rio de janeiro, 13 de agosto de 2013. lucro líquido...
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Rio de Janeiro, 13 de agosto de 2013.
Lucro Líquido cresce 46,2% no trimestre EBITDA do trimestre aumenta 8,9%
� O consumo total de energia no 2T13 foi 2,5% superior ao consumo do mesmo trimestre do ano anterior,
alcançando 5.897 GWh, influenciado pelo aumento do consumo nos segmentos comercial e industrial, que
cresceram 5,1% e 4,1% respectivamente;
� A receita líquida consolidada do trimestre, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 1.670,9 milhões,
2,6% acima da receita registrada no 2T12. Todos os segmentos de negócio da Companhia apresentaram aumento
de receita, com destaque para a atividade de comercialização, que cresceu 144,2%;
� O EBITDA1 consolidado do trimestre foi de R$ 277,9 milhões, 8,9% acima do alcançado no 2T12, explicado
principalmente pela descontratação da energia da Light Energia vendida anteriormente no mercado regulado e que
agora está contratada no mercado livre a preços mais elevados. O EBITDA ajustado, que inclui os ativos e passivos
regulatórios (CVA), totalizou R$ 397,2 milhões no trimestre, 20,1% acima do montante do 2T12;
� O lucro líquido aumentou 46,2% em relação ao 2T12, totalizando R$ 58,2 milhões, neste trimestre, em função da
redução nas despesas financeiras e pelo desempenho operacional dos segmentos de distribuição e de geração.
Considerando a CVA, o lucro líquido ajustado totalizou R$ 136,9 milhões, 52,5% acima do montante do 2T12;
� As perdas não-técnicas dos últimos 12 meses foram de 44,2%, calculadas sobre o mercado faturado de baixa
tensão (critério Aneel), representando uma redução de 1,2 p.p. em relação a dezembro de 2012.
� A taxa de arrecadação do trimestre foi de
104,2% do faturamento, 0,3 p.p. acima do
nível observado no mesmo trimestre de
2012. A constituição de provisões para
crédito de liquidação duvidosa (PCLD)
representou 2,5% da receita bruta de
faturamento de energia, refletindo uma
redução de 0,9 p.p. ou R$ 23,9 milhões
contra o 2T12.
� A Companhia encerrou o mês de junho com
dívida líquida de R$ 4.056,1 milhões, em
linha com março de 2013. O índice de
alavancagem calculado pela relação Dívida
Líquida/EBITDA ficou em 2,62x;
BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 14/08/2013 Tel: +55 (21) 2211-2828/2560 Total de ações: 203.934.060 ações Horário: 16h00 Brasil // 15h00 US ET Fax: +55 (21) 2211-2787 Free Float: 70.175.480 ações (34,41%) Telefones: +55 (11) 2188 0200 // +1 (646) 843 6054 E-mail: [email protected] Valor de Mercado (12/08/13): R$ 3.601 milhões Webcast: www.light.com.br Website: www.light.com.br/ri
1 EBITDA calculado de acordo com a Instrução CVM 527/2012 e representa: lucro líquido + imposto de renda e contribuição social + despesas
financeiras líquidas + depreciação e amortização.
2T13 2T12 Var. % 1S13 1S12 Var. %
Carga Fio* 8.619 8.600 0,2% 18.529 18.283 1,3%Energia Faturada - Cativo 4.954 4.916 0,8% 10.526 10.295 2,2%Consumo na área de concessão ** 5.897 5.754 2,5% 12.303 11.934 3,1%Energia Transportada - TUSD ** 942 837 12,5% 1.777 1.639 8,4%Energia Vendida - Geração 1.149 1.298 -11,5% 2.416 2.812 -14,1%
Energia Comercializada (Esco) 1.050 386 172,2% 2.081 784 165,2%
2T13 2T12 Var. % 1S13 1S12 Var. %
Receita Líquida*** 1.671 1.628 2,6% 3.532 3.389 4,2%EBITDA 278 255 8,9% 633 689 -8,0%Margem EBITDA*** 16,6% 15,7% 0,9 p.p. 17,9% 20,3% -2,4 p.p.Lucro/prejuízo Líquido 58 40 46,2% 137 180 -23,9%
Endividamento Líquido 4.056 3.263 24,3% 4.056 3.263 24,3%
Investimentos 164 185 -11,6% 327 328 -0,5%* Carga própria + uso da rede.
*** Descons iderando recei ta de construção.
Destaques Operacionais (GWh)
Destaques Financeiros (R$ MM)
** Foi descons iderado o cl iente l ivre CSN, tendo em vi s ta a planejada sa ída desse cl iente
para a Rede Bás ica .
2
� Em 08/08/2013, a Companhia aprovou, por meio da Light Energia, a celebração de acordo de investimento com
Cemig Geração e Transmissão S.A. (CEMIG GT), Renova Energia S.A., RR Participações S.A. e Chipley SP
Participações S.A. visando disciplinar a entrada da Cemig GT no bloco de controle da Renova Energia, bem como a
estruturação da Chipley como veículo de crescimento, com participação de Cemig GT e da Renova, para o qual será
cedido o Contrato de Compra e Venda de Ações da Brasil PCH S.A. (CCVA Brasil PCH), celebrado entre CEMIG GT e a
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, em 14/06/2013.. Para maiores detalhes, ver a seção de Eventos Recentes.
� Em 08/08/2013, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o requerimento, por sua controlada, Itaocara
Energia Ltda., que detém 51% do Consórcio UHE Itaocara, de rescisão do Contrato de Concessão nº 12/2001, do
projeto UHE Itaocara, perante à Aneel. A referida rescisão não ensejará ônus à Itaocara Energia, uma vez que lhe
serão assegurados os direitos conferidos pelo art. 4º - A da Lei nº 9.074/2005, introduzido pela Lei nº 12.839/2013,
quanto: (i) à liberação das garantias de cumprimento das obrigações do Contrato de Concessão; (ii) ao não
pagamento pelo Uso de Bem Público; e (iii) ao ressarcimento dos custos incorridos na elaboração de estudos ou
projetos.
� Em 01/08/2013, a Moody’s divulgou os relatórios com os ratings da Light SESA, Light Energia e Light S.A., que se
mantiveram estáveis em Aa2.br para escala nacional e Ba1 para escala internacional, mantendo-as em grau de
investimento, ambas com perspectiva estável.
3
Apresentação dos resultados do 2º trimestre e do 1º semestre de 2012
Os resultados referentes ao 2º trimestre e 1º semestre de 2012 foram reclassificados em razão de mudança de
prática contábil no tocante à consolidação dos resultados das empresas controladas em conjunto pela Light (joint
ventures), em decorrência da entrada em vigor do IFRS 11 (CPC 19 R2).
A reclassificação teve efeito sobre as contas de resultado, mas não alterou o lucro líquido, pois os resultados das
empresas controladas em conjunto passaram a ser incluídos como resultado de equivalência patrimonial.
As empresas que deixaram de ser consolidadas foram: Renova Energia, Guanhães Energia, Lightger, Axxiom,
Amazônia Energia e E-Power. Para mais informações, ver Anexo V deste release.
A Demonstração de Resultado das empresas investidas, equivalente à participação proporcional, está incluída no
Anexo VI deste release. Tal informação deve ser interpretada como complementar, única e exclusivamente para
efeito de análise comparativa, uma vez que não está de acordo com as práticas contábeis brasileiras.
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Índice 1. A Empresa ................................................................................................................................. 5
2. Desempenho Operacional ......................................................................................................... 6
2.1 Distribuição .......................................................................................................................... 6
Balanço Energético ............................................................................................................ 9
Perdas de Energia Elétrica ............................................................................................... 10
Arrecadação ..................................................................................................................... 13
Qualidade Operacional .................................................................................................... 14
2.2 Geração .............................................................................................................................. 15
2.3 Comercialização e Serviços ................................................................................................ 15
3. Desempenho Financeiro ......................................................................................................... 15
3.1 Receita Líquida ................................................................................................................... 16
Consolidado ..................................................................................................................... 16
Distribuição ...................................................................................................................... 17
Geração ............................................................................................................................ 18
Comercialização e Serviços .............................................................................................. 18
3.2 Custos e Despesas ............................................................................................................. 19
Consolidado ..................................................................................................................... 19
Distribuição ...................................................................................................................... 19
Geração ............................................................................................................................ 22
Comercialização e Serviços .............................................................................................. 23
3.3 EBITDA ............................................................................................................................... 24
Consolidado ..................................................................................................................... 24
Distribuição ...................................................................................................................... 26
Geração ............................................................................................................................ 26
Comercialização e Serviços .............................................................................................. 26
3.4 Resultado Financeiro Consolidado .................................................................................... 27
3.5 Endividamento ................................................................................................................... 28
3.6 Lucro Líquido ..................................................................................................................... 30
3.7 Investimentos .................................................................................................................... 31
Projetos de Expansão da Geração ................................................................................... 33
4. Fluxo de Caixa .......................................................................................................................... 36
5. Governança Corporativa ......................................................................................................... 37
6. Mercado de Capitais ................................................................................................................ 37
7. Eventos Recentes .................................................................................................................... 40
8. Programa de Divulgação ......................................................................................................... 42
5
1. A Empresa
A Light S.A. é uma holding que controla subsidiárias e empresas coligadas que participam principalmente em três
segmentos de negócio: distribuição, geração e comercialização/serviços de energia. De forma a aumentar a
transparência de seus resultados e possibilitar uma melhor avaliação por parte dos investidores, a Light apresenta
também seu resultado de forma segmentada. Abaixo, a estrutura organizacional da Companhia em junho de 2013:
Light S.A. (Holding)
100% 51% 20%100% 100% 100%100% 100%51% 25,5%100%
Light Serviços de Eletricidade
S.A.
Lightger
S.A.
Itaocara
Energia Ltda.
Amazônia
Energia S.A.
Light EscoPrestação de Serviços S.A.
LightcomComercializadora
de Energia S.A.
Light Soluções em Eletricidade
Ltda.
Instituto
Light
AxxiomSoluções
Tecnológicas
S.A.
CR ZongshenE-Power
Fabricadora de Veículos S.A.
GuanhãesEnergia
S.A.
21,99%
Renova Energia
S.A.
Central Eólica Fontainha
Ltda.
100%
Central Eólica São Judas
Tadeu Ltda.
100% 9,77%
Norte
Energia S.A.
33%
EBL Cia de Eficiência Energética
S.A.
Light Energia
S.A.
Distribuição Geração Comercialização e Serviços Institucional Sistemas VeículosElétricos
51%
INDICADORES OPERACIONAIS 2T13 2T12 Var. %
Nº de Consumidores (Mil) 4.128 4.059 1,7%
Nº de Empregados 4.242 4.209 0,8%
Tarifa média de fornecimento - R$/MWh 361 444 -18,8%
Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (sem impostos) 252 307 -17,9%
Custo médio de compra de energia¹ - R$/MWh 138 116 18,7%
Capacidade Instalada de Geração (MW)* 942 879 7,1%
Garantia Física (MW)2 687 653 5,2%
Perdas internas e Bombeamento (MW) 87 87 -
Energia disponível (Mwmédio) 600 566 6,0%
Geração Líquida (GWh) 1.255 1.170 7,3%
Fator de Carga 62,3% 65,3% -
¹Não inclui compra no spot
*Inclui participação proporcional nas coligadas
6
2. Desempenho Operacional
2.1 Distribuição
O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres2) no
2T13 foi de 5.897 GWh, um aumento de 2,5% em relação ao mesmo período de 2012, influenciado principalmente
pelo aumento no consumo de 5,1% no segmento comercial e 4,1% no segmento industrial.
Considerando a energia consumida pelo cliente livre CSN, o consumo total no 2T13 foi de 6.304 GWh, 2,3% superior
ao consumo de 6.160 GWh do 2T12.
No segmento residencial, o consumo totalizou 1.972 GWh no trimestre, respondendo por 33,4% do mercado total. O
consumo residencial ficou estável, 0,1% maior quando comparado ao 2T12, mesmo com a queda na temperatura de
1,2°C no mês de abril deste ano em comparação ao do ano passado.
O segmento comercial, que representou 33,3% de participação no mercado total, consumiu 1.962 GWh neste
trimestre, apresentando crescimento de 5,1% em comparação com o mesmo período de 2012, impactado pelo bom
2 Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a
energia faturada do cliente livre CSN, tendo em vista a então planejada saída deste cliente para a Rede Básica. O consumo de energia da CSN totalizou 407 GWh no 2T13 e 407 GWh no 2T12.
2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13
1.969 1.972
1.685 1.748
373 342889 893
4.916 4.954
182 215
607 67848 49
837 942
Consumo de Energia Total (GWh) (Cativo + Livre) - Trimestre
Cativo Livre
Residencial IndustrialComercial Outros Total
1.867 1.962
937942
980 1.021
5.754 5.897
0,1%
4,1%
5,1%
0,6%
2,5%
7
desempenho da atividade econômica na área de concessão. No 2T13, o mercado livre foi adicionado com 2
instalações que consumiram como clientes cativos no 2T12. Tais migrações corresponderam a um acréscimo
equivalente a 3,3 GWh no mercado livre no trimestre.
O consumo total dos clientes industriais foi de 1.021 GWh, com participação de 17,3% no mercado total,
apresentando um aumento de 4,1% em relação ao 2T12. Tal desempenho foi impulsionado pelo mercado livre, que
apresentou um crescimento de 11,7%, influenciado principalmente pelas indústrias de aço e papel. Entre abril e
junho deste ano, houve 2 migrações de clientes do mercado cativo para o mercado livre, totalizando um consumo de
1,1 GWh no trimestre.
Em relação às demais classes, que representaram 16,0% do mercado total, houve um aumento de 0,6% do consumo
em relação ao primeiro trimestre de 2012. As classes rural, poder público e serviço público, com representatividade
de 0,2%, 6,8% e 5,7% no mercado total, apresentaram redução de 1,8% e aumento de 1,1% e 0,1%, respectivamente,
em relação ao 2T12.
O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres3) no
1S13 foi de 12.303 GWh, um aumento de 3,1% em relação ao mesmo período de 2012, influenciado principalmente
pelo desempenho da classe comercial e pela suspensão de clientes inadimplentes de longa data, com impacto de 35
3 Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, foi desconsiderada a
energia faturada do cliente livre CSN, tendo em vista a então planejada saída deste cliente para a Rede Básica. O consumo de energia da CSN totalizou 841 GWh no 1S13 e 754 GWh no 1S12.
1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13
4.317 4.395
3.434 3.625
774 7011.771 1.806
10.295 10.526374 430
1.167 1.24498 103
1.639 1.777
Consumo de Energia Total (GWh) (Cativo + Livre) - Semestre
Cativo Livre
Residencial IndustrialComercial Outros Total
3.8084.055
1.868 1.9091.941
1.945
11.934 12.303
1,8%
0,2%
6,5%
2,2%
3,1%
8
GWh a menos no consumo faturado do 1S13. Sem o efeito desta suspensão, o consumo apresentaria aumento de
3,4% entre os semestres.
Considerando a energia consumida pelo cliente livre CSN, o consumo total no 1S13 foi de 13.145 GWh³ em
comparação a 12.687 GWh no 1S12.
O segmento residencial, com consumo de 4.395 GWh, neste semestre, 35,7% do mercado total, apresentou um
aumento de 1,8% comparado ao mesmo período do ano anterior. Esse resultado foi influenciado pelas ações de
encerramento contratual de clientes inadimplentes de longa data e de reclassificação de condomínios prediais para a
classe comercial. Sem tais ações, o consumo residencial apresentaria um aumento de 5,3%. O consumo médio
mensal aumentou de 188,9 kWh no 1º semestre de 2012 para 196,4 kWh no 1S13.
Os clientes da classe comercial consumiram 4.055 GWh, 33,0% do consumo do mercado total, apresentando um
aumento de 6,5%. Esse resultado foi influenciado pela reclassificação de condomínios prediais para a classe
comercial e pelo bom desempenho das atividades do comércio varejista, serviços para edifícios e atividades de
atenção à saúde humana, com crescimento de 2,9%, 29,3% e 3,4%, com respectivas participações de 29,5%, 15,3% e
3,9%. Sem o efeito da reclassificação dos condomínios, o segmento comercial cresceria 3,5%. No semestre, vinte e
um clientes migraram para o mercado livre, totalizando um consumo de 40 GWh. Além destes, setenta e um clientes
que já eram livres, consumiram 25 GWh a mais que no primeiro semestre de 2012.
No 1S13, o consumo total dos clientes industriais foi de 1.945 GWh, apresentando um aumento de 0,2%,
praticamente em linha com o primeiro semestre de 2012. Entre os dois períodos, houve migração de oito clientes
para o mercado livre. Estes clientes totalizaram um consumo de 25 GWh no 1S13.
9
Balanço Energético
242,4 4.394,6
CCEAR Energia Industrial
Light Energia Faturada 701,1
25,0 10.526,3
Comercial14.658,6 3.624,9
Perdas de2.638,3 Energia Demais
14.905,3 4.132,3 1.805,7
3.838,2
3.150,1
749,3
3819,5
442,5
(*) Outros = Compra no Spot - Venda no Spot.
OBS: 1) Na Light S.A existe eliminação de venda/compra de Energia Elétrica entre as empresas.
2) Dados de compra de energia do dia 08/07/2013 (sujeitos a alteração).
COTAS
ANGRA I E II
NORTE FLU
(CCEE)
OUTROS(*)
(CCEE)
Carga Própria
Light
Perdas Rede Básica 215,3
31,4Ajuste
LEILÕES
(CCEE)
BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWhPosição: janeiro a junho de 2013
PROINFA
ITAIPU
(CCEE) E.Requerida
(CCEE)
Residencial
Balanço de Energia (GWh) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
= Carga Fio 8.619 8.600 0,2% 18.529 18.283 1,3%
- Energia medida transportada para concessionárias 596 664 -10,2% 1.229 1.314 -6,4%
- Energia medida transportada para clientes livres* 1.318 1.223 7,8% 2.641 2.427 8,8%
= Carga Própria 6.705 6.712 -0,1% 14.659 14.543 0,8%
- Consumo mercado cativo 4.954 4.916 0,8% 10.526 10.295 2,2%
Mercado Baixa Tensão 3.262 3.211 1,6% 7.058 6.823 3,4%
Mercado Média Tensão 1.692 1.706 -0,8% 3.468 3.472 -0,1%
= Perdas + Energia não faturada 1.750 1.796 -2,6% 4.132 4.248 -2,7%
*Incluindo CSN.
10
Perdas de Energia Elétrica
As perdas não-técnicas totalizaram 5.953 GWh nos últimos 12 meses, representando 44,2% sobre a energia faturada
no mercado de baixa tensão (metodologia de cálculo Aneel), com redução de 1,2 p.p. em relação às perdas dos 12
meses encerrados em dezembro de 2012.
As perdas totais da Light SESA somaram 8.582 GWh, ou 23,4% sobre a carga fio, no período de doze meses
encerrado em junho de 2013, com redução de 0,2 p.p em relação ao índice de dezembro de 2012.
Para potencializar a redução das perdas não-técnicas, a Light vem investindo em ações que vão desde os processos
convencionais de inspeção de fraude, passando pela modernização da rede e dos sistemas de medição até o projeto
APZ (Área de perda zero). Dentre estas ações, destacam-se:
• Inspeções de unidades consumidoras: São realizadas em clientes do
segmento do varejo da baixa tensão, indicados por sistema de
inteligência de seleção de clientes. No 2T13, foram realizadas 13.831
normalizações, contra 12.638 no 2T12 (9,4% de incremento). Com relação
à incorporação de energia, o índice no 2T13 foi de 11,7 GWh,
comparando com 9,8 GWh do 2º trimestre de 2012. Adicionalmente, a
recuperação de energia subiu de 25,6 GWh no 2T12 para 29,8 GWh no
2T13 (aumento de 16%). Comparando o nível de acerto entre o 2T12 e
2T13, houve um incremento de 5,6 p.p., o que mostra maior eficiência no
processo de seleção de potenciais clientes com fraude.
• Inspeção BT indireto: A inspeção de clientes de grande porte, atendidos por sistemas de medição indireta
em baixa tensão, representa uma importante fatia da incorporação e recuperação de energia da Light. No
2T13, foram realizadas 1.190 normalizações contra 780 no mesmo período de 2012, e, ainda no mesmo
1S12 1S13
24.143
26.077
Clientes Normalizados
8,0%
jun/12 set/12 dez/12 mar/13 jun/13
7.838 8.057 8.584 8.647 8.582
Evolução das Perdas Totais12 meses
Perdas (GWh)
22,3% 22,7% 23,6% 23,6% 23,4%
15,6% 15,8% 16,5% 16,5% 16,3%
Perdas CFio % Perdas Não-Técnicas/C. Fio (%)
jun/12 set/12 dez/12 mar/13 jun/13
5.457 5.615 6.007 6.029 5.953
Perdas Não Técnicas/Mercado BT12 meses
Perdas Não Técnicas (GWh)
42,2% 43,1% 45,4% 44,9% 44,2%
34,2% 33,8% 33,3% 32,8% 32,4%
Perdas Não-Técnicas/Mercado BT (%)
Perdas Regulatórias
11
período, a respeito da incorporação e recuperação, houve um
incremento de 5,5 GWh para 14,9 GWh e uma redução de 6,2 GWh
para 5,5 GWh, respectivamente.
• Instalação de medidores eletrônicos com telemedição: A instalação
de medidores SMC (sistema de medição centralizada) contempla áreas
com alto índice de perdas, podendo contar com o auxílio das UPPs
(Unidades de Polícia Pacificadora) ou não. A presença das UPPs
viabiliza uma maior atuação da Light, seja no combate à inadimplência
ou ao furto de energia. Em áreas de UPP foram instalados 9.795
medidores eletrônicos no 2T13 e a energia incorporada por esta ação
foi de 17 GWh. Em áreas fora de UPP foram instalados 25.267
medidores eletrônicos, e a energia incorporada foi de 17,3 GWh. A
meta é encerrar o ano de 2013 com 460 mil medidores eletrônicos
instalados.
• Áreas de Perda Zero: Em agosto de 2012, foi criado o Projeto APZ,
baseado na conjugação de medidores eletrônicos e rede blindada com
equipes dedicadas de técnicos e agentes de relacionamento comercial
que têm metas e remuneração atreladas à melhoria dos indicadores
de perdas e inadimplência da sua respectiva área. Uma APZ típica
tem, aproximadamente, 15 mil clientes. O projeto, que é conhecido
comercialmente como “Light Legal” e conta com o apoio do SEBRAE
para capacitação dos microempresários parceiros, encerrou o mês de
junho de 2013 com 20 APZs em operação, abrangendo 318 mil clientes
na Baixada Fluminense, Zona Oeste e Zona Norte. A meta para 2013 é
de alcançar um total de 30 unidades do Light Legal, abrangendo um
universo de aproximadamente 400 mil clientes (10% do total de
clientes da Light). Desde o início do projeto, as APZs já inauguradas
vêm apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre
faturamento BT de 26 p.p. e aumento médio na arrecadação de 7 p.p..
Seguem abaixo, os resultados acumulados até junho, por APZ, das 17 áreas com resultados apurados:
jun-12 jun-13
250
376
Medidores Eletrônicos Instalados(mil unidades)
50,4%
1S12 1S13
50,4
69,4
Recuperação de Energia (GWh)
37,6%
1S12 1S13
35,335,6
Incorporação de Energia (GWh)
1,0%
12
Comunidades
Desde o início do processo de pacificação das
comunidades do Estado do Rio de Janeiro em 2009,
a Light vem incrementando sua atuação nessas
localidades com o objetivo de melhorar a qualidade
do fornecimento e evitar o furto de energia elétrica.
Até junho de 2013, já foram instalados 79 mil
medidores eletrônicos nas comunidades.
Das 33 comunidades que já contam com Unidades
de Polícia Pacificadora (UPP), a Light está presente em 15 delas e já concluiu a reforma da rede em 9, registrando
uma redução média das perdas de 51,8 p.p. (de 64,1% para 12,3%) e aumento médio da adimplência de 80,4 p.p. (de
9,6% para 93,3%), conforme tabela.
Antes Atual Antes Atual
Santa Marta 2009 95,00% 5,07% 0,20% 98,25%
Cidade de Deus 1 2010 52,10% 14,45% 23,10% 96,20%
Chapéu Mangueira 16,20% 101,39%
Babilônia 5,40% 97,14%
Cabritos 1,40% 96,57%
Tabajaras 9,50% 95,12%
Formiga 2011 73,30% 10,75% 31,40% 92,55%
Batan 2012 61,80% 8,87% 1,20% 91,01%
Borel 2013 60,50% 26,13% 9,40% 84,26%
AdimplênciaÁreas
62,30% 11,76%2011
2010
Ano de
Conclusão
Perdas
62,70% 8,55%
LocalidadeNúmero de
clientes
Perdas Não
Técnicas/Faturamento BT *Arrecadação
Curicica 13.034 11,9% 99,0%
Realengo 10.141 15,8% 98,1%
Cosmos 35.216 20,8% 105,1%
Sepetiba 18.960 31,5% 97,4%
Caxias 1 e 2 13.907 22,9% 93,7%
Belford Roxo 1 e 2 20.005 29,1% 94,8%
Vigário Geral 16.141 15,8% 99,6%
Caxias 3 16.768 22,9% 98,7%
Nova Iguaçu 1 32.423 31,5% 97,9%
Nova Iguaçu 2 20.500 24,5% 96,2%
Nilópolis 9.923 28,5% 94,1%
Nilópolis Convencional 11.080 14,0% 96,7%
Ricardo de Albuquerque 24.593 18,1% 97,6%
Mesquita 8.759 34,0% 94,8%
Cabritos/Tabajaras/Chapéu
Mangueira/Babilônia 5.277 11,6% 96,7%
Coelho da Rocha 17.621 16,8% 91,6%
Batan 7.151 9,5% 103,5%
Total 281.499 22,5% 98,2%
* O indicador reflete os resul tados acumulados até jun/13 a parti r do início da implementação de
cada APZ.
13
Arrecadação
No trimestre, a taxa de arrecadação atingiu
104,2% do total faturado, representando
um aumento de 0,3 p.p. em relação ao
2T12 e 2,2 p.p em relação ao 2T11. Todos
os segmentos apresentaram taxas de
arrecadação superiores a 100%, indicando
o pagamento de contas atrasadas e atuais.
Tal desempenho é reflexo principalmente
da continuidade do programa de combate à
inadimplência realizada ao longo do
trimestre.
No semestre, a taxa de arrecadação foi de
102,5%, também com desempenho superior
a 100% em todos os segmentos. O programa
de combate a inadimplência com o
progressivo processo de instalação de
medidores eletrônicos, cobranças mais
eficazes, aumento no volume de corte de
energia e da mudança de critério no tratamento de
clientes com inadimplência de longa data resultaram na
boa performance da taxa de arrecadação no semestre.
A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação
Duvidosa (PCLD) no 2T13 representou 2,5% da receita
bruta de faturamento de energia, totalizando R$ 48,4
milhões, R$ 23,8 milhões inferior ao valor de R$ 72,2
milhões provisionado no 2T12, ou 3,4% do faturamento
de energia daquele trimestre. No acumulado de 12
meses, sem considerar o provisionamento não
recorrente ocorrido no 4T12, a PCLD representou 1,3% da receita bruta de faturamento em junho de 2013, 1,6 p.p.
menor que o mesmo período do ano passado. O resultado é
reflexo das ações constantes de combate à inadimplência,
além da mudança de critério no tratamento de clientes com
inadimplência de longa data a partir de fevereiro de 2012.
Varejo Grandes Clientes Poder Público Total
100,7% 101,4%
108,3%
102,0%
105,0%
100,1%
107,4% 103,9%104,5%101,8%
108,1% 104,2%
Taxa de arrecadação por segmentoTrimestre
2T11 2T12 2T13
Varejo Grandes Clientes Poder Público Total
95,6%
100,1%
101,6%
97,7%98,0%
99,7%
104,0%
99,3%
102,0%103,4% 102,5% 102,5%
Taxa de arrecadação por segmento
Semestre
1S11 1S12 1S13
3,2% 3,2%3,0% 3,0%
2,9%
2,4%
1,9%
1,5%1,3%
2,4%
3,2%
2,8%2,6%
jun
-11
set-
11
de
z-1
1
mar
-12
jun
-12
set-
12
de
z-1
2
mar
-13
jun
-13
PCLD/ROB
Fornecimento Faturado - 12 meses
PCLD/ROB Provisionamento não recorrente (4T12)
2T13 2T12 1S13 1S12 2T13 2T12 1S13 1S12
PCLD 48,4 72,2 77,4 133,9 2,5% 3,4% 1,8% 3,0%
R$ MM % PCLD/ROB
14
Qualidade Operacional
A Light tem como compromisso manter o fornecimento de energia elétrica em elevados padrões de qualidade. No
segundo trimestre de 2013, foram aplicados R$ 24,4 milhões em investimentos visando à melhoria da qualidade do
fornecimento de energia elétrica. Além de contribuir para o melhor relacionamento entre a distribuidora e seus
clientes, o nível de qualidade será de grande importância no modelo regulatório, a partir das regras para o 3º ciclo de
revisão tarifária. As companhias serão incentivadas a buscar melhores índices de qualidade e ter o reconhecimento
disso através do fator X.
No 2T13, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 283 inspeções/manutenções em circuitos de média tensão,
substituídos 1.106 transformadores e podadas 30.669 árvores. Na rede de distribuição subterrânea foram realizadas
6.517 inspeções em câmaras transformadoras e 11.494 em caixas de inspeção, além de manutenção em 1101
transformadores, 57 chaves e em 29 protetores.
A média móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC – Duração Equivalente de Interrupção, que é expresso em
horas, atingiu o valor de 20,49. A média móvel referente ao FEC – Frequência Equivalente de Interrupção, expressa
em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 9,05. Para reverter a tendência dos indicadores globais de qualidade
(DEC e FEC), foi implementada uma reestruturação organizacional da Companhia, com foco nos processos de
operação e manutenção da rede elétrica, e em paralelo, está em vigor um plano de ação emergencial, através do
incremento das intervenções para podas de árvores e serviços na rede elétrica. Além disso, foi implantado em junho,
um novo software de gestão da distribuição – GDIS, com o objetivo de auxiliar nesse processo.
DEC FEC
2,69
1,38
3,80
1,79
DEC e FEC - Sem ExpurgoTrimestre
2T12 2T13
DEC FEC
15,89
7,55
20,49
9,05
DEC e FEC - 12 Meses
jun/12 jun/13
15
2.2 Geração
O total de energia vendida pela Light Energia no segundo trimestre de 2013 foi equivalente a 1.148,9 GWh, 11,5%
inferior ao mesmo período do ano passado, decorrente da menor venda de energia no mercado spot, que totalizou
apenas 14,2 GWh neste trimestre, 89,4% abaixo que o mesmo período do ano passado, em função da pior condição
hidrológica do sistema nacional, impactada pelo baixo nível dos reservatórios associado à menor média de chuvas
ocorridas no período. Os valores de GSF (Generation Scaling Factor) apurados nos meses de abril, maio e junho deste
ano foram de 101,7%, 100,2% e 97,8%, respectivamente, comparados com 113,2%, 107,1% e 106,3%, nos mesmos
meses do ano passado.
A energia vendida nos Ambientes de Contratação Regulada (ACR) e Livre (ACL) no 2T13 foi de 254,5 GWh e 880,2
GWh, respectivamente. No ACR, o volume de energia vendida ficou 74,0% abaixo do mesmo período de 2012,
decorrente principalmente do vencimento dos contratos de venda de energia negociados no mega leilão ocorrido
em 2004, em montante equivalente a 345 MW médios. Tais contratos foram renegociados no ACL, que apresentou
aumento de 370,8% na comparação entre os trimestres com preços em melhores condições.
No 1º semestre de 2013, foi vendido um total de 2.415,5 GWh, volume 14,1% inferior ao do 1S12, decorrente da pior
condição hidrológica do sistema nacional, impactada pelo baixo nível dos reservatórios associado à menor média de
chuvas ocorridas no período.
2.3 Comercialização e Serviços
No segundo trimestre de 2013, a comercialização direta de
energia elétrica da Light Esco e LightCom, oriunda das
fontes convencional e incentivada totalizou 1.049,8 GWh,
em comparação a 385,7 GWh comercializados no mesmo
período do ano anterior. O crescimento se deve
principalmente à venda da energia da Light Energia que
ficou disponível após o vencimento dos contratos firmados
no leilão de 2004.
No segmento de serviços, foi fechado um contrato no 2T13
para reforma de uma central de água gelada de um grande shopping no Rio de Janeiro.
LIGHT ENERGIA (GWh) 2T13 2T12 % 1S13 1S12 %
Venda no Ambiente de Contratação Regulada 254,5 977,2 -74,0% 518,1 2.029,1 -74,5%
Venda no Ambiente de Contratação Livre 880,2 186,9 370,8% 1.859,8 318,2 484,5%
Vendas no spot (CCEE) 14,2 133,6 -89,4% 37,6 464,9 -91,9%
Total 1.148,9 1.297,7 -11,5% 2.415,5 2.812,2 -14,1%
2T12 2T13 1S12 1S13
385,7
1.049,8
784,4
2.080,6
Volume (GWh)
165,2%
172,2%
16
Atualmente, a Light Esco possui 12 projetos em desenvolvimento, dentre o quais se destacam um projeto de
Cogeração para uma grande indústria de bebidas, com investimento total aproximado de R$ 85 milhões e outro
referente a um projeto de construção de uma usina fotovoltaica no estádio do Maracanã, em consórcio com a EDF
Consultoria em Projetos de Geração de Energia Elétrica Ltda.(“EDF Consultoria”) (51% da Light ESCO e 49% da EDF
Consultoria), cujo investimento por parte da Light ESCO totaliza R$ 6 milhões.
No primeiro semestre de 2013, a comercialização de energia somou o montante de 2.080,6 GWh, 165,2% acima dos
784,4 GWh comercializados no mesmo período de 2012.
3. Desempenho Financeiro
3.1 Receita Líquida
Consolidado
A receita operacional líquida do trimestre foi de 1.846,5 milhões, 3,2% acima da receita apurada no 2T12.
Desconsiderando a receita de construção, que tem efeito neutro no resultado, a receita líquida consolidada
Receita Líquida (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
Distribuição
Energia vendida 1.360,2 1.319,5 3,1% 2.969,2 2.768,0 7,3%
Energia Não Faturada (46,4) (22,5) 105,6% (126,0) 3,0 -
Uso da rede (TUSD) 146,4 143,2 2,2% 285,7 280,8 1,8%
Curto Prazo (Spot)¹ 5,1 16,9 -70,1% 5,1 17,6 -71,3%
Diversos 20,3 15,2 33,4% 37,8 42,0 -10,0%
Subtotal (a) 1.485,7 1.472,3 0,9% 3.171,8 3.111,4 1,9%
Receita de Construção² 175,6 162,2 8,2% 332,8 299,7 11,1%
Subtotal (a') 1.661,2 1.634,5 1,6% 3.504,7 3.411,1 2,7%
Geração
Venda Geração (ACR+ACL) 117,1 89,1 31,5% 260,7 170,8 52,6%
Curto Prazo¹ 13,2 21,6 -39,2% 13,2 34,4 -61,8%
Diversos 1,7 1,6 4,6% 3,4 3,3 5,9%
Subtotal (b) 132,0 112,3 17,5% 277,3 208,5 33,0%
Comercialização e Serviços
Revenda 167,4 57,9 189,1% 334,6 105,3 217,8%
Serviços 3,0 11,9 -75,1% 12,3 13,0 -5,3%
Subtotal (c) 170,4 69,8 144,2% 346,9 118,2 193,3%
Outros e Eliminações (d) (117,1) (26,5) 341,1% (264,0) (49,1) 438,2%
Total s/ rec. de construção (a+b+c+d) 1.670,9 1.627,9 2,6% 3.532,0 3.389,1 4,2%
Total (a'+b+c+d) 1.846,5 1.790,1 3,2% 3.864,8 3.688,8 4,8%
¹ Saldo da l iquidação no CCEE
² A controlada Light SESA contabil iza receitas e custos, com margem zero, relativos a serviços de construção ou melhoria da
infraestrutura util izada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica.
17
aumentou 2,6%, totalizando 1.670,9 milhões no 2T13. Todos os segmentos de atuação da Companhia apresentaram
crescimento, com destaque para as atividades de geração e comercialização, influenciadas pela venda de energia no
mercado livre a preços mais elevados, em substituição aos contratos antigos de venda de energia para o mercado
regulado.
Na comparação entre os semestres, desconsiderando a receita de construção, a receita líquida consolidada totalizou
R$ 3.532,0 milhões, 4,2% acima da registrada no 1S12.
Distribuição
A receita líquida do 2T13 totalizou R$ 1.661,2 milhões, representando um aumento de 1,6% em relação ao 2T12.
Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.485,7 milhões
nesse trimestre, 0,9% acima da receita verificada no mesmo período do ano passado.
O aumento da receita líquida neste trimestre é reflexo principalmente do crescimento de 2,5% do consumo no
mercado total, combinado com o aumento médio da tarifa de energia de 12,27% para o mercado cativo, a partir de 7
de novembro de 2012. Por outro lado, a receita também foi influenciada pelo Reajuste Tarifário Extraordinário
ocorrido em 24 de janeiro de 2013, que reduziu as tarifas em 19,63%, em média.
O mercado da distribuidora tem maior predominância dos segmentos residencial e comercial, que juntos,
representaram 72,1% da receita de energia vendida, enquanto a venda no mercado livre representou 10%.
No primeiro semestre de 2013, a receita líquida da distribuidora, desconsiderando a receita de construção, totalizou
R$ 3.171,8 milhões, 1,9% acima da registrada no mesmo período de 2012, em função principalmente, do
crescimento de 3,1% do consumo do mercado.
Residencial42%
Comercial30%
Outros13%
TUSD10%
Industrial5%
Receita Líquida por classe - R$ MM2T13
82,9
633,9
452,4
191,1
146,4
Residencial33%
Comercial30%
Livre16%
Outros15%
Industrial6%
Consumo de Energia Elétrica - (GWh)
2T13
1.971,5
1.747,7
892,9
942,2
342,3
18
Geração
A Receita Líquida do trimestre foi de R$ 132,0 milhões, um aumento de 17,5% em relação ao mesmo período de
2012. Esse resultado pode ser explicado pelo crescimento de 370,8% no volume de venda de energia no Ambiente de
Contratação Livre (ACL), cujos preços dos contratos são superiores aos praticados no mercado regulado, onde tal
energia era vendida anteriormente. O preço médio de venda, líquido de impostos, ponderado pelos dois mercados
foi de R$ 103,2/MWh no 2T13, em comparação a um preço de R$ 76,5/MWh no mesmo período do ano passado,
representando um aumento de 34,9%.
No 1S13, a receita líquida foi de R$ 277,3 milhões, 33,0% acima do 1S12, devido principalmente ao maior preço e
volume dos contratos de energia negociados no ACL, além do maior preço médio verificado no mercado spot.
Comercialização e Serviços
A receita líquida do segmento de comercialização e serviços no 2T13 apresentou um aumento de 144,2% em relação
ao 2T12, alcançando R$ 170,4 milhões. Esse efeito é decorrente do expressivo aumento no volume de energia
comercializada combinado com o maior preço praticado neste trimestre, em função principalmente da recolocação
da energia descontratada da Light Energia no final do ano passado, no mercado livre.
O preço médio de venda, líquido de impostos, foi de R$ 159,5/MWh no 2T13, em comparação a um preço de R$
150,1/MWh no mesmo período do ano passado, representando um aumento de 6,2%.
No 1S13, a receita líquida foi de 346,9 milhões, 193,3% superior à receita verificada no mesmo período do ano
passado.
19
3.2 Custos e Despesas
Consolidado
No segundo trimestre de 2013, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 1.665,7 milhões, apresentando
crescimento de 3,1% em comparação com o realizado no mesmo período do ano passado.
Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas consolidados deste trimestre, ficaram 2,5% acima do
2T12. Tal variação foi influenciada principalmente pelo crescimento de 164,5% dos custos do segmento de
comercialização, explicado pelo maior volume de compra de energia para revenda, além do aumento de 2,1% nos
custos e despesas do segmento de distribuição.
As eliminações totalizaram R$ 112,8 milhões, com aumento de 388,7% sobre o apurado no mesmo trimestre do ano
passado, em função principalmente da compra de energia da Light Energia pela Light ESCO.
No semestre, os custos e despesas operacionais consolidados, já desconsiderando os custos de construção,
totalizaram R$ 3.089,9 milhões, 7,6% superiores ao apurado no 1S12.
Distribuição
Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
Distribuição (1.570,5) (1.537,8) 2,1% (3.266,5) (3.029,7) 7,8%Distribuição s/ custo de construção (1.395,0) (1.375,6) 1,4% (2.933,7) (2.730,0) 7,5%
Geração (43,2) (39,4) 9,8% (81,4) (73,0) 11,5%
Comercialização e Serviços (164,7) (62,3) 164,5% (328,6) (107,2) 206,4%
Outros e Eliminações 112,8 23,1 388,7% 253,7 37,3 580,5%
Consolidado s/ custo de construção (1.490,2) (1.454,2) 2,5% (3.089,9) (2.872,9) 7,6%
Consolidado (1.665,7) (1.616,4) 3,1% (3.422,7) (3.172,6) 7,9%
Custos e Despesas (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.036,6) (1.053,0) -1,6% (2.258,2) (2.079,2) 8,6%
Custos de Compra de Energia (905,3) (841,1) 7,6% (1.944,8) (1.662,7) 17,0%
Custos com Encargos e Transmissão (126,4) (207,8) -39,2% (304,3) (408,3) -25,5%
Outros (Custos Obrigatórios) (4,8) (4,1) 17,2% (9,1) (8,3) 10,1%
Custos e Despesas Gerenciáveis (358,4) (322,6) 11,1% (675,5) (655,7) 3,0%
PMSO (202,3) (169,9) 19,0% (386,3) (337,6) 14,4%
Pessoal (65,2) (61,7) 5,6% (138,3) (126,5) 9,3%
Material (3,9) (3,8) 3,0% (7,6) (7,4) 3,3%
Serviço de Terceiros (108,6) (89,2) 21,7% (197,2) (174,4) 13,1%
Outros (24,5) (15,2) 62,0% (43,2) (29,3) 47,4%
Provisões (66,6) (84,0) -20,7% (111,8) (170,5) -34,4%
Depreciação e Amortização (83,8) (67,9) 23,6% (164,5) (143,6) 14,6%
Outras Receitas/Despesas Operacionais (5,7) (0,8) 567,2% (12,9) (4,1) 219,2%
Custo de Construção (175,6) (162,2) 8,2% (332,8) (299,7) 11,1%
Custos Totais s/Custo de Construção (1.395,0) (1.375,6) 1,4% (2.933,7) (2.734,9) 7,3%
Custos Totais (1.570,5) (1.537,8) 2,1% (3.266,5) (3.034,6) 7,6%
20
No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia aumentaram 2,1% em relação ao 2T12.
Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram crescimento de 1,4%, decorrente
principalmente do aumento de 11,1% nos custos e despesas gerenciáveis.
Custos e Despesas Não Gerenciáveis
No segundo trimestre de 2013, os custos e despesas não gerenciáveis foram
de R$ 1.036,6 milhões, apresentando uma redução de 1,6% em relação ao
mesmo período de 2012. Este resultado incorpora os efeitos do Decreto nº
7.945/13 com a contabilização do repasse no 2T13 de recursos da CDE para
redução de custos no montante de R$ 55,8 milhões.
Os custos de compra de energia aumentaram 7,6% em relação ao 2T12. Tal
aumento foi influenciado pela elevação do PLD médio de R$ 164,0/MWh
(2T12) para R$ 249,5/MWh (2T13), que resultou em maiores gastos com os
Contratos por Disponibilidade, em função do despacho de usinas térmicas
por ordem do Operador Nacional do Sistema (ONS) para repor o nível dos
reservatórios. Adicionalmente, também contribuíram o reajuste do contrato
com a UTE Norte Fluminense em Nov/12, e a desvalorização cambial, que
impactou o custo de compra de energia de Itaipu.
Os custos com encargos e transmissão apresentaram redução de 39,2%,
decorrente principalmente do menor encargo de uso da rede, tendo em
vista a renovação dos contratos de concessão de algumas companhias
transmissoras.
1S131S12
53,7%52,9%
27,6%28,3%
15,9%
16,5%
2,7%
2,3%
Energia Comprada - R$ MM
Semestre
LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT
17,0%1.944,8
1.662,7
1S131S12
54,4%57,2%
21,1%21,1%
17,7%17,6%5,3%2,4%1,6%1,7%
Energia Comprada - GWhSemestre
LEILÕES NORTE FLU ITAIPU SPOT PROINFA
-0,6%
14.946 15.032
21
Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis:
Os custos não gerenciáveis são repassados na tarifa ao consumidor e o aumento de tais custos acima do nível
regulatório forma um saldo de ativo regulatório (CVA), a ser considerado no próximo reajuste tarifário, mas que não
é registrado na demonstração de resultado, em função das normas internacionais de contabilidade (IFRS). Tais ativos
regulatórios somaram um valor de R$ 119,3 milhões neste trimestre, contra um ativo regulatório de R$ 75,7 milhões
no 2T12.
O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 134,9/MWh no segundo
trimestre de 2013, em comparação a um custo médio de compra de energia de R$ 126,0/MWh no 2T12,
representando um aumento de 7,1%.
Custos e Despesas Gerenciáveis
No segundo trimestre de 2013, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material,
serviços de terceiros, provisões, depreciação, outras receitas/despesas operacionais e outros, totalizaram R$ 358,4
milhões, apresentando aumento de 11,1% entre os períodos.
Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 202,3 milhões no trimestre, 19,0%
acima do 2º trimestre de 2012, resultado principalmente do crescimento das linhas de serviço de terceiros e outros,
que apresentaram desvios de R$ 19,4 e R$ 9,4 milhões, respectivamente.
O crescimento de 21,7% em serviços de terceiros foi ocasionado pelo aumento nos custos com: (i) atendimento de
emergência, em função das fortes chuvas ocorridas no mês de maio, no valor de R$ 5,6 milhões (ii) poda de árvores,
Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 2T13 2T12 Var. % 1S13 1S12 Var. %
Custos de Compra de Energia (905,3) (841,1) 7,6% (1.944,8) (1.662,7) 17,0%
Itaipu (165,0) (151,3) 9,0% (309,9) (274,1) 13,1%
UTE Norte Fluminense (270,0) (235,2) 14,8% (537,0) (470,6) 14,1%
Energia de Curto Prazo (Spot) 17,3 (10,9) - (53,0) (38,1) 39,2%
Risco Hidrológico 20,6 - - (110,9) - -
CDE - Risco Hidrológico (1,6) - - 129,8 - -
Exposição das Cotas - - - (160,4) - -
CDE - Exposição das Cotas - - - 160,4 - -
Demais (1,6) (10,9) -85,0% (72,0) (38,1) 89,1%
Leilão de energia (487,8) (443,7) 9,9% (1.044,8) (879,9) 18,7%
Contratos por Disponibilidade (236,5) (128,4) 84,2% (462,2) (199,1) 132,1%
Demais (251,2) (315,3) -20,3% (582,7) (680,8) -14,4%
Custos com Encargos e Transmissão (126,4) (207,8) -39,2% (304,3) (408,3) -25,5%
Encargos Serviços do Sistema - ESS (85,1) (22,5) 278,2% (300,4) (46,0) 553,1%
CDE - ESS 57,4 - - 193,6 - -
Transporte de Energia (50,7) (129,7) -60,9% (103,5) (260,6) -60,3%
Outros Encargos (48,0) (55,6) -13,7% (94,0) (101,7) -7,5%
Outros (Custos Obrigatórios) (4,8) (4,1) 17,2% (9,1) (8,3) 10,1%
Total (1.036,6) (1.053,0) -1,6% (2.258,2) (2.079,2) 8,6%
22
visando a melhoria da qualidade, no valor de R$ 4,9 milhões (iii) e impacto não recorrente com serviço de call center
no valor de R$ 3,4 milhões.
Na linha outros, o aumento de 62,0% na comparação entre os trimestres foi causado por manutenções e
aperfeiçoamentos em diversos softwares, no montante de R$ 8,3 milhões.
A conta provisões totalizou R$ 66,6 milhões, apresentando uma redução de 20,7%, em relação ao segundo trimestre
de 2012, explicado principalmente pela redução de R$ 23,8 milhões na PCLD, que totalizou R$ 48,4 milhões neste
trimestre, contra R$ 72,2 milhões provisionados no 2T12. O resultado reflete as ações de combate à inadimplência,
além da mudança de critério no tratamento de clientes com inadimplência de longa data a partir de março de 2012.
A linha de depreciação e amortização aumentou 23,6%, decorrente do trabalho de preparação da base de
remuneração, com o grande volume de investimentos e intensa unitização dos ativos.
Geração
Neste trimestre, os custos e despesas da Light Energia foram de R$ 43,2 milhões, apresentando um aumento de 9,8%
em comparação ao 2T12. Tal desempenho é explicado pelo aumento na linha de energia comprada, decorrente
principalmente da compra de energia gerada pela PCH Paracambi no montante de R$ 3,7 milhões.
Os custos e despesas no 2T13 ficaram assim compostos: pessoal (14,7%), materiais e serviços de terceiros (12,0%),
CUSD/CUST / Energia Comprada (23,8%), outros e depreciação (49,5%). O custo de PMSO por MWh gerado pelas
usinas da Light Energia, neste trimestre, ficou em R$ 16,1/MWh, frente a um valor de R$ 15,3/MWh no 2T12.
No 1S13, os os custos e despesas da Light Energia totalizaram R$ 81,4 milhões, R$ 8,4 milhões acima dos R$ 73,0
milhões acumulados no mesmo período de 2012. Esse crescimento no período foi impactado pela compra de energia
gerada pela PCH Paracambi que no semestre totalizou R$ 7,9 milhões.
Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
Pessoal (6,3) (5,4) 17,7% (11,6) (10,6) 10,1%
Material e Serviço de Terceiros (5,2) (4,4) 18,0% (8,8) (8,1) 8,6%
CUSD - CUST / Energia Comprada (10,3) (6,9) 48,6% (17,9) (11,4) 56,7%
Depreciação (13,7) (14,0) -2,0% (27,5) (28,1) -2,0%
Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,2 (0,0) - 0,2 1,9 -91,5%
Outras (inclui provisões) (7,8) (8,6) -9,3% (15,8) (16,8) -6,2%
Total (43,2) (39,4) 9,8% (81,4) (73,0) 11,5%
23
Comercialização e Serviços
Os custos e despesas do 2T13 totalizaram R$ 164,7 milhões, ficando 164,5% acima do realizado no mesmo período
de 2012. No semestre, os custos somaram R$ 328,6 mihões, que diante dos R$ 107,2 milhões apurados no 1S12
representaram uma variação de 206,4%. Este aumento se deu principalmente pelo custo de energia comprada, que
apresentou acréscimo de R$ 225,2 milhões entre os semestres, decorrente do aumento no volume de energia
comprada para comercialização.
Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 2T13 2T12 Var. % 1S13 1S12 Var. %
Pessoal (2,0) (1,5) 27,5% (3,9) (2,6) 50,6%
Material e Serviço de Terceiros (2,8) (6,8) -59,1% (2,8) (7,7) -63,7%
Energia Comprada (159,3) (53,1) 199,9% (320,8) (95,6) 235,4%
Depreciação (0,0) (0,1) -68,8% (0,1) (0,4) -80,5%
Outras Receitas/Despesas Operacionais - - - - - -
Outras (inclui provisões) (0,6) (0,6) -8,1% (1,0) (0,9) 10,7%
Total (164,7) (62,3) 164,5% (328,6) (107,2) 206,4%
24
3.3 EBITDA4
Consolidado
O EBITDA consolidado do segundo trimestre de 2013 foi de R$ 277,9 milhões, 8,9% acima do apurado no mesmo
trimestre de 2012, enquanto a margem EBITDA5 foi de 16,6%, 0,9 p.p. acima do 2T12. A descontratação da energia
da geradora no mercado regulado e a contratação no mercado livre a preços mais elevados foram os fatores
determinantes para o crescimento do EBITDA consolidado. Com isso, a atividade de geração aumentou sua
participação no EBITDA consolidado do trimestre, de 33,3% para 35,9%, enquanto a distribuição e a comercialização
reduziram suas participações, respectivamente, de 63,8% para 62,6% e 2,9% para 1,5%.
4 EBITDA calculado de acordo com a Instrução CVM 527/2012 e representa: lucro líquido + imposto de renda e contribuição social + despesas
financeiras, líquidas + depreciação e amortização. 5 Para o cálculo da margem EBITDA da Distribuição e do Consolidado foi desconsiderada a receita de construção, devido à contabilização de
receita e custo, com margem zero.
EBITDA por atividade*2T13
*Não considera eliminações
Distribuição - 62,6% Geração - 35,9%
Comercialização - 1,5%
(Margem EBITDA: 11,7%) (Margem EBITDA: 75,9%)
(Margem EBITDA: 2,5%)
EBITDA por atividade*2T12
Distribuição - 63,8%
(Margem EBITDA: 11,3%)
*Não considera eliminações
(Margem EBITDA:
Geração - 33,3%(Margem EBITDA: 77,1%)Comercialização - 2,9%
(Margem EBITDA: 10,9%)
EBITDA Consolidado (R$ MM) 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
Distribuição 174,5 166,2 5,0% 402,6 521,8 -22,8%
Geração 100,1 86,6 15,6% 219,4 164,2 33,6%
Comercialização 4,3 7,6 -43,8% 14,2 11,4 24,1%
Outros e eliminações (1,0) (5,4) -81,3% (3,2) (8,9) -64,4%
Total 277,9 255,1 8,9% 633,1 688,5 -8,0%
Margem EBITDA (%) 16,6% 15,7% - 17,9% 20,3% -
25
Quando ajustado pela CVA, isto é, os ativos e passivos regulatórios que deverão ser considerados no próximo
reajuste tarifário da distribuidora, refletindo, portanto, o potencial de geração bruta de caixa, o EBITDA ajustado
seria de R$ 397,2 milhões no 2T13, um aumento de 20,1% com relação ao mesmo trimestre de 2012.
No semestre, o EBITDA foi de R$ 633,1 milhões, 8,0% abaixo do mesmo período em 2012, com margem EBITDA de
17,9%. Por outro lado, considerando a formação de CVA, o EBITDA totalizaria R$ 853,5 milhões neste semestre,
12,0% superior ao do 1S12.
EBITDA Ajustado -
2T12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -2T12
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Outras Receitas
Operacionais
Provisões Equiv. Patrimonial
EBITDA -2T13
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
2T13
331255 255 298 343 310 301 278 278 278 278
397
7643 1
17 0,2119
EBITDA e EBITDA Ajustado 2T13/2T12- R$ Milhões
(33) (6)
20,1%
8,9%
EBITDA Ajustado -
1S12
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA -1S12
Receita Líquida
Custos Não Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
(PMSO)
Outras Receitas
Operacionais
Provisões Equiv. Patrimonial
EBITDA -1S13
Ativos e Passivos
Regulatórios
EBITDA Ajustado -
1S13
762 689 633854
74143
59220
EBITDA e EBITDA Ajustado 1S13/1S12- R$ Milhões
12,0%
-8,0%
(191)(52) (13) (1)
26
Distribuição
O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 174,5 milhões no 2T13, 5,0% acima do apurado no mesmo trimestre de 2012.
Tal resultado pode ser explicado principalmente pelo crescimento da receita líquida decorrente do crescimento do
mercado em 2,5%. Este resultado já incorpora os efeitos do Decreto nº 7.945/13 com a contabilização do repasse de
recursos da CDE para redução de custos no montante de R$55,8 milhões. A margem EBITDA6 foi de 11,7%, 0,4 p.p.
acima do 2T12. Parte do aumento do custo de compra de energia forma ativos e passivos regulatórios (CVA), que são
considerados para o reajuste tarifário. Ajustando o EBITDA da Distribuidora pela CVA, ele seria de R$ 293,8 milhões,
21,4% acima do EBITDA ajustado registrado no 2T12.
No semestre, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 402,6 milhões, redução de 22,8% em relação ao mesmo período no
ano passado. Este resultado foi influenciado pelo aumento no custo da compra de energia. Considerando os ativos e
passivos regulatórios (CVA), o EBITDA da Distribuidora no 1S13 seria de R$ 623,1 milhões, 4,6% maior que o do
mesmo período do ano anterior. A margem EBITDA do semestre foi de 12,7%, 4,1 p.p. abaixo do 1S12.
Geração
O EBITDA da Light Energia totalizou R$ 100,1 milhões neste trimestre, um aumento de 15,6% em comparação ao
2T12. Esse resultado pode ser explicado pela reprecificação dos contratos de venda de energia e que levou ao maior
volume de venda de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL) onde os preços dos contratos são mais altos do
que no mercado regulado (ACR). A margem EBITDA do trimestre foi de 75,9%, 1,3 p.p. abaixo do 2T12.
No semestre, o EBITDA totalizou R$ 219,4 milhões, 33,6% superior ao montante apurado no 1S12. A margem EBITDA
do semestre foi de 79,1%, 0,4 p.p. acima do 1S12.
Comercialização e Serviços
O EBITDA totalizou R$ 4,3 milhões neste trimestre, 43,8% abaixo do montante apurado no 2T12. Tal resultado é
explicado principalmente por conta da redução da receita do segmento de serviços tendo em vista o menor nível de
atividade desse segmento. A margem EBITDA do trimestre foi de 2,5%, 8,4 p.p. abaixo do 2T12.
No semestre, o EBITDA totalizou R$ 14,2 milhões, 24,1% acima do montante apurado no 1S12. A margem EBITDA do
semestre foi de 4,1%, 5,6 p.p. abaixo do 1S12.
6 Para o cálculo da margem EBITDA da Distribuição e do Consolidado, foi desconsiderada a receita de construção, devido à contabilização
de receita e custo, com margem zero.
27
3.4 Resultado Financeiro Consolidado
O resultado financeiro do trimestre foi negativo em R$ 95,5 milhões, diminuindo 21,1% em relação ao resultado
financeiro negativo de R$ 121,1 milhões registrado no segundo trimestre de 2012.
A receita financeira do trimestre foi de R$ 130,9 milhões, resultado 106,3% superior ao verificado no mesmo período
de 2012. A principal variação da receita foi no resultado do swap líquido, porém, compensado pela despesa
financeira com variação monetária e cambial. Outro impacto relevante na receita financeira ocorreu na linha de
outras receitas, cujo principal efeito foi o registro da atualização da base de ativos da distribuidora, calculada pelo
valor novo de reposição, no montante de R$ 6,7 milhões e a atualização de depósitos judiciais, no montante de R$
6,9 milhões.
A despesa financeira do trimestre somou R$ 226,4 milhões, com crescimento de 22,7% em relação ao mesmo
período de 2012. Tal variação na despesa financeira pode ser explicada principalmente pelo aumento na variação
monetária e cambial, resultante da desvalorização do real perante o dólar, cujo efeito foi totalmente neutralizado
pelo resultado do swap. Outro fator que explica a variação do resultado financeiro entre os trimestres é o ajuste a
valor presente realizado no 2T12, no valor de R$ 31,0 milhões, referente à antecipação do pagamento da dívida de
cliente com a Light.
No semestre, o resultado financeiro ficou negativo em R$ 234,3 milhões, reduzindo 6,5% em relação ao resultado
também negativo do primeiro semestre de 2012.
Resultado Financeiro - R$ MM 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
Receitas Financeiras 130,9 63,5 106,3% 147,0 93,7 56,9%
Juros sobre Aplicações Financeiras 12,2 10,1 20,5% 15,5 23,5 -34,2%
Variação Monetária - 0,5 - - 2,2 -
Resultado Swap Líquido 76,9 19,5 294,8% 54,5 17,6 209,5%
Acréscimo Moratorio / Multas sobre débitos 24,0 23,5 2,2% 45,2 42,1 7,3%
Outras Receitas Financeiras 17,8 9,9 80,2% 31,8 8,2 287,3%
Despesas Financeiras (226,4) (184,6) 22,7% (381,3) (344,4) 10,7%
Encargos da dívida (89,9) (85,2) 5,6% (162,4) (179,9) -9,8%
Variação Monetária e Cambial (71,7) (20,3) 253,6% (62,9) (16,0) 294,3%
Atualização de provisões para contingências (6,3) (4,7) 33,8% (25,3) (17,5) 44,6%
Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (4,9) (1,8) 178,6% (6,0) (4,0) 50,6%
Juros sobre Tributos (5,4) (0,5) 929,8% (7,2) (0,7) 885,5%
Parcelamento- multas e juros Lei.11.941/09 (REFIS) (2,8) (4,0) -28,9% (5,5) (6,9) -20,3%
Ajuste a valor presente 0,6 (30,0) - 0,9 (29,1) -
Compensação DIC/FIC (12,5) (9,9) 27,1% (37,6) (25,8) 45,9%
Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (3,0) 0,2 - (5,6) (4,4) 28,4%
Braslight (30,5) (28,5) 6,7% (69,9) (60,2) 16,0%
Encargos (15,6) (15,6) 0,0% (31,2) (31,3) -0,2%
Variação Monetária (14,8) (12,9) 14,9% (38,6) (28,9) 33,6%
Total (95,5) (121,1) -21,1% (234,3) (250,7) -6,5%
28
3.5 Endividamento
A dívida bruta da Companhia em 30 de junho de 2013 foi de R$ 6.101,3 milhões, apresentando aumento de 44,0%
em relação à posição de março de 2013. Quando comparada com o mesmo período de 2012, a dívida bruta
aumentou em 52,6%, ou R$ 2,3 bilhões, em função das captações realizadas no período, quais sejam: (i) 8ª emissão
de debêntures da Light SESA no valor de R$ 472 milhões junto ao FI-FGTS (agosto de 2012); (ii) 3ª emissão de
debêntures da Light Energia no total de R$ 30 milhões junto ao FI-FGTS (setembro de 2012), (iii) liberações de
R$ MM Circulante %Não
Circulante% Total %
Moeda Nacional 582,7 9,5% 4.734,0 77,6% 5.316,7 87,1%
Light SESA 550,1 9,0% 4.064,0 66,6% 4.614,1 75,6%
Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% 0,0 0,0% 0,0 0,0%
Debêntures 5a. Emissão 159,6 2,6% - - 159,6 2,6%
Debêntures 7a. Emissão 8,9 0,1% 648,9 10,6% 657,8 10,8%
Debêntures 8a. Emissão 2,9 0,0% 469,6 7,7% 472,5 7,7%
Debêntures 9a. Emissão - Série A - - 1.000,0 16,4% 1.000,0 16,4%
Debêntures 9a. Emissão - Série B - - 600,0 9,8% 600,0 9,8%
Eletrobras 0,5 0,0% 6,3 0,1% 6,8 0,1%
CCB Bradesco 95,2 1,6% 300,0 4,9% 395,2 6,5%
Capital de Giro - Santander 5,5 0,1% 80,0 1,3% 85,5 1,4%
BNDES (CAPEX) 120,9 2,0% 565,3 9,3% 686,2 11,2%
BNDES FINEM 149,9 2,5% 243,9 4,0% 393,8 6,5%
Banco do Brasil 4,0 0,1% 150,00 2,5% 154,0 2,5%
Outros 2,7 0,0% - - 2,7 0,0%
Light Energia 29,0 0,5% 662,2 10,9% 691,2 11,3%
Debêntures 1a. Emissão 3,3 0,1% 171,3 2,8% 174,7 2,9%
Debêntures 2a. Emissão 12,6 0,2% 423,5 6,9% 436,1 7,1%
Debêntures 3a. Emissão 0,2 0,0% 29,9 0,5% 30,0 0,5%
BNDES (CAPEX) 7,0 0,1% 26,1 0,4% 33,2 0,5%
BNDES FINEM 5,8 0,1% 11,4 0,2% 17,2 0,3%
Outros 0,0 0,0% - - 0,0 0,0%
Light ESCO 3,5 0,1% 7,8 0,1% 11,4 0,2%
BNDES - PROESCO 3,5 0,1% 7,8 0,1% 11,4 0,2%
Moeda Estrangeira 17,0 0,3% 767,6 12,6% 784,6 12,9%
Light SESA 16,2 0,3% 590,4 9,7% 606,5 9,9%
Tesouro Nacional 8,9 0,1% 30,6 0,5% 39,5 0,6%
Merril Lynch 5,9 0,1% 105,2 1,7% 111,1 1,8%
BNP 0,8 0,0% 100,1 1,6% 100,8 1,7%
Citibank 0,5 0,0% 221,6 3,6% 222,0 3,6%
Bank Tokyo 0,1 0,0% 132,9 2,2% 133,1 2,2%
Light Energia 0,8 0,0% 177,2 2,9% 178,1 2,9%
Citibank 0,8 0,0% 177,2 2,9% 178,1 2,9%
Dívida Bruta 599,6 9,8% 5.501,7 90,2% 6.101,3 100,0%
Disponibilidades 2.045,2
Dívida Líquida (a) 4.056,1
Dívida Braslight (b) 117,3 949,3 1.066,6
Dívida Líquida Ajustada (a+b) 5.122,7
29
recursos por parte do BNDES, ao longo de 2012, no montante de R$ 490
milhões, para a Light SESA; (iv) captação em moeda estrangeira de R$ 202
milhões e R$ 162 milhões, respectivamente, para a Light SESA e para a
Light Energia, através do Citibank, ambas com proteção à exposição
cambial através de operação de swap para Real (agosto e setembro de
2012); (v) captação no valor de R$ 150 milhões, através do Banco do Brasil,
para a Light SESA (fevereiro de 2013); (vi) captação em moeda estrangeira
de R$ 121 milhões, através do Banco Tokyo-Mitsubishi, para a Light SESA,
com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real
(março de 2013); (vii) liberação de R$ 56 milhões por parte do BNDES (maio de 2013) para a Light SESA; e (viii) 9ª
emissão de debêntures da Light SESA no montante total de R$ 1,6 bilhão junto ao Banco do Brasil (junho de 2013),
dividida em duas séries, tendo a primeira, de R$ 1,0 bilhão, um custo de CDI+1,15% e a segunda, de R$ 600 milhões,
um custo de IPCA+5,74%. Tais recursos foram utilizados para investimentos, capital de giro e pré-pagamento de R$
500 milhões referentes às Notas Promissórias Comerciais emitidas em maio de 2013 e de R$ 375 milhões em dívidas
mais caras, incluindo R$ 160, milhões da 5ª
emissão de debêntures que tinha um custo
de CDI+1,5%.
A relação dívida líquida/EBITDA reduziu de
2,73x em março de 2013 para 2,62x em
junho de 2013, já refletindo o efeito da não
consolidação de dívidas das participações
societárias em empresas com controle
compartilhado. Com isso, a Companhia
segue respeitando o covenant para tal
indicador, que é de 3,0x. A Companhia
possui também um covenant para o
indicador EBITDA/despesa de juros,
que deve ser acima 2,5x. Neste
indicador, o resultado obtido em
março foi de 4,83x. Vale mencionar
que o descumprimento do covenant
só se configura em caso de
ultrapassagem dos limites
estabelecidos para os indicadores
por 2 trimestres consecutivos ou 4 intercalados.
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Após 2022
266,0
663,3771,9
1006,5
799,2
665,1
437,4 441,7 441,6
191,6
347,1
Cronograma de Amortização (R$ MM)
jun/13 mar/13 2012
Dívida Bruta 6.101,3 4.471,8 4.666,0
+ Operações de Swap (97,5) (12,7) (29,4)
+ Fundo de Pensão 1.066,6 1.065,4 1.054,7
- Caixa 2.045,2 440,3 392,9
= Dívida Líquida para covenants (a) 5.025,2 5.084,1 5.298,4
EBITDA (12 meses) 1.402,5 1.379,2 1.456,2
+ Provisões 416,2 433,6 475,2
- Outras Receitas/Despesas Operacionais 363,0 368,6 375,6
+ Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) 477,2 433,6 330,4
- CVA Financeira 14,0 14,0 14,0
= EBITDA para covenants (b) 1.918,9 1.863,9 1.872,2
2,62 2,73 2,83
Múltiplo para efeito
de covenants R$ MM
Dívida Líquida / EBITDA (a/b)
jun/12 mar/13 jun/13
93,6%83,9% 87,1%
6,4%16,1% 12,9%
Endividamento
(Moeda Nacional x Estrangeira)
Moeda Nacional Moeda Estrangeira
*
* Equivale a 0,4% sem proteção cambial
30
O prazo médio de vencimento da dívida é de 4,2 anos, 0,5 p.p. abaixo do prazo médio do trimestre passado. O custo
médio da dívida denominada em reais ficou em 8,8% a.a., 1,1 p.p. acima do custo da dívida de março de 2013. O
custo médio para a dívida em moeda estrangeira, de 2,4% a.a., ficou 0,3 p.p. acima do custo médio do 1T13. Em
junho, 12,9% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira e, considerando o horizonte das
operações de proteção à exposição cambial, a exposição ao risco de moeda estrangeira ficou em 0,4%, em linha com
o trimestre passado. A política de proteção à exposição cambial consiste em proteger o fluxo de caixa vincendo nos
próximos 24 meses (principal e juros), através do instrumento swap sem caixa, com instituições financeiras de
primeira linha.
3.6 Lucro Líquido
A Light registrou lucro líquido de R$ 58,2 milhões neste trimestre, em comparação ao lucro de R$ 39,8 milhões do
segundo trimestre de 2012, representando um aumento de 46,2%. Tal resultado é explicado principalmente pela
redução na despesa financeira e pelo desempenho operacional dos segmentos de distribuição e de geração.
LL Ajustado 2T12
Ativos e passivos
Regulatórios
2T12 EBITDA Resultado Financeiro
Impostos Outros 2T13 Ativos e passivos
Regulatórios
LL Ajustado 2T13
90
40 40 4063
7458 58 58
13750
23
26(14)
(16)
79
Lucro Líquido e Lucro Líquido Ajustado 2T12/2T13 - R$ Milhões
52,5%
46,2%
31
Ajustando a parte do aumento do custo de compra de energia a ser repassado no reajuste tarifário, pela formação
de ativos e passivos regulatórios (CVA) não registrados no resultado, o Lucro Líquido ajustado teria sido de R$ 136,9
milhões, 52,5% superior ao resultado do 2T12.
No semestre, o lucro líquido foi de R$ 136,9 milhões, 23,90% abaixo do mesmo período em 2012. Considerando a
formação de CVA, o lucro líquido ajustado totalizaria R$ 282,3 milhões neste semestre, 23,6% superior ao do 1S12.
3.7 Investimentos
No primeiro semestre de 2013, o total investido pela Light somou R$ 326,7 milhões, ficando em linha com o
investido no mesmo período de 2012.
CAPEX (R$MM) 1S13 Partic. % 1S12 Partic. % Var %
Distribuição 272,8 83,5% 302,3 92,1% -9,8%
Reforço da rede e expansão 175,0 64,2% 151,1 50,0% 15,8%
Perdas 92,6 33,9% 106,6 35,3% -13,1%
Outros 5,2 1,9% 44,7 14,8% -88,3%
Administração 13,7 4,2% 14,8 4,5% -7,6%
Comerc./ Eficiência Energética 33,1 10,1% 2,7 0,8% 1137,4%
Geração 7,1 2,2% 8,5 2,6% -16,6%
Acumulado 326,7 100,0% 328,4 100,0% -0,5%
LL Ajustado - 1S12
Ativos e passivos
Regulatórios
1S12 EBITDA Resultado Financeiro
Impostos Outros 1S13 Ativos e passivos
Regulatórios
LL Ajustado - 1S13
228180 180
124 124 141 137 137 137
282
49(55)
1616 (20)
145
Lucro Líquido e Lucro Líquido Ajustado 1S12/1S13 - R$ Milhões
-23,9%
23,6%
32
O segmento de distribuição concentrou o maior volume, R$ 272,8 milhões, representando 83,5% do investimento
total e uma retração de 9,8% frente ao valor investido no 2S12. Dentre os investimentos realizados, se destacam: (i)
os direcionados ao desenvolvimento de redes de distribuição e expansão, com o intuito de atender ao crescimento
de mercado, aumentar a robustez da rede e melhorar a qualidade, no valor de R$ 175,0 milhões e (ii) o projeto de
perdas de energia (blindagem de rede, sistema de medição eletrônica e regularização de fraudes) no qual foi
investido o montante de R$ 92,6 milhões. Os investimentos na rede subterrânea estão incluídos nos investimentos
da rede de distribuição e da melhoria da qualidade.
Os investimentos em comercialização e eficiência energética passaram de R$ 2,7 milhões no 2T12 para R$ 33,1
milhões no 2T13. Esse aumento é explicado pelo projeto de cogeração que está sendo realizado junto a uma grande
indústria de bebidas.
33
Projetos de Expansão da Geração
A Companhia tem como um dos pilares do seu Planejamento Estratégico o aumento da participação do segmento de
geração de energia nos seus resultados. De modo a cumprir tal objetivo, foram anunciados diversos projetos de
geração assegurando o crescimento de sua capacidade instalada, que atualmente é de 942 MW. Com a incorporação
dos projetos de expansão programados, o quadro com a posição até 30 de junho é o seguinte:
Usinas Hidrelétricas
Existentes
Capacidade
Instalada
(MW)*
Energia
Assegurada
(MW)*
Início
OperacionalData do Ato
Ano de
Vencimento
da
Concessão /
AutorizaçãoFontes Nova 132 104 1942 jul-96 2026
Nilo Peçanha 380 335 1953 jul-96 2026
Pereira Passos 100 51 1962 jul-96 2026
Ilha dos Pombos 187 115 1924 jul-96 2026
Santa Branca 56 32 1999 jul-96 2026
Elevatórias - (87) - - -
Renova² 74 40 2008 dez-03 2033
PCH Paracambi¹ 13 10 2012 fev-01 2031
Total 942 600
Novos Projetos
Capacidade
Instalada
(MW)*
Energia
Assegurada
(MW)*
Início
Operacional
PCH Lajes¹ 9 8 2015
UHE Itaocara¹ 77 42 1° tri. 2015
Belo Monte³ 280 114 fev-15
Guanhães¹ 22 13
Dores de Guanhães 7 4 dez-13
Senhora do Pôrto 6 3 jan-14
Jacaré 5 3 fev-14
Fortuna II 5 3 out-13
Renova² 175 41
LER 2010 36 18 set-13
A-3 2011 47 23 mar-14
A-5 2012 5 N/D jan-17
PPA 88 0 2015/2016
Total 564 218
*Participação proporcional da Light
¹ 51% da Light
² 21,99% da Light
³ 2,49% da Light
Parque Gerador Atual
Ano de Vencimento da
Concessão / Autorização
2036
Projetos de Expansão da Geração
2046
2047
N/a
N/a
2031
2032
2032
2032
2045
2031
34
No segundo trimestre de 2013, ocorreram os seguintes eventos relacionados ao desenvolvimento dos projetos de
expansão da capacidade de geração da Light:
PCH Lajes
• O projeto básico já foi aprovado pela Aneel. A Aneel alterou em Junho de 2013 o regime de exploração de serviço
público para produtor independente de energia, com isto a PCH Lajes obteve 50% de redução da TUSD e da TUST. O
processo de contratação da construtora está previsto para o primeiro trimestre de 2014. Com a definição do
construtor será possível iniciar as obras, com geração prevista para 2015, uma vez que a PCH já possui a licença de
instalação emitida. A unidade com potência de 17 MW será instalada na antiga casa de força da UHE Fontes Velha.
Além de aumentar a capacidade de geração, outros benefícios advindos do projeto serão: o aumento da flexibilidade
operacional, a modernização do suprimento da adutora da CEDAE, o controle de cheias no Rio Piraí e a melhoria da
qualidade da água do Reservatório de Lajes.
Itaocara
• A concessão do Aproveitamento Hidrelétrico de Itaocara é de fevereiro de 2001, e atualmente pertence ao
Consórcio composto pela Itaocara Energia S.A. (51%), e Cemig Geração e Transmissão S.A. (49%). O projeto de
Itaocara foi planejado inicialmente com a potência de 195 MW. A pedido do IBAMA, visando a minimizar o impacto
ambiental, o Consórcio reviu a repartição das quedas e transformou em duas hidrelétricas, Itaocara I, de 145 MW, e
Itaocara II, de 50 MW. Após esta partição, o poder concedente formalizou somente a concessão de Itaocara I para o
Consórcio. No âmbito ambiental foi obtida em 29/07/2013 a Licença de Instalação (LI) do empreendimento.
Em 08/08/2013, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o requerimento, por sua controlada, Itaocara
Energia Ltda., de rescisão do Contrato de Concessão nº 12/2001, do projeto perante a Aneel. A referida rescisão não
ensejará ônus à Itaocara Energia, uma vez que lhe serão assegurados os direitos conferidos pelo art. 4º - A da Lei nº
9.074/2005, introduzido pela Lei nº 12.839/2013, quanto: (i) à liberação das garantias de cumprimento das
obrigações do Contrato de Concessão; (ii) ao não pagamento pelo Uso de Bem Público; e (iii) ao ressarcimento dos
custos incorridos na elaboração de estudos ou projetos.
Renova Energia (“Renova”)
• Alto Sertão II - LER 2010 e A-3 2011
Os parques eólicos do LER 2010, em conjunto com os parques eólicos do A-3 2011, formam o complexo eólico Alto
Sertão II, que tem 386,1 MW de capacidade instalada e está localizado no interior da Bahia, na mesma região onde a
Companhia possui o complexo eólico Alto Sertão I.
Em janeiro de 2013, a Companhia iniciou a montagem e instalação das turbinas eólicas dos parques do LER 2010.
No LER 2010 as atividades em curso referem-se às obras civis, obras eletromecânicas, entrega e montagem de
turbinas. Já foram concretadas 80 fundações de um total de 100. Foram entregues 53 turbinas de um total de 100,
35
sendo que destas, 39 já se encontram completamente montadas. As redes de média tensão, subestações e linhas de
transmissão em 230 kV também estão fase de montagem.
No A-3 2011 as atividades em curso referem-se às obras civis e já foram concretadas 41 fundações de um total de
130.
• Planta Solar:
Em julho de 2013, a Renova concluiu a instalação de projeto de energia solar fotovoltaica (geração distribuída), em
uma residência no Rio de Janeiro. O projeto tem capacidade de 13,3 kWp e aguarda a autorização da distribuidora
para a conexão.
• Comercialização de contrato de 15,0 MW médios de energia no mercado livre.
Em abril de 2013, a Renova comercializou no mercado livre 15,0 MW médios de energia para geração a partir de abril
de 2015. Os parques eólicos que atenderão à demanda deste contrato serão instalados na mesma região onde está
em operação o Alto Sertão I, no interior da Bahia.
Com a assinatura deste contrato, a capacidade instalada contratada da Companhia atingiu 1.290,4 MW, sendo 41,8
MW de PCHs e 1.248,6 MW de energia eólica. A Renova segue líder no mercado brasileiro de energia eólica.
36
4. Fluxo de Caixa
O saldo de caixa ao final do segundo trimestre de 2013 atingiu uma posição de R$ 2.037,3 milhões.
No trimestre, a geração de caixa foi de R$ 1.601,4 milhões, em contraste com a variação negativa de caixa do
segundo trimestre de 2012 no montante de R$ 110,6 milhões. Tal resultado pode ser explicado: (i) pela variação de
R$ 1.648,9 milhões na atividade de financiamento impactado pelo aumento das captações; e (ii) pela maior geração
de caixa operacional no período, 12,4% maior que no 2T12, influenciado principalmente pela linha dos tributos,
devido a compensação de ICMS a recuperar.
R$ MM 2T13 2T12 1S13 1S12
Caixa no Início do Período (1) 435,9 583,7 230,4 652,5
Lucro Líquido 58,2 39,8 136,9 179,8
IR/CS 26,6 12,2 69,8 85,9
Lucro Líquido antes IR e CS 84,8 52,0 206,7 265,7
PDD 48,4 72,2 77,4 133,9
Depreciação e Amortização 97,7 82,1 192,1 172,1
Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo
imobilizado baixado 7,0 0,7 8,9 2,2
Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras 72,3 20,3 62,9 15,9
Juros e Variações monetárias líquidas 86,4 116,4 171,8 216,5
Braslight 30,5 28,5 69,9 60,2
Complemento/ reversão de provisões 21,0 16,4 55,8 53,0
Resultado de Equivalência Patrimonial 0,5 0,6 1,1 (0,2)
Remuneração de Ativo Financeiro da Concessão (6,7) - (13,1) -
Outros (76,9) (19,5) (54,5) (17,6)
LAIR Base Caixa 365,0 369,8 779,1 901,7
Capital de Giro 114,1 134,4 197,0 (81,4)
Contingências (22,2) (19,9) (37,8) (38,2)
Tributos 36,5 (49,5) (8,1) (88,5)
Braslight (29,1) (27,7) (57,8) (89,5)
Outros (25,2) (13,3) (114,1) (33,0)
Tributos pagos (13,3) (7,0) (80,4) (60,4)
Juros pagos (98,0) (95,0) (147,3) (148,7)
Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) 327,8 291,7 530,5 362,0
Financiamentos Obtidos 2.158,4 - 2.433,5 -
Dividendos (74,8) (73,7) (74,8) (73,7)
Pagamentos de Empréstimos e Financiamento (595,6) (87,2) (658,1) (172,1)
Atividade de Financiamento (3) 1.488,0 (161,0) 1.700,6 (245,8)
Recebimento pela venda de ativo imobilizado/intangível - 0,7 - 1,7
Imobilizado/Intangível/Ativo Financeiro (186,0) (242,0) (372,6) (297,4)
Aplicações/Aquisições no Investimento (28,3) - (51,6) -
Atividade de Investimento (4) (214,4) (241,3) (424,2) (295,7)
Caixa no Final do Período (1+2+3+4) 2.037,3 473,1 2.037,3 473,1
Variação de Caixa (2+3+4) 1.601,4 (110,6) 1.807,0 (179,4)
37
5. Governança Corporativa
Em 30 de junho de 2013, o capital social da Light S.A. era composto por 203.934.060 ações ordinárias. Desse total,
97.629.463 encontravam-se em circulação.
Segue abaixo, estrutura acionária atual da Light:
6. Mercado de Capitais
As ações da Light são listadas no Novo Mercado da BM&FBovespa desde Julho de 2005, em consonância com as
melhores práticas de governança corporativa e com os princípios de transparência e equidade, além da concessão de
direitos especiais aos acionistas minoritários. As ações da Light S.A. compõem os índices Ibovespa, IGC, IEE, IBrX, ISE,
ITAG e IDIV. As ações da Light também são negociadas no mercado de balcão americano (Over-the-Counter - OTC),
através de ADR Nível 1, sob o ticker LGSXY.
CEMIG RME LEPSA BNDESPAR MERCADO
PARATI
CEMIGFIP
REDENTOR
REDENTORENERGIA
26,06% 13,03% 13,03% 13,46% 34,41%
75% 25%
13,03%100%
96,81% 100%
6,41%19,23%
BTGPACTUAL
SANTANDER
VOTORANTIM
BANCO DO BRASIL
28,57%
5,50%
28,57%
5,50%
28,57%
5,50%
14,29%
2,74%
MINORITÁRIOS
3,19% 0,42%
Free Float 47,9%
25,64%*
ESTRANGEIRO NACIONAL
57,38% 42,62%
Percentual em azul: participação indireta na Light
Light S.A.(Holding)
Grupo Controlador 52,1%
*12,61% (RME) + 13,03%(LEPSA)
38
As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 15,55 ao final de junho. O valor de mercado (n° de ações X valor
da ação) da Companhia encerrou o trimestre em R$ 3.171 milhões.
Os gráficos abaixo mostram o perfil dos detentores das ações em circulação da Companhia em junho de 2013.
O gráfico abaixo apresenta a evolução da ação da Light desde 02 de janeiro de 2012 até 12 de agosto de 2013.
Pessoa Física18,4%
Pessoa Jurídica Nacional
24,2%
Estrangeiros57,4%
Composição do Free Float*
* Não considera a participação da BNDESPAR
EUA60,5%
Europa22,7%
Ásia6,4%
Américas (ex. EUA)9,0%
Oceania1,4%
Estrangeiros
Média Diária 2T13 2T12 1S13 1S12
Quantidade títulos (Mil) 1.156,7 643,8 1.004,3 727,1
Nº de Negócios 3.935 2.621 3.409 2.554
Volume Negociado (R$ Milhões) 20,7 15,8 18,9 19,1
Cotação por ação (fechamento)* R$ 15,55 R$ 22,93 R$ 15,55 R$ 22,93
Valorização da LIGT3 -20,4% -0,8% -28,7% -10,6%
Valorização do IEE -8,4% 0,4% -11,7% 8,6%
Valorização do Ibovespa -15,8% -15,7% 7,4% -4,2%
* Ajustada por proventos
BM&F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3
39
2007 2008 2009 2010 2011 2012
100% 100%
76,3%81,0%
100,0%
86,5%
50%
Política de Dividendos MínimosPayout
Dividendos
A Companhia tem como política distribuir dividendos no valor mínimo equivalente a 50% do seu lucro líquido
ajustado, calculado em conformidade com o artigo 189 da Lei das S.A.s, com as práticas contábeis brasileiras e com
as regras da CVM.
No dia 26 de abril de 2013, foi aprovada pela Assembleia Geral Ordinária, a proposta de distribuição de R$
91.770.327,00, ou, R$ 0,45 por ação, de dividendos, referentes à reserva de lucros existente no balanço de 31 de
dezembro de 2012. Tal valor, somado aos já deliberados no curso do exercício, corresponde a um payout de 86,5%
do lucro líquido ajustado do ano e somado aos pagamentos no transcorrer de 2012 levaram a um dividend yield de
7,8% no ano.
Dividendos pagos, dividend yield e Payout
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
dez
/11
jan
/12
fev
/12
mar
/12
abr/
12
mai
/12
jun/
12
jul/
12
ago/
12
set/
12
out/
12
nov
/12
dez
/12
jan
/13
fev
/13
mar
/13
abr/
13
mai
/13
jun/
13
jul/
13
ago/
13
Light x Ibovespa x IEE
Base jan/12 = 100 até 12/08/2013
-31,2% Light
-11,4% Ibovespa
-19,9% IEER$/ação
28/12/12 22,32 12/08/13 17,66
2012IBOV 7,4%IEE -11,7%
LIGT3 -15,0%
2013IBOV -17,5%IEE -9,3%
LIGT3 -19,0%
40
7. Eventos Recentes
� No dia 22 de julho de 2013, houve a amortização extraordinária integral da 5ª Emissão de Debêntures
da Light SESA, no montante total aproximado de R$ 160 milhões. Os recursos utilizados na
amortização foram captados pela Light SESA através de sua 9ª Emissão de Debêntures, realizada no
dia 28 de junho de 2013. � Em 01/08/2013, a Moody’s divulgou os relatórios com os ratings da Light SESA, Light Energia e Light S.A.,
que se mantiveram estáveis em Aa2.br para escala nacional e Ba1 para escala internacional, mantendo-as
em grau de investimento, ambas com perspectiva estável.
� Em 08/08/2013, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o requerimento, por sua
controlada, Itaocara Energia Ltda., que detém 51% do Consórcio UHE Itaocara, de rescisão do Contrato de
Concessão nº 12/2001, do projeto UHE Itaocara, perante a Aneel. A referida rescisão não ensejará ônus à
Itaocara Energia, uma vez que lhe serão assegurados os direitos conferidos pelo art. 4º - A da Lei nº
9.074/2005, introduzido pela Lei nº 12.839/2013, quanto: (i) à liberação das garantias de cumprimento
das obrigações do Contrato de Concessão; (ii) ao não pagamento pelo Uso de Bem Público; e (iii) ao
ressarcimento dos custos incorridos na elaboração de estudos ou projetos.
� Em 8/8/2013 a Companhia divulgou Fato Relevante no qual divulgou a aprovação, por meio de sua
subsidiária Light Energia, a celebração de acordo de investimento com Cemig Geração e Transmissão
S.A. (CEMIG GT), Renova Energia S.A. , RR Participações S.A. e Chipley SP Participações S.A. visando
disciplinar a entrada da Cemig GT no bloco de controle da Renova, bem como a estruturação da
Chipley como veículo de crescimento, com participação de Cemig GT e da Renova, para o qual será
1S08 2S08 1S09 2S09 1S10 2S10 1S11 2S11 1S12 2S12 1S13
203
351408
187
432363 351
118182 170
92
87
87
4,2%
8,2%9,9%
1,7%
8,1% 8,1%6,1%
3,4% 3,3%5,4%
2,4%
Dividend Yeld*Dividendos
*Baseado no preço de fechamento do dia anterior ao anúncio.
JCP
41
cedido o Contrato de Compra e Venda de Ações da Brasil PCH S.A., celebrado entre CEMIG GT e a
Petrobras, em 14/06/2013.
Para que seja alcançado tal objetivo, será realizado um aumento de capital social da Renova, com a
cessão do direito de preferência na subscrição de novas ações de emissão da Renova pela Light Energia
e RR em favor da Cemig GT e a assinatura de um novo acordo de acionistas entre RR, Light Energia e a
Cemig GT.
O preço de emissão das ações na data base de 31/12/2012 será de R$ 16,2266 por ação ou R$ 48,68
por unit (1 ação ON + 2 ações PN), nos termos do art. 170, §1º, I da Lei das S.A., sendo que a parcela
do aumento do capital social da Renova a ser subscrita e integralizada pela Cemig GT será de R$
1.414.732.915,53. Os valores serão atualizados pela variação do CDI desde 31/12/2012.
Após a operação, a participação da Light Energia na Renova ficará entre 11,7% e 15,9% do capital
social total (atualmente é de 21,99%) e, em termos de ações ordinárias entre 14,2% e 20,7%
(atualmente é de 32,3%), mantendo todas as suas ações vinculadas ao Bloco de Controle.
Os recursos do aumento de capital serão total ou parcialmente utilizados pela Renova para a aquisição
da Brasil PCH, por intermédio da Chipley. Tal aquisição será de 49% a 100% do capital social votante da
Brasil PCH, sociedade holding detida pela Petrobras, Eletroriver S.A., BSB Energética S.A. e Jobelpa S.A..
A Brasil PCH detêm a propriedade de 13 pequenas centrais hidrelétricas, localizadas nos estados de
Minas Gerais, Rio de Janeiro, Espírito Santo e Goiás, todas em operação, com capacidade instalada
total de 291 MW e energia assegurada de 194 MWmédios, contratada até 2028 e 2029, através do
Proinfa.
Tanto a operação quanto o aumento de capital estão sujeitos a uma série de condições suspensivas e
comerciais, dentre as quais a aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica e pela
Agência Nacional de Energia Elétrica.
� Em 06/08/2013, em reunião de diretoria da Aneel, foi divulgada a proposta preliminar de Revisão
Tarifária da Light SESA e abertura da Audiência Pública para discussão da mesma no período de
07/08/2013 a 13/09/2013, com a realização de reunião presencial no dia 13/09, na cidade do Rio de
Janeiro. A proposta definitiva de tarifa da Light SESA entra em vigor a partir de 07/11/2013.
42
8. Programa de Divulgação
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.
Teleconferência
Brasil: +55 (11) 2188 0155
EUA: +1 866 890 2584
Demais países: +1 (646) 843-6054
Senha para os participantes: Light
Divulgação dos Resultados
14/08/2013, quarta-feira, às 16h00 (Horário de Brasília) e às 15h00
(Eastern Time), com tradução simultânea para inglês
Condições para acesso:
Webcast: link no site www.light.com.br/ri (português e inglês)
Conference Call - Telefones para conexão:
Contato e-mail Telefone
Luiz Felipe Negreiros de Sá [email protected] +55 21 2211-2814
Gustavo Werneck Souza [email protected] +55 21 2211-2560
Carlos Cotrim Rodrigues Pereira [email protected] +55 21 2211-2828Marcelle Henriques Pelajo [email protected] +55 21 2211-7392
Fale com o RI
43
ANEXO I
Demonstração dos Resultados por Empresa - R$ milhões
LIGHT SESA 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
Receita Operacional Líquida 1.661,2 1.634,5 1,6% 3.504,7 3.411,1 2,7%
Despesa Operacional (1.564,9) (1.537,0) 1,8% (3.253,6) (3.030,5) 7,4%
Outras Receitas/Despesas Operacionais (5,7) (0,8) 567,2% (12,9) (4,1) 219,2%
Resultado Operacional 90,7 97,5 -7,0% 238,2 380,5 -37,4%
EBITDA 174,5 166,2 5,0% 402,6 521,8 -22,8%
Resultado Financeiro (74,7) (102,9) -27,4% (194,7) (212,3) -8,3%
Resultado antes do IR e CS 16,0 (6,2) - 43,5 164,2 -73,5%
Lucro Líquido 13,3 1,1 1148,0% 30,9 113,7 -72,8%
Margem EBITDA* 11,7% 11,3% - 12,7% 16,8% -
* Não considera Receita de Construção
LIGHT ENERGIA 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
Receita Operacional Líquida 132,0 112,3 17,5% 277,3 208,5 33,0%
Despesa Operacional (43,4) (39,4) 10,2% (81,5) (74,9) 8,8%
Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,2 (0,0) - 0,2 1,9 -91,5%
Resultado Operacional 88,7 73,0 21,6% 195,9 135,5 44,5%
Equivalência Patrimonial (2,4) (0,3) - (4,0) 0,6 -
EBITDA 100,1 86,6 15,6% 219,4 164,2 33,6%
Resultado Financeiro (21,0) (19,6) 7,3% (40,6) (41,7) -2,7%
Resultado antes do IR e CS 65,4 53,0 23,2% 151,4 94,5 60,3%
Lucro Líquido 42,8 36,0 19,0% 98,9 63,4 56,0%
Margem EBITDA 75,9% 77,1% - 79,1% 78,7% -
COMERCIALIZAÇÃO E SERVIÇOS 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
Receita Operacional Líquida 170,4 69,8 144,2% 346,9 118,2 193,3%
Despesa Operacional (166,1) (62,3) 166,8% (332,8) (107,2) 210,4%
Outras Receitas/Despesas Operacionais - - - - - -
Resultado Operacional 4,2 7,5 -43,4% 14,1 11,0 27,9%
EBITDA 4,3 7,6 -43,8% 14,2 11,4 24,1%
Resultado Financeiro (0,1) 0,0 - (0,1) 0,1 -
Resultado antes do IR e CS 4,2 7,5 -43,7% 14,0 11,1 26,8%
Lucro Líquido 3,0 5,1 -41,3% 9,4 7,4 27,4%
Margem EBITDA 2,5% 10,9% - 4,1% 9,7% -
44
ANEXO II
Demonstração dos Resultados Consolidados
DRE Consolidada - R$ MM 2T13 2T12 Var.% 1S13 1S12 Var.%
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.846,5 1.790,1 3,2% 3.864,8 3.688,8 4,8%
DESPESA OPERACIONAL (1.665,7) (1.616,4) 3,1% (3.422,7) (3.172,6) 7,9%
Pessoal (74,9) (70,1) 7,0% (156,3) (141,8) 10,2%
Material (3,1) (4,9) -37,1% (7,0) (8,8) -20,1%
Serviço de Terceiros (123,0) (101,8) 20,8% (219,5) (193,8) 13,2%
Energia Comprada (1.080,6) (1.081,9) -0,1% (2.319,2) (2.128,4) 9,0%
Depreciação (97,7) (82,0) 19,1% (192,1) (172,1) 11,6%
Provisões (66,6) (84,0) -20,7% (112,0) (171,0) -34,5%
Custo de Construção (175,6) (162,2) 8,2% (332,8) (299,7) 11,1%
Outras Receitas/Despesas Operacionais (6,5) (0,8) 670,6% (14,9) (2,1) 599,6%
Outras (37,8) (28,6) 31,9% (68,9) (54,9) 25,4%
RESULTADO OPERACIONAL 180,8 173,7 4,1% 442,1 516,2 -14,4%
EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (0,5) (0,6) -24,5% (1,1) 0,2 -
EBITDA (1) 277,9 255,1 8,9% 633,1 688,5 -8,0%
RESULTADO FINANCEIRO (95,5) (121,1) -21,1% (234,3) (250,7) -6,5%
Receita Financeira 124,3 63,5 95,8% 153,9 93,7 64,3%
Despesa Financeira (219,8) (184,6) 19,1% (388,2) (344,4) 12,7%
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS E JUROS 84,8 52,0 63,0% 206,7 265,7 -22,2%
IR/CS (40,1) (32,0) 25,3% (76,0) (61,0) 24,5%
IR/CS DIFERIDO 13,5 19,8 -31,8% 6,2 (24,8) -
LUCRO LÍQUIDO 58,2 39,8 46,2% 136,9 179,8 -23,9%
(1) EBITDA calculado de acordo com a Instrução CVM 527/2012 e representa: lucro líquido + imposto de renda e contribuição
social + despesas financeiras, líquidas + depreciação e amortização.
(*) As demonstrações financeiras consolidadas incluem a Light S.A. e suas controladas e coligadas. Nestas demonstrações
financeiras foram eliminadas as participações entre as empresas consolidadas, os saldos de contas a receber e a pagar, as
receitas e as despesas entre as empresas.
45
ANEXO III
Balanço Patrimonial Consolidado - R$ milhões
ATIVO 30/06/2013 31/12/2012
Circulante 3.790,5 2.167,2
Disponibilidades 2.045,2 245,6
Contas a receber 1.133,7 1.441,6
Estoques 33,5 30,3
Tributos a Recuperar 205,4 203,7
Despesas Pagas Antecipadamente 14,8 2,0
Outros Ativos Circulantes 357,8 244,0
Não Circulante 9.216,1 8.980,3
Contas a Receber 269,8 289,4
Tributos Diferidos 833,3 830,0
Despesas Antecipadas - -
Ativo financeiro de concessões 1.725,4 1.573,3
Outros Ativos Não Circulantes 355,5 346,2
Investimentos 614,3 557,4
Imobilizado 1.647,0 1.635,3
Intangível 3.770,8 3.748,6
Ativo Total 13.006,6 11.147,4
PASSIVO 30/06/2013 31/12/2012
Circulante 2.016,5 1.950,7
Fornecedores 759,5 814,5
Obrigações Fiscais 123,6 132,7
Empréstimos e Financiamentos 412,2 342,9
Debêntures 187,5 118,8
Outras Obrigações 329,7 308,4
Provisões 112,3 158,5
Dividendos e JCP a pagar 91,8 74,8
Não Circulante 7.919,3 6.171,1
Empréstimos e Financiamentos 2.158,4 1.920,5
Debêntures 3.343,2 1.855,3Outras Obrigações 1.589,1 1.584,3Tributos Diferidos 228,2 227,9
Provisões 600,4 583,2
Patrimônio Líquido 3.070,8 3.025,7
Capital Social Realizado 2.225,8 2.225,8
Reservas de Lucros 256,5 256,5
Dividendo Adicional Proposto - 91,8
Ajustes de Avaliação Patrimonial 441,3 451,6
Outros resultados abrangentes (172,0) (172,0)
Lucros/Prejuízos Acumulados 319,1 172,0
Passivo Total 13.006,6 11.147,4
46
ANEXO IV
Ativo e Passivo Regulatório
R$ Milhões jun/13 mar/13 dez/12 set/12 jun/12 mar/12 dez/11 set/11 jun/11 mar/11
TOTAL ATIVO 653,0 500,6 365,7 262,7 174,4 177,8 185,3 151,2 134,3 149,8
TOTAL PASSIVO (77,4) (44,3) (10,6) (45,6) (76,0) (155,1) (160,6) (158,6) (256,6) (277,7)
TOTAL LÍQUIDO 575,6 456,3 355,2 217,1 98,4 22,7 24,8 (7,4) (122,2) (127,8)
Variação Líquida (trimestre) 119,3 101,2 138,0 118,7 75,7 (2,1) 32,1 114,9 5,6 (65,4)
Variação Líquida (acumulada no ano) 220,4 101,2 330,4 192,4 73,6 (2,1) 87,2 55,0 (59,8) (65,4)
47
ANEXO V
A partir de 1º de janeiro de 2013, a Light deixa de consolidar em suas demonstrações financeiras os resultados de
suas empresas controladas em conjunto (joint ventures), conforme estabelecido na norma contábil CPC 19 e
aprovado pela deliberação CVM nº 694/12. De acordo com a nova regra, esses resultados devem ser
reconhecidos como investimento e contabilizados por meio do método da equivalência patrimonial, em
substituição à consolidação proporcional utilizada até 31 de dezembro de 2012. Com isso, a Companhia deixa de
consolidar proporcionalmente as suas controladas diretas e indiretas em conjunto: Renova Energia, Guanhães
Energia, Lightger, Axxiom, Amazônia Energia e E-Power. Tal alteração não gerou impacto no lucro líquido da
Companhia, apenas alterações nas rubricas individuais da demonstração do resultado consolidado em
contrapartida à rubrica de equivalência patrimonial.
As informações financeiras consolidadas do segundo trimestre de 2013 estão de acordo com a nova prática
contábil, porém, para fins de comparação, foram devidamente ajustadas as informações referentes ao segundo
trimestre de 2012 para refletir a mudança retrospectivamente.
Seguem abaixo os ajustes ocorridos na Demonstração de Resultados da Light S.A.:
Publicado Reclassificado
2T12 2T12
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.797,9 (7,8) 1.790,1
DESPESA OPERACIONAL (1.624,7) 9,1 (1.615,6)
Outras Receitas/Despesas Operacionais - (0,8) (0,8)
RESULTADO OPERACIONAL 173,2 0,4 173,7
EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL - (0,6) (0,6)
EBITDA 173,2 81,9 255,1
RESULTADO FINANCEIRO (118,6) (2,5) (121,1)
Outras Receitas/Despesas Operacionais (0,9) 0,9 -
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS E JUROS 53,7 (1,7) 52,0
IR/CS (33,9) 1,7 (32,3)
IR/CS DIFERIDO 20,0 0,1 20,1
LUCRO LÍQUIDO 39,8 - 39,8
DRE Consolidada - R$ MM Ajustes
48
Publicado Reclassificado
1S12 1S12
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 3.702,2 (13,4) 3.688,8
DESPESA OPERACIONAL (3.185,3) 14,8 (3.170,5)
Outras Receitas/Despesas Operacionais - (2,1) (2,1)
RESULTADO OPERACIONAL 516,9 (0,7) 516,2
EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL - 0,2 0,2
EBITDA 689,6 (1,1) 688,5
RESULTADO FINANCEIRO (246,6) (4,2) (250,7)
Outras Receitas/Despesas Operacionais (2,2) 2,2 -
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS E JUROS 268,1 (2,4) 265,7
IR/CS (63,2) 2,2 (61,0)
IR/CS DIFERIDO (25,0) 0,2 (24,8)
LUCRO LÍQUIDO 179,8 - 179,8
AjustesDRE Consolidada - R$ MM
49
ANEXO VI
Informações complementares – Resultado proporcional das participações
As informações devem ser interpretadas como complementar, única e exclusivamente para efeito de análise
comparativa, uma vez que não está de acordo com as práticas contábeis brasileiras.
DRE Consolidada - R$ MM CONSOLIDADO RENOVA LIGHTGER EBL AXXIOM AMAZÔNIA
2º TRIMESTRE - 2013 REPORTADO 22% 51% 33% 51% 26%
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.846,5 11,5 3,6 0,2 4,6 - - 1.866,4
DESPESA OPERACIONAL (1.665,7) (8,2) (1,1) (0,1) (4,5) - - -1.679,7
RESULTADO OPERACIONAL 180,8 3,3 2,5 0,1 0,1 - - 186,6
EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (0,5) - - - - - 0,5 -
EBITDA 277,9 7,1 2,5 0,2 0,1 - - 287,8
RESULTADO FINANCEIRO (95,5) (4,2) (0,9) 0,0 (0,1) (0,4) - -101,1
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS 84,8 -1,0 1,6 0,1 0,0 (0,4) - 85,6
IRPJ / CSSL (26,6) (0,4) (0,2) (0,0) (0,2) - - -27,3
RESULTADO LÍQUIDO 58,2 (1,3) 1,4 0,1 (0,2) (0,4) 0,5 58,2
ELIMINAÇÃO TOTAL
DRE Consolidada - R$ MM CONSOLIDADO RENOVA LIGHTGER EBL AXXIOM AMAZÔNIA
1º SEMESTRE - 2013 REPORTADO 22% 51% 33% 51% 26%
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 3.864,8 23,7 6,2 0,3 7,7 - - 3.902,7
DESPESA OPERACIONAL (3.422,7) (16,2) (2,3) (0,2) (7,6) - - (3.449,1)
RESULTADO OPERACIONAL 442,1 7,4 3,9 0,1 0,1 - - 453,6
EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (1,1) - - - - - 0,6 (0,6)
EBITDA 633,1 15,0 3,9 0,2 0,3 - - 652,5
RESULTADO FINANCEIRO (234,3) (8,3) (1,5) 0,0 (0,3) (0,5) - (244,9)
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS 206,7 (0,9) 2,4 0,1 (0,2) (0,5) - 208,1
IRPJ / CSSL (69,8) (1,0) (0,3) (0,0) (0,2) - - (71,3)
RESULTADO LÍQUIDO 136,9 (1,9) 2,1 0,1 (0,4) (0,5) 0,6 136,9
ELIMINAÇÃO TOTAL