tiveram crescimento de consumo em As classes rural, poder público e serviço público apresentaram aumento de 8,2%, 0,9% e 3,1%, respectivamente, em relação ao ano de Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a dezembro de 2013 PROINFA Residencial 523, ,6 CCEAR Energia Industrial Light Energia Faturada 1.395,4 48,2 Carga Própria ,0 Light Comercial ITAIPU , ,2 (CCEE) E.Requerida Perdas de 5.310,5 (CCEE) Energia Demais , , ,8 LEILÕES (CCEE) 7.646,6 NORTE FLU (CCEE) Perdas Rede Básica Ajuste 405,0 85, ,0 OUTROS(*) (CCEE) 970,0 COTAS 7.401,7 ANGRA I E II 892,1 (*) 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 08/01/2014 (sujeitos a alteração). Balanço de Energia (GWh) 4T13 4T12 Var.% Var.% = Carga Fio ,2% ,0% - Energia medida transportada para concessionárias ,6% ,6% - Energia medida transportada para clientes livres ,6% ,3% = Carga Própria ,1% ,4% - Consumo mercado cativo ,3% ,7% Mercado Baixa Tensão ,8% ,8% Mercado Média Tensão ,5% ,5% = Perdas + Energia não faturada ,9% ,0% 7

8 Perdas de Energia Elétrica A Light conseguiu expressiva redução nas perdas de energia elétrica no ano de Comparativamente com o ano passado, a redução atingiu 3,2 p.p. Com isso, as perdas não-técnicas totalizaram GWh no ano de 2013, representando 42,2% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão (metodologia de cálculo Aneel). As perdas totais da Light SESA somaram GWh, ou 22,8% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado em dezembro de 2013, com redução de 0,8 p.p em relação ao índice de dezembro 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, destacamse: Inspeções de unidades consumidoras: São realizadas em clientes do segmento do varejo da baixa tensão, indicados por sistema de inteligência de seleção de clientes. Em 2013, foram realizadas normalizações, contra em 2012 (7,0% de incremento). Com relação à incorporação de energia, o índice em 2013 foi de 245,6 GWh, comparando com 157,9 GWh em Adicionalmente, a recuperação de energia subiu de 125,2 GWh no 2012 para 154,1 GWh no 2013 (aumento de 23,1%). Comparando o nível de acerto entre o 4T12 e 4T13, houve um incremento de 3 p.p., o que mostra maior eficiência no processo de seleção de potenciais clientes com fraude. Inspeção BT indireto: A inspeção de clientes de grande porte, atendidos por sistemas de medição indireta em baixa tensão, representa uma importante fatia da incorporação e recuperação de energia da Light. No 8

9 4T13, foram realizadas 861 normalizações contra no mesmo período de Apesar dessa redução no volume de ações, houve um ganho de eficiência, medida pela incorporação e recuperação de energia, tendo em vista o acréscimo de 13,6 GWh para 23,8 GWh na incorporação e um incremento de 3,9 GWh para 5,4 GWh na recuperação. 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 4T13 e a energia incorporada por esta ação foi de 17,3 GWh. Em áreas fora de UPP foram instalados medidores eletrônicos, e a energia incorporada foi de 30,0 GWh. Com isso, o parque de medidores eletrônicos instalados ao final de 2013 atingiu o montante de 432 mil, um incremento de 26,7% relativo ao fechamento do ano de 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, encerrou o mês de dezembro de 2013 com 26 APZs em operação, abrangendo 416 mil clientes na Baixada Fluminense, Zona Oeste e Zona Norte. Desde o início do projeto, as APZs já inauguradas vem apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre faturamento BT de 20,3 p.p. e aumento médio na arrecadação de 7,5 p.p.. Seguem abaixo, os resultados acumulados até dezembro, por APZ, das 17 áreas com resultados apurados: 9

10 Localidade Número de clientes Perdas Não Técnicas/Faturamento BT * Arrecadação Curicica ,8% 99,2% Realengo ,2% 99,9% Cosmos ,5% 105,9% Sepetiba ,5% 97,8% Caxias 1 e ,0% 93,7% Belford Roxo 1 e ,6% 96,1% Vigário Geral ,3% 102,3% Caxias ,2% 96,6% Nova Iguaçu ,6% 99,7% Nova Iguaçu ,5% 98,3% Nilópolis ,5% 96,6% Nilópolis Convencional ,0% 98,1% Ricardo de Albuquerque ,0% 98,1% Mesquita ,0% 97,6% Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia ,1% 98,2% Coelho da Rocha ,4% 98,7% Batan ,1% 101,3% Total ,3% 99,5% * O indicador reflete os resultados acumulados até Dez/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 com o objetivo de melhorar a qualidade do fornecimento e evitar o furto de energia elétrica. Até dezembro de 2013, já foram instalados 101 mil medidores eletrônicos nas comunidades. Áreas Ano de Perdas Adimplência Conclusão Antes Atual Antes Atual Santa Marta ,00% 8,21% 0,20% 98,65% Cidade de Deus ,10% 16,99% 23,10% 98,44% Chapéu Mangueira 16,20% 102,63% ,70% 13,80% Babilônia 5,40% 97,81% Cabritos 1,40% 98,78% ,30% 11,80% Tabajaras 9,50% 96,66% Formiga ,30% 10,14% 31,40% 94,70% Batan ,80% 11,10% 1,20% 101,33% Borel ,50% 9,84% 9,40% 87,50% Média 64,10% 11,10% 9,60% 98,50% Das 34 comunidades que já contam com Unidades de Polícia Pacificadora (UPP), a Light está presente em 17 delas e já concluiu a reforma da rede em 9, registrando uma redução média das perdas de 53,0 p.p. (de 64,1% para 11,1%) e aumento médio da adimplência de 88,9 p.p. (de 9,6% para 98,5%), conforme tabela. 10

11 Arrecadação A taxa de arrecadação do trimestre atingiu 99,3% do total faturado, 3,8 p.p. acima do índice do mesmo período do ano passado, com crescimento de 19,0 p.p. na arrecadação do poder público, reflexo, principalmente, da quitação da dívida de grande cliente ocorrida no mês de dezembro. Houve crescimento em todos os segmentos comparados ao mesmo período do ano passado. No ano, a taxa de arrecadação foi de 100,6%, 2,6 p.p. acima da registrada em 2012, apresentando tendência consistente de crescimento ao longo dos últimos anos, fruto dos esforços empreendidos pela Light. O programa de combate à inadimplência com o progressivo processo de instalação de medidores eletrônicos, cobranças mais eficazes, implementação de APZs, aumento no volume de corte de energia e da mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data resultaram no bom desempenho da taxa de arrecadação ao longo do ano. A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD) em 2013 representou 1,9% da receita bruta de faturamento de energia, totalizando R$ 158,3 milhões. Tal resultado foi inferior ao registrado no ano passado, quando houve o efeito extraordinário de revisão de estimativa para recebimento de saldos antigos de grandes clientes, inclusive o segmento de poder público, no valor de R$ 111,7 milhões. 4T13 4T12 Var. (R$) Var. (R$) PCLD 43,8 109,4 (65,7) 158,3 282,6 (124,3) 11

12 Qualidade Operacional No 4T13, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 165 inspeções/manutenções em circuitos de média tensão, 439 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 52 transformadores, 78 chaves e em 195 protetores. A média móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC Duração Equivalente de Interrupção, que é expresso em horas, atingiu o valor de 18,40. A média móvel referente ao FEC Frequência Equivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 8,31. Nos indicadores referentes ao 4º trimestre podemos constatar os efeitos decorrentes do plano de ação emergencial iniciado em junho/13, que através do incremento de podas e serviços de manutenção na rede elétrica apresentou impactos positivos nos resultados, permitindo que os indicadores DEC e FEC do quarto trimestre de 2013 apresentem valores melhores que os do mesmo período em Geração LIGHT ENERGIA (GWh) 4T13 4T12 % % Ambiente de Contratação Regulada 268, ,4-74,9% 1.044, ,0-74,5% Ambiente de Contratação Livre 863,2 204,7 321,7% 3.627,5 746,6 385,9% Spot (CCEE) 107,2 (4,9) - 210,0 523,8-59,9% Total 1.238, ,2-2,4% 4.881, ,4-9,1% O total de energia vendida pela Light Energia no quarto trimestre de 2013 foi equivalente a 1.238,5 GWh, 2,4% inferior ao mesmo período do ano passado, decorrente, principalmente, da sazonalização dos contratos vigentes em Os valores de GSF (Generation Scaling Factor) apurados nos meses de outubro, novembro e dezembro deste 12

13 ano foram de 103,31%, 103,36% e 107,97%, respectivamente, comparados com 96,37%, 90,66% e 96,87%, nos mesmos meses do ano passado, respectivamente. A energia vendida nos Ambientes de Contratação Regulada (ACR) e Livre (ACL) no 4T13 foi de 268,1 GWh e 863,2 GWh, respectivamente. No ACR, o volume de energia vendida ficou 74,9% abaixo do mesmo período de 2012, decorrente principalmente do vencimento dos contratos de venda de energia negociados no mega leilão ocorrido em 2004, em montante equivalente a 345 MW médios. Tais contratos foram renegociados no ACL, que apresentou aumento de 321,7% na comparação entre os trimestres com preços em melhores condições. Em 2013, foi comercializado um total de 4.881,8 GWh, volume 9,1% inferior ao de 2012, decorrente, principalmente, da pior condição hidrológica do sistema nacional, impactada pelo baixo nível dos reservatórios associado ao atraso do período de chuvas. 2.3 Comercialização e Serviços No quarto trimestre de 2013, a comercialização direta de energia elétrica da Light Esco e LightCom, oriunda das fontes convencional e incentivada totalizou 1.022,0 GWh, em comparação a 413,0 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior, representando um crescimento de 147,5%. Em 2013, a comercialização de energia somou o montante de 4.197,0 GWh, 144,5% acima dos 1.716,8 GWh comercializados no ano passado. Tal crescimento se deve principalmente à venda da energia da Light Energia que ficou disponível após o vencimento dos contratos firmados no leilão de No segmento de serviços, foram fechados quatro contratos no 4T13, sendo dois projetos de Central de Água Gelada (CAG) para uma grande rede de shopping de São Paulo e do Sul do país, um projeto de serviços integrados geração de energia adicionada à operacionalização de CAG - para um shopping em São Paulo, além de um incremento no volume de negócios do projeto de cogeração para uma grande indústria no setor de bebidas. No ano, 13 projetos de prestação de serviços estavam em andamento, sendo que 9 ainda permanecem em execução, dentre eles o projeto de cogeração para uma grande indústria no setor de bebidas, cinco projetos em grandes shoppings centers do país e um referente à construção de uma linha de transmissão de 138 kv para uma grande mineradora nacional. 13

14 3. Desempenho Financeiro 3.1 Receita Líquida Consolidado Receita Líquida (R$ MM) 4T13 4T12 Var.% Var.% Distribuição Energia vendida 1.340, ,4-4,5% 5.354, ,9 3,3% Energia Não Faturada 39,1 88,1-55,6% (75,1) 94,7 - Uso da rede (TUSD) 109,3 135,0-19,1% 491,7 528,0-6,9% Curto Prazo (Spot)¹ - 37,8-37,8 64,8-41,7% Diversos 32,9 19,3 70,2% 88,1 73,7 19,4% Subtotal (a) 1.521, ,7-9,6% 5.896, ,1-0,8% Receita de Construção² 365,0 199,3 83,1% 820,3 669,3 22,6% Subtotal (a') 1.886, ,1 0,2% 6.716, ,4 1,5% Geração Venda Geração (ACR+ACL) 119,7 102,2 17,1% 505,1 363,5 39,0% Curto Prazo¹ 24,2 (0,2) - 43,6 38,4 13,5% Diversos 4,5 2,5 85,3% 10,0 8,2 21,6% Subtotal (b) 148,5 104,5 42,1% 558,7 410,1 36,2% Comercialização e Serviços Revenda 121,4 74,5 63,1% 566,2 243,9 132,1% Serviços 14,5 18,4-21,3% 35,5 49,0-27,5% Subtotal (c) 135,9 92,9 46,4% 601,7 292,8 105,5% Outros e Eliminações (d) (105,2) (47,4) 122,3% (454,8) (134,9) 237,1% Total s/ rec. de construção (a+b+c+d) 1.701, ,8-7,2% 6.602, ,0 1,4% Total (a'+b+c+d) 2.066, ,1 1,6% 7.422, ,4 3,3% 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 operacional líquida do trimestre foi de 2.066,0 milhões, 1,6% acima da receita apurada no 4T12. Desconsiderando a receita de construção, que tem efeito neutro no resultado, a receita líquida consolidada reduziu 7,2%, totalizando 1.701,0 milhões no 4T13. Na comparação entre os exercícios, a receita líquida consolidada totalizou R$ 7.422,3 milhões, 3,3% acima da registrada em E desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 6.602,0 milhões, representando um aumento de 1,4%. 14

15 Distribuição A receita líquida do 4T13 totalizou R$ 1.886,8 milhões, representando um aumento de 0,2% em relação ao 4T12. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.521,8 milhões nesse trimestre, 9,6% abaixo da receita verificada no mesmo período do ano passado. A redução da receita líquida neste trimestre é reflexo principalmente do Reajuste Tarifário Extraordinário, ocorrido em 24 de janeiro de 2013, que reduziu as tarifas em 19,63%, mitigado pelo crescimento de consumo do mercado total de 1,8% combinado com o aumento médio da tarifa de energia de 1,3% (expurgado o efeito das obrigações especiais), a partir de 7 de novembro de 2013, homologado pelo processo de Revisão Tarifária. O mercado da distribuidora tem maior predominância dos segmentos residencial e comercial, que juntos, representaram 60% da receita de energia vendida, enquanto a venda no mercado livre representou 21%. Consumo de Energia Elétrica - (GWh) 4T13 Livre 21% Outros 14% 911, ,1 Industrial 5% 356, , ,4 Comercial 28% Residencial 32% Receita Líquida por classe - R$ MM 4T13 Outros 12% Industrial TUSD 6% 8% 86,2 109,3 181,2 Comercial 31% 450,1 623,1 Residencial 43% No ano, a receita líquida da distribuidora, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 5.896,5 milhões, 0,8% abaixo da registrada em 2012, em função principalmente, da combinação: (i) da redução de 19,63% das tarifas ocorrida em 24 de janeiro de 2013, pelo Reajuste Tarifário Extraordinário, (ii) do crescimento de consumo do mercado total de 2,9% e (iii) do aumento médio da tarifa de energia de 1,3% (expurgado o efeito das obrigações especiais), a partir de 7 de novembro de 2013, homologado pelo processo de Revisão Tarifária. Geração A Receita Líquida do trimestre foi de R$ 148,5 milhões, um aumento de 42,1% em relação ao mesmo período de Esse resultado pode ser explicado pelo crescimento de 321,7% 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 15

16 foi de R$ 106,1/MWh no 4T13, em comparação a um preço de R$ 80,2/MWh no mesmo período do ano passado, representando um aumento de 32,3%. Em 2013, a receita líquida foi de R$ 558,7 milhões, 36,2% acima de 2012, devido principalmente ao maior preço e volume dos contratos de energia negociados no ACL, além do maior preço médio verificado no mercado spot. Comercialização e Serviços A receita líquida do segmento de comercialização e serviços no 4T13 apresentou um aumento de 46,4% em relação ao 4T12, alcançando R$ 135,9 milhões. Esse efeito 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, no mercado livre. O preço médio de venda, líquido de impostos, foi de R$ 118,8/MWh no 4T13, em comparação a um preço de R$ 180,3/MWh no mesmo período do ano passado, representando uma redução de 34,1%. Em 2013, a receita líquida foi de 601,7 milhões, 105,5% superior à receita verificada no mesmo período do ano passado. 3.2 Custos e Despesas Consolidado Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 4T13 4T12 Var.% Var.% Distribuição (1.745,4) (1.565,9) 11,5% (5.814,3) (5.806,3) 0,1% Distribuição s/ custo de construção (1.380,4) (1.366,6) 1,0% (4.994,1) (5.137,0) -2,8% Geração (41,3) (49,7) -16,9% (164,4) (164,6) -0,1% Comercialização e Serviços (133,1) (85,4) 56,0% (575,4) (267,7) 115,0% Outros e Eliminações 100,1 44,9 123,0% 443,2 124,1 257,2% Consolidado s/ custo de construção (1.454,7) (1.456,7) -0,1% (5.290,6) (5.445,1) -2,8% Consolidado (1.819,7) (1.656,1) 9,9% (6.110,9) (6.114,4) -0,1% No quarto trimestre de 2013, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 1.819,7 milhões, apresentando um aumento de 9,9% em comparação com o realizado no mesmo período do ano passado. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas consolidados deste trimestre, ficaram 0,1% abaixo do 4T12. No ano de 2013, os custos e despesas operacionais consolidados, já desconsiderando os custos de construção, totalizaram R$ 5.290,6 milhões, resultado 2,8% inferior ao apurado em

17 Distribuição Custos e Despesas (R$ MM) 4T13 4T12 Var.% Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.126,5) (1.217,5) -7,5% (3.753,3) (4.033,6) -7,0% Custos de Compra de Energia (1.090,2) (1.087,3) 0,3% (3.846,1) (3.527,8) 9,0% Custos com Encargos e Transmissão (129,2) (236,8) -45,5% (535,8) (866,2) -38,1% Aporte CDE (na Revisão Tarifária) ,4 - - Outros (Custos Obrigatórios) (3,7) (4,3) -14,1% (17,4) (16,8) 3,2% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 96,5 111,0-13,0% 342,6 377,2-9,2% Custos e Despesas Gerenciáveis (253,8) (149,1) 70,3% (1.240,8) (1.103,4) 12,5% PMSO (214,1) (176,0) 21,6% (782,9) (692,0) 13,1% Pessoal (82,1) (61,1) 34,4% (286,0) (256,9) 11,3% Material (3,9) (4,0) -2,2% (15,5) (17,1) -9,5% Serviço de Terceiros (114,8) (93,6) 22,6% (409,2) (354,2) 15,5% Outros (13,3) (17,3) -23,0% (72,2) (63,7) 13,3% Provisões (57,2) (250,2) -77,1% (210,0) (473,1) -55,6% Depreciação e Amortização (84,7) (80,4) 5,4% (335,2) (293,3) 14,3% Outras Receitas/Despesas Operacionais 102,2 357,5-71,4% 87,3 355,0-75,4% Custos Totais s/custo de Construção (1.380,4) (1.366,6) 1,0% (4.994,1) (5.137,0) -2,8% Custo de Construção (365,0) (199,3) 83,1% (820,3) (669,3) 22,6% Custos Totais (1.745,4) (1.565,9) 11,5% (5.814,3) (5.806,3) 0,1% No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia ficaram 11,5% acima dos custos do mesmo período de Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram um aumento de 1,0%. No ano, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia, já desconsiderando os custos de construção, totalizaram R$ 4.994,1 milhões, 2,8% inferior ao apurado em Custos e Despesas Não Gerenciáveis No quarto trimestre de 2013, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 1.126,5 milhões, apresentando uma redução de 7,5% em relação ao mesmo período de Este resultado incorpora o efeito do Decreto nº 7.945/13, com a provisão relativa ao repasse mensal dos recursos da CDE no montante de R$ 36,4 milhões no trimestre. Os custos de compra de energia tiveram ligeiro aumento de 0,3%. Tal resultado pode ser explicado pela combinação: (i) de maiores gastos com os contratos por disponibilidade, em função do despacho de usinas térmicas por ordem do Operador Nacional do Sistema (ONS), (ii) do reajuste do contrato com a UTE Norte Fluminense em novembro de 2013, (iii) da desvalorização cambial, que impactou o custo de compra de energia de Itaipu, mitigada pelo menor volume da carga requerida no trimestre, que reduziu a compra de energia no mercado spot. 17

18 Os custos com encargos e transmissão apresentaram redução de 45,5%, decorrente principalmente do menor encargo de uso da rede, tendo em vista a renovação dos contratos de concessão de algumas companhias transmissoras. Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis: Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 4T13 4T12 Var. % Var. % Custos de Compra de Energia (1.090,2) (1.087,3) 0,3% (3.846,1) (3.527,8) 9,0% Itaipu (172,5) (147,3) 17,1% (654,7) (566,3) 15,6% UTE Norte Fluminense (279,0) (258,7) 7,9% (1.089,0) (967,0) 12,6% Energia de Curto Prazo (Spot) (81,4) (128,9) -36,9% (123,5) (164,9) -25,1% Risco Hidrológico (0,6) - - (102,6) - - CDE - Risco Hidrológico 27, ,2 - - Exposição das Cotas (160,4) - - CDE - Exposição das Cotas ,4 - - Demais (108,1) (128,9) -16,2% (180,1) (164,9) 9,2% Leilão de energia (557,3) (552,4) 0,9% (1.978,9) (1.829,5) 8,2% Contratos por Disponibilidade (203,0) (145,6) 39,4% (870,2) (451,5) 92,7% Demais (354,2) (406,8) -12,9% (1.108,7) (1.378,0) -19,5% Custos com Encargos e Transmissão (129,2) (236,8) -45,5% (535,8) (866,2) -38,1% Encargos Serviços do Sistema - ESS (41,6) (61,5) -32,3% (320,5) (128,9) 148,7% CDE - ESS 9, ,0 - - Transporte de Energia (57,4) (128,4) -55,3% (217,7) (520,8) -58,2% Outros Encargos (39,3) (47,0) -16,4% (175,7) (216,6) -18,9% Aporte CDE (na Revisão Tarifária) ,4 - - Outros (Custos Obrigatórios) (3,7) (4,3) -14,1% (17,4) (16,8) 3,2% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 96,5 111,0-13,0% 342,6 377,2-9,2% Total (1.126,5) (1.217,5) -7,5% (3.753,3) (4.033,6) -7,0% Os custos não gerenciáveis são repassados na tarifa ao consumidor e o aumento ou redução de tais custos em relação ao nível regulatório forma um saldo de ativo ou passivo regulatório (CVA), a ser considerado no próximo reajuste tarifário, mas que não é registrado na demonstração de resultado, em função das normas internacionais de contabilidade (IFRS). No 4T13, o ativo regulatório somou um valor de R$ 87,8 milhões, contra um ativo regulatório de R$ 138,0 milhões no 4T12. O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 148,3/MWh no quarto trimestre de 2013, em linha com o custo médio do 4T12 no valor de R$ 148,6. 18

19 Custos e Despesas Gerenciáveis No quarto 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$ 253,8 milhões, apresentando aumento de 70,3% entre os períodos. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 214,1 milhões no trimestre, 21,6% acima do mesmo período de 2012, decorrente principalmente do aumento de 34,4% e 22,6% nas linhas de pessoal e serviço de terceiros, respectivamente. O aumento na linha de pessoal foi decorrente do impacto extraordinário de registro de remuneração variável atrelada ao atingimento de metas no montante total de R$ 12,9 milhões. Já o crescimento da linha serviço de terceiros é decorrente principalmente do maior custo neste trimestre com: (i) taxa de sucesso para consultorias, no valor de R$ 11,2 milhões, relacionadas à melhoria de performance de processos; (ii) evolução do projeto de Áreas de Perdas Zero - APZs, no montante de aproximadamente R$ 6,0 milhões; A linha Outras Receitas/Despesas Operacionais totalizou no trimestre uma receita de R$102,2 milhões, uma redução de 71,4% frente aos R$ 357,5 milhões registrados no 4T12. O principal efeito do 4T13 foi o reconhecimento de R$ 124,8 milhões referente ao Valor Novo de Reposição (VNR) após a homologação da nova Base de Remuneração Regulatória (BRR). No 4T12, o principal efeito foi o registro da receita de remuneração dos ativos ao final da concessão, calculado pelo critério do VNR, definido pelo Poder Concedente através da MP 579/2012, que anteriormente estava registrado a custo de aquisição, no valor de R$ 408,2 milhões. A conta de provisões totalizou R$ 57,2 milhões, apresentando uma redução de 77,1% em relação ao quarto trimestre de Essa redução pode ser explicada pela constituição de provisões extraordinárias, ocorridas no 4T12, no valor de R$ 272,8 milhões, sendo os valores mais relevantes: (i) R$ 129,6 milhões referentes a formação adicional de provisões para contingências de processos judiciais de natureza cível e trabalhista, além de depósitos judiciais, e (ii) R$ 111,7 milhões para Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa pela revisão de estimativa para recebimento de saldos antigos. A PCLD no 4T13 totalizou R$ 43,8 milhões, um valor consideravelmente abaixo dos R$ 109,4 milhões do 4T12. Geração Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 4T13 4T12 Var.% Var.% Pessoal (6,4) (6,5) -2,3% (23,7) (22,9) 3,4% Material e Serviço de Terceiros (4,8) (6,1) -21,2% (18,5) (18,8) -1,6% CUSD - CUST / Energia Comprada (7,4) (13,2) -44,2% (34,4) (34,3) 0,1% Depreciação (13,5) (13,9) -2,9% (55,4) (56,0) -1,0% Outras Receitas/Despesas Operacionais - (3,2) - (0,3) (1,4) -81,5% Outras (inclui provisões) (9,2) (6,7) 37,0% (32,1) (31,1) 3,1% Total (41,3) (49,7) -16,9% (164,4) (164,6) -0,1% 19

20 Neste trimestre, os custos e despesas da Light Energia foram de R$ 41,3 milhões, 16,9% abaixo do quarto trimestre de A principal redução foi na linha de CUSD/CUST/energia comprada, em decorrência de liquidação de défict no mercado de curto prazo de energia gerada no 4T12. Os custos e despesas no 4T13 ficaram assim compostos: pessoal (15,5%), materiais e serviços de terceiros (11,6%), CUSD/CUST/Energia Comprada (17,9%), outros e depreciação (54,9%). O custo de PMSO por MWh gerado pelas usinas da Light Energia, neste trimestre, ficou em R$ 17,0/MWh, frente a um valor de R$ 16,1/MWh no 4T12. Em 2013, os custos e despesas da Light Energia totalizaram R$ 164,4 milhões, em linha com o montante do mesmo período de Comercialização e Serviços Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 4T13 4T12 Var. % Var. % Pessoal (2,2) (2,0) 8,3% (8,2) (6,4) 27,8% Material e Serviço de Terceiros (0,8) (9,4) -91,8% (18,0) (26,9) -33,0% Energia Comprada (123,2) (73,6) 67,5% (540,9) (232,4) 132,8% Depreciação (0,0) (0,0) 23,1% (0,2) (0,3) -43,9% Outras Receitas/Despesas Operacionais (5,7) 0,0 - (5,7) 0,0 - Outras (inclui provisões) (1,2) (0,3) 310,2% (2,3) (1,7) 41,1% Total (133,1) (85,4) 56,0% (575,4) (267,7) 115,0% Os custos e despesas do 4T13 totalizaram R$ 133,1 milhões, ficando 56,0% acima do realizado no mesmo período de Este aumento se deu principalmente pelo custo de energia comprada, que cresceu 67,5% frente ao montante apurado no 4T12, decorrente do aumento no volume de energia comprada para comercialização. A linha de outras receitas/despesas operacionais refere-se principalmente à provisão de R$ 5,0 milhões para perda sobre os investimentos realizados no Consórcio Maracanã Solar, por não ter evidências suficientes quanto à recuperabilidade do investimento no encerramento do exercício. No acumulado do ano, os custos somaram R$ 575,4 mihões, representando um aumento de 115,0% em relação ao mesmo período do ano passado, também explicado pelo maior custo com a compra de energia. 20

21 3.3 EBITDA 2 Consolidado EBITDA Consolidado (R$ MM) 4T13 4T12 Var.% Var.% Distribuição 226,1 397,6-43,1% 1.237, ,4 12,4% Geração 119,8 71,9 66,5% 444,1 322,5 37,7% Comercialização 2,8 7,6-63,7% 26,3 25,7 2,4% Outros e eliminações (6,9) (2,7) 160,5% (11,3) (10,4) 7,9% Total 341,7 474,4-28,0% 1.696, ,1 17,9% Margem EBITDA (%) 20,1% 25,9% -5,8 p.p 25,7% 22,1% 3,6 p.p Ativos e Passivos Regulatórios 87,8 138,0-36,4% (21,0) 330,4 - EBITDA Ajustado 429,5 612,4-29,9% 1.675, ,5-5,3% O EBITDA consolidado do quarto trimestre de 2013 foi de R$ 341,7 milhões, 28,0% abaixo do apurado no mesmo trimestre de 2012, enquanto a margem EBITDA 3 caiu de 25,9% para 20,1% no mesmo período. A redução do EBITDA neste trimestre pode ser explicada pela combinação: (i) da redução de 71,4% das outras receitas operacionais da distribuidora, devido ao registro de receita extraordinária no 4T12, e (ii) da elevação de 21,6% dos custos e despesas com PMSO da distribuidora. No trimestre, o segmento de geração da Companhia cresceu 66,5%, enquanto os segmentos de distribuição e comercialização apresentaram reduções no EBITDA de 43,1% e 63,7%, respectivamente. 2 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. 3 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 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$ 429,5 milhões no 4T13, uma retração de 29,9% com relação ao mesmo trimestre de Em 2013, o EBITDA foi de R$ 1.696,8 milhões, 17,9% acima do registrado em Ainda, considerando a formação de CVA nos períodos, o EBITDA totalizaria R$ 1.675,8 milhões, 5,3% abaixo de

23 Distribuição O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 226,1 milhões no 4T13, 43,1% inferior ao apurado no mesmo trimestre de Tal resultado foi uma combinação da redução de 71,4% da linha outras receitas operacionais e da elevação de 21,6% dos custos e despesas com PMSO. A margem EBITDA 4 foi de 14,9%, 8,8 p.p. abaixo do 4T12. Ajustando o EBITDA da Distribuidora pela CVA, ele seria de R$ 313,9 milhões, 41,4% abaixo do EBITDA ajustado do 4T12. Em 2013, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 1.237,7 milhões, crescendo 12,4% em relação a Esse desempenho é decorrente principalmente do aumento na receita líquida, influenciada pelo crescimento de mercado associada à redução da despesa com provisões. Considerando os ativos e passivos regulatórios (CVA), o EBITDA da Distribuidora seria de R$ 1.216,7 milhões, 15,0% menor do que no ano anterior. A margem EBITDA de 2013 foi de 21,0%, 2,5 p.p. acima da registrada em Geração O EBITDA da Light Energia totalizou R$ 119,8 milhões neste trimestre, um aumento de 66,5% em comparação ao 4T12. Esse resultado pode ser explicado pela reprecificação dos contratos de venda de energia e o maior volume de venda de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL) onde os preços dos contratos são mais altos do que no mercado regulado (ACR), combinado com o aumento do volume de venda de energia no mercado de curto prazo. A margem EBITDA do trimestre foi de 80,6%, 11,8 p.p. acima do 4T12. No acumulado do ano, o EBITDA totalizou R$ 444,1 milhões, 37,7% superior ao montante apurado em A margem EBITDA de 2013 foi de 79,5%, 0,9 p.p. maior do que a registrada em Comercialização e Serviços O EBITDA totalizou R$ 2,8 milhões neste trimestre, 63,7% inferior ao valor apurado no 4T12. Tal resultado é explicado principalmente pelo aumento dos custos e despesas operacionais, influenciado pela provisão extraordinária de R$ 5,0 milhões para perda sobre investimentos realizados. A margem EBITDA do 4T13 foi de 2,0%, 6,2 p.p. abaixo do 4T12. O EBITDA de 2013 totalizou R$ 26,3 milhões, 2,4% acima do montante registrado em A margem EBITDA do ano foi de 4,4%, 4,4 p.p. inferior à registrada em 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. 23

24 3.4 Resultado Financeiro Consolidado Resultado Financeiro - R$ MM 4T13 4T12 Var.% Var.% Receitas Financeiras 121,4 69,4 74,8% 338,2 188,0 79,9% Juros sobre Aplicações Financeiras 40,5 8,3 388,7% 95,1 41,0 132,0% Resultado Swap Líquido 35,2 2,8 1159,9% 81,0 14,4 460,6% Acréscimo Moratório / Multas sobre débitos 17,7 18,1-2,2% 78,3 77,0 1,8% Outras Receitas Financeiras 28,0 40,2-30,4% 83,8 55,6 50,6% Despesas Financeiras (219,4) (197,2) 11,3% (791,9) (679,1) 16,6% Encargos da dívida (112,9) (57,6) 96,0% (393,0) (327,0) 20,2% Variação Monetária e Cambial (59,1) (6,9) 754,4% (138,6) (20,3) 583,5% Atualização de provisões para contingências 27,8 (39,6) - 0,5 (60,6) - Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (1,9) (0,9) 105,7% (11,2) (6,4) 74,6% Juros sobre Tributos (2,0) - - (9,1) (1,83) 399,8% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) 1,5 (2,8) - (7,2) (14,8) -51,5% Ajuste a valor presente (4,2) (38,8) -89,2% (9,9) (71,2) -86,1% Compensação DIC/FIC (3,6) (7,6) -52,6% (48,6) (38,1) 27,6% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (34,1) (8,5) 303,1% (52,8) (18,8) 181,0% Braslight (31,0) (34,4) -10,1% (122,0) (120,1) 1,6% Encargos (15,5) (15,7) -0,9% (62,3) (62,6) -0,4% Variação Monetária (15,4) (18,8) -17,7% (59,7) (57,5) 3,9% Total (98,0) (127,8) -23,3% (453,8) (491,1) -7,6% O resultado financeiro do trimestre foi negativo em R$ 98,0 milhões, apresentando uma queda de 23,3% em relação ao resultado financeiro negativo de R$ 127,8 milhões registrado no quarto trimestre de A receita financeira do trimestre foi de R$ 121,4 milhões, resultado 74,8% superior ao verificado no mesmo período de A principal variação da receita foi no resultado do swap líquido, cujo aumento foi anulado pelo incremento na despesa financeira com variação monetária e cambial. Outro impacto relevante na receita financeira ocorreu na linha de juros sobre aplicações financeiras, que devido à maior disponibilidade de caixa da Companhia, associada à alta da taxa básica de juros Selic, apresentou um aumento de 388,7% em comparação com o 4T12. A despesa financeira do trimestre somou R$ 219,4 milhões, com crescimento de 11,3% em relação ao mesmo período de Tal variação na despesa financeira pode ser explicada principalmente pelo aumento de encargos da dívida, em função do maior nível de alavancagem combinado com a elevação na taxa básica de juros. A conta de atualização de provisões para contingências apresentou um resultado positivo neste trimestre de R$ 27,8 milhões devido à reversão de atualização de R$ 35,0 milhões relativa a provisões trabalhistas. Em 2013, o resultado financeiro ficou negativo em R$ 453,8 milhões, resultado 7,6% abaixo dos R$ 491,1 milhões negativos registrados em

25 3.5 Endividamento R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Moeda Nacional 490,9 8,4% 4.480,6 77,0% 4.971,5 85,5% Light SESA 453,2 7,8% 3.802,5 65,4% 4.255,7 73,2% Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% 0,0 0,0% 0,0 0,0% Debêntures 7a. Emissão 10,6 0,2% 649,3 11,2% 659,9 11,3% Debêntures 8a. Emissão 3,5 0,1% 469,6 8,1% 473,2 8,1% Debêntures 9a. Emissão - Série A 12,4 0,2% 995,4 17,1% 1.007,8 17,3% Debêntures 9a. Emissão - Série B 4,1 0,1% 610,1 10,5% 614,2 10,6% Eletrobras 0,7 0,0% 5,9 0,1% 6,6 0,1% CCB Bradesco 81,5 1,4% 225,0 3,9% 306,5 5,3% Capital de Giro - Santander 82,7 1,4% ,7 1,4% BNDES (CAPEX) 121,4 2,1% 507,7 8,7% 629,1 10,8% BNDES FINEM 129,8 2,2% 189,5 3,3% 319,3 5,5% Banco do Brasil 5,3 0,1% 150,0 2,6% 155,3 2,7% Outros 1,1 0,0% - - 1,1 0,0% Light Energia 32,6 0,6% 656,7 11,3% 689,3 11,9% Debêntures 1a. Emissão 4,1 0,1% 171,4 2,9% 175,5 3,0% Debêntures 2a. Emissão 16,0 0,3% 423,7 7,3% 439,7 7,6% Debêntures 3a. Emissão 0,2 0,0% 29,9 0,5% 30,1 0,5% BNDES (CAPEX) 7,0 0,1% 22,6 0,4% 29,7 0,5% BNDES FINEM 5,2 0,1% 9,1 0,2% 14,3 0,2% Light ESCO 5,2 0,1% 21,4 0,4% 26,6 0,5% BNDES - PROESCO 5,2 0,1% 21,4 0,4% 26,6 0,5% Moeda Estrangeira 151,6 2,6% 692,2 11,9% 843,8 14,5% Light SESA 150,7 2,6% 504,8 8,7% 655,5 11,3% Tesouro Nacional 5,3 0,1% 42,7 0,7% 48,0 0,8% Merril Lynch 30,2 0,5% 87,3 1,5% 117,5 2,0% BNP 114,6 2,0% ,6 2,0% Citibank 0,5 0,0% 234,3 4,0% 234,7 4,0% Bank Tokyo - Mitsubishi 0,2 0,0% 140,6 2,4% 140,7 2,4% Light Energia 0,9 0,0% 187,4 3,2% 188,3 3,2% Citibank 0,9 0,0% 187,4 3,2% 188,3 3,2% Dívida Bruta 642,5 11,0% 5.172,8 89,0% 5.815,3 100,0% Disponibilidades 1.790,4 Dívida Líquida (a) 4.024,9 Dívida Braslight (b) 1.224, ,7 Dívida Líquida Ajustada (a+b) 5.249,5 A dívida bruta da Companhia em 31 de dezembro de 2013 era de R$ 5.815,3 milhões, apresentando redução de 2,3% em relação à posição de setembro de Quando comparada com o mesmo período de 2012, a dívida bruta aumentou em 37,2%, ou R$ 1,6 bilhão, em função das captações realizadas no período, quais sejam: (i) liberações de recursos por parte do BNDES, ao longo dos últimos 12 meses, no montante de R$ 58,7 milhões, para a Light SESA; (ii) captação no valor de R$ 150 milhões, através do Banco do Brasil, para a Light SESA (fevereiro de 2013); (iii) captação em moeda estrangeira de R$ 121 milhões, através do Banco Tokyo-Mitsubishi, para a Light SESA, com proteção à 25

26 exposição cambial através de operação de swap para Real (março de 2013); e (iv) 9ª emissão de debêntures da Light SESA no montante total de R$ 1,6 bilhão junto ao Banco do Brasil (junho de 2013), dividida em duas séries, tendo a primeira, de R$ 1,0 bilhão, um custo de CDI+1,15% e a segunda, de R$ 600 milhões, um custo de IPCA+5,74%. Tais recursos foram utilizados para investimentos, capital de giro e pré-pagamento de R$ 500 milhões referentes às Notas Promissórias Comerciais emitidas em maio de 2013 e de R$ 375 milhões em dívidas mais caras, incluindo R$ 160 milhões da 5ª emissão de debêntures que tinha um custo de CDI+1,5%. A relação dívida líquida/ebitda passou de 2,58x em setembro de 2013 para 2,84x em dezembro de Com isso, a Companhia segue respeitando o covenant para tal indicador, que é de até 3,0x. A Companhia possui também um covenant para o indicador EBITDA/despesa de juros, que deve ser acima de 2,5x. Neste indicador, o resultado obtido em dezembro foi de 3,79x. 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. Múltiplo para efeito de covenants R$ MM dez/13 set/ Dívida Bruta 5.815, , ,0 + Operações de Swap (135,1) (97,1) (29,4) + Fundo de Pensão 1.224, , ,7 - Caixa 1.790, ,5 392,9 = Dívida Líquida para covenants (a) 5.114, , ,4 EBITDA (12 meses) 1.696, , ,2 + Provisões 210,9 461,7 475,2 - Outras Receitas/Despesas Operacionais 81,3 348,1 375,6 + Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) (21,0) 29,3 330,4 - CVA Financeira 5,1 0,0 14,0 = EBITDA para covenants (b) 1.800, , ,2 Dívida Líquida / EBITDA (a/b) 2,84 2,58 2,83 O prazo médio de vencimento da dívida é de 4,1 anos, em linha com o do trimestre passado. O custo médio da dívida denominada em reais ficou em 9,7% a.a., 0,9 p.p. acima do custo da dívida de setembro de 2013, esse crescimento é explicado pelo aumento da Selic no período. No fechamento do ano, 14,5% 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 0,4%, em linha com o apurado em setembro. A política de proteção à 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. 26

27 3.6 Lucro Líquido A Light registrou lucro líquido de R$ 129,0 milhões neste trimestre, em comparação ao lucro de R$ 160,0 milhões do quarto trimestre de 2012, representando um decréscimo de 19,4%. Tal resultado pode ser explicado pela redução de 71,4% das outras receitas operacionais da distribuidora, devido ao registro extraordinário, no 4T12, de receita de remuneração dos ativos ao final da concessão, calculado pelo critério do valor novo de reposição, no valor de 408,2 milhões, e também pela elevação de 21,6% dos custos e despesas com PMSO da distribuidora. 27

28 No ano, o lucro líquido foi de R$ 587,3 milhões, 38,5% acima do registrado no mesmo período de 2012, o qual é justificado pela melhora no resultado operacional da distribuidora e da geradora. Considerando a formação de CVA, o lucro líquido ajustado totalizaria R$ 573,5 milhões em 2013, 10,7% inferior ao de Investimentos CAPEX (R$MM) 2013 Partic. % 2012 Partic. % Var % Distribuição 712,6 84,3% 694,1 87,1% 2,7% Reforço da rede e expansão 498,6 70,0% 338,5 48,8% 47,3% Perdas 192,1 27,0% 199,8 28,8% -3,8% Outros 21,8 3,1% 155,9 22,5% -86,0% Administração 40,2 4,8% 50,9 6,4% -21,0% Comerc./ Eficiência Energética 61,0 7,2% 26,1 3,3% 133,4% Geração 31,3 3,7% 25,7 3,2% 21,9% Total 845,0 100,0% 796,8 100,0% 6,1% No ano de 2013, o total investido pela Light somou R$ 845,0 milhões, 6,1% acima do investido no ano de O segmento de distribuição concentrou o maior volume, R$ 712,6 milhões (representando 84,3% do investimento total) apresentando um crescimento de 2,7% frente ao valor investido em Dentre os investimentos realizados, se destacam: (i) os direcionados ao desenvolvimento de redes de distribuição e expansão, com o intuito de atender ao crescimento de mercado, aumentar a robustez da rede e melhorar a qualidade, inclusive na rede subterrânea, no valor de R$ 349,8 milhões, (ii) o 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$ 192,1 milhões e (iii) R$ 148,7 milhões destinados a investimentos específicos para a Copa e para as Olimpíadas. Os investimentos em comercialização e eficiência energética passaram de R$ 26,1 milhões em 2012 para R$ 61,0 milhões em Esse aumento é explicado pelo projeto de cogeração que está sendo realizado junto a uma grande indústria de bebidas. 28

29 Projetos de Expansão da Geração Parque Gerador Atual Usinas Hidrelétricas Existentes Capacidade Instalada (MW)* Energia Assegurada (MW)* Início Operacional Data do Ato Ano de Vencimento da Concessão / Autorização Fontes Nova jul Nilo Peçanha jul Pereira Passos jul Ilha dos Pombos jul Santa Branca jul Elevatórias - (87) PCH Paracambi¹ fev Renova² dez Total Projetos de Expansão da Geração Novos Projetos Capacidade Instalada (MW)* Energia Assegurada (MW)* Início Operacional Ano de Vencimento da Concessão / Autorização PCH Lajes Belo Monte³ fev-15 Guanhães¹ Dores de Guanhães 7 4 set-14 Senhora do Pôrto 6 3 set-14 Jacaré 5 3 dez-14 Fortuna II 5 3 mar-15 Renova² LER fev-14 A mar-14 A jan-17 LER set-15 A mai/18 PPA /2016 Mercado Livre I 5 3 jan-16 Mercado Livre II jan-17 Mercado Livre III 6 4 abr-15 Total *Participação proporcional da Light ¹ 51% da Light ² 21,86% da Light ³ 2,49% da Light A Companhia tem como um dos pilares do seu Planejamento Estratégico o aumento da participação do segmento de geração de energia nos seus resultados. De modo a cumprir tal objetivo, foram anunciados diversos projetos de geração assegurando o crescimento de sua capacidade instalada, que atualmente é de 941 MW. Com a incorporação dos projetos de expansão programados, o quadro com a posição até 31 de dezembro é o seguinte: 29

30 No quarto trimestre de 2013, ocorreram os seguintes eventos relacionados ao desenvolvimento dos projetos de expansão da capacidade de geração da Light: PCH Lajes O projeto básico já foi aprovado pela Aneel. A Aneel alterou em Junho de 2013 o regime de exploração de serviço público para produtor independente de energia, com isto a PCH Lajes obteve 50% de redução da TUSD e da TUST. O processo de contratação da construtora está em andamento. Com a definição do construtor será possível iniciar as obras, com geração prevista para o primeiro semestre de 2016, uma vez que a PCH já possui a licença de instalação emitida. A unidade com potência de 17 MW será instalada na antiga casa de força da UHE Fontes Velha. Além de aumentar a capacidade de geração, outros benefícios advindos do projeto serão: o aumento da flexibilidade operacional, a modernização do suprimento da Adutora da Cedae, o controle de cheias no Rio Piraí e a melhoria da qualidade da água do Reservatório de Lajes. Guanhães Energia O complexo de Guanhães é formado por quatro PCHs: Dores de Guanhães, Fortuna II, Jacaré e Senhora do Porto, localizadas nos rios Guanhães, Corrente Grande e Bacia do Rio Doce, todos em Minas Gerais. As PCHS possuem potência instalada de 44 MW e os sócios da Guanhães Energia são a Light Energia S.A. (51%) e a CEMIG Geração e Transmissão S.A. CEMIG GT (49%). A primeira unidade geradora tem previsão de entrada em operação em setembro de 2014 e a última em março de Belo Monte Em outubro de 2011, a Amazônia Energia, cujos sócios são Light (25,5%) e Cemig (74,5%), adquiriu 9,77% da Norte Energia, empresa responsável pela construção e operação da UHE Belo Monte. Localizada no Rio Xingu, no estado do Pará, a UHE Belo Monte é a terceira maior usina hidrelétrica do mundo e a maior 100% brasileira. Tem capacidade instalada de MW e Garantia Física de MW. A primeira unidade geradora tem previsão de entrar em operação em fevereiro de 2015, enquanto que a última das 24 turbinas em janeiro de As obras civis estão em andamento e a primeira etapa da montagem eletromecânica do sítio Pimental está sendo finalizada. 30

31 Renova Energia ( Renova ) Entrada da Cemig no bloco de controle da companhia. No final do ano, a Renova fez o acordo para a aquisição de 51% da Brasil PCH e a entrada da Cemig GT no bloco de controle da Renova. A Brasil PCH detém 13 pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), com capacidade instalada de 291 MW e energia assegurada de 194 MW médios. A aquisição, que foi efetivada em fevereiro de 2014, adicionou ativos operacionais na Renova, melhorando o balanceamento entre os projetos em operação e os projetos em construção e desenvolvimento. Além disso, a Brasil PCH irá contribuir de forma importante para a geração de caixa da Renova, que poderá utilizar esse caixa no crescimento da Renova, tanto em projetos já contratados, como em novos projetos. Ano de maior contratação de energia na história da Renova. Em 2013, a Renova comercializou 257,6 MW médios, o que corresponde a 514,5 MW instalados em dois leilões do mercado regulado e 15,0 MW médios no mercado livre. A Renova comercializou no Leilão de Energia de Reserva de 2013 (LER 2013) 73,7 MW médios a serem gerados por nove parques eólicos, localizados no estado da Bahia, que correspondem a 159,0 MW de capacidade instalada. 31

32 4. Fluxo de Caixa R$ MM 4T13 4T Caixa no Início do Período (1) 1.787, ,5 230,4 652,5 Lucro Líquido 129,0 160,0 587,3 423,9 IR/CS 16,4 92,3 264,8 174,5 Lucro Líquido antes IR e CS 145,4 252,3 852,1 598,4 PDD 43,8 109,4 158,3 282,6 Depreciação e Amortização 98,3 85,5 390,9 341,7 Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo imobilizado baixado 14,1 17,0 23,3 20,9 Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras 59,1 6,9 138,6 20,3 Juros e Variações monetárias líquidas 118,8 45,5 407,5 358,2 Braslight 31,0 34,4 122,0 120,1 Complemento/ reversão de provisões (29,4) 178,8 26,8 250,9 Resultado de Equivalência Patrimonial 2,9 (3,0) 5,5 (21,6) Remuneração de Ativo Financeiro da Concessão (141,1) (408,2) (168,8) (408,2) Outros (35,2) (2,8) (81,0) (14,4) Subtotal 307,7 315, , ,9 Capital de Giro 174,9 (44,7) 209,6 (209,8) Contingências (30,0) (18,9) (88,3) (83,1) Tributos 116,7 (52,5) 109,5 (49,3) Braslight (35,4) (3,0) (123,5) (120,6) Subvenção CDE 303, Outros (24,0) (57,5) (185,4) (112,0) Tributos pagos (13,1) (4,7) (101,2) (74,8) Juros pagos (180,4) (138,6) (389,8) (358,2) Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) 619,8 (4,0) 1.306,3 541,2 Financiamentos Obtidos 9,8 254, , ,4 Dividendos (185,1) (351,4) (259,9) (425,1) Pagamentos de Empréstimos e Financiamento (149,8) (509,8) (1.037,4) (770,7) Atividade de Financiamento (3) (325,2) (607,0) 1.147,2 (78,4) Recebimento pela venda de ativo imobilizado/intangível - (4,9) - - Imobilizado/Intangível/Ativo Financeiro (294,9) (205,4) (830,2) (803,3) Aquisições no Investimento (24,0) (29,0) (90,6) (73,6) Aplicações financeiras (1.216,7) (8,0) (1.216,7) (8,0) Atividade de Investimento (4) (1.535,5) (247,2) (2.137,5) (884,9) Caixa no Final do Período ( ) 546,4 230,3 546,4 230,4 Variação de Caixa (2+3+4) (1.240,9) (858,2) 316,1 (422,1) O saldo de caixa ao final do quarto trimestre de 2013 atingiu uma posição de R$ 546,4 milhões, com um aumento de 137% comparado ao ano de A atividade operacional, que no ano de 2013 totalizou R$ 1.306,3, contribuiu para esse saldo positivo graças à melhora significativa na arrecadação. 32

33 5. Governança Corporativa Em 31 de dezembro de 2013, o capital social da Light S.A. era composto por ações ordinárias. Desse total, encontravam-se em circulação. Segue abaixo, estrutura acionária atual da Light: BTG PACTUAL 14,29% 2,74% SANTANDER VOTORANTIM 28,57% 5,50% 28,57% 5,50% FIP REDENTOR 75% 19,23% 25% CEMIG 6,41% BANCO DO BRASIL 28,57% 5,50% PARATI MINORITÁRIOS 3,19% 0,42% 96,81% 100% 25,64%* REDENTOR ENERGIA ESTRANGEIRO NACIONAL 100% 13,03% 58,34% 41,66% CEMIG RME LEPSA BNDESPAR MERCADO 26,06% 13,03% 13,03% 10,30% 37,57% Grupo Controlador 52,1% Light S.A. (Holding) Free Float 47,9% Percentual em azul: participação indireta na Light *12,61%(RME) + 13,03%(LEPSA) 33

34 6. Mercado de Capitais As ações da Light são listadas no Novo Mercado da BM&FBovespa desde Julho de 2005, em consonância com as melhores práticas de governança corporativa e com os princípios de transparência e equidade, além da concessão de direitos especiais aos acionistas minoritários. As ações da Light S.A. compõem os índices Ibovespa, IGC, IEE, IBrX, ISE, ITAG e IDIV. As ações da Light também são negociadas no mercado de balcão americano (Over-the-Counter - OTC), através de ADR Nível 1, sob o ticker LGSXY. As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 22,12 ao final de dezembro. O valor de mercado (n de ações X valor da ação) da Companhia encerrou o trimestre em R$ milhões. BM&F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3 Média Diária 4T13 4T Quantidade títulos (Mil) 830,5 576,0 908,7 691,0 Nº de Negócios 2.988, , , ,5 Volume Negociado (R$ Milhões) 16,8 12,9 17,1 17,3 Cotação por ação (fechamento)* R$ 22,12 R$ 21,27 R$ 22,12 R$ 21,27 Valorização da LIGT3 19,8% -1,1% 4,6% -14,3% Valorização do IEE -2,9% -4,3% -10,3% -11,6% Valorização do Ibovespa -1,6% 3,0% -17,7% 5,4% * Ajustada por proventos Os gráficos abaixo mostram o perfil dos detentores das ações em circulação da Companhia em dezembro de

35 O gráfico abaixo apresenta a evolução da ação da Light desde 28 de dezembro de 2012 até 07 de março de Dividendos A Companhia tem como política distribuir dividendos no valor mínimo equivalente a 50% do seu lucro líquido ajustado, calculado em conformidade com o artigo 189 da Lei das S.A.s, com as práticas contábeis brasileiras e com as regras da CVM. O montante de proventos deliberado em 2013 foi de R$ ,62. Desse montante, R$ ,00 foram pagos na forma de Dividendos e aprovados na AGO de abril de No dia 13 de dezembro de 2013, foi aprovada pelo Conselho de Administração a distribuição de juros sobre capital próprio no valor bruto de R$ ,62, que representam R$ 0,527 por ação, considerando a existência de lucro apurado na Companhia, no período de janeiro a setembro de O valor líquido por ação corresponde a R$ 0,44795 já deduzido o Imposto de Renda na Fonte de 15%, exceto para os acionistas dispensados de tal tributação. A data de pagamento dos juros sobre capital foi 27 de dezembro de Fizeram jus ao recebimento do valor correspondente, todos os detentores de ações da Companhia na data base de 13 de dezembro de Foi aprovada em 10 de março de 2014, pelo Conselho de Administração, a proposta de distribuição de R$ ,34, ou, R$ 1,789 por ação, de dividendos, referentes ao resultado do exercício findo em 31 de dezembro de Tal valor representa um dividend yield de 11,3% e, somado aos já deliberados no curso do exercício, corresponde a um payout de 84,6% do lucro líquido ajustado do ano. A proposta será submetida à aprovação em AGO. 35

36 Dividendos pagos, dividend yield e Payout 36