Destaques Operacionais (GWh)

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1 Rio de Janeiro, 23 de março de Nova gestão da Companha completa primeiro ano com perdas atingindo o menor patamar desde 2012 e perspectiva positiva com homologação da Revisão Tarifária Destaques O mercado total faturado cresceu 0,6% em relação ao 4T15, alcançando GWh, com destaque para os segmentos residencial (+9,1%), comercial (-4,3%) e industrial (-0,3%). O consumo faturado do 4T16 foi influenciado positivamente pela recuperação de energia. O EBITDA Ajustado do 4T16 foi de R$ 494 milhões, 29,8% acima do 4T15, em função do aumento de 34,2% no EBITDA da Light SESA - impactado pelas reduções nas perdas, nas provisões e no PMSO. O Prejuízo no 4T16 foi de R$ 194 milhões, uma piora de 173,1% ante o prejuízo de R$ 71 milhões apurado no 4T15, fruto dos impactos negativos do Resultado Financeiro e da Equivalência Patrimonial. Destaques Operacionais (GWh) 4T16 4T15 Var. % Var. % Carga Fio* ,5% ,8% Mercado Total Faturado ,6% ,3% Mercado Cativo Faturado ,8% ,3% Energia Transportada - TUSD ,2% ,1% Energia Vendida - Geração ,8% ,0% Energia Comercializada (Esco e Com) ,8% ,3% Perdas Totais/Carga Fio (12 meses) 22,5% 23,2% -0,7 p.p. 22,5% 23,2% -0,7 p.p. Destaques Financeiros (R$ MM) 4T16 4T15 Var. % Var. % Receita Líquida** ,0% ,2% EBITDA CVM ,7% ,8% EBITDA para Covenants (12 meses) ,8% ,8% EBITDA Ajustado ,8% ,6% Margem EBITDA*** 22,2% 15,2% 7,0 p.p. 16,3% 16,2% 0,7% Lucro/prejuízo Líquido (194) (71) 173,1% (313) ,1% Endividamento Líquido**** ,3% ,3% Investimentos (incluindo aportes) ,1% ,0% * Carga própria + uso da rede. ** Desconsiderando receita de construção. *** Considera o EBITDA Ajustado. **** Para fins de covenants. As Perdas Totais sobre a carga fio (12 meses) em dez/16 chegaram ao patamar de 22,54%, apresentando queda de 0,85 p.p. quando comparadas a set/16. Esse é o menor nível desse indicador desde set/2012. O índice de DEC (12 meses) apurado em 2016 foi de 11,70 horas, representando uma melhora de 7,2% em relação ao ano de 2015, permanecendo abaixo do nível regulatório pactuado no Plano de Resultados, de 11,99 horas. O índice de FEC (12 meses) ao final de 2016 foi de 6,48 vezes, 0,6% acima do índice obtido em A Taxa de Arrecadação foi de 92,1% do total faturado no 4T16, 1,1 p.p. abaixo do 4T15. A constituição de PCLD representou 1,3% da Receita Bruta (12 meses) da Distribuidora, 0,3 p.p. acima do mesmo período do ano passado. A Dívida Líquida encerrou o 4T16 em R$ milhões, aumento de 2,1% em relação ao saldo de set/16. O indicador de covenants de Dívida Líquida/EBITDA ficou em 3,72x comparado com 3,85x no 3T16 e 4,16x no 4T15. Em 7 de novembro de 2016, foi homologado o reajuste anual das tarifas da Light SESA, levando a uma redução média de 12,25% nas tarifas. Já em 14 de março de 2017, foi concluído o processo da 4ª Revisão Tarifária Periódica, homologando um reajuste médio das tarifas de 10,45% (evento subsequente). Maiores detalhes da 4ª Revisão Tarifária na Seção O EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. De acordo com a Instrução da CVM 527/2012, o EBITDA CVM apresentado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização, conforme conciliação do Anexo VII. 2 O EBITDA para covenants representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial, provisões, resultado não-operacional 3 O EBITDA Ajustado representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial e resultado não operacional. A Companhia adotou o EBITDA Ajustado para realizar as análises descritas ao decorrer deste documento. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 24/03/2017 Ana Marta Veloso (CEO e Diretora de RI): +55 (21) Total de ações: ações Horário: 15h00 Brasil // 14h00 US ET Felipe Sá (Superintendente de Participações e RI): +55 (21) Free Float Total: ações (47,87%) Telefones: +55 (11) // +1 (646) Valor de Mercado (23/03/17): R$ 4,150 milhões Webcast: ri.light.com.br

2 Apresentação dos resultados do 4º trimestre e do ano de 2015 (período comparativo) 456 A Administração da Companhia, visando melhorar apresentação da sua posição patrimonial e do seu desempenho operacional e financeiro, reavaliou algumas práticas adotadas e procedeu algumas alterações de políticas contábeis e reclassificações com base nas orientações emanadas pelo CPC 23 Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, destacadas a seguir: (i) A receita de multas cobradas por inadimplência dos consumidores classificadas como custo operacional, anteriormente apresentada como resultado financeiro; (ii) O valor justo do ativo indenizável da concessão registrado como receita operacional, sendo anteriormente reconhecido como resultado financeiro. Para fins de comparabilidade, foram realizadas reclassificações nas demonstrações do resultado consolidado dos períodos de três e doze meses findos em 31 de dezembro de 2015, apresentados no Anexo VII. 2

3 Índice Consolidado - Light S.A Desempenho Financeiro Consolidado... 4 EBITDA Ajustado Consolidado... 5 Resultado Consolidado Distribuição - Light S.E.S.A Revisão Tarifária Desempenho Operacional Mercado Balanço Energético Perdas de Energia Elétrica Arrecadação Qualidade Operacional Desempenho Financeiro Receita Líquida Custos e Despesas EBITDA Ajustado Resultado Financeiro Resultado Líquido Geração - Light Energia Desempenho Operacional Venda de Energia Desempenho Financeiro Receita Líquida Custos e Despesas EBITDA Ajustado Resultado Financeiro Resultado Líquido Comercialização - Light Com Desempenho Operacional Desempenho Financeiro Serviços - Light ESCO Desempenho Operacional Desempenho Financeiro Endividamento Consolidado Investimento Consolidado Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais Eventos Recentes Programa de Divulgação ANEXO I ANEXO II ANEXO III ANEXO IV ANEXO V ANEXO VI ANEXO VII

4 Consolidado - Light S.A Desempenho Financeiro Consolidado 7 INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% RECEITA OPERACIONAL BRUTA 3.989, ,1-11,1% , ,1-4,8% Deduções (1.767,6) (1.992,9) -11,3% (7.424,1) (7.020,2) 5,8% RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.221, ,3-11,0% 8.755, ,8-12,2% DESPESA OPERACIONAL (1.853,5) (2.235,4) -17,1% (7.823,7) (8.820,8) -11,3% PMSO (232,9) (261,6) -11,0% (937,8) (908,4) 3,2% Pessoal (91,0) (91,4) -0,5% (382,1) (340,5) 12,2% Material (16,7) (6,2) 170,5% (61,4) (18,2) 238,0% Serviço de Terceiros (127,7) (131,1) -2,6% (498,7) (479,1) 4,1% Outros 2,5 (32,9) -107,5% 4,4 (70,7) -106,2% Energia Comprada (1.582,1) (1.716,2) -7,8% (6.167,5) (7.160,9) -13,9% Depreciação (125,7) (119,5) 5,2% (494,9) (459,4) 7,7% Provisões 87,2 (138,1) -163,2% (223,5) (292,1) -23,5% EBITDA AJUSTADO (¹) 493,7 380,4 29,8% 1.426, ,4-11,6% RESULTADO FINANCEIRO (259,3) (136,1) -90,6% (797,5) (854,3) 6,6% RESULTADO NÃO OPERACIONAL (²) (43,5) (13,1) -231,7% (80,9) (50,1) -61,6% RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS 65,2 111,7-41,7% 53,5 250,6-78,7% IR/CS (27,8) (32,3) -13,9% (190,9) (64,0) 198,4% IR/CS DIFERIDO (4,3) (4,7) -9,3% 160,9 (22,4) -818,1% EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (227,0) (145,7) -55,8% (336,4) (126,4) -166,2% LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO (193,9) (71,0) -173,1% (312,9) 37,8-927,1% Obs: Não considera Receita/Custo de Construção (¹) EBITDA Ajustado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, equivalência patrimonial, resultado não operacional, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização. (²) O Resultado Não Operacional pode ser classificado também como Outras Receitas/Despesas Operacionais. 7 Para calcular o resultado consolidado da Companhia, deve-se levar em consideração a eliminação de contratos intercompany. 4

5 EBITDA Ajustado Consolidado (¹) EBITDA Ajustado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, equivalência patrimonial, resultado não operacional, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização. 5

6 Resultado Consolidado Lucro/prejuízo Líquido (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Distribuição (6,1) (3,7) -63,2% (184,8) (39,2) 372,0% Geração (185,4) (83,6) -121,8% (173,9) 15,3-1234,3% Comercialização 22,7 17,9 27,3% 86,4 80,9 6,8% Serviços (19,3) 3,5-653,4% (23,6) (0,4) 5286,1% Outros e eliminações (5,8) (5,0) 16,8% (17,0) (18,8) -9,5% Total (193,9) (71,0) -173,1% (312,9) 37,8-927,1% Margem Líquida (%) -8,7% -2,8% -5,9 p.p. -3,6% 0,4% -4,0 p.p. O prejuízo apurado no 4T16 foi de R$ 193,9 milhões, o que representa uma redução de R$ 116,3 milhões em relação ao resultado do 4T15. A despeito da melhoria de R$ 123 milhões do EBITDA, ocorreram variações negativas (i) no resultado financeiro, decorrentes da atualização da CVA e do impacto da variação cambial na dívida, e (ii) na equivalência patrimonial, em função do impairment de Renova e Guanhães. Se desconsiderarmos os efeitos das perdas decorrentes das participações outras empresas, o resultado líquido teria sido um lucro de R$33,1 milhões no 4T16 e R$23,5 milhões no ano. 6

7 2. Distribuição - Light S.E.S.A 2.1. Revisão Tarifária Em 14 de março de 2017 foi homologada a 4ª Revisão Tarifária da Light (4ª RTP), concluindo o processo iniciado a partir da Audiência Pública no. 89/2016, mas cujas negociações já haviam sido iniciadas desde fevereiro de Dentre os resultados da 4ª RTP, ressalta-se, inicialmente, a homologação dos novos valores para Base de Remuneração Regulatória (BRR) da concessionária, que impactam diretamente no EBITDA Regulatório da concessionária. Essa nova BRR inclui, entre outros itens, os investimentos em função dos Jogos Olímpicos de 2016 realizados desde a 3ª RTP, de novembro de Os valores finais homologados pela ANEEL ficaram em R$15,8 bilhões, para a BRR Bruta, e R$8,5 bilhões, para a BRR Líquida, com um percentual de glosa inferior a 3%, demonstrando que a Light SESA está aderente às melhores práticas regulatórias. Com isso, o EBITDA Regulatório a partir da 4ª RTP ficou em R$ 1,64 bilhão. Além de reavaliar a BRR da Light SESA, outros itens associados ao serviço de distribuição de energia elétrica que compõem as tarifas da Light SESA (destinados a cobrir custos operacionais eficientes, anuidades dos ativos não elétricos e receitas irrecuperáveis, descontados das outras receitas) também foram revistos na 4ª RTP. Tais itens, somados à Remuneração e Depreciação dos investimentos, passam a representar R$ milhões, conforme tabela abaixo, que detalha os valores homologados pela ANEEL : Impacto 12 meses (R$ MM) RTP 2017 IRT 2016 Variação Parcela B Custos Operacionais Receitas Irrecuperáveis Remuneração Depreciação (QRR) Anuidades BAR Remuneração Obrig Especiais (-) Outras Receitas (-) Produtividade O processo revisional também estabeleceu os valores e a metodologia para o Fator X a vigorarem a partir da 4ª RTP, como um redutor da Parcela B, calculado pela soma de 3 componentes, conforme resumido na tabela abaixo. Componente Valor na 4ª RTP X PD 1,01% Detalhamento Fator X 4ª RTP Light Sistemática Vigora a partir de mar/17. É recalculado a cada ano, em função da variação do mercado e do número de clientes (*) X T -0,84% Vigora a partir de mar/18. Mantém-se fixo até fev/2022 X Q 0,09% *) Por exemplo, para cada 0,5% de aumento adicional de mercado, o Fator XPD varia 0,07 p.p. Vigora a partir de mar/17. É recalculado a cada ano, em função, principalmente, da performance nos indicadores de qualidade DEC e FEC 7

8 No caso do repasse regulatório das perdas de energia, a 4ª RTP também trouxe inovações relevantes, com impactos positivos no EBITDA da Light SESA, quando comparados aos valores repassados na 3ª RTP. O percentual perdas não técnicas passa a representar 36,06% do mercado de baixa tensão, superior ao percentual de 30,11% vigente até então 8. Já o percentual regulatório de perdas técnicas ficou em 6,34% da Carga Fio, também superior ao da 3ª RTP, de 5,40%. Ambos os percentuais, que em conjunto representam cerca de 20% da Carga Fio da Light SESA, ficarão fixos até sua próxima RTP, que ocorrerá em março de Além do recálculo dos itens associados ao serviço de distribuição e da redefinição dos percentuais de perdas regulatórias, as novas tarifas da Light SESA refletem também uma atualização dos itens da Parcela A, bem como dos componentes financeiros, totalizando 10,45%, vigente a partir de 15/03/2017, conforme detalha o gráfico abaixo. Com a assinatura do Aditivo Contratual, os processos tarifários ordinários da Light SESA passarão a ocorrer no dia 15 de março de cada ano, sendo que a próxima Revisão Tarifária Periódica ocorrerá em 15 de março de O prazo final da concessão da Light SESA permanece em 4 de junho de O aditivo contratual trouxe outras inovações relevantes ao contrato de concessão. Inclui-se nessas inovações um novo detalhamento do cálculo tarifário, no qual a parcela que fica com a distribuidora, Parcela B, passa a ser calculada a cada Reajuste Tarifário através de um componente específico, menos suscetível a variações da Parcela A. Com essas alterações, os riscos assumidos pela Light SESA ficarão mais compatíveis com sua atividade fim, a distribuição de energia elétrica, sob os quais tem maior gestão. Vale ressaltar ainda, que através desse termo aditivo, os indicadores de sustentabilidade econômico-financeira e de qualidade do serviço prestado passam a constar expressamente do contrato de concessão. Esses indicadores têm como objetivo monitorar de forma ainda mais efetiva a saúde econômico-financeira da concessão, bem como garantir uma prestação de serviço com qualidade adequada ao consumidor final. Os critérios de eficiência com relação à qualidade do serviço prestado pela distribuidora serão mensurados por metas de duração e frequência médias das interrupções do serviço público de distribuição de energia elétrica - DECi e FECi, respectivamente cujos limites internos seguem abaixo: 8 Na 3ª RTP, o repasse das perdas não técnicas da Light SESA foi flexibilizado. Tal flexibilização determinou, dentre outras questões, que o repasse poderia alcançar o patamar de 40,41% do mercado de baixa tensão, sendo que a diferença entre esse percentual e o percentual resultante da metodologia vigente à época (que estabelecia valores próximos a 30% de 2013 a 2018) deveria ser registrada em conta específica de Obrigações Especiais, sem impactos no EBITDA da concessionária. 8

9 DECi (horas) ,8 8,23 8,14 8,02 7,84 FECi (interrupções) ,01 5,72 5,43 5,15 4,86 Já os critérios de eficiência com relação à sustentabilidade econômico-financeira serão mensurados por meio dos indicadores abaixo apresentados 9 : (i) 2018: {Dívida Líquida /[LAJIDA 10 (-) QRR 11 ]} 1 /(0,8* SELIC) (ii) 2019 em diante: {Dívida Líquida /[LAJIDA(-) QRR ]} 1 /(1,11* SELIC) Por fim, através do novo Aditivo, a distribuidora se compromete a manter seus níveis de governança e transparência alinhados às melhores práticas e à sua condição de prestadora de serviço público. No caso da Light SESA, como a holding Light SA já está listada no segmento de Novo Mercado da BOVESPA, que é o nível mais alto em termos de governança corporativa, não se esperam impactos relevantes para Companhia. 9 Limites menos restritivos do que os atuais covenants financeiros da empresa 10 Calculado conforme metodologia da ANEEL 11 A QRR reflete a depreciação regulatória. 9

10 2.2. Desempenho Operacional Destaques Operacionais 4T16 4T15 Var. % Nº de Consumidores (Mil) ,7% Nº de Empregados ,0% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh ,6% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (s/ impostos) ,2% Custo médio de contratos bilaterais¹ - R$/MWh 169,6 184,5-8,1% Custo médio de compra de energia com SPOT ² - R$/MWh 169,6 199,3-14,9% ¹Não inclui compra no spot e risco hidrológico ²Inclui Risco hidrológico Mercado 10

11 Mercado Total Faturado(GWh) 4T16 +0,6% ,8% +9,1% ,3% ,3% ,0% T15 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL Livre Cativo Mercado Total Faturado(GWh) ,3% ,3% +0,8% -2,2% ,7% ,3% RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL Livre Cativo 11

12 Neste trimestre, houve um aumento de 0,6% no Mercado Total Faturado em relação ao mesmo período do ano anterior, influenciado principalmente pelo aumento de 9,1% na classe Residencial, a despeito da queda de 0,9 C na temperatura média no 4T16. Este aumento na classe residencial foi devido ao expressivo faturamento de energia recuperada ( REN ), fruto da nova estratégia de combate às perdas. Desconsiderando esse efeito da REN, haveria uma queda de 7,1% nessa classe em relação ao mesmo trimestre do ano passado. No 4T16 foram recuperados em todas as classes 382,9 GWh ante 90,3 GWh no 4T15 (variação de +324%). No ano de 2016, foram 683 GWh vs 256 GWh em 2015 (variação de +166%). A redução nos demais segmentos deve-se basicamente à queda na temperatura média e desaquecimento da economia. 12

13 Balanço Energético 2016 BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a dezembro de 2016 PROINFA 1,8% Residencial 533, ,1 ITAIPU Energia Industrial 17,3% (CCEE) Faturada Cativos 1.059, ,9 Carga Própria ,1 Light Comercial LEILÕES E.Requerida , ,7 34,4% (CCEE) (CCEE) Perdas , ,5 Totais Demais 8.352, ,6 NORTE FLU (CCEE) 21,6% 6.368,4 Perdas Rede Básica (**) OUTROS(*) 532,9-7,0% (CCEE) ,2 COTAS 28,9% 8.550,0 ANGRA I E II 870,1 2,9% (*) Outros inclui Compra no Spot - Venda no Spot. (**) Inclui Perdas DIT OBS: Na Light S.A existe eliminação de venda/compra de Energia Elétrica entre as empresas. A Distribuidora encerrou o ano de 2016 com nível de sobrecontratação em 106,2%, 1,2 p.p. acima do limite regulatório de 105%, basicamente em função da Carga Própria de 2016 ter ficado aquém das expectativas quando da contratação de energia em anos anteriores. Essa sobrecontratação acima de 105% levou a Companhia a provisionar R$ 29,5 milhões na CVA do 4T16, em função de eventual glosa da ANEEL no repasse da energia comprada. É importante ressaltar que a Agência ainda não regulamentou este tema 12, uma vez que as concessionárias de distribuição apontaram diversos fatores alheios à sua gestão que impactaram adversamente tal indicador, levando à necessidade de tratamento específico pelo órgão regulador no repasse da sobrecontratação. Assim, dependo da decisão final da ANEEL, a provisão supracitada poderá ser revertida em Balanço de Energia (GWh) 4T16 4T15 Var.% Var.% = Carga Fio ,5% ,8% - Energia medida transportada para concessionárias ,2% ,3% - Energia medida transportada para clientes livres ,5% ,7% = Carga Própria ,1% ,7% - Energia Faturada (Cativo) ,8% ,3% Mercado Baixa Tensão ,8% ,0% Mercado Média e Alta Tensão ,6% ,2% = Perdas Totais ,9% ,7% 12 Discutido no Processo / , Requerimentos Administrativos interpostos por distribuidoras de energia elétrica, com vistas à consideração pela ANEEL de sobrecontratação involuntária, decorrente de participação dos agentes em Leilão de Energia Existente e de migração de consumidores para o Ambiente de Contratação Livre ACL. 13

14 Perdas de Energia Elétrica As perdas totais dos últimos 12 meses encerrados em dez/16 somaram GWh, representando 22,54% sobre a carga fio, queda de 0,85 p.p. em relação ao resultado em set/16. Vale ressaltar, que esse nível atual de perdas totais está 2,6 p.p. acima do novo patamar regulatório equivalente a 19,9% da carga fio, estabelecido pela Aneel no processo de Revisão Tarifária (a diferença em relação ao patamar regulatório vigente até então, de 16,5%, foi de 6 p.p. da carga fio, com impacto sobre o EBITDA da Companhia). No 4T16, o Programa de Perdas combateu 497,6 GWh em relação ao 3T16 sendo 382,9 GWh referentes à recuperação de energia (REN), 78,7 GWh à incorporação de energia (IEN) e 36,0 GWh à redução de carga superando a perda incremental de 151,6 GWh. É importante mencionar o expressivo aumento do volume de REN, fruto da nova estratégia de combate às perdas com foco nas Áreas Possíveis onde a Light consegue atuar que representam 90% da carga fio e 51% das perdas. A tendência, a partir de agora, é que com a evolução do programa de combate às perdas, o volume de REN seja gradualmente substituído pelo consumo incremental incorporado à base de faturamento (ou seja, a Energia Incorporada IEN). 14

15 Em 2016, a estratégia de combate às perdas não-técnicas foi remodelada. Considerando as condições macroeconômicas, o novo diagnóstico das causas e a localização das perdas, intensificou-se a atuação em bairros de média e alta rendas, por meio de medidas de gestão que visam a recuperação e incorporação de maiores volumes de energia por cliente, aliado a um menor gasto por MWh combatido, que caiu 36,2% em relação a 2015 (vide gráfico). Conforme os gráficos abaixo, é possível evidenciar a trajetória de queda nas perdas das Áreas Possíveis, que atingiram 15,8% da carga fio no 4T16 (vs. 16,7% no 3T16). Já nas Áreas de Risco, as perdas aumentaram para 82,8% (vs. 81,9% no 3T16),. Dentre as principais ações do Programa de Perdas Não-Técnicas, destacam-se: Operativos: Os Operativos concentram-se nas Áreas Possíveis e em clientes selecionados pelo Centro de Inteligência da Light. Intensificamos essas ações, que agora ocorrem mais de uma vez por semana, envolvendo cerca 15

16 de 700 profissionais, que compõem as equipes de campo com o apoio de advogados e das Polícias Civil e Militar, incluindo as delegacias de bairro. Área de Perda Zero (APZ): Atualmente, o projeto de APZs abrange 850 mil clientes, com 39 APZs em operação. Nas APZs em que a atuação da Light é regular, a média das perdas não-técnicas/carga fio em 2016 foi de 13,7%, comparado a 49,0% antes do início da atuação da Light. A Companhia continua intensificando suas ações e a gestão das APZs, e como resultado foram recuperados 185 GWh neste trimestre, apresentando um aumento de 145,1% frente ao trimestre anterior. Além desta ação, a Light manteve o processo de instalação de medidores eletrônicos, porém, em ritmo menor em relação ao que vinha sendo praticado conforme demonstra o gráfico abaixo. Número de Normalizações 4T16 4T15 Var. % Var. % = Total ,6% ,2% - Alta/Média tensão ,0% ,4% - Baixa tensão ,8% ,8% BT direto ,5% ,7% BT indireto ,4% ,1% MCV (200A)

17 Arrecadação O índice de arrecadação atingiu 92,1% no 4T16 (-1,1 p.p. vs. 4T15) e 96,3% em 2016 (+1,6 p.p. vs. 2015). A queda nas taxas de arrecadação está concentrada basicamente no segmento do Varejo e reflete o aumento do faturamento de REN. O aumento do faturamento de REN, por um lado, impacta negativamente o índice de arrecadação global, já que grande parte deste pagamento é parcelado, porém, em contrapartida, aumenta o faturamento e a arrecadação bruta global. Desconsiderando o efeito da REN, a taxa de arrecadação do segmento do Varejo seria de 98,2% no trimestre e 99,2% no ano. No total para a Light, sem o efeito da REN, a taxa seria de 99,0% no trimestre e 99,1% no ano. Importante ressaltar os crescimentos de 17,1 p.p. e 2,0 p.p. na arrecadação dos segmentos de Poder Público e Grandes Clientes no 4T16 que, quando comparado ao mesmo trimestre do ano anterior, evidenciam um maior rigor nas ações de cobrança e negociações feitas com clientes de todos os segmentos. 17

18 No segmento Poder Público, desde o último trimestre, parte das faturas de 2015 de uma concessionária de serviço público que correspondem ao montante de R$ 38,9 milhões (em 12 meses) foi assumida pelo Governo Estadual, via compensação de ICMS. O decreto para regulamentar a lei foi publicado em 30/jun/16 e orientou a assinatura de um Termo de Acordo, trâmite que foi finalizado e permitiu o início da compensação a partir de setembro de O restante da dívida de 2015 deste cliente, no valor de R$ 48,7 milhões, foi parcelado em 36 vezes, com juros, e vem sendo recebido através de parcelas mensais no montante de R$ 1,6 milhão desde jun/16. Este mesmo cliente, em dez/16, já havia acumulado uma dívida adicional no valor de R$ 46,0 milhões. Em relação à dívida do Governo Estadual (débitos em aberto referentes ao período de jan/15 a abr/16, no valor de R$ 153,2 milhões), há um decreto que permite a compensação com ICMS que foi publicado e regulamentado pela Secretaria da Fazenda do Rio de Janeiro. O montante total da dívida será compensado em até 29 meses, sendo que já houve a compensação da primeira parcela de aproximadamente R$ 5,3 milhões no mês de ago/16. O valor da dívida acumulada com o Estado até dez/16 era de R$ 99,8 milhões. Em ambos os casos, a empresa vem envidando esforços com ações de cobrança e negociando valores de dívidas acumuladas. 18

19 Qualidade Operacional O DEC 12 meses findos em Dez/16 foi de 11,70 horas, representando uma melhora de 7,2% com relação ao mesmo período do ano anterior. O FEC do 4T16 alcançou 6,48 vezes, em linha com o nível do 4T15. Esse bom desempenho é reflexo da continuidade das ações de manutenção preventiva, da assertividade no direcionamento das ações e do aprimoramento na gestão do trabalho de campo. Rede de Distribuição Aérea Var.% Inspeções/manutenções em circuitos MT ,4% Substituição de transformadores ,9% Podas de árvores ,8% O resultado do DEC de 2016 já está abaixo do limite superior pactuado com a Aneel no âmbito do Plano de Resultados (11,99 horas), que também serviu de base para definição das novas metas referentes ao período de 2018 a 2022 apresentadas no 5º Termo Aditivo do Contrato de Concessão. Tal resultado reforça nossa confiança no cumprimento dessas metas através do plano de investimentos dimensionado para tal desafio, aliado à um gerenciamento eficiente dos recursos e coerência com o novo equilíbrio econômico-financeiro pós revisão tarifária. 19

20 2.3. Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Receita Operacional Líquida 1.949, ,4-14,5% 7.768, ,4-14,4% Despesa Operacional (1.715,9) (2.127,8) -19,4% (7.327,0) (8.331,5) -12,1% EBITDA Ajustado 344,3 256,6 34,2% 874, ,3-23,7% Resultado Financeiro (221,1) (145,2) 52,3% (664,5) (757,4) -12,3% Resultado Não Operacional (19,5) (13,7) 42,8% (53,1) (50,8) 4,4% Resultado antes do IR e CS (7,1) (6,3) 12,2% (276,6) (60,3) 358,7% IR/CSLL 1,0 2,7-62,4% 91,7 21,1 334,1% Lucro/Prejuízo Líquido (6,1) (3,6) 67,3% (184,8) (39,2) 372,0% Margem EBITDA 17,7% 11,3% 6,4 p.p. 11,3% 12,6% -1,3 p.p. Obs: Não considera Receita/Custo de Construção Receita Líquida 13 A Receita Líquida, desconsiderando receita de construção, apresentou uma redução de 14,5% no trimestre. O volume de Energia Vendida apresentou queda de -1,3%, impactado pelo reajuste tarifário de -12,25% (em média), homologado em 7 de novembro de 2016, e pelo efeito positivo da recuperação de energia que adicionou a esta rubrica R$ 164 milhões. Desconsiderando o impacto da energia recuperada, a redução seria de 9,8%. Os demais desvios foram relacionados à (i) redução da Energia Não faturada em 78,8%; (ii) à Receita de Curto Receita Líquida (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Energia Vendida 1.904, ,1-1,3% 8.109, ,9 8,3% Energia Não Faturada 39,2 185,5-78,8% (120,6) 205,7-158,6% Uso da Rede (TUSD) 148,9 140,0 6,3% 617,8 573,0 7,8% Curto Prazo (Spot) 22, ,9 - - Conta CCRBT/ACR 13,9 21,7-19, ,3-98,2% CVA (101,3) (141,8) -28,6% (1.048,7) (564,6) 85,7% Diversos (77,8) 145,9-153,3% 99,0 331,1-70,1% Subtotal 1.949, ,4-14,5% 7.768, ,4-14,4% Receita de Construção¹ 195,1 229,4-14,9% 889,6 936,8-5,0% Total 2.144, ,8-14,6% 8.657, ,2-13,6% ¹ 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. Prazo Spot de R$22,4 milhões, que não ocorreu no 4T15; (iii) à redução de 28,6% na conta formação líquida da CVA negativa e (iv) à piora de 153% em Diversos. A linha de Diversos contempla um ajuste negativo de R$ 155,6 milhões, realizado no 4T16, referente à diferença entre o valor novo de reposição (VNR) homologado pela Aneel e o saldo atualizado do ativo financeiro da concessão, devido a nova Base de Remuneração Regulatória homologada na Revisão Tarifária. Expurgando este 13 Em 10 de dezembro de 2014, foi assinado o quarto termo aditivo ao contrato de concessão para distribuição pela Companhia, que assegurou o direito e o dever de que os saldos remanescentes de eventual insuficiência ou ressarcimento pela tarifa ao término de concessão serão acrescentados ou abatidos do valor da indenização, o que permitiu o reconhecimento dos saldos de tais ativos e passivos regulatórios. 20

21 efeito, a Receita Líquida sem construção seria de R$ 2.104,5 milhões, apresentando uma redução de 7,7% em relação ao 4T15. Custos e Despesas Custos e Despesas (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.491,1) (1.656,7) -10,0% (5.875,9) (6.831,0) -14,0% Custos de Compra de Energia (1.469,1) (1.596,4) -8,0% (5.572,7) (6.615,4) -15,8% Custos com Encargos e Transmissão (159,9) (203,1) -21,3% (874,3) (750,7) 16,5% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 137,9 142,9-3,5% 571,0 535,2 6,7% Custos e Despesas Gerenciáveis (244,3) (484,9) -49,6% (1.504,2) (1.551,3) -3,0% PMSO (200,8) (229,7) -12,6% (806,2) (812,0) -0,7% Pessoal (81,6) (81,7) 0,0% (339,5) (298,9) 13,6% Material (5,0) (3,6) 38,2% (15,5) (13,5) 14,8% Serviço de Terceiros (120,1) (114,4) 5,0% (472,0) (439,3) 7,4% Outros 5,9 (30,1) -119,5% 20,8 (60,3) -134,5% Provisões - Contingências 102,7 (84,4) -221,8% (5,7) (137,2) -95,8% Provisões - PCLD (16,0) (53,0) -69,8% (205,6) (152,9) 34,5% Depreciação e Amortização (110,7) (104,1) 6,4% (433,6) (398,4) 8,8% Resultado Não Operacional (19,5) (13,7) 42,8% (53,1) (50,8) 4,5% Receita Não Operacional ,1 0,3 519,8% Despesa Não Operacional (19,5) (13,7) 42,8% (55,2) (51,2) 7,8% Custos Totais s/custo de Construção (1.735,4) (2.141,5) -19,0% (7.380,1) (8.382,3) -12,0% Custo de Construção (195,1) (229,4) -14,9% (889,6) (936,8) -5,0% Custos Totais (1.930,5) (2.371,0) -18,6% (8.269,7) (9.319,2) -11,3% Custos e Despesas Gerenciáveis Neste trimestre, os Custos e Despesas Operacionais Gerenciáveis, representados por Pessoal, Material, Serviços de Terceiros, Outros, Provisões, Depreciação e Resultado Não Operacional, totalizaram R$ 244,3 milhões, apresentando uma queda de 49,6% em comparação ao 4T15. Houve uma redução de 12,6% no PMSO em relação ao mesmo período do ano passado, principalmente devido à linha de Outros. A diferença de R$ 36,0 milhões na comparação dos trimestres, deve-se principalmente à uma provisão realizada no 4T15 no valor de R$ 24 milhões referente às perdas de adiantamento a fornecedor. Houve ainda uma reclassificação da receita de multas cobradas por atraso no pagamento de contas de energia, que agora está incluída na linha de Outros. No ano de 2016, as multas somaram R$ 22,7 milhões, enquanto que em 2015, o montante total foi de R$ 21,5 milhões. É importante ressaltar que a linha de Pessoal no último trimestre apresentou efeito não recorrente de R$6 milhões, montante este referente aos custos associados às medidas de redução do quadro de funcionários. Incluindo, mas não se limitando, o PDV Programa de Demissão Voluntária. Caso desconsiderássemos estes efeitos, não recorrentes, a linha de Pessoal apresentaria uma queda de 7,4% em relação ao mesmo período do ano anterior. 21

22 Ocorreram também outras importantes variações nas rubricas: Queda de 221,8% em Provisões Contingências, representando R$ 187,1 milhões. Esta redução é decorrente da reversão da provisão em R$ 144,8 milhões, referente a um processo até então tido como perda provável. Dada a evolução processual favorável, os assessores jurídicos e tributaristas reavaliaram sua probabilidade de perda, alterando seu prognóstico para possível. Essa discussão refere-se à aplicabilidade da Lei Estadual nº 3.188/99, que restringia a apropriação dos créditos de ICMS incidentes nas aquisições de bens destinados ao ativo imobilizado, sendo exigido que o crédito fosse diferido em parcelas, porém esta restrição não era prevista na Lei Complementar nº 87/96, relacionada ao aproveitamento do crédito de ICMS na aquisição de bens de capital e uso de consumo. No 4T15, foi provisionado o montante de R$ 46,2 milhões relativo a um auto de infração sobre créditos homologados de ICMS. Redução de 69,8% em Provisões PCLD, devido ao sucesso nas ações de parcelamento e cobrança em todos os segmentos realizadas ao longo do 4T16. Custos e Despesas Não Gerenciáveis Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Custos de Compra de Energia (1.469,1) (1.596,4) -8,0% (5.572,7) (6.615,4) -15,8% Itaipu (227,6) (395,2) -42,4% (987,5) (1.427,8) -30,8% UTE Norte Fluminense (390,2) (382,7) 2,0% (1.676,8) (1.301,2) 28,9% Energia de Curto Prazo (Spot) (69,5) (148,8) -53,3% (38,8) (1.013,9) -96,2% Risco Hidrológico (25,4) (126,3) -79,9% (22,7) (434,3) -94,8% Exposição das Cotas Demais (44,1) (22,5) 96,2% (16,1) (579,5) -97,2% Leilão de energia (781,8) (669,8) 16,7% (2.869,6) (2.872,6) -0,1% Contratos por Disponibilidade (289,3) (290,9) -0,6% (1.076,1) (1.295,0) -16,9% CCEARs (319,6) (279,3) 14,4% (1.194,6) (1.022,2) 16,9% Demais (172,9) (99,5) 73,8% (598,8) (555,5) 7,8% Custos com Encargos e Transmissão (159,9) (203,1) -21,3% (874,3) (750,7) 16,5% Encargos Serviços do Sistema - ESS (12,5) (87,8) -85,8% (302,1) (253,3) 19,3% Transporte de Energia (91,2) (74,5) 22,5% (346,5) (336,1) 3,1% Outros Encargos (56,3) (40,8) 37,9% (225,7) (161,4) 39,8% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 137,9 142,9-3,5% 571,0 535,2 6,7% Total (1.491,1) (1.656,7) -10,0% (5.875,9) (6.831,0) -14,0% Os Custos e Despesas Não Gerenciáveis no 4T16 foram 10% menores que o mesmo período do ano passado. Dentre os principais desvios, destacamos: (i) recuo de 42,4% na despesa de Itaipu em razão da queda de 32,27% na tarifa com vigência a partir de jan/16 e da valorização cambial no 4T16; (ii) queda de 53,3% nas compras no spot em função de menor despesa com Risco Hidrológico; e (iii) aumento de 16,7% na linha de Leilão de Energia, principalmente devido ao acréscimo de energia adquirida nos leilões de Belo Monte e A-1, e pela influência do 22

23 reajuste anual de preços. Vale ressaltar que cerca de 40% dos Custos Não Gerenciáveis da distribuidora são influenciados indiretamente pelo câmbio, que impacta as tarifas de Itaipu e Norte Fluminense 14. Os custos com Encargos e Transmissão foram 21,3% menores, redução essa decorrente de um menor despacho térmico no 4T16. O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 169,6/MWh, 8,1% abaixo do 4T15. Neste trimestre não houve compra de energia no spot. Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A (CVA) Conforme Nota Técnica nº 359/2016 SGT/Aneel, o valor de CVA e itens financeiros homologados no reajuste tarifário da Light, em 07 de novembro de 2016, foi de R$ 436,4 milhões negativos. Considerando ainda que a CVA incorpora uma projeção de Selic para os 12 meses subsequentes, realizada pela Aneel, de R$ 37,3 milhões positivos, o valor total de CVA e itens financeiros homologados na data base do reajuste tarifário foi de R$ 473,8 milhões negativos. Entre a data de corte da CVA e itens financeiros homologados no reajuste tarifário e 31 de dezembro de 2016 houve constituição no montante de R$ 92,5 milhões e amortização de R$ 86,0 milhões, finalizando 2016 com um saldo de CVA de R$ 480,3 milhões a devolver. A abertura da CVA por natureza pode ser encontrada no Anexo V. Abertura da CVA R$ Milhões 07/11/2016 Até 30/12/2016 Saldo da CVA homologado pela Aneel em 07/11/2016 (473,8) - Amortização da CVA homologada pela Aneel (a partir de 07/11/2016) - 86,0 Constituição de CVA para próximos Reajustes Tarifários - (92,5) Saldo Final da CVA (473,8) (480,3) Composição do saldo da CVA (R$ Milhões) Incorporado na tarifa a ser recebido em 14/03/2018 (387,8) Formação até 31/12/2016 (92,5) Saldo (480,3) Ativos e Passivos Regulatórios (R$ MM) dez/16 set/16 jun/16 mar/16 dez/15 TOTAL ATIVO 776,1 390,3 717, , ,8 TOTAL PASSIVO (1.256,3) (710,4) (966,9) (1.173,1) (1.209,0) TOTAL LÍQUIDO (480,3) (320,1) (249,0) 1,2 559,9 Variação Líquida (trimestre) (160,1) (71,1) (250,2) (558,7) (118,9) Variação Líquida (acumulada no ano) (481,5) (880,0) (808,9) (558,7) (259,7) 14 A fórmula paramétrica de reajuste da tarifa da UTE Norte Fluminense é dada por: preço do gás (54%), variação cambial (21%) e IGP-M (25%). O preço do gás, que é importado, tem influência direta do câmbio. 23

24 EBITDA Ajustado O EBITDA da Distribuidora foi de R$ 344,3 milhões, um aumento de 34,2% em relação ao mesmo período do ano anterior. Esta melhora do EBITDA foi devida à redução de: (i) glosa de perdas no trimestre; (ii) 221,8% em Provisões em Contigências e 69,8% em Provisões PCLD mencionadas anteriormente; e (iii) 12,6% no PMSO. Efeitos não recorrentes - EBITDA Ajustado (R$ milhões) 4T16 4T15 Var.% Var.% EBITDA Ajustado 344,3 256,6 34,2% 874, ,3-23,7% Ajuste Provisões - Contigências (144,8) 46,2 (144,8) 46,2 Ajuste Valor justo do ativo indenizável da concessão 155,6-155,6 - EBITDA Ajustado considerando Efeitos não recorrentes 354,6 302,8 17,1% 884, ,5-25,8% Desconsiderando os efeitos não recorrentes no 4T16, tais como (i) a reversão de R$ 144,8 milhões nas Provisões em Contigências, (ii) o ajuste de R$ 155,6 milhões negativos relacionados à diferença entre o valor novo de reposição homologado pela Aneel e o saldo atualizado do ativo financeiro da concessão, e (iii) a provisão de R$ 46,2 milhões relativa a um auto de infração sobre créditos homologados de ICMS no 4T15, o EBITDA Ajustado seria de R$ 354,6 milhões, um aumento de 17,1% em relação ao mesmo período do ano passado. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Receitas Financeiras (33,0) 42,1-178,4% 104,2 545,4-80,9% Juros sobre Aplicações Financeiras 2,9 5,6-48,2% 25,7 33,9-24,2% Resultado Swap Líquido ,1-100,0% Acréscimo Moratório sobre débitos 10,7 8,6 23,3% 44,3 38,8 14,0% Atualização de ativos e passivos financeiros do setor (58,8) 22,9-357,0% 8,6 94,0-90,9% Outras Receitas Financeiras 12,2 5,0 142,2% 25,6 19,6 30,4% Despesas Financeiras (188,1) (187,3) -0,4% (768,7) (1.302,8) 41,0% Encargos da dívida (Moeda Nacional) (136,9) (142,2) -3,7% (544,1) (508,5) 7,0% Encargos da dívida (Moeda Estrangeira) (12,5) (14,8) -15,6% (48,2) (48,1) 0,3% Variação Monetária (5,8) (28,3) -79,5% (60,6) (81,1) -25,3% Variação Cambial (14,5) 34,8-141,6% 224,5 (497,6) -145,1% Resultado Swap Líquido (13,6) (5,9) 130,5% (327,2) - - Variação Cambial Itaipu 0,1 12,6-99,2% 73,4 (65,8) - Atualização de provisões para contingências 7,0 1,5 357,3% (9,9) (9,6) 2,9% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (4,2) (2,9) 45,7% (12,6) (12,1) 3,9% Juros sobre Tributos (8,7) (0,2) 4250,0% (20,9) (3,9) 440,0% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) (3,4) (4,1) -15,3% (15,1) (15,9) -4,8% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) 5,4 (35,8) -115,1% (22,9) (55,3) -58,6% Braslight (1,0) (2,2) -56,7% (5,1) (5,0) 3,6% Total (221,1) (145,2) -52,3% (664,5) (757,4) 12,3% O resultado financeiro foi negativo em R$ 221,1 milhões no 4T16, ante R$ 145,2 milhões negativos no 4T15. A piora de 52,3% é explicada pela Receita de R$ 33,0 milhões negativos no 4T16 ante R$ 42,1 milhões positivos no 4T15, e está relacionada à queda de R$ 81,7 milhões decorrentes da atualização da CVA e do impacto da variação cambial na dívida. 24

25 Resultado Líquido A distribuidora apresentou um prejuízo de R$ 6,1 milhões, uma piora de R$ 2,5 milhões em relação ao 4T15. O incremento no EBITDA de 34,2% foi neutralizado pela piora do resultado financeiro em 52%. Se ajustarmos o Resultado pelos fatores não recorrentes, líquidos de impostos, a Light SESA apresentaria um lucro de R$ 1 milhão no 4T16. Efeitos não recorrentes - EBITDA Ajustado (R$ milhões) 4T16 4T15 Var.% Var.% Resultado Líquido (6,1) (3,6) 67,3% (184,8) (39,2) 372,0% Ajustes EBITDA líquido de impostos 7,1 30,5 7,1 30,5 Resultado Líquido Ajustado considerando Efeitos não recorrentes 1,0 26,8-96,2% (177,7) (8,7) -1950,5% 25

26 3. Geração - Light Energia Destaques Operacionais 4T16 4T15 Var. % Nº de Empregados ,3% Capacidade Instalada de Geração (MW)* ,2% Garantia Física (MWmédio)* ,0% Perdas internas e Bombeamento (MWmédio) ,2% Energia disponível (MWmédio)* ,9% Geração Líquida (GWh) ,0% *Inclui participação proporcional nas coligadas 3.1. Desempenho Operacional Venda de Energia No 4T16, a venda de energia no Ambiente de Contratação Livre ( ACL ) cresceu 8,5% em relação ao mesmo trimestre do ano anterior, justificada principalmente por: (i) estratégia de sazonalização e aumento de volume dos contratos existentes, e (ii) a venda do hedge hidrológico no mês de dezembro, fato que não ocorreu ao longo de Venda de Energia (GWh) 4T16 4T15 % % Venda no Ambiente de Contratação Livre 1.131, ,8 8,5% 4.669, ,0 8,8% Spot(CCEE) (73,3) (52,1) -40,7% (442,9) (189,1) -134,2% Total 1.058,4 990,8 6,8% 4.227, ,9 3,0% A média do GSF do 4T16 foi 87,7%, 4,7 p.p. abaixo da média no mesmo período de 2015, de 92,5%. 26

27 3.2. Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Receita Operacional Líquida 167,3 131,3 27,4% 627,7 567,9 10,5% Despesa Operacional (63,5) (43,6) 45,6% (230,2) (253,7) 9,3% EBITDA Ajustado 117,3 101,6 15,4% 453,0 369,6 22,6% Resultado Financeiro (41,0) 1,3-3359,6% (152,6) (112,7) -35,4% Resultado Não Operacional (3,7) (0,2) - (4,2) 0,1-5607,5% Resultado antes do IR e CS 59,1 88,8-33,5% 240,8 201,6-19,4% IR/CSLL (20,3) (29,6) -31,5% (82,0) (68,4) -19,8% Equivalência Patrimonial (224,2) (142,8) -57,0% (332,8) (117,8) -182,4% Lucro/Prejuízo Líquido (185,4) (83,6) -121,8% (173,9) 15,3-1234,3% Margem EBITDA 70,1% 77,4% -7,3 p.p. 72,2% 65,1% 7,1 p.p. Receita Líquida Receita Líquida (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Venda Geração (ACL) 152,5 129,6 17,7% 606,4 508,9 19,2% Curto Prazo 12,7 0,0-12,7 50,9-75,0% Diversos 2,1 1,8 16,7% 8,6 8,2 4,9% Total 167,3 131,3 27,4% 627,7 567,9 10,5% Neste trimestre houve um aumento de R$ 36,0 milhões na Receita Líquida em comparação ao mesmo período no ano anterior. Este acréscimo na receita é principalmente devido ao aumento de volume dos contratos existentes no ACL e a venda do hedge hidrológico neste ano. Somente no 4T16 ocorreu venda de energia no spot, o que gerou uma receita de R$ 12,7 milhões. O preço médio de venda praticado para a comercializadora do grupo (ACL), foi de R$ 134,8/MWh no 4T16, 8,5% acima do preço de R$ 124,2/MWh no 4T15. Custos e Despesas Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Pessoal (5,4) (5,1) 4,6% (25,3) (24,2) 4,5% Material e Serviço de Terceiros (4,6) (5,9) -22,5% (19,4) (19,2) 0,6% CUSD / CUST / Energia Comprada (37,7) (16,7) 125,5% (123,3) (146,7) -15,9% Depreciação (13,5) (13,9) -3,0% (55,4) (55,4) 0,2% Resultado Não Operacional (3,7) (0,2) - (4,2) 0,1-5607,5% Outras (inclui provisões) (2,4) (1,9) 21,7% (6,7) (8,2) -18,2% Total (67,2) (43,8) 53,6% (234,4) (253,6) -7,6% O aumento de 53,6% no total de Custos e Despesas no 4T16 ocorreu devido ao aumento de 125,5% na linha de Compra de Energia, em função de (i) necessidade de recomposição de lastro da PCH Lajes, cuja entrada em operação foi postergada para o segundo semetre de 2017; e (ii) provisionamento dos montantes devidos referentes ao GSF mesmo com a liminar ainda vigente. 27

28 EBITDA Ajustado O EBITDA da Geradora foi de R$ 117,3 milhões, incremento de 15,4% em relação ao 4T15, em função do aumento de energia vendida no ACL no trimeste, assim como ocorreu ao longo de 2016, devido ao maior volume de contratos existentes neste ano. Outro fator que impactou positivamente foi a venda do hedge hidrológico, fato que não ocorreu em Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Receitas Financeiras 6,8 11,1-38,9% 27,7 189,0-85,4% Juros sobre Aplicações Financeiras 1,0 5,1-81,1% 15,2 16,4-7,5% Resultado Swap Líquido - 0, ,5 - Acréscimo Moratório / Multas sobre débitos 0,0 0,0-0,0 0,0 - Encargos Repasse Financiamento (moeda nacional) 5,3 3,9 36,7% 10,9 8,7 24,1% Outras Receitas Financeiras 0,5 2,2-76,4% 1,6 2,3-28,5% Despesas Financeiras (47,8) (9,9) -383,5% (180,2) (301,7) 40,3% Encargos da dívida (Moeda Nacional) (23,6) (17,5) 34,7% (73,8) (66,8) 10,4% Encargos da dívida (Moeda Estrangeira) (5,3) (5,4) -2,5% (20,7) (18,4) 12,8% Variação Cambial 4,5 21,0-78,5% 119,1 (209,8) -156,7% Resultado Swap Líquido (16,7) (3,3) 406,1% (171,9) 0,0 - Atualização de provisões para contingências (0,0) (0,0) -20,0% (0,1) (0,1) 129,5% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (0,2) (0,2) 17,4% (0,9) (0,8) 19,4% Juros sobre Tributos (0,3) (0,0) - (0,8) (0,3) 163,7% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (6,1) (4,3) 42,3% (30,7) (5,3) 484,6% Braslight (0,1) (0,1) 0,0% (0,3) (0,3) 3,8% Total (41,0) 1,3-3359,6% (152,6) (112,7) -35,4% O Resultado Financeiro da Light Energia foi de R$ 41 milhões negativos no 4T16, decorrente principalmente pelo maior encargo de dívida, tanto em moeda nacional, quanto em moeda estrangeira (líquida de swap), impactado pelo aumento no custo e volume de endividamento. Resultado Líquido LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO (R$MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Resultado Light Energia (sem Participações) 38,8 59,2-34,5% 158,8 133,2 19,2% Guanhães - Equivalência Patrimonial (88,8) (99,3) 10,6% (98,9) (74,9) -32,1% Renova Energia - Equivalência Patrimonial (135,4) (43,5) -211,4% (233,8) (42,9) -444,5% Lucro/Prejuízo Líquido (185,4) (83,6) -121,8% (173,9) 15,3-1234,3% A Light Energia apresentou um prejuízo líquido de R$ 185,4 milhões no 4T16, uma queda de 121,8% em relação ao mesmo período do ano anterior. Essa piora, a despeito do incremento no EBITDA, se deve principalmente ao 28

29 reconhecimento de impairment que afetou o resultado de Equivalência Patrimonial de Guanhães 15 (-R$ 88,8 milhões) e Renova (-R$ 135,4 milhões). Expurgando os efeitos da equivalência patrimonial dessas participações no resultado, a Light Energia apresentaria um lucro de R$ 38,8 milhões no 4T16 e R$158,8 milhões no ano. 15 No caso de Renova, do resultado de equivalência de R$135,4 milhões, podemos destacar: (i) R$70,4 milhões referem-se ao prejuízo da Renova, dos quais R$41,1 milhões foram em função da provisão para impairment nos projetos Alto Sertão III e Zeus; e (ii) R$65 milhões referem-se à baixa do ágio (mais valia da concessão) constituído quando da aquisição da participação pela Light Energia em Já no caso de Guanhães, dos R$89 milhões de resultado de equivalência, R$85 milhões advém da provisão para impairment feita pela Light e os R$4 milhões restantes vem do próprio prejuízo no exercício da Guanhães. 29

30 4. Comercialização - Light Com 4.1. Desempenho Operacional Destaques Operacionais 4T16 4T15 Var. % Var.% Volume Comercializado - GWh ,1% ,7% Preço Médio de Venda (Líquido de Impostos) - R$/MWh 173,2 159,0 9,0% 166,5 161,1 3,3% 4.2. Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Receita Operacional Líquida 248,5 198,0 25,5% 951,4 816,8 16,5% Revenda 248,3 197,8 25,5% 950,8 816,2 16,5% Serviços 0,1 0,1 0,7% 0,6 0,5 17,2% Despesas Operacionais (214,9) (173,7) 23,7% (824,9) (702,6) 17,4% Pessoal (0,7) (0,6) 17,0% (2,8) (2,5) 12,3% Material e Serviço de Terceiro (0,1) (0,3) -63,8% (0,5) (0,6) -22,2% Outros 0,1 (0,9) -114,7% (0,4) (1,9) -80,5% Energia Comprada (213,5) (172,0) 24,1% (820,6) (697,6) 17,6% Provisões PCLD (0,7) - - (0,7) - - EBITDA Ajustado 33,6 24,3 38,5% 126,5 114,2 10,8% Margem EBITDA 13,5% 12,3% 1,3 p.p. 13,3% 14,0% -0,7 p.p. Resultado Financeiro 0,7 1,8-62,6% 3,6 6,8-46,7% Receita Financeira 0,7 2,0-67,0% 4,1 7,2-43,8% Despesa Financeira (0,0) (0,3) -96,2% (0,4) (0,4) 2,8% Resultado antes do IR e CS 34,2 26,0 31,6% 130,1 121,0 7,6% Lucro/Prejuízo Líquido 22,7 17,9 27,3% 86,4 80,9 6,8% No trimestre, houve um aumento de 25,5% na receita líquida em comparação ao 4T15, devido principalmente aos seguintes fatores: (i) novos clientes, grande parte associada a migração do mercado cativo para o livre; (ii) início de um contrato de energia incentivada (33 MW médios) e (iii) venda do hedge hidrológico no mês de dezembro. O preço médio de venda, líquido de impostos, atingiu R$ 173,24/MWh, ante R$ 158,97/MWh. O EBITDA da Comercializadora aumentou em 38,5%, em função do maior volume comercializado e da elevação das margens alcançadas nas operações. 30

31 5. Serviços - Light ESCO 5.1. Desempenho Operacional O portfólio de projetos da Light ESCO com O&M no 4T16 totalizou dez instalações, sendo uma industrial e nove comerciais. Oito dessas instalações estão localizadas no Rio de Janeiro, uma em São Paulo e uma no Rio Grande do Sul Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$ MM) 4T16 4T15 Var.% Var.% Receita Operacional Líquida 15,1 16,5-8,4% 59,9 53,2 12,4% Revenda 6,6 3,7 78,8% 22,1 16,9 31,0% Serviços 8,6 12,8-33,3% 37,8 36,4 3,8% Despesas Operacionais (16,8) (17,2) -2,3% (81,2) (62,7) 29,5% Pessoal (1,4) (1,7) -19,8% (6,1) (7,2) -15,2% Material e Serviço de Terceiro (12,2) (18,0) -32,3% (43,0) (48,7) -11,7% Outros (0,5) (0,2) 136,8% (11,4) (1,1) 955,6% Depreciação (1,4) (1,4) -0,1% (5,8) (5,6) 3,2% Provisões PCLD (0,5) (0,3) - (10,8) (0,3) - Energia Comprada (0,8) 4,5-117,2% (4,2) 0, ,6% EBITDA Ajustado (0,2) 0,8-127,8% (15,6) (3,9) 298,8% Margem EBITDA -1,4% 4,7% -6,2 p.p. -26,1% -7,4% -18,7 p.p. Resultado Financeiro 1,9 5,2-64,3% 15,1 6,9 118,7% Receita Financeira 3,1 6,8-53,8% 21,8 12,6 73,3% Despesa Financeira (1,3) (1,5) -17,7% (6,7) (5,7) 17,8% Resultado Não Operacional (18,2) 0,7-2701,0% (21,6) 0,7-3184,0% Lucro/Prejuízo Líquido (19,3) 3,5-653,4% (23,6) (0,4) 5286,1% O EBITDA no 4T16 foi de - R$ 0,2 milhões, contra R$ 0,8 milhões no 4T15, em função da menor receita com serviços neste trimestre, linha que apresentou uma redução de 33,3% em relação ao mesmo período do ano anterior. O resultado do período foi um prejuízo de R$ 19,3 milhões, o que representa uma piora de R$ -15,8 milhões em relação ao 4T15, principalmente devido ao reconhecimento de impairment em um dos projetos contabilizados no Resultado Não Operacional, no valor de R$ 18,2 milhões negativos. 31

32 6. Endividamento Consolidado R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Light SESA 1.315,0 88,7% 4.686,8 316,0% 6.001,8 404,7% Moeda Nacional 775,1 52,3% 4.134,2 278,8% 4.909,2 331,0% Debêntures 8a. Emissão 43,3 2,9% 352,5 23,8% 395,8 26,7% Debêntures 9a. Emissão - Série A 17,9 1,2% 1.000,0 67,4% 1.017,9 68,6% Debêntures 9a. Emissão - Série B 5,5 0,4% 773,3 52,1% 778,7 52,5% Debêntures 10a. Emissão 16,0 1,1% 750,0 50,6% 766,0 51,7% Debêntures 11a. Emissão 88,6 6,0% 43,8 2,9% 132,4 8,9% Eletrobras 1,3 0,1% 2,1 0,1% 3,3 0,2% CCB Bradesco 63,7 4,3% 119,9 8,1% 183,6 12,4% CCB CEF 50,8 3,4% 25,0 1,7% 75,8 5,1% CCB Banco do Brasil 157,8 10,6% - 0,0% 157,8 10,6% BNDES (CAPEX) 285,4 19,2% 704,7 47,5% 990,1 66,8% BNDES Olimpíadas 19,7 1,3% 69,3 4,7% 89,0 6,0% 3ª Nota Promissória - 0,0% - 0,0% 0,0 0,0% Conta Garantida - CEF 1,4 0,1% 99,8 6,7% 101,3 6,8% FINEP - Inovação e Pesquisa 23,4 1,6% 102,4 6,9% 125,8 8,5% Mútuo - Light Energia 10,9 1,1% 120,0 11,8% 130,9 12,8% Outros (10,7) -0,7% (28,6) -1,9% (39,3) -2,7% Moeda Estrangeira 539,9 36,4% 552,6 37,3% 1.092,6 73,7% Tesouro Nacional 1,3 0,1% 34,7 2,3% 35,9 2,4% Merril Lynch 0,0 0,0% 0,0 0,0% 0,0 0,0% BNP 80,6 5,4% 0,0 0,0% 80,6 5,4% Citibank 218,9 14,8% 434,5 29,3% 653,5 44,1% Bank Tokyo - Mitsubishi 85,8 5,8% 0,0 0,0% 85,8 5,8% Itaú 8,2 0,6% 0,0 0,0% 8,2 0,6% Santander 102,1 6,9% 0,0 0,0% 102,1 6,9% China Construction Bank 43,1 2,9% 83,4 5,6% 126,6 8,5% Light Energia 627,6 42,3% 391,2 26,4% 1.018,8 68,7% Moeda Nacional 366,6 24,7% 261,7 17,6% 628,3 42,4% Debêntures 2a. Emissão 123,0 8,3% 212,5 14,3% 335,5 22,6% Debêntures 3a. Emissão 2,8 0,2% 22,5 1,5% 25,3 1,7% Debêntures 4a. Emissão 90,4 6,1% - 0,0% 90,4 6,1% BNDES (CAPEX) 8,6 0,6% 3,0 0,2% 11,6 0,8% BNDES - Projeto Lajes 1,5 0,1% 26,7 1,8% 28,1 1,9% CCB BNP 143,4 9,7% 0,0 0,0% 143,4 9,7% Outros -3,0-0,2% -3,1-0,2% -6,1-0,4% Moeda Estrangeira 261,0 17,6% 129,5 8,7% 390,5 26,3% Citibank 175,4 11,8% 86,9 5,9% 262,3 17,7% BNP 0,0 0,0% 0,0 0,0% 0,0 0,0% Itaú 85,6 5,8% 42,6 2,9% 128,2 8,6% Light ESCO 13,0 0,9% 41,0 2,8% 54,0 3,6% BNDES - PROESCO (Moeda Nacional) 13,0 0,9% 41,0 2,8% 54,0 3,6% R$ MM Light SESA Light Energia Light ESCO Outros Light S.A. Light S.A. dez/16 set/16 Δ set/16 Moeda Nacional 4.909,2 628,3 54,0 (130,9) ¹ 5.460, ,6 6,4% Moeda Estrangeira 1.092,6 390,5 0, , ,3-11,1% Dívida bruta 6.001, ,8 54,0 (130,9) ¹ 6.943, ,9 2,1% Disponibilidades 569,6 71,0 9,8 31,39 ² 681,8 965,5-29,4% Operações de Swap (50,5) (40,1) - - (90,6) (158,1) -42,7% Dívida líquida 5.381,7 907,6 44, , ,4 5,8% Braslight 45,9 2, ,3 47,6 1,5% Dívida líquida para covenants 5.427,6 910,1 44, , ,9 8,7% (¹) Mútuo entre Light SESA e Light Energia (²) Disponibilidades referente às demais Companhias. 32

33 A Dívida Líquida terminou o 4T16 em R$ 6.219,7 milhões, apresentando um aumento de 8,7% em relação à set/16. Esse aumento foi devido principalmente ao crescimento do endividamento bruto em 2,1%, aliado à maior necessidade de capital de giro para a Light SESA, o que reduziu as Disponibilidades da Companhia em 29,4%. A relação Dívida Líquida/EBITDA para covenants passou de 3,85x em setembro de 2016 para 3,72x em dezembro de 2016, abaixo do limite superior, que a partir deste trimestre, voltou a ser de 3,75x. O indicador EBITDA/despesa de juros para covenants obtido em dezembro de 2016 foi de 2,35x, acima do limite inferior de 2,0x. Ratings Nacional Escala Internacional Data de Publicação Fitch A- - 06/06/2016 Standard & Poors brbbb+/bra-3-09/06/2016 Moody's Baa3.br B1 21/07/2016 Neste trimestre ocorreram as seguintes captações na Light SESA: (i) R$ 74,4 milhões referente à operação 4131 com o China Construction Bank, (ii) contrato CCB com o Bradesco no montante de R$ 180 milhões e (iii) liberação de R$ 342,3 milhões referente a subcréditos do Financiamento BNDES para CAPEX 2015/2016. Na Light Energia foram realizadas as seguintes captações: (i) contrato CCB com o BNP Paribas no valor de R$ 138,8 milhões, (ii) emissão de debêntures com os bancos BBM e Original no valor de R$ 88,7 milhões e (iii) captação de R$ 132 milhões com o Banco Itaú referente a rolagem de operação Múltiplo para efeito de covenants R$ MM dez/16 set/16 dez/15 Dívida Bruta 6.943, , ,4 + Operações de Swap (90,6) (158,1) (582,3) + Fundo de Pensão 48,3 47,6 32,0 - Disponibilidades 681,8 965,5 522,1 = Dívida Líquida para covenants (a) 6.219, , ,0 EBITDA (12 meses) 1.009,4 737, ,7 - Equivalência Patrimonial (336,4) (250,6) (121,8) - Provisões (223,5) (448,8) (292,1) - Outras Receitas/Despesas Operacionais (80,9) (50,5) (50,1) + Valor justo do ativo indenizável da concessão 20,3-0,0 = EBITDA para covenants (b) 1.670, , ,7 Juros (c) 712,4 720,5 668,0 Dívida Líquida/EBITDA para covenants (a/b) EBITDA/Juros (b/c) 3,72 3,85 4,16 2,35 2,06 2,34 33

34 7. Investimento Consolidado CAPEX (R$MM) 2016 Partic. % 2015 Partic. % Var % Distribuição 659,0 85,3% 773,9 86,7% -14,8% Reforço da rede e expansão 377,7 57,5% 403,4 52,7% -6,4% Perdas 250,7 38,0% 358,9 46,4% -30,1% Outros 30,7 4,7% 11,7 1,5% 162,4% Administração 66,5 8,6% 52,3 5,9% 27,2% Comerc./ Eficiência Energética 1,9 0,2% 10,4 1,2% -81,7% Geração 45,2 5,9% 56,3 6,3% -19,7% Total 772,6 100,0% 892,9 100,0% -13,5% Aportes 180,6-51,0-254,1% Belo Monte 99,9-41,1-143,1% Renova 52, Itaocara 2,9-9, ,7% Guanhães 25, Projeto Água Limpa 0, Total do Investimento (incluindo aportes) 953,2 943,9 1,0% O segmento de Distribuição concentrou 85,3% dos investimentos, sendo a maior parte referente ao Reforço de rede e expansão, o que inclui R$ 100,1 milhões relacionados aos investimentos à Olímpiadas. A rubrica de Perdas teve uma queda de R$108 milhões ou 30,1% em comparação ao ano de 2015, em função da nova estratégia de combate ao furto de energia, que é mais intensiva em Opex do que em Capex. Os segmentos de Comercialização/Eficiência Energética e Geração, também apresentaram quedas de R$ 11,1 milhões e R$ 8,5 milhões, respectivamente. Com isso, o volume total investido pela Companhia em 2016 (sem aportes) teve uma queda de 13,5% em comparação ao ano de 2015, e ainda assim melhorando os indicadores de qualidade, perdas e adimplência Com relação aos aportes, foram realizados R$ 40,5 milhões no 4T16 (totalizando R$ 180,6 milhões no ano), dos quais R$ 19,4 milhões foram destinados à Belo Monte, R$ 12,1 milhões relacionados à Renova, R$ 2,6 milhões referentes à Itaocara e R$ 6,3 milhões destinados à Guanhães. 34

35 8. Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 17,36 ao final de dezembro de O valor de mercado da Companhia encerrou o trimestre em R$ 3,5 bilhões, aumento de 75,4% entre os períodos. Média Diária 4T16 4T Nº de Negócios Volume Negociado (R$ Milhões) 17,5 8,4 14,7 12,5 Cotação por ação (fechamento)* R$ 17,36 R$ 9,90 R$ 17,36 R$ 9,90 Valorização da LIGT3 9,3% -38,7% 75,4% -38,7% Valorização do IEE -0,5% -8,7% 45,6% -8,7% Valorização do Ibovespa 3,2% -13,3% 38,9% -13,3% * Ajustada por proventos BM&F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3 35

36 Dividendos No dia 29 de dezembro de 2016 foram pagos os dividendos aprovados pela Assembleia Geral, realizada no dia 28 de abril de 2016, no montante de R$ 10,1 milhões, sendo R$ 0, por ação. A proposta de distribuição aprovada pelo Conselho de Administração, em 28 de março de 2016, referentes ao resultado do exercício findo em dez/15, é compatível com a estratégia de desalavancagem da Companhia e de reforço de caixa, diante do cenário econômico adverso e da necessidade de investimentos na distribuição. Dividendos pagos, dividend yield e Payout 36