EBITDA atinge R$ 434 milhões e Lucro Líquido alcança R$ 140 milhões no trimestre

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1 Rio de Janeiro, 11 de maio de 2012 Contatos RI João Batista Zolini Carneiro Diretor de Finanças e Relações com Investidores Gustavo Werneck Gerente de RI Tel: +55 (21) Fax: +55 (21) ri@light.com.br Teleconferência Data: 14/05/2011 Horário: 16h00 (Brasil) 15h00 (US ET) Telefones: Brasil: +55 (11) EUA: +1 (888) Outros países: +1 (786) Tradução simultânea para o inglês Webcast: (português e inglês) EBITDA atinge R$ 434 milhões e Lucro Líquido alcança R$ 140 milhões no trimestre O consumo total de energia no 1T12 foi 1,8% menor que no mesmo trimestre do ano passado, somando GWh. A baixa temperatura registrada neste trimestre influenciou na redução do consumo; A Receita Líquida consolidada do trimestre, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 1.766,8 milhões, 4,7% acima da receita registrada no 1T11. Todos os segmentos de negócio da Companhia apresentaram crescimento de receita; 1 O EBITDA consolidado do trimestre foi de R$ 433,8 milhões, em linha com o realizado no 1T11. A margem EBITDA do trimestre foi de 24,6%, em comparação com 25,8% no 1T11. O lucro líquido do trimestre foi de R$ 140,1 milhões, 15,8% abaixo dos R$ 166,3 milhões do 1T11, impactado principalmente pelo aumento na despesa financeira decorrente do maior nível de alavancagem visando o crescimento da Companhia; As perdas não técnicas encerraram o trimestre em 41,3% sobre o mercado faturado de baixa tensão (critério Aneel), representando um aumento de 0,9 p.p. com relação a dezembro de 2011, em função principalmente da mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data; A Companhia encerrou o trimestre com dívida líquida de R$ 3.439,2 milhões, um aumento de 1,7% em comparação a dezembro de O índice de alavancagem Dívida Líquida/EBITDA ficou em 2,8x; A taxa de arrecadação dos últimos 12 meses foi de 97,7% do faturamento, 0,4 p.p. acima do nível observado em março de Destaques Operacionais (GWh) 1T12 1T11 Var. % Carga Fio* ,7% Energia Faturada - Cativo ,8% Consumo na área de concessão ,8% Energia Transportada - TUSD ,8% Energia Vendida - Geração ,1% Energia Comercializada (Esco) ,8% Destaques Financeiros (R$ MM) Receita Líquida** ,7% EBITDA ,3% Margem EBITDA** 24,6% 25,8% - Lucro/prejuízo Líquido ,8% Endividamento Líquido*** ,1% * Carga própria + uso da rede ** Desconsiderando receita de construção *** Dívida financeira - Caixa 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: CSN e CSA, tendo em vista a então planejada saída desses clientes para a Rede Básica. O consumo de energia de tais clientes totalizou 347 GWh no 1T12 e 601 GWh no 1T11. 1

2 Índice Desempenho Operacional... 3 Distribuição... 3 Balanço Energético... 5 Perdas de Energia Elétrica... 6 Comunidades... 7 Arrecadação... 8 Qualidade Operacional... 9 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 Dividendos Eventos Recentes Programa de Divulgação

3 Segmentação do Release A Light S.A. é uma holding que controla subsidiárias e empresas coligadas que participam principalmente em três segmentos de negócio: distribuição de energia, geração de energia 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. Segue organograma da Companhia em março de 2012: Light S.A. (Holding) Light Serviços de Eletricidade S.A. 100% 100% 51% 100% 25,5% 100% 100% 100% 100% 51% 20% Light Energia S.A. Lightger S.A. Itaocara Energia Ltda. Amazônia Energia S.A. Light Esco Prestação de Serviços S.A. Lightcom Comercializadora de Energia S.A. Light Soluções em Eletricidade Ltda. Instituto Light Axxiom Soluções Tecnológicas S.A. CR Zongshen E-Power Fabricadora de Veículos Ltda. Renova Energia S.A. Central Eólica Fontainha Ltda. Central Eólica São Judas TadeuLtda. 100% Norte Energia S.A. EBL Cia. de Eficiência Energética S.A 25,83% 100% 9,77% 33% Distribuição Geração Comercialização e Serviços Institucional Sistemas Veículos Elétricos Desempenho Operacional Distribuição O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 2 ) no 1T12 foi de GWh, uma retração de 1,8% em relação ao mesmo período de 2011, influenciado pela ,6% ,4% CONSUMO DE ENERGIA TOTAL (GWh) (CATIVO + LIVRE) - TRIMESTRE -1,8% 2,1% ,7% T11 1T12 1T11 1T12 1T11 1T12 1T11 1T12 1T11 1T12 Residencial Industrial Comercial Outros Total Cativo Livre 2 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: CSN e CSA, tendo em vista a então planejada saída desses clientes para a Rede Básica. O consumo de energia de tais clientes totalizou 347 GWh no 1T12 e 601 GWh no 1T11. 3

4 redução do consumo no segmento residencial. Considerando a energia consumida pelos clientes livres CSN e CSA (este último somente no 1T11), o consumo total no 1T12 foi de GWh² em comparação a GWh no 1T11. No segmento residencial, o consumo totalizou GWh neste trimestre, respondendo por 36,7% do consumo do mercado total, com retração de 5,6% comparado ao 1T11. Tal variação pode ser explicada principalmente pela menor temperatura média registrada nos meses de janeiro e fevereiro deste ano, 2,2ºC e 1,0ºC abaixo das médias registradas nos mesmos meses do ano passado, respectivamente. Além disso, outro impacto ocorrido neste trimestre é decorrente da reclassificação de instalações de condomínios como clientes do segmento residencial para a classe comercial por força de resolução da Aneel. Desconsiderando-se tal impacto, a redução do consumo residencial seria 4,9%. O número de clientes residenciais cresceu 2,2%, totalizando mil clientes faturados em março de 2012, com consumo médio mensal de 204,4 kwh, em comparação a 220,5 kwh no mesmo período de O segmento comercial, que representou 31,4% de participação no consumo total, consumiu GWh neste trimestre, apresentando crescimento de 2,1% em comparação com o mesmo período de Desconsiderando a reclassificação de instalações de condomínios, o crescimento do consumo deste segmento seria de 1,1%. No 1T12, o mercado livre foi adicionado por 29 instalações que no 1T11 consumiram como clientes cativos. Tais migrações corresponderam a um acréscimo equivalente a 21 GWh no mercado livre deste segmento no trimestre. O consumo total dos clientes industriais foi de 962 GWh, com participação de 15,6% no mercado total, apresentando redução de 0,4% em relação ao primeiro trimestre de Houve migração de 6 clientes do mercado cativo para o mercado livre neste segmento, que totalizaram um consumo de 28 GWh neste trimestre. Em relação às demais classes que representaram 15,1% do mercado total, houve retração de 0,7% do consumo em relação ao primeiro trimestre de As classes rural, poder público e serviço público, com representatividade de 0,7%, 6,6% e 7,9% no mercado total respectivamente, apresentaram redução de 1,9%, 0,1% e 1,1%, respectivamente, em relação ao 1T11. De acordo com o previsto na Resolução Aneel 414, a Light alterou o critério de tratamento para os clientes inadimplentes, com a ação de encerramento da relação contratual com clientes com inadimplência de longa data,. Até março foram suspensos todos os 148 mil clientes localizados em áreas onde ações de cobrança tradicionais não são efetivas. Tal medida, implicou em uma redução do consumo faturado de aproximadamente 40 GWh no 1T12, refletindo também no indicador de perdas de energia, sem entretanto, afetar a geração de caixa. 4

5 Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a março de 2012 PROINFA Residencial 128, ,6 CCEAR Energia Industrial Light Energia Faturada 400,9 91,0 Carga Própria 5.378,8 Light Comercial ITAIPU 7.830, ,1 (CCEE) E.Requerida Perdas ,8 (CCEE) Energia não Demais LEILÕES (CCEE) 7.999,5 faturada 882, ,0 Perdas Rede NORTE FLU (CCEE) 1.584,1 Básica 169,2 Ajuste(**) 0, ,4 OUTROS(*) (CCEE) 243,3 (*) Outros = Compra no Spot - Venda no Spot. (**) ajuste no faturamento referente à carga ainda não contabilizada na CCEE. OBS: 1) Na Light S.A existe eliminação de venda/compra de Energia Elétrica entre as empresas Balanço de Energia (GWh) 1T12 1T11 Var.% = Carga Fio ,7% - Energia medida transportada para concessionárias ,5% - Energia medida transportada para clientes livres* ,6% = Carga Própria ,3% - Consumo mercado cativo ,8% Mercado Baixa Tensão ,9% Mercado Média Tensão ,5% - Perdas + Energia não faturada ,8% *Incluindo CSN e CSA 5

6 Perdas de Energia Elétrica As perdas totais da Light SESA somaram GWh, ou 22,0% sobre a carga fio, nos 12 meses encerrados em março de 2012, representando um aumento de 0,7 p.p. e 0,3 p.p. em relação aos índices de março e dezembro de 2011, respectivamente. As perdas não técnicas, totalizaram GWh em março de 2012, representando 41,3% na metodologia sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão, ou 15,3% sobre a carga fio, apresentando uma redução de 0,3 p.p. com relação às perdas de março de 2011 e um aumento de 0,9 p.p. comparado ao índice de dezembro de O aumento do índice de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão neste trimestre interrompe uma série de sete trimestres consecutivos de redução neste indicador, influenciado principalmente pelo encerramento do contrato de clientes com inadimplência de longa data, localizados em áreas onde ações tradicionais de cobrança não são efetivas, de acordo com a Resolução Aneel 414, sem entretanto, afetar a geração de caixa ,6% Evolução das Perdas Totais 12 meses ,3% 21,4% 21,5% 21,7% 22,0% 15,0% 15,0% 15,0% 15,0% Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 meses 41,3% 40,7% 40,4% 15,3% mar/11 jun/11 set/11 dez/11 mar/12 Perdas (GWh) Perdas CFio % Perdas Não-Técnicas/C. Fio (%) 41,3% mar/11 jun/11 set/11 dez/11 mar/12 Perdas (GWh) Perdas Não-Técnicas/Mercado BT (%) No âmbito do programa de novas tecnologias para redução das perdas, o ritmo de instalação acelerou neste início de ano, alcançando em março de 2012, um total de 233 mil medidores eletrônicos instalados e 243 mil clientes com rede blindada. O planejamento para 2012 indica o encerramento do ano com um universo de 318 mil medidores eletrônicos instalados. Com relação aos processos convencionais de recuperação de energia, como o de negociação dos débitos de clientes com fraude constatada, estes proporcionaram no 1T12 um montante de 23,1 GWh de energia recuperada, 53,8% abaixo do montante recuperado no ano anterior. As regularizações de fraude totalizaram clientes normalizados no ano, quantidade 49,3% inferior ao mesmo trimestre do ano anterior. Apesar do declínio dos índices de recuperação de Medidores eletrônicos instalados (mil unid.) 128 mar/11 50,0 1T11 82,0% 233 mar/12 Recuperação de Energia (GWh) -53,8% 23,1 1T12 6

7 energia e normalização de clientes, a nova estratégia adotada para inspeções aumentou a incorporação de energia para 14,5 GWh, um aumento de 12,1%, demonstrando a maior eficácia das normalizações e fiscalizações. Incorporação de Energia (GWh) Clientes Normalizados 12,1% 13,0 14, ,3% T11 1T12 1T11 1T12 Comunidades Atualmente, existem 10 empresas contratadas, sendo duas para o planejamento e oito para a execução do trabalho de instalação de novas redes elétricas blindadas e medidores eletrônicos com a consequente melhoria na qualidade do fornecimento de energia e redução das perdas junto às comunidades. Tal contingente viabiliza o objetivo da Light para 2012, que é alcançar um universo de mais 60 mil clientes, em 11 comunidades pacificadas, entre elas, o restante do Complexo do Alemão e a Rocinha. 7

8 Arrecadação A taxa de arrecadação dos últimos doze meses foi de 97,7% do faturamento, 0,4 p.p. acima do índice de março de Com relação ao índice de arrecadação do 1T12, este foi de 95,0%, 1,0 p.p. superior ao índice alcançado no mesmo período de Tal resultado pode ser explicado principalmente pelo pagamento no início de 2012 de duas faturas de um grande cliente, no valor total de R$ 30 milhões, relativas aos meses de novembro e dezembro de A taxa de arrecadação do Poder Público continua apresentando nível acima de 100%, assim como o segmento de grandes clientes. A taxa de arrecadação do segmento de varejo apresentou um crescimento de 0,8 p.p em comparação ao 1T11. A constituição de provisão para devedores duvidosos (PDD) no 1T12 representou 2,6% da receita bruta de faturamento de energia, totalizando R$ 61,6 milhões, demonstrando uma melhora de 0,2 p.p. em relação ao 1T11. Esse desempenho foi reflexo da campanha massiva de negociação de dívidas passadas realizada no 4T11, tendo como resultado o incremento de arrecadação do varejo, reversão/redução de PDD, e retomada da arrecadação do fluxo mensal das contas. Taxa de Arrecadação R$ MM 1T12 1T11 Faturamento Arrecadação Taxa de arrecadação 95,0% 94,0% 93,6% Taxa de arrecadação média móvel 12 meses 97,3% 97,4% 97,7% mar/11 dez/11 mar/12 Taxa de arrecadação por segmento média móvel 12 meses 107,0% Provisão para Devedores Duvidosos 104,0% - 100,0% R$ milhões 101,1% 94,4% 1T12 1T11 Var. (R$) PDD 61,6 64,4 (2,7) Varejo Grandes Clientes Poder Público mar/11 mar/12 PDD/ROB (Fornecimento Faturado) 2,9% 2,8% 2,6% Provisão para Devedores Duvidosos - R$ milhões 1T12 1T11 Var. (R$) PDD 61,6 64,4 (2,8) 1T10 1T11 1T12 8

9 Qualidade Operacional A Light tem como compromisso manter o fornecimento de energia elétrica em elevados padrões de qualidade. Neste trimestre, foram aplicados R$ 49,6 milhões em investimentos visando à melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica e ao aumento da capacidade de sua rede de distribuição. Além de contribuir para o relacionamento entre a distribuidora e seus clientes, o nível de qualidade será de grande importância no modelo regulatório, a partir das regras já aprovadas para o 3º ciclo de revisão tarifária. As companhias serão incentivadas a buscar melhores índices de qualidade e ter o reconhecimento disso através do fator x. No 1º trimestre de 2012, na rede de distribuição aérea, foram substituídos 25,3 km de redes de baixa tensão por cabos multiplexados e efetuada a substituição de rede aberta por rede compacta (spacercable) em 21,5 km de rede de média tensão. Foram realizadas 235 inspeções/manutenções em circuitos de média tensão, substituídos transformadores e podadas árvores. Na rede de distribuição subterrânea foram realizadas inspeções em câmaras transformadoras e em caixas de inspeção, além de manutenção em 62 transformadores e em 780 protetores. A média móvel calculada para o 1º trimestre de 2012 referente ao indicador de duração equivalente de interrupção DEC, expresso em horas, alcançou o valor de 16,48 horas. O indicador de frequência equivalente de interrupção FEC, expresso em vezes, para o mesmo período, foi de 7,85. Estes indicadores foram impactados pela redução de expurgos gerados em 2011 pelos chamados dias críticos, decorrentes da metodologia de cálculo definida pela Aneel. Na comparação entre os indicadores do 1º trimestre de 2011 e 2012, sem expurgo, isto é, o que é de fato sentido pelos consumidores, o indicador DEC apresentou melhora, tendo reduzido de 7,07 horas para 6,49 horas, e o indicador FEC apresentou uma piora de 2,80 vezes para 2,86. DEC DEC / FEC - 12 Meses 15,11 13,65 16,48 DEC e FEC - SEM EXPURGO Trimestre FEC 7,14 6,59 7,85 7,07 6,49 2,80 2,86 Mar/10* Mar/11 Mar/12 DEC FEC DEC Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor (hs) FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor (nº) 1T11 1T12 * não considera os efeitos da ocorrência no Sistema Interligado Nacional de 10/11/09. 9

10 Geração A energia vendida nos Ambientes de Contratação Regulada (ACR) e Livre (ACL) no 1T12 foi de 1.052,0 GWh e 131,2 GWh, respectivamente. Em ambos os mercados, os volumes de energia vendida ficaram em linha com o mesmo período de As vendas no mercado spot aumentaram 11,6%, em função principalmente, do aumento da geração hidráulica no sistema interligado, resultante da melhor condição hidrológica. LIGHT ENERGIA (GWh) 1T12 1T11 % Venda no Ambiente de Contratação Regulada 1.052, ,6-0,3% Venda no Ambiente de Contratação Livre 131,2 131,0 0,2% Vendas no spot (CCEE) 331,3 296,8 11,6% Total 1.514, ,4 2,1% Comercialização e Serviços No primeiro trimestre de 2012, a comercialização direta de energia elétrica da Light Esco e Lightcom, oriunda das fontes convencional e incentivada totalizou 389,0 GWh, em comparação a 306,9 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior, representando um aumento de 26,8%. O crescimento no volume de energia comercializada é decorrente principalmente da participação ativa da Light ESCO na captura de clientes na migração do mercado cativo para o livre, a exemplo da recente contratação de longo prazo com os clientes Ciferal, Roché e Rio de Janeiro Refrescos. Volume (GWh) 1T12 1T11 Var.% Trading 389,0 306,9 26,8% Em 2012, foram contratados dois novos projetos de reforma e expansão na central de água gelada de grandes shopping centers, totalizando assim, 10 projetos de prestação de serviços em execução pela Light Esco atualmente. 10

11 Desempenho Financeiro Receita Líquida Consolidado A Receita Operacional Líquida do trimestre foi de R$ 1.904,3 milhões, 3,8% acima da receita apurada no 1T11. Desconsiderando a receita de construção, que tem efeito neutro no resultado, a receita líquida consolidada aumentou 4,7%, totalizando R$ 1.766,8 milhões no 1T12, influenciada pelo crescimento de todos os segmentos de negócio. Receita Líquida (R$ MM) 1T12 1T11 Var. % Distribuição Energia vendida 1.448, ,9 1,8% Energia Não Faturada 25,6 13,5 89,9% Uso da rede (TUSD) 137,6 135,3 1,7% Curto Prazo (Spot)¹ 0,7 3,0-76,8% Diversos 26,8 11,6 130,6% Subtotal (a) 1.639, ,2 3,3% Receita de Construção² 137,4 147,0-6,5% Subtotal (a') 1.776, ,3 2,5% Geração Venda Geração (ACR+ACL) 81,8 78,8 3,8% Curto Prazo¹ 12,8 4,3 197,1% Diversos 4,1 1,7 142,0% Subtotal (b) 98,7 84,8 16,4% Comercialização e Serviços Revenda 47,4 36,5 29,9% Diversos 1,1 4,6-76,5% Subtotal (c) 48,5 41,1 17,9% Outros e Eliminações (d) (19,5) (24,5) - 20,5% Total s/ rec. de construção (a+b+c+d) 1.766, ,6 4,7% Total (a'+b+c+d) 1.904, ,7 3,8% 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. 11

12 Distribuição A Receita Líquida do 1T12 totalizou R$ 1.776,6 milhões, representando um aumento de 2,5% em relação ao mesmo trimestre do ano passado. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.639,1 milhões nesse trimestre, 3,3% acima da receita verificada no 1T11. O aumento da receita líquida neste trimestre é reflexo principalmente do efeito combinado do aumento médio da tarifa de energia de 7,82%, a partir de 7 de novembro de 2011, com a retração de 1,8% do mercado total neste trimestre. Os segmentos residencial e comercial representaram 80% da receita do mercado cativo. Comercial 31% Consumo de Energia Elétrica - Cativo (GWh) - 1T12 Comercial 33% Outros 16% Receita Líquida por classe - Cativo R$ MM - 1T12 Outros 13% Industrial 7% 710 Residencial 44% Residencial 49% Industrial 7% Geração A Receita Líquida do trimestre foi de R$ 98,7 milhões, representando um aumento de 16,4% em relação ao 1T11. Este resultado pode ser explicado principalmente pelo aumento de 11,6% no volume de energia vendida no mercado spot, associado ao maior preço médio verificado neste mercado no período (R$ 66,3/MWh no 1T12 contra R$ 34,1/MWh no 1T11). Comercialização e Serviços A Receita Líquida no 1T12 foi de R$ 48,5 milhões, 17,9% superior à receita verificada no 1T11. Tal aumento é em função principalmente do crescimento no volume de vendas de energia realizadas na atividade de trading em 26,8%. 12

13 Custos e Despesas Consolidado Custos e Despesas Operacionais Consolidadas No primeiro trimestre de 2012, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 1.560,6 milhões, apresentando crescimento de 4,7% em comparação com o realizado no mesmo período do ano passado. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas consolidados deste trimestre, ficaram 5,9% acima do 1T11. Tal variação foi influenciada principalmente pelos custos e despesas dos segmentos de distribuição e comercialização, que tiveram um aumento de 5,1% e 15,3% em comparação com o realizado no mesmo período do ano passado. Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 1T12 1T11 Var. % Distribuição (1.493,5) (1.437,0) 3,9% Distribuição s/ custo de construção (1.356,1) (1.290,0) 5,1% Geração (38,2) (36,5) 4,7% Comercialização (45,0) (39,0) 15,3% Outros e Eliminações 16,1 22,0-26,7% Consolidado s/ custo de construção (1.423,2) (1.343,5) 5,9% Consolidado (1.560,6) (1.490,6) 4,7% Distribuição No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia aumentaram 3,9% em relação ao 1T11. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram crescimento de 5,1%, decorrente principalmente do aumento de 4,2% nos custos e despesas não gerenciáveis e do aumento de 43,5% em provisões, explicado pelas reversões realizadas no 1T11, que totalizaram R$ 23 milhões. LIGHT SESA Custos e Despesas (R$ MM) 1T12 1T11 Var. % Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.026,2) (985,3) 4,2% Custos de Compra de Energia (837,3) (799,4) 4,7% Custos com Encargos e Transmissão (184,9) (181,5) 1,8% Outros (Custos Obrigatórios) (4,1) (4,3) - 4,9% Custos e Despesas Gerenciáveis (329,8) (304,7) 8,2% PMSO (167,6) (168,5) -0,5% Pessoal (64,8) (54,4) 19,2% Material (3,6) (5,7) - 37,8% Serviço de Terceiros (85,1) (95,7) - 11,0% Outros (14,1) (12,8) 10,7% Provisões (86,5) (60,3) 43,5% Depreciação e Amortização (75,7) (75,9) - 0,2% Custo de Construção (137,4) (147,0) - 6,5% Custos Totais S/Custo de Construção (1.356,1) (1.290,0) 5,1% Custos Totais (1.493,5) (1.437,0) 3,9% 13

14 Custos e Despesas Não-Gerenciáveis No primeiro trimestre de 2012, os custos e despesas não-gerenciáveis foram de R$ 1.026,2 milhões, apresentando um aumento de 4,2% em relação ao mesmo período de Os custos de compra de energia aumentaram 4,7% em relação ao 1T11, decorrente principalmente dos reajustes dos contratos vigentes, da entrada de produtos contratados em leilões de energia nova a preços mais elevados entre os dois períodos e do aumento no volume de compra de energia para atender ao crescimento de mercado ao longo de 2011, com continuidade nos próximos anos. Os custos com encargos e transmissão apresentaram crescimento de 1,8%, decorrentes do reajuste anual dos encargos de conexão e transmissão, compensado pela redução no Encargo de Serviço do Sistema (ESS), decorrente do menor acionamento de térmicas durante este trimestre, em comparação ao mesmo período de ,4% ,6% 9,3% 3,9% 16,3% 16,2% 19,3% 19,6% 53,8% 58,7% 1T11 Energia Comprada - GWh Trimestre 1T12 LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT PROINFA Energia Comprada - R$ MM Trimestre 799,4 837,3 3,4% 3,2% 16,1% 16,0% 26,8% 28,1% 53,8% 52,6% 1T11 1T12 LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 110,4/MWh no 1T12, em comparação a um custo médio de compra de energia total de R$ 103,6/MWh no 1T11, representando um aumento de 6,6%. Custos e Despesas Gerenciáveis No 1T12, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material, serviços de terceiros, provisões, depreciação e outros, foram de R$ 329,8 milhões, apresentando um aumento de 8,2% entre os períodos. Este resultado é explicado principalmente pela conta de provisões, cuja reversão de R$ 23 milhões no 1T11 acarretou em um aumento de 43,5% nesta linha. Desconsiderando-se tais reversões, os custos e despesas gerenciáveis do 1T12 seriam 0,6% maior que no mesmo trimestre do ano passado. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) foram de R$ 167,6 milhões no trimestre, 0,5% menor que no 1º trimestre de O aumento de 19,2% na linha de pessoal, causado principalmente pelo aumento de quadro, combinado com o reajuste salarial foi totalmente 14

15 compensado pela redução de 11,0% no custo de serviços de terceiros, refletindo a política de primarização de mão de obra em algumas atividades. O aumento de 43,5% na linha de provisões pode ser explicada principalmente por duas reversões realizadas no 1T11, referentes a: (i) cobranças relativas ao IPTU de diversos imóveis, no montante de R$ 18 milhões e (ii) decadência para a cobrança da Contribuição de Intervenção do Domínio Econômico (CIDE), no montante de R$ 5 milhões. A constituição de PDD no 1T12, de R$ 61,6 milhões, representou 2,6% da receita bruta de faturamento de energia, contra R$ 64,4 milhões, ou 2,8% da receita bruta no 1T11, uma redução de 0,2 p.p. Geração No 1T12, os custos e despesas da Light Energia foram de R$ 38,2 milhões, apresentando um aumento de 4,7% em comparação ao 1T11. Tal desempenho é explicado principalmente pela consolidação, a partir de setembro de 2011, dos custos da Renova, que totalizaram R$ 2,7 milhões neste trimestre. Os custos e despesas no 1T12 ficaram assim compostos: CUSD/CUST (14,3% do total), pessoal (14,9%), materiais e serviços de terceiros (10,9%), outros e depreciação (60,0%). O custo de PMSO por MWh, neste trimestre, ficou em R$ 16,23/MWh, frente a um valor de R$ 15,22/MWh no 1T11. Custos e Despesas Operacionais - R$ MM 1T12 1T11 Var. % Pessoal (5,7) (5,8) - 1,6% Material e Serviço de Terceiros (4,2) (3,5) 17,2% CUSD/CUST (5,5) (4,2) 28,8% Depreciação (14,1) (14,8) - 4,5% Outras (inclui provisões) (8,8) (8,2) 7,9% Total (38,2) (36,5) 4,7% Comercialização e Serviços No 1T12, os custos e despesas totalizaram R$ 45,0 milhões, ficando 15,3% acima do realizado no mesmo período de Esse aumento se deu principalmente pelo custo da energia comprada, que apresentou acréscimo de 24,1% entre os trimestres, decorrente do crescimento no volume de energia revendida. Comercialização Custos e Despesas Operacionais - R$ MM 1T12 1T11 Var. % Pessoal (1,1) (1,0) 11,3% Material e Serviço de Terceiros (0,9) (3,3) - 73,7% Energia Comprada (42,5) (34,2) 24,1% Depreciação (0,3) (0,2) 79,7% Outras (inclui provisões) (0,2) (0,3) - 30,2% Total (45,0) (39,0) 15,3% 15

16 EBITDA Consolidado O EBITDA consolidado do 1T12 foi de R$ 433,8 milhões, em linha com o apurado no mesmo trimestre de Tal desempenho é explicado principalmente pelo efeito combinado do crescimento de 4,7% da receita líquida com o aumento de 4,5% dos custos não gerenciáveis da distribuidora. Desconsiderando o efeito não recorrente da reversão de provisões realizada no 1T11, no valor de R$ 23 milhões, o EBITDA deste trimestre seria 5,0% maior que o do mesmo período do ano passado. EBITDA - 1T12/1T11- R$ Milhões (54) (1) (26) EBITDA - 1T11 Receita Líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Provisões EBITDA - 1T12 A margem EBITDA 3 neste trimestre foi de 24,6%. A participação do EBITDA do segmento de distribuição no consolidado foi de 82,2% do total. Os segmentos de geração e comercialização responderam por 16,9% e 0,9% do EBITDA consolidado, respectivamente. EBITDA Consolidado- R$ MM 1T12 1T11 Var. % Distribuição 361,9 372,1-2,7% Geração 74,6 63,0 18,3% Comercialização 3,8 2,3 67,3% Outros e eliminações (6,5) (2,5) 161,0% Total 433,8 434,9-0,3% Margem EBITDA (%) 24,6% 25,8% - Distribuição 82,2% EBITDA por atividade* 1T12 Comercialização 0,9% Geração 16,9% *Não considera eliminações 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. 16

17 Distribuição O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 361,9 milhões no 1T12, 2,7% abaixo do apurado no mesmo período de Tal resultado pode ser explicado principalmente pelo aumento de 43,5% das provisões, impactadas pelo efeito não recorrente de reversão no 1T11, no valor de R$ 23 milhões. Desconsiderando tal reversão, o EBITDA da distribuidora seria 3,4% superior ao auferido no mesmo trimestre do ano passado. A margem EBITDA 4 no trimestre foi de 22,1%, 1,6 p.p. abaixo do 1T11. Geração O EBITDA da Light Energia apresentou um crescimento de 18,3% em comparação ao 1T11, totalizando R$ 74,6 milhões neste trimestre. Esse resultado é decorrente principalmente de uma maior receita de venda de energia no curto prazo em 197,1%, impactada pelo aumento de 11,6% no volume de energia vendida no mercado spot, associado ao maior preço médio verificado neste mercado no período (R$ 66,3/MWh no 1T12 contra R$ 34,1/MWh no 1T11). A margem EBITDA do trimestre foi de 75,6%, 1,2 p.p. acima do 1T11. Comercialização e Serviços O EBITDA totalizou R$ 3,8 milhões neste trimestre, 67,3% acima do montante apurado no 1T11. Tal resultado é explicado principalmente pela maior atividade de comercialização direta de energia. A margem EBITDA do trimestre foi de 7,8%, 2,3 p.p. acima do 1T11. 4 Para o cálculo da margem EBITDA da Distribuição e do Consolidado, foi desconsiderada a receita de construção, devido à contabilização de receita e custo, com margem zero. 17

18 Resultado Financeiro Consolidado 1T12 1T11 Var. % Receitas Financeiras 35,2 36,5-3,5% Juros sobre Aplicações Financeiras 13,4 11,0 22,4% Variação Monetária 1,7 1,0 65,1% Resultado Swap (0,1) 0,0 - Acréscimo Moratorio / Multas sobre débitos 18,7 19,8-5,5% Outras Receitas Financeiras 1,5 4,8-68,1% Despesas Financeiras (163,2) (133,1) 22,6% Encargos da dívida (94,8) (68,2) 39,0% Variação Monetária e Cambial 4,3 0,5 831,9% Resultado Swap (1,8) (1,5) 18,9% Atualização de provisões para contingências (12,8) (14,9) -14,4% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (2,2) (2,1) 5,6% Juros sobre Tributos (0,2) (3,0) -93,3% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) (2,9) (4,7) -37,9% Ajuste a valor presente 0,9 4,4-78,6% Compensação DIC/FIC (15,9) (9,7) 63,5% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (6,1) 4,3 - Braslight (31,7) (38,0) -16,7% Encargos (15,7) (15,0) 4,4% Variação Monetária (16,0) (23,0) -30,4% Total (128,0) (96,6) 32,5% O Resultado Financeiro do trimestre foi negativo em R$ 128,0 milhões, 32,5% acima da despesa financeira líquida de R$ 96,6 milhões, registrada no 1T11. A receita financeira do trimestre foi de R$ 35,2 milhões, resultado 3,5% abaixo do verificado no mesmo período de A principal variação da receita financeira foi na linha outras receitas, em função do impacto de reversão proveniente da reclassificação contábil de ressarcimento, no valor de R$ 5,7 milhões, do custo de instalação de rede para atender a CSN. A despesa financeira do trimestre somou R$ 163,2 milhões, com crescimento de 22,6% em relação ao mesmo período de Tal variação na despesa financeira se deveu principalmente ao aumento de 39,0% dos encargos de dívida decorrente do maior nível de alavancagem da Companhia. 18

19 Endividamento R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Moeda Nacional 525,8 12,8% 3.353,5 81,6% 3.879,2 94,4% Light SESA 499,5 12,2% 2.460,9 59,9% 2.960,4 72,0% Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% 0,0 0,0% 0,1 0,0% Debêntures 5a. Emissão 210,0 5,1% 487,2 11,9% 697,1 17,0% Debêntures 7a. Emissão 31,0 0,8% 648,0 15,8% 679,0 16,5% Eletrobrás 0,5 0,0% 1,4 0,0% 1,9 0,0% CCB Bradesco 97,9 2,4% 375,0 9,1% 472,9 11,5% Capital de Giro - Santander 5,5 0,1% 80,0 1,9% 85,5 2,1% "Swap" de operações financeiras 1,5 0,0% 0,2 0,0% 1,7 0,0% BNDES (CAPEX) 1,6 0,0% 439,2 10,7% 440,8 10,7% BNDES FINEM 151,0 3,7% 429,9 10,5% 580,9 14,1% Outros 0,5 0,0% 0,5 0,0% Light Energia 20,4 0,5% 612,9 14,9% 633,3 15,4% Debêntures 1a. Emissão (Light Energia) 9,7 0,2% 171,1 4,2% 180,8 4,4% Debêntures 2a. Emissão (Light Energia) 4,8 0,1% 423,2 10,3% 428,1 10,4% BNDES FINEM (CAPEX) 5,9 0,1% 18,6 0,5% 24,5 0,6% Renova Energia 1,3 0,0% 223,3 5,4% 224,6 5,5% BNDES FINEM (CAPEX) - 195,9 4,8% 195,9 4,8% Bco do Nordeste 1,3 0,0% 27,4 0,7% 28,7 0,7% Light ESCO 2,2 0,1% 6,1 0,1% 8,3 0,2% BNDES - PROESCO 2,2 0,1% 6,1 0,1% 8,3 0,2% Light GER 2,4 0,1% 50,2 1,2% 52,6 1,3% BNDES - Lightger 2,4 0,1% 50,2 1,2% 52,6 1,3% Moeda Estrangeira 14,4 0,3% 215,5 1,0% 229,9 5,6% Light SESA 14,4 0,4% 215,5 5,2% 229,9 5,6% Tesouro Nacional 12,6 0,3% 39,4 1,0% 52,0 1,3% Merril Lynch 0,3 0,0% 91,1 2,2% 91,4 2,2% BNP 1,5 0,0% 85,0 2,1% 86,5 2,1% Dívida Bruta 540,2 13,1% 3.569,0 86,9% 4.109,2 100,0% Disponibilidades 669,9 Dívida Líquida (a) 3.439,2 Braslight (b) 105,0 986, ,5 Dívida Líquida Ajustada (a+b) 4.530,8 A dívida bruta da Companhia em 31 de março de 2012 foi de R$ 4.109,2 milhões, uma redução de 1,3% em relação à posição de 31 de dezembro de Quando comparado com o mesmo período do ano passado, a dívida bruta aumentou 63,2% ocasionado pelo aumento da dívida de longo prazo em moeda nacional. A dívida líquida de R$ 3.439,2 milhões aumentou em 1,7% em comparação à registrada em dezembro de A relação dívida líquida/ebitda de março de 2012 é de 2,8x. O prazo médio de vencimento da dívida é de 3,9 anos. O 2.134,9 Dívida Líquida (ex-braslight) (R$ milhões) 3.383, ,2 mar/11 dez/11 mar/12 custo médio da dívida denominada em Reais ficou em 10,1% a.a., 0,9 p.p. abaixo do custo médio da dívida de dezembro de O custo médio para dívida em moeda estrangeira, de US$ + 3,5% a.a., 19

20 ficou em linha com o custo médio em dezembro de No fechamento de março, 5,6% 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 0,6% 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. 3,0% 97,0% Endividamento (Moeda Nacional x Estrangeira) 5,6% 5,6% 94,4% 94,4% mar/11 dez/11 mar/12 Moeda Nacional Moeda Estrangeira Lucro Líquido A Light registrou lucro líquido de R$ 140,1 milhões neste trimestre, 15,8% menor que o lucro registrado no 1T11. Tal resultado pode ser explicado pela piora no resultado financeiro, decorrente principalmente do aumento nos encargos da dívida, tendo em vista o maior nível de alavancagem, visando o crescimento da Companhia. Lucro Líquido - 1T11/1T12 R$ Milhões 166 (1) (31) 8 (2) 140 1T11 EBITDA Resultado Financeiro Impostos Outros 1T12 20

21 Investimentos Em 1T12, a Light realizou um investimento de R$ 142,9 milhões, montante 3,6% inferior ao investido no mesmo trimestre de O segmento de distribuição concentrou o maior volume de investimentos, com R$ 131,2 milhões, um crescimento de 3,5% frente ao valor investido no 1T11. Dentre os investimentos realizados, se destacam os direcionados ao desenvolvimento de redes de distribuição (novas ligações, aumento de capacidade e manutenção corretiva), com o intuito de atender ao crescimento de mercado e aumentar CAPEX (R$ MM) 148,2-142,9 2,1 17,8-3,6% 3,5 3,7 6,1 126,7 131,2 1T11 1T12 Distribuição Administração Geração Comercialização a robustez da rede, no valor de R$ 58,1 milhões. Além destes, merecem destaque os investimentos realizados na melhoria da qualidade e manutenção preventiva da rede, com o objetivo de evitar desligamentos e acidentes com a população, no valor de R$ 28,1 milhões e projeto de perdas de energia (blindagem de rede, sistema de medição eletrônica e regularização de fraudes) no montante de R$ 37,3 milhões. Os investimentos na rede subterrânea estão incluídos nos investimentos da rede de distribuição e da melhoria da qualidade. No segmento de geração, os investimentos somaram R$ 3,5 milhões neste trimestre, sendo R$ 3,4 milhões referentes a modernização e manutenção do parque gerador existente. Projetos de Expansão da Geração A Companhia está constantemente analisando a participação em diversos projetos de geração visando assegurar o crescimento de sua capacidade instalada, sejam eles greenfield ou brownfield. O crescimento no segmento de geração está alinhado ao Planejamento Estratégico, e considerando os projetos já em desenvolvimento, a capacidade instalada de geração crescerá 78,0%, passando dos atuais 866 MW para MW. 21

22 Expansão da Geração (MW) 78,0% Capacidade existente (+) Paracambi (+) Lajes (+) Itaocara (+) Renova (+) Belo Monte (+) Guanhães Capacidade após expansão No primeiro trimestre de 2012, ocorreram os seguintes eventos relacionados ao desenvolvimento dos projetos de expansão da capacidade de geração da Light: PCH Paracambi A obra para implantação da PCH Paracambi está em fase final. As duas turbinas estão previstas para entrada em operação no primeiro semestre de A PCH Paracambi terá capacidade instalada de 25 MW e energia assegurada prevista de aproximadamente 20 MW médios. O empreendimento é desenvolvido pela Lightger S.A., empresa em que a Light detém 51% de participação e a Cemig Geração e Transmissão S.A. detém os 49% restantes da PCH. Renova Energia ( Renova ) O complexo eólico do LER 2009 é composto por quatorze parques eólicos, dos quais dez já estão com todas as turbinas montadas e instaladas. O complexo eólico que está localizado no interior da Bahia é composto por 184 aerogeradores com 293,6 MW de capacidade instalada, e faz parte do maior complexo eólico da América Latina. Atualmente, o complexo conta com 123 aerogeradores já montados com 196,0 MW de capacidade instalada, representando 66,8% do total, e segue em ritmo confortável para entrega programada em 1 de Julho de A : Habilitação técnica de dez parques eólicos com 211,2 MW de capacidade instalada para participação no leilão de energia nova A-3 previsto para ocorrer em 28 de junho de A Renova Energia possui 10 empreendimentos com 211,2 MW de capacidade instalada habilitados junto à 22

23 Empresa de Pesquisa Energética - EPE para participação no leilão A-3 que será realizado em 28 de junho de Guanhães Energia No primeiro trimestre de 2012, a Light Energia aprovou a aquisição de participação de 51% do capital social da Guanhães Energia S.A. ( Guanhães Energia ), pelo montante de R$ 25 milhões. A Guanhães Energia é detentora de quatro PCHs que possuem em conjunto potência instalada de 44 MW e garantia física de 25,03 MW médios. A entrada em operação comercial da primeira PCH está prevista para ocorrer em outubro de 2013 e da última em fevereiro de As licenças de instalação já foram emitidas e o investimento total estimado na construção das PCHs é de R$ 269,2 milhões em moeda corrente, dos quais R$ 118,0 milhões correspondem ao aporte de capital próprio total dos acionistas da Guanhães Energia, cabendo à Light Energia o montante de R$ 60,2 milhões. Tal aquisição está condicionada à anuência prévia da Aneel. 23

24 Fluxo de Caixa R$ MM 1T12 1T11 Caixa no Início do Período (1) 772,5 514,1 Lucro Líquido 140,1 166,3 IR/CS (74,3) (82,2) Lucro Líquido antes IR e CS 214,4 248,6 PDD 61,6 64,4 Depreciação e Amortização 83,1 90,8 Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo imobilizado baixado 1,5 (1,0) Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras (3,0) 1,1 Juros e Variações monetárias líquidas 110,5 80,1 Braslight 31,7 38,0 Complemento/ reversão de provisões 25,5 (3,9) Outros - 1,9 LAIR Base Caixa 525,4 519,9 Capital de Giro (206,7) (201,8) Contingências (18,3) (18,9) Tributos diferidos 34,6 (116,5) Outros (50,3) (37,6) Tributos pagos (53,4) (94,6) Juros pagos (55,3) (40,5) Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) 176,0 10,1 Financiamentos Obtidos 27,0 51,6 Dividendos - - Pagamentos de Empréstimos e Financiamento (123,8) (37,0) Atividade de Financiamento (3) (96,8) 14,5 Alienação de Ativos 1,1 3,1 Imobilizado/Intangível/Ativo Financeiro (190,2) (169,1) Aquisições - - Atividade de Investimento (4) (189,1) (166,0) Caixa no Final do Período ( ) 662,6 372,7 Variação de Caixa (2+3+4) (109,9) (141,4) O saldo de caixa ao final do primeiro trimestre de 2012 atingiu uma posição de R$ 662,6 milhões. No 1T12, a geração de caixa operacional da Light totalizou R$ 176,0 milhões, superior à do mesmo período do ano passado, de R$ 10,1 milhões. Tal resultado foi influenciado principalmente neste trimestre, além do maior lucro base caixa, pela conta de tributos diferidos, em função de compensações de créditos fiscais e utilização de tributos diferidos sobre provisões para crédito de liquidação duvidosa. Com relação à variação de caixa total, esta foi negativa em R$ 109,9 milhões no 1T12, em comparação à variação também negativa de R$ 141,4 milhões, ocorrida no mesmo período de Para este resultado, contribuiu principalmente a variação na atividade de financiamento, tendo em vista o maior pagamento de empréstimos neste trimestre. 24

25 Governança Corporativa Em 31 de março de 2012, o capital social da Light S.A. era composto por ações ordinárias. Desse total, encontravam-se em circulação. Segue abaixo, organograma atual da Light: BTG PACTUAL 14,29% 2,75% Participação indireta em azul SANTANDER VOTORANTIM 28,57% 5,49% 28,57% 5,49% FIP CEMIG REDENTOR 75% 19,23% 25% 6,41% BANCO DO BRASIL 28,57% 5,49% PARATI 100% 25,64%* 25% MINORITÁRIOS 3,20% 0,42% 96,80% LUCE LLC 75% 9,77% REDENTOR FIP LUCE ENERGIA 100% 13,03% 100% 13,03% ESTRANGEIRO NACIONAL 62,41% 37,59% CEMIG RME LEPSA BNDESPAR MERCADO 26,06% 13,03% 13,03% 14,19% 33,68% 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) Em 10 de fevereiro de 2012, a Light aprovou a constituição de um consórcio entre a sua subsidiária Light Esco Prestação de Serviços S.A. ( Light Esco ) e a EDF Consultoria em Projetos de Geração de Energia Elétrica Ltda. ( EDF Consultoria ), com participações de 51% (cinquenta e um por cento) e 49% (quarenta e nove por cento), respectivamente, para o desenvolvimento, construção e operação de uma usina fotovoltaica, com capacidade de 391 kw, a ser instalada na cobertura do estádio do Maracanã. Ainda em 10 de fevereiro de 2012, a Light aprovou a aquisição da participação acionária de 51% (cinquenta e um por cento), detida pela Investminas Participações S.A. ( Investminas ), da SPE Guanhães Energia S.A. ( Guanhães Energia ), empresa detentora das Autorizações da ANEEL para 25

26 construção e exploração das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) Dores de Guanhães, Fortuna II, Jacaré e Senhora do Porto. Tal aquisição está condicionada à anuência prévia da Aneel. Mercado de Capitais As ações da Light são listadas no Novo Mercado da Bovespa 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 e ISE. As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 25,00 (ajustada por proventos) no final de março. 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 1T12 4T11 1T11 Quantidade títulos (Mil) 810,4 888,4 954,5 Nº de Negócios Volume Negociado (R$ Milhões) 22,3 24,1 25,8 Cotação por ação (fechamento)* R$ 25,00 R$ 28,80 R$ 25,59 Valorização da LIGT3 (trimestre) - 13,2% 20,5% 10,9% Valorização do IEE (trimestre) 8,2% 17,3% 9,7% Valorização do Ibovespa (trimestre) 13,7% 8,5% - 1,0% * Ajustada por proventos. Os gráficos abaixo mostram o perfil dos detentores das ações em circulação da companhia. Composição do Free Float Estrangeiros Pessoa Jurídica Nacional 17,9% Pessoa Física 19,7% Estrangeiro 62,4% Europa 17,9% EUA 61,3% Ásia 13,6% Oceania 4,4% América Ex. EUA 2,8% 26

27 O gráfico abaixo apresenta a evolução da ação da Light desde 01 de janeiro de 2011 até 5 de maio de IEE 20% IBOV -18% LIGT3 25% R$/ação 03/01/11 22,38 10/05/12 26,14 Light x Ibovespa x IEE Base jan/11 = 100 até 10/05/ IEE 10% IBOV 6% LIGT3-6% 34% IEE 18% Light -14% Ibovespa 40 dez/10 jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 Dividendos A Companhia tem como política distribuir dividendos no valor mínimo equivalente a 50% do lucro líquido ajustado da companhia, calculado em conformidade com o artigo 189 da Lei das S.A.s, com as práticas contábeis brasileiras e com as regras da CVM. A Assembléia Geral Ordinária realizada em 11 de abril de 2012 aprovou proposta da Administração de pagamento de dividendos no valor de R$ ,40, que representam R$ 0,89 por ação, sendo R$ ,98 referentes aos resultados apurados no exercício de 2011 e R$ ,42 referentes à reserva de lucros existente no balanço de 31 de dezembro de O pagamento dos dividendos será feito até 31 de outubro de 2012, sem retenção de imposto de renda na fonte (conforme art. 10 da Lei nº 9.249/95). As transferências de ações a partir de 12 de abril de 2012 foram efetuadas ex dividendos. A distribuição de juros sobre capital próprio, aprovada pelo Conselho de Administração, em reunião realizada em 16 de dezembro de 2011, foi realizada no dia 27 de abril de Tal distribuição correspondeu ao valor bruto de R$ ,12, ou R$ 0,4254 por ação. O valor líquido por ação corresponde a R$ 0,36159, já deduzido o Imposto de Renda na Fonte de 15% (quinze por cento), exceto para os acionistas dispensados de tal tributação. Fizeram jus ao recebimento do valor correspondente, todos os detentores de ações da Companhia na data base de 16 de dezembro de

28 Dividendos pagos, dividend yield e Payout 8,2% 9,9% 8,1% 8,1% 6,1% 4,2% 1,7% 3,4% 3,3% 100% 100% 76,3% 81,0% 100,0% % S08 2S08 1S09 2S09 1S10 2S10 1S11 2S11 1S12 Payout Política de Dividendos Mínimos Dividendos JCP Dividend Yeld* * Baseado no preço de fechamento do dia anterior ao anuncio. 28

29 Eventos Recentes Em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas (AGO) realizada em 11 de abril de 2012, foram deliberados os seguintes assuntos: (i) a destinação do resultado do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011; e (ii) a eleição dos membros efetivos e suplentes do Conselho de Administração, incluindo conselheiros independentes e o representante dos empregados, todos com mandato unificado de 2 (dois) anos, a encerrar-se na Assembleia Geral Ordinária que deliberar sobre as demonstrações financeiras referentes ao exercício social a encerrar-se em 31 de dezembro de Em Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas (AGE) realizada em 25 de abril de 2012, foi deliberada a alteração do Estatuto Social da Companhia, conforme a seguir: a) composição da Diretoria de 8 (oito) para até 9 (nove) Diretores, criando a Diretoria de Comunicação e alterando a denominação do Diretor de Novos Negócios e Institucional para Diretor de Desenvolvimento de Negócios; e, b) as atribuições do Diretor-Presidente, do Diretor de Finanças e Relação com Investidores, do Diretor de Gente, do Diretor de Energia, do Diretor de Desenvolvimento de Negócios; e, definição das atribuições do Diretor de Comunicação. Em Reunião do Conselho de Administração realizada em 25 de abril de 2012, foram aprovadas as eleições do Sr. Luiz Otávio Ziza Mota Valadares para ocupar o cargo de Diretor de Comunicação e da Sra. Andreia Ribeiro Junqueira e Souza para ocupar o cargo de Diretora de Gente, pelo prazo remanescente do mandato dos Diretores da Companhia em exercício, ou seja, até 07 de agosto de 2012, com as atribuições e responsabilidades definidas pelo Estatuto Social. 29

30 Programa de Divulgação Aviso Divulgação dos Resultados Teleconferência 14/05/2012, segunda- feira, às 16h00 (Horário de Brasília) e às 15h00 (Eastern Time), com tradução simultânea para inglês Condições para acesso: Webcast: link no site (português e inglês) Conference Call - Telefones para conexão: Brasil: (55) Demais países: +1 (786) Senha para os participantes: Light 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. 30