Mercado cresce 7,5% e perdas totais atingem 21,87%, mantendo tendência de queda pelo quarto trimestre consecutivo

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1 Rio de Janeiro, 15 de maio de Mercado cresce 7,5% e perdas totais atingem 21,87%, mantendo tendência de queda pelo quarto trimestre consecutivo EBITDA atinge 491 milhões e cresce 16,3% em relação ao 1T16 Destaques O mercado total faturado da distribuidora cresceu 7,5% em relação ao 1T16, alcançando GWh, influenciado positivamente pela recuperação de 254 GWh de energia. Destaque para os segmentos residencial (+16,2%) e industrial (+4,7%). Deduzido o impacto da recuperação de energia, o mercado total cresceu 4,3% no trimestre. O EBITDA Ajustado do 1T17 foi de R$ 491 milhões, 16,3% acima do 1T16, impactado pelas reduções nas perdas e pelos aumentos de PMSO e PCLD na distribuidora. Houve também incremento do volume comercializado no mercado spot pela geradora. O Lucro líquido no 1T17 foi de R$ 25 milhões (versus R$ 1 milhão no 1T16), fruto do aumento no EBITDA, mas afetado pela piora no Resultado Financeiro. As Perdas Totais sobre a carga fio (12 meses) em mar/17 chegaram ao patamar de 21,87%, queda de 0,67 p.p. ante dez/16, situando-se 1,98 p.p acima do nível regulatório. Destaques Operacionais (GWh) 1T17 1T16 Var. % Carga Fio* ,6% Mercado Total Faturado ,5% Mercado Cativo Faturado ,3% Energia Transportada - TUSD ,1% Energia Vendida - Geração ,1% Energia Comercializada (Esco e Com) ,4% Perdas Totais/Carga Fio (12 meses) 21,87% 23,93% -2,06 p.p. Destaques Financeiros (R$ MM) 1T17 1T16 Var. % Receita Líquida** ,2% EBITDA CVM ,9% EBITDA para Covenants (12 meses) ,8% EBITDA Ajustado ,3% Margem EBITDA*** 19,2% 18,5% 0,7 p.p. Lucro/prejuízo Líquido ,0% Endividamento Líquido**** ,1% CAPEX Light ,5% Aportes ,2% * Carga própria + uso da rede. ** Desconsiderando receita de construção. *** Considera o EBITDA Ajustado. **** Para fins de covenants. O índice de DEC (12 meses) apurado no 1T17 foi de 11,51 horas, representando uma melhora de 1,6% em relação ao 4T16. O índice de FEC (12 meses) ao final do 1T17 foi de 6,41 vezes, 1,1% abaixo do índice obtido no 4T16. A Taxa de Arrecadação (12 meses) em mar/17 foi de 95,1%, 1,2 p.p. abaixo de dez/16, influenciada pela arrecadação de energia recuperada (REN), que ocorre de forma parcelada. A constituição de PCLD representou 1,8% da Receita Bruta (12 meses) da Distribuidora, 0,5 p.p. acima de dez/16. A Dívida Líquida encerrou o 1T17 em R$ milhões, aumento de 3,1% em relação ao saldo de dez/16. O indicador de covenants de Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 1T17 em 3,50x comparado com 3,72x no 4T16. 1 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 e outras receitas/despesas operacionais. 3 O EBITDA Ajustado representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial e outras receitas/despesas operacionais. A Companhia adotou o EBITDA Ajustado para realizar as análises descritas ao decorrer deste documento. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 15/05/2017 Ana Marta Veloso (CEO e Diretora de RI): +55 (21) Total de ações: ações Horário: 14h30 Brasil // 13h30 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 (15/05/17): R$ milhões Webcast: ri.light.com.br

2 Índice Consolidado - Light S.A Desempenho Financeiro Consolidado... 3 EBITDA Ajustado Consolidado... 4 Resultado Consolidado Distribuição - Light S.E.S.A Desempenho Operacional... 6 Mercado... 6 Balanço Energético... 8 Perdas de Energia Elétrica... 9 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... Erro! Indicador não definido. ANEXO VI ANEXO VII... Erro! Indicador não definido. 2

3 Consolidado - Light S.A Desempenho Financeiro Consolidado 4 INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% RECEITA OPERACIONAL BRUTA 4.504, ,8 1,8% Deduções (1.946,3) (2.145,4) -9,3% RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.557, ,5 12,2% DESPESA OPERACIONAL (2.195,1) (1.979,3) 10,9% PMSO (261,1) (210,0) 24,3% Pessoal (94,8) (87,7) 8,0% Material (18,9) (15,0) 25,7% Serviço de Terceiros (132,1) (130,0) 1,6% Outros (15,2) 22,9 N/A Energia Comprada (1.664,4) (1.568,1) 6,1% Depreciação (128,2) (122,0) 5,1% Provisões (141,4) (79,2) 78,5% EBITDA AJUSTADO (¹) 490,8 422,1 16,3% RESULTADO FINANCEIRO (278,3) (156,5) -77,8% OUTRAS RECEITAS/DESPESAS OPERACIONAIS (24,2) (15,2) -59,2% RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS 60,0 128,5-53,3% IR/CS (61,6) (109,1) -43,5% IR/CS DIFERIDO 39,8 67,4-41,0% EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (13,5) (85,4) 84,1% LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO 24,6 1,4 1631,0% 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, outras receitas/despesas operacionais, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização. Vide Anexo II para DRE completa dos segmentos de distribuição e geração. 4 Para calcular o resultado consolidado da Companhia, deve-se levar em consideração a eliminação de contratos intercompany. 3

4 EBITDA Ajustado Consolidado EBITDA Ajustado Consolidado (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Distribuição 321,5 278,0 15,6% Geração 145,1 119,3 21,7% Comercialização 25,5 30,9-17,7% Serviços 1,7 (2,1) N/A Outros e eliminações (3,0) (4,0) 25,6% Total 490,8 422,1 16,3% Margem EBITDA (%) 19,2% 18,5% 0,7 p.p. (¹) EBITDA Ajustado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, equivalência patrimonial, outras receitas/despesas operacionais, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização. 4

5 Resultado Consolidado Lucro/prejuízo Líquido (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Distribuição (32,8) 16,5-299,1% Geração 42,7 (37,1) 215,1% Comercialização 17,2 21,0-18,3% Serviços 1,1 4,2-73,5% Outros e eliminações (3,5) (3,2) 8,4% Total 24,6 1,4 1631,0% Margem Líquida (%) 1,0% 0,1% 0,9 p.p. O lucro líquido apurado no 1T17 foi de R$ 24,6 milhões, o que representa um aumento de R$ 23,2 milhões em relação ao resultado do 1T16. A despeito da melhoria de R$ 68,7 milhões do EBITDA, houve piora de R$ 121,8 milhões no resultado financeiro, em decorrência do impacto da variação cambial na despesa de compra de energia de Itaipu, na atualização da CVA e na despesa financeira da dívida em moeda estrangeira. 5

6 2. Distribuição - Light S.E.S.A 2.1. Desempenho Operacional Destaques Operacionais 1T17 1T16 Var. % Nº de Consumidores (Mil) ,7% Nº de Empregados ,0% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh ,2% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (s/ impostos) ,3% Custo médio de contratos bilaterais¹ - R$/MWh ,6% Custo médio de compra de energia com SPOT ² - R$/MWh ,5% ¹Não inclui compra no spot e risco hidrológico ²Inclui Risco hidrológico Mercado 6

7 Neste trimestre, houve um aumento de 7,5% no Mercado Faturado Total (cativos + livres) em relação ao mesmo período do ano anterior, associado principalmente ao crescimento de 16,2% na classe residencial. Este aumento, assim como no trimestre anterior, foi decorrente do expressivo faturamento de energia recuperada ( REN ), fruto da estratégia de combate às perdas. No 1T17 foram recuperados em todas as classes 254 GWh, ante 32 GWh no 1T16. Expurgando o efeito da REN, haveria um crescimento de 6,8% no trimestre na classe residencial e 4,3% no Mercado Total. A classe industrial, após consecutivas quedas ao longo de 2016, registrou um crescimento de 4,7%, puxada por clientes livres dos setores siderúrgico e metalúrgico. O desempenho do Mercado Livre também impactou positivamente o consumo faturado na classe comercial, que registrou um aumento de 1,2% no período. 7

8 Balanço Energético 2017 BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a março de 2017 PROINFA 1,3% Residencial ITAIPU Energia Industrial 14,6% (CCEE) Faturada Cativos Carga Própria Light Comercial LEILÕES E.Requerida ,7% (CCEE) (CCEE) Perdas Totais Demais NORTE FLU (CCEE) 18,0% Perdas Rede Básica (**) OUTROS(*) ,8% (CCEE) 935 COTAS 24,0% ANGRA I E II 214 2,5% (*) 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 1T17 dentro dos limites regulatórios de compra de energia (até 105%). Balanço Energético (GWh) 1T17 1T16 Var.% = Carga Fio ,6% - Energia medida transportada para concessionárias ,6% - Energia medida transportada para clientes livres ,6% = Carga Própria ,0% - Energia Faturada (Cativo) ,3% Mercado Baixa Tensão ,3% Mercado Média e Alta Tensão ,6% = Perdas Totais ,8% 8

9 Perdas de Energia Elétrica As perdas totais dos últimos 12 meses encerrados em mar/17 somaram GWh, representando 21,87% sobre a carga fio, queda de 0,67 p.p. em relação ao resultado em dez/16. Vale ressaltar que esse nível atual de perdas totais está 1,98 p.p. acima do novo patamar regulatório de 19,89% da carga fio, estabelecido pela Aneel no processo de Revisão Tarifária Periódica (RTP), que entrou em vigor a partir de 15 de março de Considerando-se o patamar regulatório de 16,5%, vigente antes da RTP, a diferença entre as perdas reais e regulatórias seria de 5,4 p.p. da carga fio. A partir de janeiro de 2017, a Distribuidora passou a adotar um novo sistema para aferição das perdas técnicas em sua área de concessão, o qual se aproxima muito da metodologia utilizada pela ANEEL. Em razão disso, a perda técnica apurada no 1T17 já foi muito próxima à incorporada nas tarifas na última RTP, de 6,34%. No 1T17, o Programa de Perdas combateu 285 GWh em relação ao 4T16 sendo 254 GWh referentes à recuperação de energia (REN), 21 GWh à incorporação de energia (IEN) e 10 GWh à redução de carga superando 9

10 a perda incremental de 154 GWh. A tendência de longo prazo é que com a evolução do programa de combate às perdas, o volume de REN seja gradualmente reduzido, por conta de um mercado mais disciplinado. No entanto, as evidências mostram que ainda há volumes significativos de REN a serem recuperados, o que se comprova pela manutenção de elevados índices de acerto nas inspeções de campo (69,7% no 1T17). Por outro lado, o consumo incremental incorporado ao faturamento (IEN) tende a aumentar progressivamente ao longo do tempo, na medida em que os clientes permanecem normalizados e são integrados à base, mês a mês. A partir da reformulação da estratégia de combate, implementada no 2T16, o volume de perdas não-técnicas vem caindo consistentemente. Nas Áreas Possíveis 5, as perdas não-técnicas fecharam o 1T17 em GWh (48% das perdas não técnicas da Light) e as perdas totais atingiram 14,8% da carga fio (vs. 15,8% no 4T16). Já nas Áreas de Risco, as perdas totais se mantiveram praticamente estáveis em 82,7% da carga fio (vs. 82,8% no 4T16). Além disso, tal estratégia tem possibilitado a queda no custo médio por MWh combatido (últimos 12 meses), que caiu 52,9% no período, terminando o 1T17 em R$ 296,6 /MWh. 5 Áreas normais da concessão da Light onde existem condições mínimas de segurança para a operação da distribuidora. 10

11 Vale ressaltar que 63% do faturamento da distribuidora é controlado remotamente, em tempo real, no centro de controle de medição. Este controle é de fundamental importância para disciplinar o mercado e evitar reincidências no furto de energia. Número de Normalizações 1T17 1T16 Var. % = Total ,8% - Alta/Média tensão ,8% - Baixa tensão ,3% - Instalação de SMC ,6% - Normalização em APZ ,1% 11

12 Arrecadação O índice de arrecadação global dos últimos 12 meses atingiu 95,1% no 1T17, ante 96,3% no 4T16, em decorrência da menor arrecadação no segmento do Varejo, que apresentou uma redução de 2,4 p.p em comparação ao 4T16, atingindo 92,2%. A queda observada é reflexo do maior faturamento de REN nos últimos 12 meses (905 GWh no 1T17 vs 683 GWh no 4T16), que impacta negativamente o índice de arrecadação global, por ingressar no caixa de forma parcelada. Nos últimos 12 meses, o faturamento da REN representou cerca de 4% do faturamento total da Distribuidora, com tendência de crescimento. Desconsiderando o efeito da REN, a taxa de arrecadação do Varejo nos 12 meses até março de 2017 seria de 97,9% e a arrecadação total da Light seria de 98,9% no mesmo período. 12

13 Em linha com a estratégia de combate às perdas e inadimplência, foi criada a Superintendência de Disciplina de Mercado, que atuará em conjunto com as já existentes Superintendências de Recuperação de Energia e Comercial. A ideia é que essa nova estrutura atue na consolidação da mudança de comportamento dos clientes onde encontramos irregularidades e que tiveram seus débitos renegociados, evitando que haja reincidência de fraude e inadimplência. A arrecadação do Poder Público apresentou uma melhora de 2,0 p.p. em comparação ao 4T16, reflexo do maior rigor da Companhia nas ações de cobranças e negociações de débitos com os clientes. Vale destacar que a concessionária de transporte público que teve parte de sua dívida assumida pelo Governo Estadual, via compensação de ICMS, já havia acumulado uma dívida adicional de R$ 63,3 milhões até mar/17. E o valor da dívida acumulada com o Estado, até mar/17, era de R$ 128,2 milhões. Em ambos os casos, a Companhia vem envidando esforços com ações de cobrança e negociação das dívidas acumuladas. A PCLD sobre Receita Operacional Bruta dos últimos 12 meses subiu de 1,3% no 4T16 para 1,8% no 1T17, fruto do aumento do faturamento de REN, cuja arrecadação se encontra dentro do padrão observado em outras companhias com desafios semelhantes. 13

14 Qualidade Operacional O DEC (12 meses) em mar/17 foi de 11,51 horas, representando uma melhora de 1,6% com relação à dez/16. O FEC (12 meses) em mar/17 alcançou 6,41 vezes, abaixo 1,1% do resultado apresentado em dez/16. Esse bom desempenho é reflexo da continuidade das ações de manutenção preventiva, da efetividade no direcionamento das ações e do aprimoramento na gestão do trabalho de campo. Com o objetivo de cumprir os compromissos regulatórios de 2017, a Companhia permanece buscando a melhoria dos seus processos e está cada vez mais focada na eficiência da gestão operacional. Para tanto, uma das principais estratégias a serem adotadas consiste na instalação de sistemas de automação (self healing) e proteção do sistema de distribuição, que permitirão uma melhor seletividade e, por consequência, redução de clientes interrompidos. Só em 2017 serão instalados 280 religadores, 500 seccionalizadores e 600 chaves fusíveis, com previsão de chegar a novos equipamentos de proteção até 2019 na rede de distribuição da Light. 14

15 2.2. Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$MM) 1T17 1T16 Var.% Receita Operacional Líquida 2.264, ,1 10,1% Despesa Operacional (2.055,7) (1.884,7) 9,1% EBITDA Ajustado 321,5 278,0 15,6% Resultado Financeiro (232,2) (132,5) -75,2% Outras Receitas/Despesas Operacionais (25,0) (15,2) -64,4% Resultado antes do IR e CS (48,9) 23,6 N/A IR/CSLL 16,0 (7,2) N/A Lucro/Prejuízo Líquido (32,8) 16,5 N/A Margem EBITDA 14,2% 13,5% 0,7 p.p. Obs: Não considera Receita/Custo de Construção Receita Líquida 6 A Receita Líquida, desconsiderando a receita de construção, apresentou um aumento de 10,1% no trimestre. A receita de Energia Vendida aos clientes cativos apresentou queda de 12,5%, impactada pelo reajuste tarifário médio de -12,25%, homologado em 7 de novembro de 2016, e pelo efeito positivo da recuperação de energia que adicionou a esta rubrica R$ 106,9 milhões. O aumento médio de 10,45% nas tarifas devido à RTP teve um pequeno efeito positivo no trimestre, dado que passou a vigorar a partir do dia 15 de março de A formação líquida da CVA negativa no 1T17 foi R$ 503,4 milhões inferior ao 1T16, impactando positivamente a receita líquida. Receita Líquida (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Energia Vendida 2.112, ,6-12,5% Energia Não Faturada (8,9) (3,9) 130,9% Uso da Rede (TUSD) 177,9 152,5 16,6% Curto Prazo (Spot) Conta CCRBT/ACR 12,3 5,2 137,7% CVA (89,2) (592,6) -84,9% Diversos 59,5 81,3-26,8% Subtotal 2.264, ,1 10,1% Receita de Construção¹ 136,8 320,6-57,3% Total 2.400, ,6 1,0% 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. 6 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. 15

16 Custos e Despesas Custos e Despesas (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.566,9) (1.521,1) 3,0% Custos de Compra de Energia (1.512,8) (1.414,2) 7,0% Custos com Encargos e Transmissão (185,9) (259,7) -28,4% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 131,9 152,8-13,7% Custos e Despesas Gerenciáveis (513,9) (378,8) 35,6% PMSO (230,7) (177,9) 29,7% Pessoal (86,0) (75,8) 13,5% Material (5,3) (3,5) 53,0% Serviço de Terceiros (129,4) (123,7) 4,6% Outros (13,1) 25,0 N/A Multas Indicadores de qualidade (18,4) (18,9) -2,9% Multas sobre faturas em atraso 21,5 18,5 16,4% Provisões - Contingências (35,9) (32,0) 12,1% Provisões - PCLD (105,9) (47,0) 125,3% Depreciação e Amortização (113,2) (106,7) 6,1% Outras Receitas/Despesas Operacionais (25,0) (15,2) 64,4% Custos Totais s/ Custo de Construção (2.080,8) (1.899,9) 9,5% Custo de Construção (136,8) (320,6) -57,3% Custos Totais (2.217,6) (2.220,5) -0,1% Custos e Despesas Gerenciáveis 7 Neste trimestre, os Custos e Despesas Operacionais Gerenciáveis - representados por PMSO (Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros), Provisões, Depreciação e Resultado Não Operacional - totalizaram R$ 513,9 milhões, um aumento de 35,6% em comparação ao 1T16. O aumento de 29,7% no PMSO em relação ao mesmo período do ano passado pode ser explicado pelas seguintes linhas: Pessoal: menor capitalização em investimentos (R$ 5,7 milhões) e custos não recorrentes associados ao PDV (R$ 3,5 milhões). Serviços de Terceiros: incremento associado à intensificação do programa de combate às perdas. Outros: impactada pelo efeito não-recorrente de R$ 34,6 milhões no 1T16, em função de reversões referentes às perdas de adiantamento a fornecedor e à recuperação de depósito judicial de um grande cliente. 7 Desde o trimestre passado, houve uma reclassificação da receita de multas cobradas por atraso no pagamento de contas de energia, que agora está incluída na linha de Outros. No 1T16, essas multas somaram R$ 18,5 milhões, enquanto que no 1T17, o montante total foi de R$ 21,5 milhões. 16

17 Se desconsiderarmos os efeitos não-recorrentes citados acima, do PDV no 1T17 (R$ 3,5 milhões) e das reversões no 1T16 (R$ 34,6 milhões), o PMSO teria crescido 6,4% contra uma inflação de 4,6% no período. Ou seja, sairia de R$ 212,5 milhões no 1T16 para R$ R$ 226,1 milhões no 1T17. Apesar do aumento no PMSO, houve uma queda de R$ 32,2 milhões (-45,2%) no CAPEX relacionado ao combate às perdas da distribuidora, em função da nova estratégia da Companhia, que é mais intensiva em OPEX do que em CAPEX. Neste trimestre, houve um aumento de R$58,9 milhões em Provisões PCLD, representando uma relação PCLD/ROB (12 meses) de 1,8% (vs. 1,3% em dez/16). É esperado que haja uma certa piora na arrecadação global devido à cobrança do consumo retroativo de fraudes (REN), inerente ao programa de combate às perdas. A cobrança do consumo retroativo (REN) é um dos pilares da recuperação da autoridade da concessão pela distribuidora, foco da atual gestão da Companhia. 17

18 Custos e Despesas Não Gerenciáveis Os Custos e Despesas Não Gerenciáveis no 1T17 foram 3,0% maiores que o mesmo período do ano passado. Dentre os principais desvios, destacamos: (i) aumento da despesa com energia de curto prazo (spot) em razão do aumento de carga e do PLD; (ii) recuo de 12,1% na despesa de Itaipu; (iii) recuo de 16,8% na despesa Norte Fluminense. 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 8. Os custos com Encargos e Transmissão foram 28,4% menores, redução essa decorrente de um menor despacho térmico no 1T17. Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Custos de Compra de Energia (1.512,8) (1.414,2) 7,0% Itaipu (240,3) (273,3) -12,1% UTE Norte Fluminense (355,4) (427,4) -16,8% Energia de Curto Prazo (Spot) (192,2) 9,4 N/A Risco Hidrológico 12,1 11,1 9,0% Exposição das Cotas - - Demais (204,3) (1,7) 11987,1% Leilão de energia (724,9) (723,0) 0,3% Contratos por Disponibilidade (321,4) (275,0) 16,9% CCEARs (280,0) (302,5) -7,4% Demais (123,5) (145,5) -15,1% Custos com Encargos e Transmissão (185,9) (259,7) -28,4% Encargos Serviços do Sistema - ESS (42,1) (119,5) -64,8% Transporte de Energia (95,4) (83,1) 14,8% Outros Encargos (48,5) (57,1) -15,2% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 131,9 152,8-13,7% Total (1.566,9) (1.521,1) 3,0% 8 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. 18

19 Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A (CVA) Ativos Regulatórios 2T16 3T16 4T16 1T17 Constituição Cvas CDE Proinfa Transporte de energia elétrica - Itaipu Transporte de energia pela rede básica Compra de Energia Neutralidade da Parcela A Outros Ativos Regulatórios Amortização Cvas Proinfa Transporte de energia elétrica - Itaipu Transporte de energia pela rede básica Compra de Energia Sobrecontratação Neutralidade da Parcela A Outros Ativos Regulatórios Saldo Final Passivos Regulatórios 2T16 3T16 4T16 1T17 Constituição Cvas ( ) ( ) ( ) ( ) CDE (43.862) Proinfa (2.718) (1.047) - - ESS (60.064) (23.092) (59.124) (39.630) Transporte de energia elétrica - Itaipu (2.015) Transporte de energia pela rede básica (13.851) Compra de Energia (59.949) Neutralidade da Parcela A (2.382) (895) - - Sobrecontratação (89.946) (33.776) (25.914) (38.539) Outros Ativos Regulatórios ( ) ( ) ( ) (4.579) Amortização Cvas ( ) ( ) ( ) ( ) CDE ( ) ( ) (92.700) (17.546) ESS (85.090) (69.314) (94.103) ( ) Compra de Energia ( ) (77.563) - - Neutralidade da Parcela A (30.729) - (35.424) - Sobrecontratação ( ) (99.811) - - Outros Ativos Regulatórios - (48.135) - ( ) Saldo Final ( ) ( ) ( ) ( ) Ativos / Passivos Regulatórios Líquidos 2T16 3T16 4T16 1T17 Ativos Regulatórios Passivos Regulatórios ( ) ( ) ( ) ( ) Ativo/Passivo regulatório Liquido ( ) ( ) ( ) ( ) 19

20 EBITDA Ajustado O EBITDA da Distribuidora foi de R$ 321,5 milhões, um aumento de 15,6% em relação ao mesmo período do ano anterior. Esta melhora do EBITDA foi devida à redução em perdas, parcialmente compensada pelo aumento no PMSO e na PCLD. EBITDA Ajustado - Efeitos não recorrentes (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% EBITDA Ajustado 321,5 278,0 15,6% Ajuste PMSO 1T16 - (34,6) N/A Ajuste PDV 1T17 3,5 - N/A EBITDA Ajustado c/ efeitos não recorrentes 325,0 243,4 33,5% Desconsiderando os efeitos não recorrentes, o EBITDA Ajustado seria de R$ 325,0 milhões, um aumento de 33,5% em relação ao mesmo período do ano passado. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Receitas Financeiras 29,1 63,4-54,1% Juros sobre Aplicações Financeiras 7,1 5,3 34,0% Acréscimo Moratório sobre débitos 13,5 12,2 10,6% Atualização de ativos e passivos financeiros do setor 5,1 34,0-85,0% Outras Receitas Financeiras 3,4 11,9-71,5% Despesas Financeiras (261,3) (195,9) -33,4% Encargos da dívida (Moeda Nacional) (136,0) (134,2) 1,4% Encargos da dívida (Moeda Estrangeira) (12,6) (13,2) -4,5% Variação Monetária (17,3) (24,9) -30,6% Variação Cambial 30,5 124,5-75,5% Resultado Swap Líquido (112,3) (156,7) -28,3% Variação Cambial Itaipu 2,0 28,7-93,0% Atualização de provisões para contingências (6,3) (9,2) -31,6% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (4,0) (1,0) 293,3% Juros sobre Tributos (5,7) (6,1) -6,6% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) (3,2) (3,9) -17,8% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) 4,5 1,7 163,8% Braslight (1,0) (1,6) -40,4% Total (232,2) (132,5) -75,2% O resultado financeiro foi negativo em R$ 232,2 milhões no 1T17, ante R$ 132,5 milhões negativos no 1T16. Essa piora de 75,2% é explicada pelas Receitas Financeiras menores em R$ 32,3 milhões, devido principalmente à queda de R$ 28,9 milhões na atualização da CVA e à piora das Despesas Financeiras em R$ 67,4 milhões, resultante do impacto da variação cambial relacionada à dívida e à compra de energia de Itaipu. 20

21 Resultado Líquido A distribuidora apresentou no 1T17 um prejuízo de R$ 32,8 milhões, uma piora de R$ 49,3 milhões em relação ao 1T16. O incremento no EBITDA de 15,6% foi neutralizado pela piora do resultado financeiro em 75,2%. Se ajustarmos o Resultado Líquido pelos fatores não recorrentes, a Light SESA apresentaria um prejuízo de R$ 29,8 milhões no 1T17. Resultado Líquido - Efeitos não recorrentes (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Resultado Líquido (32,8) 16,5 N/A Ajuste PMSO 1T16 - (22,8) N/A Ajuste PDV 1T17 3,0 - N/A Resultado Líquido ajustado c/ efeitos não recorrentes (29,8) (6,3) -369,8% 21

22 3. Geração - Light Energia 3.1. Desempenho Operacional Venda de Energia No 1T17, o volume de venda de energia no ACL foi reduzido em 12,8%, quando comparado com o mesmo período do ano anterior, devido à sazonalização dos contratos existentes e à venda do hedge hidrológico no 1T16, fato que não ocorreu no 1T17. Já no spot, o aumento relevante no volume no 1T17 foi decorrente da estratégia de sazonalização dos agentes do MRE, que concentraram a venda de energia no primeiro trimestre deste ano, em função de maiores valores de GSF no período e da alteração dos novos parâmetros do CVaR no cálculo do PLD a partir de maio/17. Venda de Energia (GWh) 1T17 1T16 % Venda no Ambiente de Contratação Livre (ACL) 1.025, ,5-12,8% Spot(CCEE) 176,7 (137,7) 228,3% Total 1.201, ,7 17,1% 22

23 A média do GSF no 1T17 foi 110,6%, 23,8 p.p. acima da média no mesmo período de 2016 (86,8%). A expectativa é que o GSF caia ao longo dos próximos trimestres, gerando despesa adicional de compra de energia no mercado spot. A Light Energia, assim como outras geradoras que concentram suas vendas no ACL, encontra-se amparada por uma liminar que evita o pagamento, protegendo seu fluxo de caixa, embora essas despesas sejam regularmente provisionadas. O saldo em aberto ao final de março/17 era de R$ 152,7 milhões Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$MM) 1T17 1T16 Var.% Receita Operacional Líquida 167,0 146,7 13,8% Despesa Operacional (35,4) (41,3) -14,1% EBITDA Ajustado 145,1 119,3 21,7% Resultado Financeiro (48,2) (31,7) 52,2% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,8 - N/A Resultado antes do IR e CS 84,1 73,7 14,1% IR/CSLL (28,5) (24,7) 15,0% Equivalência Patrimonial (13,0) (86,0) 84,9% Lucro/Prejuízo Líquido 42,7 (37,1) N/A Margem EBITDA 86,9% 81,3% 5,6 p.p. Receita Líquida Receita Líquida (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Venda no Ambiente de Contratação Livre (ACL) 157,9 144,7 9,1% Spot(CCEE) 7,0 - N/A Diversos 2,1 2,0 5,0% Total 167,0 146,7 13,8% Neste trimestre houve um aumento de R$ 20,3 milhões, ou 13,8%, na Receita Líquida em comparação ao mesmo período no ano anterior, devido principalmente à venda de energia no mercado spot que gerou uma receita de R$ 7,0 milhões. O preço médio de venda praticado para a comercializadora do grupo (ACL), foi de R$ 162,9/MWh no 1T17, 30,5% acima do preço de R$ 124,8/MWh no 1T16. 23

24 Custos e Despesas Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Pessoal (5,6) (6,5) -13,6% Material e Serviço de Terceiros (4,1) (4,6) -10,9% CUSD / CUST / Energia Comprada (10,8) (15,1) -28,4% Depreciação (13,6) (13,8) -1,7% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,8 - - Outras (inclui provisões) (1,2) (1,1) 7,8% Total (34,7) (41,3) -16,1% A queda de 16,1% no total de Custos e Despesas no 1T17 ocorreu principalmente em função de (i) redução de 13,6% na linha de Pessoal, dada a readequação do quadro de funcionários; e (ii) redução de 28,4% no volume de Energia Comprada, devido ao aumento do GSF. EBITDA Ajustado O EBITDA da Geradora foi de R$ 145,1 milhões no 1T17, incremento de 21,7% em relação ao 1T16, em função do aumento de receita com energia vendida no mercado spot, consequência de um maior GSF e um maior PLD. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Receitas Financeiras 6,5 5,6 16,7% Juros sobre Aplicações Financeiras 1,3 4,8-73,1% Encargos Repasse Financiamento (moeda nacional) 5,2 0,0 N/A Outras Receitas Financeiras 0,0 0,8-98,7% Despesas Financeiras (54,7) (37,3) -46,9% Encargos da dívida (Moeda Nacional) (22,5) (17,2) 30,9% Encargos da dívida (Moeda Estrangeira) (3,0) (4,7) -36,9% Variação Cambial 11,0 50,4-78,2% Resultado Swap Líquido (25,9) (65,6) -60,5% Atualização de provisões para contingências (0,0) (0,1) -76,3% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (0,2) (0,2) -4,8% Juros sobre Tributos (0,2) (0,2) 0,0% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (13,8) 0,1 N/A Braslight (0,1) 0,1 N/A Total (48,2) (31,7) -52,2% O Resultado Financeiro da Light Energia foi de R$ 48,2 milhões negativos no 1T17, reflexo de maiores encargos da dívida em moeda nacional e outras despesas financeiras, relacionadas à atualização do passivo referente à liminar do GSF. 24

25 Resultado Líquido LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO (R$MM) 1T17 1T16 Var.% Resultado Light Energia (sem Participações) 55,6 49,0 13,6% Guanhães - Equivalência Patrimonial - (3,7) N/A Renova Energia - Equivalência Patrimonial (13,0) (82,3) 84,2% Lucro/Prejuízo Líquido 42,7 (37,1) N/A A Light Energia apresentou um lucro líquido de R$ 42,7 milhões no 1T17. Expurgando os efeitos da equivalência patrimonial de suas participações no resultado, a Light Energia apresentaria um lucro de R$ 55,6 milhões no 1T17. 25

26 4. Comercialização - Light Com 4.1. Desempenho Operacional Destaques Operacionais 1T17 1T16 Var. % Volume Comercializado - GWh ,6% Preço Médio de Venda (Líquido de Impostos) - R$/MWh 171,1 158,7 7,9% 4.2. Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$ MM) 1T17 1T16 Var.% Receita Operacional Líquida 268,9 224,2 20,0% Revenda 268,8 224,0 20,0% Serviços 0,2 0,2-11,5% Despesas Operacionais (243,5) (193,2) 26,0% Pessoal (0,7) (0,7) 8,7% Material e Serviço de Terceiro (0,1) (0,1) 11,3% Outros (0,1) (0,9) -87,3% Energia Comprada (242,6) (191,5) 26,6% Provisões PCLD EBITDA Ajustado 25,5 30,9-17,7% Margem EBITDA 9,5% 13,8% -4,3 p.p. Resultado Financeiro 0,5 0,9-41,4% Receita Financeira 1,1 1,0 7,3% Despesa Financeira (0,6) (0,1) 415,3% Resultado antes do IR e CS 26,0 31,9-18,4% Lucro/Prejuízo Líquido 17,2 21,0-18,3% No trimestre, houve um aumento de 20,0% na receita líquida em comparação ao 1T16, principalmente em função da entrada em vigor de novos contratos firmados no segundo semestre de 2016 com Consumidores Especiais 9, que migraram do mercado cativo. A contribuição do aumento da receita líquida porém foi impactada por uma alta de 26,6% no custo de compra de energia com novos contratos de energia incentivada e exposição em energia incentivada ao PLD. Com isso, houve uma queda de 17,7% no EBITDA da Comercializadora e de 18,3% em seu Lucro Líquido. 9 Clientes com consumo entre 500 kw e 3 MW. 26

27 5. Serviços - Light ESCO 5.1. Desempenho Operacional O portfólio de projetos da Light ESCO com O&M no 1T17 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) 1T17 1T16 Var.% Receita Operacional Líquida 14,9 12,5 18,6% Revenda 3,6 5,5-34,5% Serviços 11,2 7,0 60,8% Despesas Operacionais (14,6) (16,0) -8,7% Pessoal (1,0) (2,6) -64,0% Material e Serviço de Terceiro (10,8) (10,0) 8,2% Outros (0,4) (0,7) -47,8% Depreciação (1,4) (1,4) 0,1% Provisões PCLD Energia Comprada (1,1) (1,3) -14,3% EBITDA Ajustado 1,7 (2,1) N/A Margem EBITDA 11,2% -16,5% 27,7 p.p. Resultado Financeiro 1,5 6,5-77,2% Receita Financeira 2,6 8,1-67,2% Despesa Financeira (1,1) (1,5) -24,5% Lucro/Prejuízo Líquido 1,1 4,2-73,5% O EBITDA no 1T17 foi de R$ 1,7 milhões, contra R$ 2,1 milhões negativos no 1T16, em função da maior receita com serviços neste trimestre (+ 60,8% em relação ao mesmo período do ano anterior). O resultado do período foi um lucro de R$ 1,1 milhão, o que representa uma redução de R$ 2,9 milhões em relação ao 1T16, refletindo a piora de 77,2% no Resultado Financeiro, em função de receitas financeiras não recorrentes apuradas no 1T16. 27

28 6. Endividamento Consolidado R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Light SESA 1.128,7 15,9% 4.840,1 68,4% 5.968,8 84,3% Moeda Nacional 939,2 13,3% 4.091,3 57,8% 5.030,5 71,1% Debêntures 8a. Emissão 56,5 0,8% 352,5 5,0% 409,0 5,8% Debêntures 9a. Emissão - Série A 51,8 0,7% 1.000,0 14,1% 1.051,8 14,9% Debêntures 9a. Emissão - Série B 16,6 0,2% 782,3 11,1% 798,9 11,3% Debêntures 10a. Emissão 42,8 0,6% 750,0 10,6% 792,8 11,2% Debêntures 11a. Emissão 88,4 1,2% 21,9 0,3% 110,3 1,6% Eletrobras 1,2 0,0% 1,8 0,0% 3,0 0,0% CCB Bradesco 64,4 0,9% 105,1 1,5% 169,5 2,4% CCB CEF 50,6 0,7% 12,5 0,2% 63,1 0,9% CCB Banco do Brasil 62,5 0,9% 90,0 1,3% 152,5 2,2% CCB IBM 8,3 0,1% 7,8 0,1% 16,1 0,2% CCB Santander 83,2 1,2% 40,0 0,6% 123,2 1,7% BNDES (CAPEX) 262,7 3,7% 672,0 9,5% 934,7 13,2% BNDES Olimpíadas 19,7 0,3% 64,5 0,9% 84,2 1,2% Conta Garantida - CEF 101,2 1,4% - 0,0% 101,2 1,4% FINEP - Inovação e Pesquisa 23,4 0,3% 96,6 1,4% 120,0 1,7% Mútuo - Light Energia 16,0 0,2% 120,0 1,7% 136,0 1,9% Outros (10,3) -0,1% (25,7) -0,4% (36,0) -0,5% Moeda Estrangeira 189,5 2,7% 748,8 10,6% 938,2 13,3% Tesouro Nacional 3,5 0,0% 34,0 0,5% 37,5 0,5% BNP 79,0 1,1% - 0,0% 79,0 1,1% Citibank 2,8 0,0% 633,7 9,0% 636,5 9,0% Bank Tokyo - Mitsubishi 63,5 0,9% - 0,0% 63,5 0,9% China Construction Bank 40,6 0,6% 81,1 1,1% 121,7 1,7% Light Energia 693,3 9,8% 365,8 5,2% 1.059,1 15,0% Moeda Nacional 450,8 6,4% 281,7 4,0% 732,5 10,3% Debêntures 2a. Emissão 110,6 1,6% 212,5 3,0% 323,1 4,6% Debêntures 3a. Emissão 3,6 0,1% 22,5 0,3% 26,1 0,4% Debêntures 4a. Emissão 90,7 1,3% - 0,0% 90,7 1,3% BNDES (CAPEX) 7,9 0,1% 1,1 0,0% 9,1 0,1% BNDES - Projeto Lajes 6,9 0,1% 27,2 0,4% 0,0% CCB BNP 143,9 2,0% - 0,0% 143,9 2,0% CCB Santander 50,0 0,7% - 0,0% 50,0 0,7% 2ª NP - Itaú, ABC e BBM 40,2 0,6% 20,7 0,3% 60,9 0,9% Outros (3,0) 0,0% (2,3) 0,0% -5,3-0,1% Moeda Estrangeira 242,5 3,4% 84,1 1,2% 326,6 4,6% Citibank 159,4 2,3% 63,4 0,9% 222,8 3,1% Itaú 83,1 1,2% 20,7 0,3% 103,8 1,5% Light ESCO 11,8 0,2% 39,2 0,6% 50,9 0,7% BNDES - PROESCO (Moeda Nacional) 11,8 0,2% 39,2 0,6% 50,9 0,7% R$ MM Light SESA Light Energia Light ESCO Outros Light S.A. Light S.A. mar/17 dez/16 Δ dez/16 Moeda Nacional 5.030,5 732,5 50,9 (136,0) ¹ 5.677, ,6 4,0% Moeda Estrangeira 938,2 326, , ,1-14,7% Dívida bruta 5.968, ,1 50,9 (136,0) ¹ 6.942, ,7 0,0% Disponibilidades (504,3) (151,5) (3,0) -43,4 ² (702,1) (681,8) 3,0% Operações de Swap 105,0 17, ,4 (90,6) N/A Dívida líquida 5.569,5 925,0 48, , ,3 3,1% Braslight 47,0 2, ,5 48,3 2,5% Dívida líquida para covenants 5.616,4 927,5 48, , ,7 3,1% (¹) Mútuo entre Light SESA e Light Energia (²) Disponibilidades referente às demais Companhias. 28

29 A Dívida Líquida ao final do 1T17 era de R$ 6.412,6 milhões, apresentando um aumento de 3,1% em relação à dez/16. Isso ocorreu mesmo com o endividamento bruto se mantendo estável, devido principalmente à variação de R$ 213 milhões no saldo de operações de swap, que passou de R$ 90,6 milhões a receber em dez/16 para R$ 122,4 milhões a pagar em mar/17. A relação Dívida Líquida/EBITDA para covenants melhorou de 3,72x em dezembro de 2016 para 3,50x em março de 2017, abaixo do limite superior, que a partir do trimestre passado, voltou a ser de 3,75x. O indicador EBITDA/despesa de juros para covenants obtido em março de 2017 foi de 2,56x, acima do limite inferior de 2,0x. No último dia 5 de maio, a agência de classificação de risco Moody s elevou a classificação da Light S.A. para Baa1.br na escala nacional e manteve o nível B1 na escala internacional. Tal elevação reflete a melhoria de expectativa da agência em relação à Companhia após a aprovação da RTP e resultados positivos no combate às perdas, que impactarão positivamente o risco de crédito da Light. Ratings Neste trimestre ocorreram as seguintes captações na Light SESA: (i) Cédula de Crédito Bancário (CCB) no valor de R$ 120 milhões com o banco Santander; (ii) aditivo contratual para alongamento do prazo de pagamento do CCB no valor de R$ 150 milhões com o Banco do Brasil; (iii) rolagem de dívida através de monetização de swap no valor de US$ 200 milhões com o Citibank e; (iv) contrato de CCB no valor de R$ 15 milhões com o banco IBM para financiamento de equipamentos de TI. Nacional Escala Internacional Data de Publicação Fitch A- - 06/06/2016 Standard & Poors brbbb+/bra-3-31/03/2017 Moody's Baa1.br B1 05/05/2017 Na Light Energia foram realizadas as seguintes captações: (i) emissão da 2ª Nota Promissória da Controlada Light Energia no valor de R$ 60 milhões, sendo R$ 24,7 milhões com o Banco Itaú, R$ 20 milhões com o Banco BBM e R$ 15,3 milhões com Banco ABC; (ii) rolagem de dívida através de monetização de swap no valor de USD 70 milhões com o Citibank; (iii) 2ª liberação de recursos no valor de R$ 5 milhões do BNDES para a controlada Lajes Energia referente ao financiamento de CAPEX e; (iv) contratação de CCB no valor de R$ 50 milhões com o banco Santander. 29

30 Múltiplo para efeito de covenants R$ MM mar/17 dez/16 mar/16 Dívida Bruta 6.942, , ,3 + Operações de Swap 122,4 (90,6) (324,8) + Fundo de Pensão 49,5 48,3 44,4 - Disponibilidades 702,1 681,8 715,2 = Dívida Líquida para covenants (a) 6.412, , ,7 EBITDA (12 meses) 1.140, ,4 869,4 - Equivalência Patrimonial (264,6) (336,4) (194,0) - Provisões (285,7) (223,5) (361,1) - Outras Receitas/Despesas Operacionais (89,9) (80,9) (53,5) + Valor justo do ativo indenizável da concessão 49,6 20,3 0,0 = EBITDA para covenants (b) 1.829, , ,9 Juros (c) 713,4 712,4 701,0 Dívida Líquida/EBITDA para covenants (a/b) EBITDA/Juros (b/c) 3,50 3,72 4,24 2,56 2,35 2,11 Indexadores da Dívida * Evolução do Custo da Dívida * Montante sem hedge 30

31 7. Investimento Consolidado CAPEX (R$MM) 1T17 Partic. % 1T16 Partic. % Var % 1T17 1T176 Distribuição 116,5 86,4% 187,1 92,3% -37,7% Reforço da rede e expansão 77,1 66,2% 115,4 61,7% -33,2% Perdas 39,0 33,5% 71,2 38,1% -45,2% Outros 0,4 0,4% 0,5 0,3% -20,0% Administração 14,1 10,4% 5,2 2,8% 171,2% Geração 4,3 3,2% 10,5 5,2% -59,0% Total 134,9 100,0% 202,8 100,0% -33,5% Aportes 90,4-42,4-113,2% Belo Monte 15,4-42, ,7% Renova Itaocara Guanhães 75, Projeto Água Limpa Total do Investimento (incluindo aportes) 225,3 245,2-8,1% O segmento de Distribuição concentrou 86,4% dos investimentos no 1T17, sendo a maior parte referente ao reforço de rede e expansão, cuja queda de 33,2% pode ser principalmente explicada pelos investimentos ocorridos no 1T16 relacionados aos Jogos Olímpicos Rio 2016, no valor de R$27,4 milhões. O investimento em Perdas também teve uma queda de R$ 32,2 milhões (-45,2%) em comparação ao 1T16, em função da nova estratégia de combate ao furto de energia, que é mais intensiva em Opex do que em Capex. O investimento no segmento de Geração apresentou queda de R$ 6,2 milhões, em razão da postergação da entrada em operação da PCH Lajes para o segundo semestre de Com isso, o volume total investido pela Companhia no 1T17 (sem aportes) teve uma queda de 33,5% em comparação ao 1T16, e ainda assim melhorando os indicadores de qualidade e perdas. Isso mostra o comprometimento da Companhia em investir com prudência e inteligência, melhorando sua eficiência operacional e otimizando seus recursos. Com relação aos aportes, foram realizados R$ 90,4 milhões no 1T17, destinados aos projetos de Belo Monte (R$ 15,4 milhões) e Guanhães (R$ 75,0 milhões). 31

32 8. Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 19,76 ao final de março de O valor de mercado da Companhia encerrou o trimestre em R$ 4,0 bilhões, aumento de 99,2% entre os períodos. Média Diária 1T17 1T16 Nº de Negócios Volume Negociado (R$ Milhões) 24,5 9,1 Cotação por ação (fechamento)* R$ 19,76 R$ 9,92 Valorização da LIGT3 13,8% 0,7% Valorização do IEE 10,7% 12,3% Valorização do Ibovespa 7,9% 15,5% * Ajustada por proventos BM&F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3 32

33 9. Eventos Recentes Aumento de capital na controlada indireta em conjunto Renova Energia S.A. Em 03 e 20 de abril de 2017, a controlada Light Energia efetuou aportes no montante de R$10,1 milhões e R$7,8 milhões, respectivamente, na Renova Energia. Aumento de capital na controlada em conjunto Guanhães Energia S.A. Em 19 de abril de 2017, a controlada Light Energia efetuou aporte no montante de R$2,5 milhões na controlada em conjunto Guanhães Energia. Revisão da Garantia Física das Usinas Hidrelétricas Nilo Peçanha, Ilha dos Pombos, Pereira Passos, Fontes Nova e Santa Branca A garantia física das usinas da Light Energia citadas acima foi revisada através da Portaria do Ministério de Minas e Energia nº 178, de 3 de maio de 2017, resultando em uma redução de 16,35 MWm ou 2,57%, cujo detalhamento pode ser encontrado no Anexo I. Os novos valores de garantia física das usinas hidrelétricas que passam a vigorar a partir de 1/1/2018. Revisão dos ratings da Light S.A. e suas subsidiárias pela Moody s A agência de classificação de risco Moody s America Latina Ltda. ( Moody s), através de relatório emitido no dia 05 de maio de 2017, elevou os ratings em escala nacional da Light S.A. e da subsidiária Light SESA de Baa3 para Baa1.br e o da subsidiária Light Energia de Baa2.br para Baa1.br. Ao mesmo tempo, a Moody s confirmou o rating corporativo B1 atribuído à Light S.A. em escala global e os ratings de emissor B1, também em escala global, para a Light SESA e para a Light Energia. A perspectiva para todos os ratings é positiva. 5ª Emissão de Debentures da Light Energia Em 5 de maio de 2017, a Light Energia S.A. encerrou a distribuição pública com esforços restritos, nos termos da Instrução CVM nº 476, de 16 de janeiro de 2009, conforme alterada, de sua 5ª emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, em única série, no montante total de até R$150 milhões. Os recursos obtidos nesta operação foram integralmente destinados ao reforço de caixa e capital de giro da Emissora. As Debêntures farão jus a juros de CDI + 4,10% a.a., com vencimento em outubro de

34 Celebração do contrato para alienação dos parques eólicos do Complexo Alto Sertão II entre a controlada em conjunto indireta Renova Energia e AES Tietê Em 18 de abril de 2017, a Renova Energia celebrou Contrato de Compra de Ações com a AES Tietê para alienação do conjunto de parques eólicos que constituem o complexo Alto Sertão II ( Alto Sertão II ), que possui uma capacidade instalada de 386 MW. O preço base da transação é de R$600 milhões e envolve a compra das ações da Renova Eólica Participações S.A. ou da Nova Energia Holding S.A., empresas que controlam as 15 sociedades de propósito específico ( SPEs ) que compõem o Alto Sertão II. O Preço estará sujeito a ajustes, caso sejam satisfeitas determinadas condições da Transação. A conclusão da transação depende ainda de certas condições precedentes, entre outras, a aprovação por órgãos governamentais e credores. 34

35 10. Programa de Divulgação Teleconferência Divulgação dos Resultados 16/05/2017, terça-feira, às 14h30 (Horário de Brasília) e às 13h30 (Eastern Time), com tradução simultânea para inglês Condições para acesso: Webcast: link no site (português e inglês) Conference Call - Telefones para conexão: Brasil: +55 (11) EUA: +1 (646) Demais países: Senha para os participantes: Light Aviso As informações operacionais e as referentes às expectativas da Administração quanto a desempenho futuro da Companhia não foram revisadas pelos auditores independentes. As declarações sobre eventos futuros estão sujeitas a riscos e incertezas. Tais declarações têm como base crenças e suposições de nossa Administração e informações a que a Companhia atualmente tem acesso. Declarações sobre eventos futuros incluem informações sobre nossas intenções, crenças ou expectativas atuais, assim como aquelas dos membros do Conselho de Administração e Diretores da Companhia. As ressalvas com relação às declarações e informações acerca do futuro também incluem informações sobre resultados operacionais possíveis ou presumidos, bem como declarações que são precedidas, seguidas ou que incluem as palavras acredita, poderá, irá, continua, espera, prevê, pretende, estima ou expressões semelhantes. As declarações e informações sobre o futuro não são garantias de desempenho. Elas envolvem riscos, incertezas e suposições porque se referem a eventos futuros, dependendo, portanto, de circunstâncias que poderão ocorrer ou não. Os resultados futuros e a criação de valor para os acionistas poderão diferir de maneira significativa daqueles expressos ou sugeridos pelas declarações com relação ao futuro. Muitos dos fatores que irão determinar estes resultados e valores estão além da capacidade de controle ou previsão da LIGHT SA. 35

36 ANEXO I Projetos de Geração Parque Gerador Atual Usinas Hidrelétricas Existentes Capacidade Instalada (MW)* Garantia Física (MWm)* Início Operacional Ano de Vencimento da Concessão / Autorização % de Participação da Light Garantia Física a partir de 1º de jan/18(mwm)* Fontes Nova % 98,8 Nilo Peçanha % 333,7 Pereira Passos % 48,5 Ilha dos Pombos % 109,3 Santa Branca % 30,4 Elevatórias - (95) PCH Paracambi % Renova ,7% Belo Monte ,49% Total Novos Projetos Capacidade Instalada (MW)* Garantia Física (MWm)* Início Operacional Ano de Vencimento da Concessão / Autorização % de Participação da Light PCH Lajes jul % Belo Monte ,49% Itaocara jan % Guanhães % Dores de Guanhães Senhora do Porto Jacaré Fortuna II Renova ,7% A jan LER A mai A jan PPA Mercado Livre I Mercado Livre II Mercado Livre III LER 2014 (Eólica) 7 3 out LER 2014 (Solar) 8 3 out HÍBRIDO-SOLAR Total *Participação proporcional da Light Projetos de Expansão da Geração 36

37 ANEXO II DRE Light S.E.S.A. R$ milhões Demonstração do resultado (R$ mil) 1T17 1T16 RECEITA OPERACIONAL BRUTA 4.284, ,2 Fornecimento de energia elétrica 3.881, ,7 CVA (89,2) (644,3) Receita de Construção 136,8 320,6 Outras Receitas 355,7 346,3 DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL (1.883,9) (2.092,6) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.400, ,6 CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA (1.703,7) (1.841,7) Energia elétrica comprada para revenda (1.473,0) (1.440,8) Encargos de conexão e uso da rede (93,9) (80,3) Custo de construção (136,8) (320,6) CUSTO/DESPESA OPERACIONAL (375,7) (256,9) Pessoal (86,0) (75,8) Material (5,3) (3,5) Serviços de terceiros (129,4) (123,7) Provisões (141,8) (79,0) Outros (13,1) 25,0 EBITDA AJUSTADO 321,5 278,0 Depreciação e amortização (113,2) (106,7) Outras receitas/despesas operacionais (25,0) (15,2) RESULTADO DO SERVIÇO 183,3 156,2 RESULTADO FINANCEIRO (232,2) (132,5) Receita Financeira 29,1 (28,8) Despesa Financeira (261,3) (103,7) RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS (48,9) 23,6 IR/CS (1,0) (50,4) IR/CS DIFERIDO 17,0 43,2 LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO (32,8) 16,5 37