Lucro Líquido cresce 46,2% no trimestre EBITDA do trimestre aumenta 8,9%

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1 Rio de Janeiro, 13 de agosto de Lucro Líquido cresce 46,2% no trimestre EBITDA do trimestre aumenta 8,9% O consumo total de energia no 2T13 foi 2,5% superior ao consumo do mesmo trimestre do ano anterior, alcançando GWh, influenciado pelo aumento do consumo nos segmentos comercial e industrial, que cresceram 5,1% e 4,1% respectivamente; A receita líquida consolidada do trimestre, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 1.670,9 milhões, 2,6% acima da receita registrada no 2T12. Todos os segmentos de negócio da Companhia apresentaram aumento de receita, com destaque para a atividade de comercialização, que cresceu 144,2%; O EBITDA 1 consolidado do trimestre foi de R$ 277,9 milhões, 8,9% acima do alcançado no 2T12, explicado principalmente pela descontratação da energia da Light Energia vendida anteriormente no mercado regulado e que agora está contratada no mercado livre a preços mais elevados. O EBITDA ajustado, que inclui os ativos e passivos regulatórios (CVA), totalizou R$ 397,2 milhões no trimestre, 20,1% acima do montante do 2T12; O lucro líquido aumentou 46,2% em relação ao 2T12, totalizando R$ 58,2 milhões, neste trimestre, em função da redução nas despesas financeiras e pelo desempenho operacional dos segmentos de distribuição e de geração. Considerando a CVA, o lucro líquido ajustado totalizou R$ 136,9 milhões, 52,5% acima do montante do 2T12; As perdas não-técnicas dos últimos 12 meses foram de 44,2%, calculadas sobre o mercado faturado de baixa tensão (critério Aneel), representando uma redução de 1,2 p.p. em relação a dezembro de A taxa de arrecadação do trimestre foi de 104,2% do faturamento, 0,3 p.p. acima do nível observado no mesmo trimestre de A constituição de provisões para crédito de liquidação duvidosa (PCLD) representou 2,5% da receita bruta de faturamento de energia, refletindo uma redução de 0,9 p.p. ou R$ 23,9 milhões contra o 2T12. A Companhia encerrou o mês de junho com dívida líquida de R$ 4.056,1 milhões, em linha com março de O índice de alavancagem calculado pela relação Dívida Líquida/EBITDA ficou em 2,62x; Destaques Operacionais (GWh) 2T13 2T12 Var. % 1S13 1S12 Var. % Carga Fio* ,2% ,3% Energia Faturada - Cativo ,8% ,2% Consumo na área de concessão ** ,5% ,1% Energia Transportada - TUSD ** ,5% ,4% Energia Vendida - Geração ,5% ,1% Energia Comercializada (Esco) Destaques Financeiros (R$ MM) ,2% ,2% 2T13 2T12 Var. % 1S13 1S12 Var. % Receita Líquida*** ,6% ,2% EBITDA ,9% ,0% Margem EBITDA*** 16,6% 15,7% 0,9 p.p. 17,9% 20,3% -2,4 p.p. Lucro/prejuízo Líquido ,2% ,9% Endividamento Líquido ,3% ,3% Investimentos ,6% ,5% * Carga própria + uso da rede. ** Foi desconsiderado o cliente livre CSN, tendo em vista a planejada saída desse cliente para a Rede Básica. *** Desconsiderando receita de construção. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 14/08/2013 Tel: +55 (21) /2560 Total de ações: ações Horário: 16h00 Brasil // 15h00 US ET Fax: +55 (21) Free Float: ações (34,41%) Telefones: +55 (11) // +1 (646) ri@light.com.br Valor de Mercado (12/08/13): R$ milhões Webcast: Website: 1 EBITDA calculado de acordo com a Instrução CVM 527/2012 e representa: lucro líquido + imposto de renda e contribuição social + despesas financeiras líquidas + depreciação e amortização.

2 Em 08/08/2013, a Companhia aprovou, por meio da Light Energia, a celebração de acordo de investimento com Cemig Geração e Transmissão S.A. (CEMIG GT), Renova Energia S.A., RR Participações S.A. e Chipley SP Participações S.A. visando disciplinar a entrada da Cemig GT no bloco de controle da Renova Energia, bem como a estruturação da Chipley como veículo de crescimento, com participação de Cemig GT e da Renova, para o qual será cedido o Contrato de Compra e Venda de Ações da Brasil PCH S.A. (CCVA Brasil PCH), celebrado entre CEMIG GT e a Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras, em 14/06/ Para maiores detalhes, ver a seção de Eventos Recentes. Em 08/08/2013, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o requerimento, por sua controlada, Itaocara Energia Ltda., que detém 51% do Consórcio UHE Itaocara, de rescisão do Contrato de Concessão nº 12/2001, do projeto UHE Itaocara, perante à Aneel. A referida rescisão não ensejará ônus à Itaocara Energia, uma vez que lhe serão assegurados os direitos conferidos pelo art. 4º - A da Lei nº 9.074/2005, introduzido pela Lei nº /2013, quanto: (i) à liberação das garantias de cumprimento das obrigações do Contrato de Concessão; (ii) ao não pagamento pelo Uso de Bem Público; e (iii) ao ressarcimento dos custos incorridos na elaboração de estudos ou projetos. Em 01/08/2013, a Moody s divulgou os relatórios com os ratings da Light SESA, Light Energia e Light S.A., que se mantiveram estáveis em Aa2.br para escala nacional e Ba1 para escala internacional, mantendo-as em grau de investimento, ambas com perspectiva estável. 2

3 Apresentação dos resultados do 2º trimestre e do 1º semestre de 2012 Os resultados referentes ao 2º trimestre e 1º semestre 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, 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. 3

4 Índice 1. A Empresa Desempenho Operacional Distribuição... 6 Balanço Energético... 9 Perdas de Energia Elétrica 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

5 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 junho 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. 21,99% Renova Energia S.A. Central Eólica Fontainha Ltda. 100% 100% 9,77% Central Eólica São Judas Tadeu Ltda. Norte Energia S.A. 33% EBL Cia de Eficiência Energética S.A. 51% Guanhães Energia S.A. Distribuição Geração Comercialização e Serviços Institucional Sistemas Veículos Elétricos INDICADORES OPERACIONAIS 2T13 2T12 Var. % Nº de Consumidores (Mil) ,7% Nº de Empregados ,8% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh ,8% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (sem impostos) ,9% Custo médio de compra de energia¹ - R$/MWh ,7% Capacidade Instalada de Geração (MW)* ,1% Garantia Física (MW) ,2% Perdas internas e Bombeamento (MW) Energia disponível (Mwmédio) ,0% Geração Líquida (GWh) ,3% Fator de Carga 62,3% 65,3% - ¹Não inclui compra no spot *Inclui participação proporcional nas coligadas 5

6 2. Desempenho Operacional 2.1 Distribuição Consumo de Energia Total (GWh) (Cativo + Livre) - Trimestre 2,5% ,1% 5,1% ,1% ,6% T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 Residencial Comercial Industrial Outros Total Cativo Livre O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 2 ) no 2T13 foi de GWh, um aumento de 2,5% em relação ao mesmo período de 2012, influenciado principalmente pelo aumento no consumo de 5,1% no segmento comercial e 4,1% no segmento industrial. Considerando a energia consumida pelo cliente livre CSN, o consumo total no 2T13 foi de GWh, 2,3% superior ao consumo de GWh do 2T12. No segmento residencial, o consumo totalizou GWh no trimestre, respondendo por 33,4% do mercado total. O consumo residencial ficou estável, 0,1% maior quando comparado ao 2T12, mesmo com a queda na temperatura de 1,2 C no mês de abril deste ano em comparação ao do ano passado. O segmento comercial, que representou 33,3% de participação no mercado total, consumiu GWh neste trimestre, apresentando crescimento de 5,1% em comparação com o mesmo período de 2012, impactado pelo bom 2 Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia faturada do cliente livre CSN, tendo em vista a então planejada saída deste cliente para a Rede Básica. O consumo de energia da CSN totalizou 407 GWh no 2T13 e 407 GWh no 2T12. 6

7 desempenho da atividade econômica na área de concessão. No 2T13, o mercado livre foi adicionado com 2 instalações que consumiram como clientes cativos no 2T12. Tais migrações corresponderam a um acréscimo equivalente a 3,3 GWh no mercado livre no trimestre. O consumo total dos clientes industriais foi de GWh, com participação de 17,3% no mercado total, apresentando um aumento de 4,1% em relação ao 2T12. Tal desempenho foi impulsionado pelo mercado livre, que apresentou um crescimento de 11,7%, influenciado principalmente pelas indústrias de aço e papel. Entre abril e junho deste ano, houve 2 migrações de clientes do mercado cativo para o mercado livre, totalizando um consumo de 1,1 GWh no trimestre. Em relação às demais classes, que representaram 16,0% do mercado total, houve um aumento de 0,6% do consumo em relação ao primeiro trimestre de As classes rural, poder público e serviço público, com representatividade de 0,2%, 6,8% e 5,7% no mercado total, apresentaram redução de 1,8% e aumento de 1,1% e 0,1%, respectivamente, em relação ao 2T12. Consumo de Energia Total (GWh) (Cativo + Livre) - Semestre 3,1% ,8% 6,5% ,2% ,2% S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 Residencial Comercial Industrial Outros Total Cativo Livre O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 3 ) no 1S13 foi de GWh, um aumento de 3,1% em relação ao mesmo período de 2012, influenciado principalmente pelo desempenho da classe comercial e pela suspensão de clientes inadimplentes de longa data, com impacto de 35 3 Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a energia faturada do cliente livre CSN, tendo em vista a então planejada saída deste cliente para a Rede Básica. O consumo de energia da CSN totalizou 841 GWh no 1S13 e 754 GWh no 1S12. 7

8 GWh a menos no consumo faturado do 1S13. Sem o efeito desta suspensão, o consumo apresentaria aumento de 3,4% entre os semestres. Considerando a energia consumida pelo cliente livre CSN, o consumo total no 1S13 foi de GWh³ em comparação a GWh no 1S12. O segmento residencial, com consumo de GWh, neste semestre, 35,7% do mercado total, apresentou um aumento de 1,8% comparado ao mesmo período do ano anterior. Esse resultado foi influenciado pelas ações de encerramento contratual de clientes inadimplentes de longa data e de reclassificação de condomínios prediais para a classe comercial. Sem tais ações, o consumo residencial apresentaria um aumento de 5,3%. O consumo médio mensal aumentou de 188,9 kwh no 1º semestre de 2012 para 196,4 kwh no 1S13. Os clientes da classe comercial consumiram GWh, 33,0% do consumo do mercado total, apresentando um aumento de 6,5%. Esse resultado foi influenciado pela reclassificação de condomínios prediais para a classe comercial e pelo bom desempenho das atividades do comércio varejista, serviços para edifícios e atividades de atenção à saúde humana, com crescimento de 2,9%, 29,3% e 3,4%, com respectivas participações de 29,5%, 15,3% e 3,9%. Sem o efeito da reclassificação dos condomínios, o segmento comercial cresceria 3,5%. No semestre, vinte e um clientes migraram para o mercado livre, totalizando um consumo de 40 GWh. Além destes, setenta e um clientes que já eram livres, consumiram 25 GWh a mais que no primeiro semestre de No 1S13, o consumo total dos clientes industriais foi de GWh, apresentando um aumento de 0,2%, praticamente em linha com o primeiro semestre de Entre os dois períodos, houve migração de oito clientes para o mercado livre. Estes clientes totalizaram um consumo de 25 GWh no 1S13. 8

9 Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a junho de 2013 PROINFA Residencial 242, ,6 CCEAR Energia Industrial Light Energia Faturada 701,1 25,0 Carga Própria ,3 Light Comercial ITAIPU , ,9 (CCEE) E.Requerida Perdas de 2.638,3 (CCEE) Energia Demais , , ,7 LEILÕES (CCEE) 3.838,2 Perdas Rede Básica 215,3 NORTE FLU (CCEE) 3.150,1 Ajuste 31,4 OUTROS(*) (CCEE) 749,3 COTAS 3819,5 ANGRA I E II 442,5 (*) 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 08/07/2013 (sujeitos a alteração). Balanço de Energia (GWh) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.% = Carga Fio ,2% ,3% - Energia medida transportada para concessionárias ,2% ,4% - Energia medida transportada para clientes livres* ,8% ,8% = Carga Própria ,1% ,8% - Consumo mercado cativo ,8% ,2% Mercado Baixa Tensão ,6% ,4% Mercado Média Tensão ,8% ,1% = Perdas + Energia não faturada ,6% ,7% *Incluindo CSN. 9

10 Perdas de Energia Elétrica As perdas não-técnicas totalizaram GWh nos últimos 12 meses, representando 44,2% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão (metodologia de cálculo Aneel), com redução de 1,2 p.p. em relação às perdas dos 12 meses encerrados em dezembro de As perdas totais da Light SESA somaram GWh, ou 23,4% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado em junho de 2013, com redução de 0,2 p.p em relação ao índice de dezembro de Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 meses Evolução das Perdas Totais 12 meses ,2% 43,1% 45,4% 44,9% 44,2% 34,2% 33,8% 33,3% 32,8% 32,4% ,3% 22,7% 23,6% 23,6% 23,4% 15,6% 15,8% 16,5% 16,5% 16,3% jun/12 set/12 dez/12 mar/13 jun/13 Perdas Não Técnicas (GWh) Perdas Não-Técnicas/Mercado BT (%) Perdas Regulatórias jun/12 set/12 dez/12 mar/13 jun/13 Perdas (GWh) Perdas CFio % Perdas Não-Técnicas/C. Fio (%) Para potencializar a redução das perdas não-técnicas, a Light vem investindo em ações que vão desde os processos convencionais de inspeção de fraude, passando pela modernização da rede e dos sistemas de medição até o projeto APZ (Área de perda zero). Dentre estas ações, destacam-se: Inspeções de unidades consumidoras: São realizadas em clientes do segmento do varejo da baixa tensão, indicados por sistema de inteligência de seleção de clientes. No 2T13, foram realizadas normalizações, contra no 2T12 (9,4% de incremento). Com relação à incorporação de energia, o índice no 2T13 foi de 11,7 GWh, comparando com 9,8 GWh do 2º trimestre de Adicionalmente, a recuperação de energia subiu de 25,6 GWh no 2T12 para 29,8 GWh no 2T13 (aumento de 16%). Comparando o nível de acerto entre o 2T12 e 2T13, houve um incremento de 5,6 p.p., o que mostra maior eficiência no processo de seleção de potenciais clientes com fraude. Clientes Normalizados ,0% S12 1S13 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 2T13, foram realizadas normalizações contra 780 no mesmo período de 2012, e, ainda no mesmo 10

11 período, a respeito da incorporação e recuperação, houve um incremento de 5,5 GWh para 14,9 GWh e uma redução de 6,2 GWh para 5,5 GWh, respectivamente. Instalação de medidores eletrônicos com telemedição: A instalação de medidores SMC (sistema de medição centralizada) contempla áreas com alto índice de perdas, podendo contar com o auxílio das UPPs (Unidades de Polícia Pacificadora) ou não. A presença das UPPs viabiliza uma maior atuação da Light, seja no combate à inadimplência ou ao furto de energia. Em áreas de UPP foram instalados medidores eletrônicos no 2T13 e a energia incorporada por esta ação foi de 17 GWh. Em áreas fora de UPP foram instalados medidores eletrônicos, e a energia incorporada foi de 17,3 GWh. A meta é encerrar o ano de 2013 com 460 mil medidores eletrônicos instalados. Áreas de Perda Zero: Em agosto de 2012, foi criado o Projeto APZ, baseado na conjugação de medidores eletrônicos e rede blindada com equipes dedicadas de técnicos e agentes de relacionamento comercial que têm metas e remuneração atreladas à melhoria dos indicadores de perdas e inadimplência da sua respectiva área. Uma APZ típica tem, aproximadamente, 15 mil clientes. 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 junho de 2013 com 20 APZs em operação, abrangendo 318 mil clientes na Baixada Fluminense, Zona Oeste e Zona Norte. A meta para 2013 é de alcançar um total de 30 unidades do Light Legal, abrangendo um universo de aproximadamente 400 mil clientes (10% do total de clientes da Light). Desde o início do projeto, as APZs já inauguradas vêm apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre faturamento BT de 26 p.p. e aumento médio na arrecadação de 7 p.p.. Medidores Eletrônicos Instalados (mil unidades) jun-12 Seguem abaixo, os resultados acumulados até junho, por APZ, das 17 áreas com resultados apurados: ,4% 376 jun-13 Recuperação de Energia (GWh) 50,4 1S12 37,6% 69,4 1S13 Incorporação de Energia (GWh) 35,3 1S12 1,0% 35,6 1S13 11

12 Localidade Número de clientes Perdas Não Técnicas/Faturamento BT * Arrecadação Curicica ,9% 99,0% Realengo ,8% 98,1% Cosmos ,8% 105,1% Sepetiba ,5% 97,4% Caxias 1 e ,9% 93,7% Belford Roxo 1 e ,1% 94,8% Vigário Geral ,8% 99,6% Caxias ,9% 98,7% Nova Iguaçu ,5% 97,9% Nova Iguaçu ,5% 96,2% Nilópolis ,5% 94,1% Nilópolis Convencional ,0% 96,7% Ricardo de Albuquerque ,1% 97,6% Mesquita ,0% 94,8% Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia ,6% 96,7% Coelho da Rocha ,8% 91,6% Batan ,5% 103,5% Total ,5% 98,2% * O indicador reflete os resultados acumulados até jun/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 junho de 2013, já foram instalados 79 mil medidores eletrônicos nas comunidades. Das 33 comunidades que já contam com Unidades de Polícia Pacificadora (UPP), a Light está presente em 15 delas e já concluiu a reforma da rede em 9, registrando uma redução média das perdas de 51,8 p.p. (de 64,1% para 12,3%) e aumento médio da adimplência de 80,4 p.p. (de 9,6% para 93,3%), conforme tabela. Áreas Ano de Conclusão Perdas Adimplência Antes Atual Antes Atual Santa Marta ,00% 5,07% 0,20% 98,25% Cidade de Deus ,10% 14,45% 23,10% 96,20% Chapéu Mangueira 16,20% 101,39% ,70% 8,55% Babilônia 5,40% 97,14% Cabritos 1,40% 96,57% ,30% 11,76% Tabajaras 9,50% 95,12% Formiga ,30% 10,75% 31,40% 92,55% Batan ,80% 8,87% 1,20% 91,01% Borel ,50% 26,13% 9,40% 84,26% 12

13 Arrecadação No trimestre, a taxa de arrecadação atingiu 104,2% do total faturado, representando um aumento de 0,3 p.p. em relação ao 2T12 e 2,2 p.p em relação ao 2T11. Todos os segmentos apresentaram taxas de arrecadação superiores a 100%, indicando o pagamento de contas atrasadas e atuais. Tal desempenho é reflexo principalmente da continuidade do programa de combate à inadimplência realizada ao longo do trimestre. 105,0% 104,5% 100,7% 101,4% 101,8% 100,1% Taxa de arrecadação por segmento Trimestre Varejo Grandes Clientes Poder Público Total 2T11 2T12 2T13 Taxa de arrecadação por segmento Semestre 108,3% 107,4% 108,1% 103,9% 104,2% 102,0% No semestre, a taxa de arrecadação foi de 102,5%, também com desempenho superior a 100% em todos os segmentos. O programa de combate a inadimplência com o progressivo processo de instalação de medidores eletrônicos, cobranças mais eficazes, aumento no volume de corte de 95,6% energia e da mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data resultaram na boa performance da taxa de arrecadação no semestre. A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD) no 2T13 representou 2,5% da receita bruta de faturamento de energia, totalizando R$ 48,4 milhões, R$ 23,8 milhões inferior ao valor de R$ 72,2 milhões provisionado no 2T12, ou 3,4% do faturamento de energia daquele trimestre. No acumulado de 12 meses, sem considerar o provisionamento não 98,0% recorrente ocorrido no 4T12, a PCLD representou 1,3% da receita bruta de faturamento em junho de 2013, 1,6 p.p. menor que o mesmo período do ano passado. O resultado é reflexo das ações constantes de combate à inadimplência, além da mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data a partir de fevereiro de ,0% 100,1% 99,7% 103,4% 104,0% 101,6% 102,5% 102,5% 97,7% 99,3% Varejo Grandes Clientes Poder Público Total 3,2% 3,2% jun-11 set-11 1S11 1S12 1S13 3,0% 3,0% dez-11 PCLD/ROB Fornecimento Faturado - 12 meses PCLD/ROB mar-12 2,9% jun-12 2,4% 2,4% set-12 3,2% 1,9% dez-12 2,8% 1,5% mar-13 Provisionamento não recorrente (4T12) 2,6% 1,3% R$ MM % PCLD/ROB 2T13 2T12 1S13 1S12 2T13 2T12 1S13 1S12 PCLD 48,4 72,2 77,4 133,9 2,5% 3,4% 1,8% 3,0% jun-13 13

14 Qualidade Operacional A Light tem como compromisso manter o fornecimento de energia elétrica em elevados padrões de qualidade. No segundo trimestre de 2013, foram aplicados R$ 24,4 milhões em investimentos visando à melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica. Além de contribuir para o melhor relacionamento entre a distribuidora e seus clientes, o nível de qualidade será de grande importância no modelo regulatório, a partir das regras para o 3º ciclo de revisão tarifária. As companhias serão incentivadas a buscar melhores índices de qualidade e ter o reconhecimento disso através do fator X. No 2T13, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 283 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 1101 transformadores, 57 chaves e em 29 protetores. A média móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC Duração Equivalente de Interrupção, que é expresso em horas, atingiu o valor de 20,49. A média móvel referente ao FEC Frequência Equivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 9,05. Para reverter a tendência dos indicadores globais de qualidade (DEC e FEC), foi implementada uma reestruturação organizacional da Companhia, com foco nos processos de operação e manutenção da rede elétrica, e em paralelo, está em vigor um plano de ação emergencial, através do incremento das intervenções para podas de árvores e serviços na rede elétrica. Além disso, foi implantado em junho, um novo software de gestão da distribuição GDIS, com o objetivo de auxiliar nesse processo. DEC e FEC -12 Meses DEC e FEC -Sem Expurgo Trimestre 20,49 15,89 7,55 9,05 2,69 3,80 1,38 1,79 DEC FEC DEC FEC jun/12 jun/13 2T12 2T13 14

15 2.2 Geração LIGHT ENERGIA (GWh) 2T13 2T12 % 1S13 1S12 % Venda no Ambiente de Contratação Regulada 254,5 977,2-74,0% 518, ,1-74,5% Venda no Ambiente de Contratação Livre 880,2 186,9 370,8% 1.859,8 318,2 484,5% Vendas no spot (CCEE) 14,2 133,6-89,4% 37,6 464,9-91,9% Total 1.148, ,7-11,5% 2.415, ,2-14,1% O total de energia vendida pela Light Energia no segundo trimestre de 2013 foi equivalente a 1.148,9 GWh, 11,5% inferior ao mesmo período do ano passado, decorrente da menor venda de energia no mercado spot, que totalizou apenas 14,2 GWh neste trimestre, 89,4% abaixo que o mesmo período do ano passado, em função da pior condição hidrológica do sistema nacional, impactada pelo baixo nível dos reservatórios associado à menor média de chuvas ocorridas no período. Os valores de GSF (Generation Scaling Factor) apurados nos meses de abril, maio e junho deste ano foram de 101,7%, 100,2% e 97,8%, respectivamente, comparados com 113,2%, 107,1% e 106,3%, nos mesmos meses do ano passado. A energia vendida nos Ambientes de Contratação Regulada (ACR) e Livre (ACL) no 2T13 foi de 254,5 GWh e 880,2 GWh, respectivamente. No ACR, o volume de energia vendida ficou 74,0% 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 370,8% na comparação entre os trimestres com preços em melhores condições. No 1º semestre de 2013, foi vendido um total de 2.415,5 GWh, volume 14,1% inferior ao do 1S12, decorrente da pior condição hidrológica do sistema nacional, impactada pelo baixo nível dos reservatórios associado à menor média de chuvas ocorridas no período. 2.3 Comercialização e Serviços Volume (GWh) No segundo trimestre de 2013, a comercialização direta de energia elétrica da Light Esco e LightCom, oriunda das 2.080,6 fontes convencional e incentivada totalizou 1.049,8 GWh, em comparação a 385,7 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior. O crescimento se deve principalmente à venda da energia da Light Energia que ficou disponível após o vencimento dos contratos firmados 385,7 172,2% 1.049,8 784,4 165,2% no leilão de No segmento de serviços, foi fechado um contrato no 2T13 2T12 2T13 1S12 1S13 para reforma de uma central de água gelada de um grande shopping no Rio de Janeiro. 15

16 Atualmente, a Light Esco possui 12 projetos em desenvolvimento, dentre o quais se destacam um projeto de Cogeração para uma grande indústria de bebidas, com investimento total aproximado de R$ 85 milhões e outro referente a um projeto de construção de uma usina fotovoltaica no estádio do Maracanã, em consórcio com a EDF Consultoria em Projetos de Geração de Energia Elétrica Ltda.( EDF Consultoria ) (51% da Light ESCO e 49% da EDF Consultoria), cujo investimento por parte da Light ESCO totaliza R$ 6 milhões. No primeiro semestre de 2013, a comercialização de energia somou o montante de 2.080,6 GWh, 165,2% acima dos 784,4 GWh comercializados no mesmo período de Desempenho Financeiro 3.1 Receita Líquida Consolidado Receita Líquida (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.% Distribuição Energia vendida 1.360, ,5 3,1% 2.969, ,0 7,3% Energia Não Faturada (46,4) (22,5) 105,6% (126,0) 3,0 - Uso da rede (TUSD) 146,4 143,2 2,2% 285,7 280,8 1,8% Curto Prazo (Spot)¹ 5,1 16,9-70,1% 5,1 17,6-71,3% Diversos 20,3 15,2 33,4% 37,8 42,0-10,0% Subtotal (a) 1.485, ,3 0,9% 3.171, ,4 1,9% Receita de Construção² 175,6 162,2 8,2% 332,8 299,7 11,1% Subtotal (a') 1.661, ,5 1,6% 3.504, ,1 2,7% Geração Venda Geração (ACR+ACL) 117,1 89,1 31,5% 260,7 170,8 52,6% Curto Prazo¹ 13,2 21,6-39,2% 13,2 34,4-61,8% Diversos 1,7 1,6 4,6% 3,4 3,3 5,9% Subtotal (b) 132,0 112,3 17,5% 277,3 208,5 33,0% Comercialização e Serviços Revenda 167,4 57,9 189,1% 334,6 105,3 217,8% Serviços 3,0 11,9-75,1% 12,3 13,0-5,3% Subtotal (c) 170,4 69,8 144,2% 346,9 118,2 193,3% Outros e Eliminações (d) (117,1) (26,5) 341,1% (264,0) (49,1) 438,2% Total s/ rec. de construção (a+b+c+d) 1.670, ,9 2,6% 3.532, ,1 4,2% Total (a'+b+c+d) 1.846, ,1 3,2% 3.864, ,8 4,8% 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. A receita operacional líquida do trimestre foi de 1.846,5 milhões, 3,2% acima da receita apurada no 2T12. Desconsiderando a receita de construção, que tem efeito neutro no resultado, a receita líquida consolidada 16

17 aumentou 2,6%, totalizando 1.670,9 milhões no 2T13. Todos os segmentos de atuação da Companhia apresentaram crescimento, com destaque para as atividades de geração e comercialização, influenciadas pela venda de energia no mercado livre a preços mais elevados, em substituição aos contratos antigos de venda de energia para o mercado regulado. Na comparação entre os semestres, desconsiderando a receita de construção, a receita líquida consolidada totalizou R$ 3.532,0 milhões, 4,2% acima da registrada no 1S12. Distribuição A receita líquida do 2T13 totalizou R$ 1.661,2 milhões, representando um aumento de 1,6% em relação ao 2T12. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.485,7 milhões nesse trimestre, 0,9% acima da receita verificada no mesmo período do ano passado. O aumento da receita líquida neste trimestre é reflexo principalmente do crescimento de 2,5% do consumo no mercado total, combinado com o aumento médio da tarifa de energia de 12,27% para o mercado cativo, a partir de 7 de novembro de Por outro lado, a receita também foi influenciada pelo Reajuste Tarifário Extraordinário ocorrido em 24 de janeiro de 2013, que reduziu as tarifas em 19,63%, em média. O mercado da distribuidora tem maior predominância dos segmentos residencial e comercial, que juntos, representaram 72,1% da receita de energia vendida, enquanto a venda no mercado livre representou 10%. Consumo de Energia Elétrica -(GWh) 2T13 Livre 16% Outros 15% Industrial 6% 892,9 942,2 342, , ,5 Comercial 30% Residencial 33% Receita Líquida por classe -R$ MM 2T13 Outros 13% TUSD 10% Comercial 30% Industrial 5% 146,4 191,1 82,9 452,4 633,9 Residencial 42% No primeiro semestre de 2013, a receita líquida da distribuidora, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 3.171,8 milhões, 1,9% acima da registrada no mesmo período de 2012, em função principalmente, do crescimento de 3,1% do consumo do mercado. 17

18 Geração A Receita Líquida do trimestre foi de R$ 132,0 milhões, um aumento de 17,5% em relação ao mesmo período de Esse resultado pode ser explicado pelo crescimento de 370,8% no volume de venda de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL), cujos preços dos contratos são superiores aos praticados no mercado regulado, onde tal energia era vendida anteriormente. O preço médio de venda, líquido de impostos, ponderado pelos dois mercados foi de R$ 103,2/MWh no 2T13, em comparação a um preço de R$ 76,5/MWh no mesmo período do ano passado, representando um aumento de 34,9%. No 1S13, a receita líquida foi de R$ 277,3 milhões, 33,0% acima do 1S12, 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 2T13 apresentou um aumento de 144,2% em relação ao 2T12, alcançando R$ 170,4 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$ 159,5/MWh no 2T13, em comparação a um preço de R$ 150,1/MWh no mesmo período do ano passado, representando um aumento de 6,2%. No 1S13, a receita líquida foi de 346,9 milhões, 193,3% superior à receita verificada no mesmo período do ano passado. 18

19 3.2 Custos e Despesas Consolidado Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.% Distribuição (1.570,5) (1.537,8) 2,1% (3.266,5) (3.029,7) 7,8% Distribuição s/ custo de construção (1.395,0) (1.375,6) 1,4% (2.933,7) (2.730,0) 7,5% Geração (43,2) (39,4) 9,8% (81,4) (73,0) 11,5% Comercialização e Serviços (164,7) (62,3) 164,5% (328,6) (107,2) 206,4% Outros e Eliminações 112,8 23,1 388,7% 253,7 37,3 580,5% Consolidado s/ custo de construção (1.490,2) (1.454,2) 2,5% (3.089,9) (2.872,9) 7,6% Consolidado (1.665,7) (1.616,4) 3,1% (3.422,7) (3.172,6) 7,9% No segundo trimestre de 2013, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 1.665,7 milhões, apresentando crescimento de 3,1% em comparação com o realizado no mesmo período do ano passado. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas consolidados deste trimestre, ficaram 2,5% acima do 2T12. Tal variação foi influenciada principalmente pelo crescimento de 164,5% dos custos do segmento de comercialização, explicado pelo maior volume de compra de energia para revenda, além do aumento de 2,1% nos custos e despesas do segmento de distribuição. As eliminações totalizaram R$ 112,8 milhões, com aumento de 388,7% sobre o apurado no mesmo trimestre do ano passado, em função principalmente da compra de energia da Light Energia pela Light ESCO. No semestre, os custos e despesas operacionais consolidados, já desconsiderando os custos de construção, totalizaram R$ 3.089,9 milhões, 7,6% superiores ao apurado no 1S12. Distribuição Custos e Despesas (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.036,6) (1.053,0) -1,6% (2.258,2) (2.079,2) 8,6% Custos de Compra de Energia (905,3) (841,1) 7,6% (1.944,8) (1.662,7) 17,0% Custos com Encargos e Transmissão (126,4) (207,8) -39,2% (304,3) (408,3) -25,5% Outros (Custos Obrigatórios) (4,8) (4,1) 17,2% (9,1) (8,3) 10,1% Custos e Despesas Gerenciáveis (358,4) (322,6) 11,1% (675,5) (655,7) 3,0% PMSO (202,3) (169,9) 19,0% (386,3) (337,6) 14,4% Pessoal (65,2) (61,7) 5,6% (138,3) (126,5) 9,3% Material (3,9) (3,8) 3,0% (7,6) (7,4) 3,3% Serviço de Terceiros (108,6) (89,2) 21,7% (197,2) (174,4) 13,1% Outros (24,5) (15,2) 62,0% (43,2) (29,3) 47,4% Provisões (66,6) (84,0) -20,7% (111,8) (170,5) -34,4% Depreciação e Amortização (83,8) (67,9) 23,6% (164,5) (143,6) 14,6% Outras Receitas/Despesas Operacionais (5,7) (0,8) 567,2% (12,9) (4,1) 219,2% Custo de Construção (175,6) (162,2) 8,2% (332,8) (299,7) 11,1% Custos Totais s/custo de Construção (1.395,0) (1.375,6) 1,4% (2.933,7) (2.734,9) 7,3% Custos Totais (1.570,5) (1.537,8) 2,1% (3.266,5) (3.034,6) 7,6% 19

20 No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia aumentaram 2,1% em relação ao 2T12. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram crescimento de 1,4%, decorrente principalmente do aumento de 11,1% nos custos e despesas gerenciáveis. Custos e Despesas Não Gerenciáveis No segundo trimestre de 2013, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 1.036,6 milhões, apresentando uma redução de 1,6% em relação ao mesmo período de Este resultado incorpora os efeitos do Decreto nº 7.945/13 com a contabilização do repasse no 2T13 de recursos da CDE para redução de custos no montante de R$ 55,8 milhões. Energia Comprada -R$ MM Semestre 1.944, ,7 17,0% 2,7% 2,3% 15,9% 16,5% 27,6% 28,3% 52,9% 53,7% Os custos de compra de energia aumentaram 7,6% em relação ao 2T12. Tal aumento foi influenciado pela elevação do PLD médio de R$ 164,0/MWh (2T12) para R$ 249,5/MWh (2T13), que resultou em maiores gastos com os Contratos por Disponibilidade, em função do despacho de usinas térmicas por ordem do Operador Nacional do Sistema (ONS) para repor o nível dos reservatórios. Adicionalmente, também contribuíram o reajuste do contrato com a UTE Norte Fluminense em Nov/12, e a desvalorização cambial, que impactou o custo de compra de energia de Itaipu. Os custos com encargos e transmissão apresentaram redução de 39,2%, decorrente principalmente do menor encargo de uso da rede, tendo em vista a renovação dos contratos de concessão de algumas companhias transmissoras. 1S12 1S13 LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT Energia Comprada - GWh Semestre ,7% -0,6% 1,6% 2,4% 5,3% 17,6% 17,7% 21,1% 21,1% 57,2% 54,4% 1S12 1S13 LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT PROINFA 20

21 Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis: Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 2T13 2T12 Var. % 1S13 1S12 Var. % Custos de Compra de Energia (905,3) (841,1) 7,6% (1.944,8) (1.662,7) 17,0% Itaipu (165,0) (151,3) 9,0% (309,9) (274,1) 13,1% UTE Norte Fluminense (270,0) (235,2) 14,8% (537,0) (470,6) 14,1% Energia de Curto Prazo (Spot) 17,3 (10,9) - (53,0) (38,1) 39,2% Risco Hidrológico 20,6 - - (110,9) - - CDE - Risco Hidrológico (1,6) ,8 - - Exposição das Cotas (160,4) - - CDE - Exposição das Cotas ,4 - - Demais (1,6) (10,9) -85,0% (72,0) (38,1) 89,1% Leilão de energia (487,8) (443,7) 9,9% (1.044,8) (879,9) 18,7% Contratos por Disponibilidade (236,5) (128,4) 84,2% (462,2) (199,1) 132,1% Demais (251,2) (315,3) -20,3% (582,7) (680,8) -14,4% Custos com Encargos e Transmissão (126,4) (207,8) -39,2% (304,3) (408,3) -25,5% Encargos Serviços do Sistema - ESS (85,1) (22,5) 278,2% (300,4) (46,0) 553,1% CDE - ESS 57, ,6 - - Transporte de Energia (50,7) (129,7) -60,9% (103,5) (260,6) -60,3% Outros Encargos (48,0) (55,6) -13,7% (94,0) (101,7) -7,5% Outros (Custos Obrigatórios) (4,8) (4,1) 17,2% (9,1) (8,3) 10,1% Total (1.036,6) (1.053,0) -1,6% (2.258,2) (2.079,2) 8,6% Os custos não gerenciáveis são repassados na tarifa ao consumidor e o aumento de tais custos acima do nível regulatório forma um saldo de ativo regulatório (CVA), a ser considerado no próximo reajuste tarifário, mas que não é registrado na demonstração de resultado, em função das normas internacionais de contabilidade (IFRS). Tais ativos regulatórios somaram um valor de R$ 119,3 milhões neste trimestre, contra um ativo regulatório de R$ 75,7 milhões no 2T12. O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 134,9/MWh no segundo trimestre de 2013, em comparação a um custo médio de compra de energia de R$ 126,0/MWh no 2T12, representando um aumento de 7,1%. Custos e Despesas Gerenciáveis No segundo 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$ 358,4 milhões, apresentando aumento de 11,1% entre os períodos. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 202,3 milhões no trimestre, 19,0% acima do 2º trimestre de 2012, resultado principalmente do crescimento das linhas de serviço de terceiros e outros, que apresentaram desvios de R$ 19,4 e R$ 9,4 milhões, respectivamente. O crescimento de 21,7% em serviços de terceiros foi ocasionado pelo aumento nos custos com: (i) atendimento de emergência, em função das fortes chuvas ocorridas no mês de maio, no valor de R$ 5,6 milhões (ii) poda de árvores, 21

22 visando a melhoria da qualidade, no valor de R$ 4,9 milhões (iii) e impacto não recorrente com serviço de call center no valor de R$ 3,4 milhões. Na linha outros, o aumento de 62,0% na comparação entre os trimestres foi causado por manutenções e aperfeiçoamentos em diversos softwares, no montante de R$ 8,3 milhões. A conta provisões totalizou R$ 66,6 milhões, apresentando uma redução de 20,7%, em relação ao segundo trimestre de 2012, explicado principalmente pela redução de R$ 23,8 milhões na PCLD, que totalizou R$ 48,4 milhões neste trimestre, contra R$ 72,2 milhões provisionados no 2T12. O resultado reflete as ações de combate à inadimplência, além da mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data a partir de março de A linha de depreciação e amortização aumentou 23,6%, decorrente do trabalho de preparação da base de remuneração, com o grande volume de investimentos e intensa unitização dos ativos. Geração Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.% Pessoal (6,3) (5,4) 17,7% (11,6) (10,6) 10,1% Material e Serviço de Terceiros (5,2) (4,4) 18,0% (8,8) (8,1) 8,6% CUSD - CUST / Energia Comprada (10,3) (6,9) 48,6% (17,9) (11,4) 56,7% Depreciação (13,7) (14,0) -2,0% (27,5) (28,1) -2,0% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,2 (0,0) - 0,2 1,9-91,5% Outras (inclui provisões) (7,8) (8,6) -9,3% (15,8) (16,8) -6,2% Total (43,2) (39,4) 9,8% (81,4) (73,0) 11,5% Neste trimestre, os custos e despesas da Light Energia foram de R$ 43,2 milhões, apresentando um aumento de 9,8% em comparação ao 2T12. Tal desempenho é explicado pelo aumento na linha de energia comprada, decorrente principalmente da compra de energia gerada pela PCH Paracambi no montante de R$ 3,7 milhões. Os custos e despesas no 2T13 ficaram assim compostos: pessoal (14,7%), materiais e serviços de terceiros (12,0%), CUSD/CUST / Energia Comprada (23,8%), outros e depreciação (49,5%). O custo de PMSO por MWh gerado pelas usinas da Light Energia, neste trimestre, ficou em R$ 16,1/MWh, frente a um valor de R$ 15,3/MWh no 2T12. No 1S13, os os custos e despesas da Light Energia totalizaram R$ 81,4 milhões, R$ 8,4 milhões acima dos R$ 73,0 milhões acumulados no mesmo período de Esse crescimento no período foi impactado pela compra de energia gerada pela PCH Paracambi que no semestre totalizou R$ 7,9 milhões. 22

23 Comercialização e Serviços Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 2T13 2T12 Var. % 1S13 1S12 Var. % Pessoal (2,0) (1,5) 27,5% (3,9) (2,6) 50,6% Material e Serviço de Terceiros (2,8) (6,8) -59,1% (2,8) (7,7) -63,7% Energia Comprada (159,3) (53,1) 199,9% (320,8) (95,6) 235,4% Depreciação (0,0) (0,1) -68,8% (0,1) (0,4) -80,5% Outras Receitas/Despesas Operacionais Outras (inclui provisões) (0,6) (0,6) -8,1% (1,0) (0,9) 10,7% Total (164,7) (62,3) 164,5% (328,6) (107,2) 206,4% Os custos e despesas do 2T13 totalizaram R$ 164,7 milhões, ficando 164,5% acima do realizado no mesmo período de No semestre, os custos somaram R$ 328,6 mihões, que diante dos R$ 107,2 milhões apurados no 1S12 representaram uma variação de 206,4%. Este aumento se deu principalmente pelo custo de energia comprada, que apresentou acréscimo de R$ 225,2 milhões entre os semestres, decorrente do aumento no volume de energia comprada para comercialização. 23

24 3.3 EBITDA 4 Consolidado EBITDA Consolidado (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.% Distribuição 174,5 166,2 5,0% 402,6 521,8-22,8% Geração 100,1 86,6 15,6% 219,4 164,2 33,6% Comercialização 4,3 7,6-43,8% 14,2 11,4 24,1% Outros e eliminações (1,0) (5,4) -81,3% (3,2) (8,9) -64,4% Total 277,9 255,1 8,9% 633,1 688,5-8,0% Margem EBITDA (%) 16,6% 15,7% - 17,9% 20,3% - O EBITDA consolidado do segundo trimestre de 2013 foi de R$ 277,9 milhões, 8,9% acima do apurado no mesmo trimestre de 2012, enquanto a margem EBITDA 5 foi de 16,6%, 0,9 p.p. acima do 2T12. A descontratação da energia da geradora no mercado regulado e a contratação no mercado livre a preços mais elevados foram os fatores determinantes para o crescimento do EBITDA consolidado. Com isso, a atividade de geração aumentou sua participação no EBITDA consolidado do trimestre, de 33,3% para 35,9%, enquanto a distribuição e a comercialização reduziram suas participações, respectivamente, de 63,8% para 62,6% e 2,9% para 1,5%. EBITDA por atividade* 2T13 EBITDA por atividade* 2T12 Distribuição- 62,6% Geração- 35,9% (Margem EBITDA: 11,7%) (Margem EBITDA: 75,9%) Distribuição- 63,8% (Margem EBITDA: 11,3%) Comercialização - 1,5% (Margem EBITDA: 2,5%) Comercialização- 2,9% (Margem EBITDA: 10,9%) Geração- 33,3% (Margem EBITDA: 77,1%) *Não considera eliminações *Não considera eliminações 4 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. 5 Para o cálculo da margem EBITDA da Distribuição e do Consolidado foi desconsiderada a receita de construção, devido à contabilização de receita e custo, com margem zero. 24

25 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$ 397,2 milhões no 2T13, um aumento de 20,1% com relação ao mesmo trimestre de EBITDA e EBITDA Ajustado 2T13/2T12- R$ Milhões 20,1% 8,9% (33) (6) 17 0, EBITDA Ajustado - 2T12 Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA - 2T12 Receita Líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Outras Receitas Operacionais Provisões Equiv. Patrimonial EBITDA - 2T13 Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA Ajustado - 2T13 No semestre, o EBITDA foi de R$ 633,1 milhões, 8,0% abaixo do mesmo período em 2012, com margem EBITDA de 17,9%. Por outro lado, considerando a formação de CVA, o EBITDA totalizaria R$ 853,5 milhões neste semestre, 12,0% superior ao do 1S12. EBITDA e EBITDA Ajustado 1S13/1S12- R$ Milhões 12,0% -8,0% (191) (52) (13) 59 (1) EBITDA Ajustado - 1S12 Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA - 1S12 Receita Líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Outras Receitas Operacionais Provisões Equiv. Patrimonial EBITDA - 1S13 Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA Ajustado - 1S13 25

26 Distribuição O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 174,5 milhões no 2T13, 5,0% acima do apurado no mesmo trimestre de Tal resultado pode ser explicado principalmente pelo crescimento da receita líquida decorrente do crescimento do mercado em 2,5%. Este resultado já incorpora os efeitos do Decreto nº 7.945/13 com a contabilização do repasse de recursos da CDE para redução de custos no montante de R$55,8 milhões. A margem EBITDA 6 foi de 11,7%, 0,4 p.p. acima do 2T12. Parte do aumento do custo de compra de energia forma ativos e passivos regulatórios (CVA), que são considerados para o reajuste tarifário. Ajustando o EBITDA da Distribuidora pela CVA, ele seria de R$ 293,8 milhões, 21,4% acima do EBITDA ajustado registrado no 2T12. No semestre, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 402,6 milhões, redução de 22,8% em relação ao mesmo período no ano passado. Este resultado foi influenciado pelo aumento no custo da compra de energia. Considerando os ativos e passivos regulatórios (CVA), o EBITDA da Distribuidora no 1S13 seria de R$ 623,1 milhões, 4,6% maior que o do mesmo período do ano anterior. A margem EBITDA do semestre foi de 12,7%, 4,1 p.p. abaixo do 1S12. Geração O EBITDA da Light Energia totalizou R$ 100,1 milhões neste trimestre, um aumento de 15,6% em comparação ao 2T12. Esse resultado pode ser explicado pela reprecificação dos contratos de venda de energia e que levou ao 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). A margem EBITDA do trimestre foi de 75,9%, 1,3 p.p. abaixo do 2T12. No semestre, o EBITDA totalizou R$ 219,4 milhões, 33,6% superior ao montante apurado no 1S12. A margem EBITDA do semestre foi de 79,1%, 0,4 p.p. acima do 1S12. Comercialização e Serviços O EBITDA totalizou R$ 4,3 milhões neste trimestre, 43,8% abaixo do montante apurado no 2T12. Tal resultado é explicado principalmente por conta da redução da receita do segmento de serviços tendo em vista o menor nível de atividade desse segmento. A margem EBITDA do trimestre foi de 2,5%, 8,4 p.p. abaixo do 2T12. No semestre, o EBITDA totalizou R$ 14,2 milhões, 24,1% acima do montante apurado no 1S12. A margem EBITDA do semestre foi de 4,1%, 5,6 p.p. abaixo do 1S12. 6 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. 26