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Apresentação CorporativaOutubro de 2014
Grupo LightEstrutura diversificada com atuação nos segmentos de distribuição, geração e comercialização de energia
2
4
56
7
Light em números
Distribuição Estado RJ Área de Concessão %
População¹ 16 MM 11 MM 68%
Área¹ 44 mil Km² 11 mil Km² 25%
PIB¹ R$ 407 Bi R$ 207 Bi 51%
Nº de Consumidores 7 MM 4 MM 57%
Nº de Municípios 92 31 34%
1 IBGE (2010)
3
Amazônia Energia
Renova
Guanhães Energia
Geração
Complexo de Lajes
5
UHE Ilha dos Pombos
PCH Paracambi
UHE Santa Branca
1
2
3
4
6
7
RankingsEntre os maiores players no Brasil
INTEGRADAS¹Receita Líquida 2013* – R$ Bilhões
GERADORAS PRIVADAS¹Capacidade Instalada de Geração Hidráulica (MW) – 2013
DISTRIBUIDORAS2
Energia Consumida na Área de Concessão** (GWh) - 2013
1 – Fonte: Relatório das Companhias2 – Fonte: Relatório do Sistema de Apoioa ANEEL*Inclui receita de construção**Mercado Cativo***Considera 9 MW das PCH’s da Renovae 19MW de Brasil PCH
4
15,6
10,69,2
7,4 7,1
14,6
37.767
25.77722.926
21.783 20.39115.634
5.560
2.652 2.241 2.2191.799
896
***
Estrutura AcionáriaCombinação estratégica entre agentes com perfil operacional e financeiro
11 membros do conselho: 8 do grupo de
controle, 2 independentes e 1
representante dos empregados
Quorum qualificado de 7 membros para
aprovação de propostas relevantes, tais
como: M&A e política de dividendos.
5
Governança CorporativaProcesso decisório assegura transparência e criação de valor
6
Assembléia GeralAssembléia Geral
Conselho FiscalConselho Fiscal
Conselho de AdministraçãoConselho de
Administração
Comitê de Finanças
Comitê de Finanças
Comitê de Recursos Humanos
Comitê de Recursos Humanos
Comitê de Auditoria
Comitê de Auditoria
Comitê de Governança e Sustentabilidade
Comitê de Governança e Sustentabilidade
Comitê de Gestão
Comitê de Gestão
PresidentePresidente
Diretor de GenteDiretor de Gente
Diretor de Desenvolvimento
de Negócios
Diretor de Desenvolvimento
de Negócios
Diretor de Gestão Empresarial
Diretor de Gestão EmpresarialDiretor JurídicoDiretor Jurídico
Diretor de Finanças e Rel. com
Investidores
Diretor de Finanças e Rel. com
Investidores
Diretor de Distribuição
Diretor de Distribuição Diretor de EnergiaDiretor de Energia
João B. Zolini Carneiro Ricardo Cesar C. Rocha Evandro L. Vasconcelos
Andreia Ribeiro Junqueira
Fernando Antônio F.Reis
Paulo Carvalho Filho Evandro L. Vasconcelos*
Paulo Roberto R. Pinto
Diretor de Comunicação
Diretor de Comunicação
Luiz Otavio Ziza Valadares
Interino*
LGSXYADR-OTC
7
Consumo de EnergiaDistribuição - Acumulado
1Nota: Em razão de preservar a comparabilidade com o mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária, a energia consumida pela CSN voltou a ser considerada.
MERCADO TOTAL (GWh) ¹
Outros Cativos13,6%
Comercial
Cativo27,6%
Residencial
35,2%
Industrial
Cativo5,1%
Livre18,6%
+5,5%
1S121S11
+5,1% a.a.
1S13 1S14
13.14511.93
4
25,7ºC
11.960
13.869
25,2ºC25,1ºC
25,1ºC
1.806
8
Mercado Total
RESIDENCIAL INDUSTRIALCOMERCIAL OUTROS TOTAL
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA (GWh)
MERCADO TOTAL - SEMESTRE
LIVRECATIVO
1S13 1S14 1S13 1S14 1S13 1S14 1S13 1S14 1S13 1S14
3.625
701 705
+5,5%
10.526 11.292
13.145
2.618 2.576
13.869
+4,2%
1.880
1.909
103 109
1.990
5,7%
4.055
430457
4.284
2.787
2.086
2.010
2.715
+11,1%
4.395
4.880
-2,6%
3.827
Arrecadação e Perdas
PCLD/ROBFORNECIMENTO FATURADO – TRIMESTRE
TAXA DE ARRECADAÇÃO12 MESES
9
% Perda Não Técnica/ Mercado BT
Perda Não Técnica GWh
Perda Técnica GWh
EVOLUÇÃO DAS PERDAS (12 Meses)
99,5% 98,7%
Jun-13
Jun-14
2T12 2T1 42T13
3,4%2,5%
1,7%
-0,8 p.p.
Jun/13 Set/13 Mar/14 Jun/14Dez/13
43,7%
5.738
2.614
8.552
44,2%
5.972
2.843
8.352
41,9%
5.953
2.629
8.815
5.905
2.647
8.582
- 2,3 p.p.
42,2%
42,4%
5.955
2.793
8.748
Combate às PerdasCombinação eficiente de tecnologia e gestão
MEDIDORES ELETRÔNICOS INSTALADOS
(Unidades Mil)
Fora de comunidades
Comunidades
CLIENTES ENERGIA E STATUS
Clientes comerciais e residenciais
(Baixa tensão)4.100.000
Baixa Tensão Grandes Clientes
22.000
GrandesClientes(alta e
med volt.)7.600
11.500 GWh (48%)100% Concluído
2.700 GWh (11%)1/3 instalados até 2015
10.000 GWh (41%)APZ
10
2009 2010 2011 2012 2013
351
2010 2011 20132012
307
79
102
227122
432
197115272
330
Jun-14
116
509
393
Tecnologia: Medição CentralizadaUso de novas tecnologias em áreas com altos níveis de perdas
Display11
Aplicado em áreas de aproximadamente 10 mil a 20 mil clientes com elevados índices de perdas e inadimplência;
Equipes de técnicos e agentes de relacionamento comercial com dedicação exclusiva;
Resultados precisos, monitorados constantementepela Light;
Remuneração do funcionário atrelada ao resultado obtido;
29 unidades implementadas com 505 mil
clientes (12% do total dos clientes);
Aproximadamente 200 mil clientes
adicionais por ano.
Gestão: Áreas de Perda Zero (APZ)Projeto: “Light Legal”
12
MEDIDORESELETRÔNICOS
FORÇA DETRABALHO
PARCERIA COM O GOVERNODO ESTADO
Resultados nas APZsRedução significativa das perdas e aumento da arrecadação
TAXA DE ARRECADAÇÃO DAS APZsPERDAS NAS APZs
13
Início da Operação
Início da Operação
Antes
50,2 %
20,7%
89,2%
95,9%
Antes
96,0%98,2% 97,9% 98,3%
23,6%22,5%
21,2%
Mar/
14
Jun
/14
Mar/
13
Jun
/13
Set/
13
Mar/
14
Mar/
13
Jun
/13
Set/
13
-30,2%
+6,8%
Dez/
13
99,5%
Dez/
13
20,3%
Jun
/14
20,0%
Curva de Perdas Regulatórias Não-Técnicas Maior reconhecimento de perdas na tarifa, porém vinculado a metas;
Receita adicional investida no combate as perdas e classificada como Obrigações Especiais (fora da BRR)
31,80%
40,41% 40,41%
31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%
39,92%
38,33%
34,49%
30,60%29,40%
28,20%27,01% 25,81%
39,13%
36,41%
33,00%
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Regulatory NT Losses/LV (Flexible) Regulatory NT Losses/LV (Final)
Real NT Losses/LV (forecast Light, Ref. August) Regulatory NT Losses/LV (AP)
Regulatory NT Losses/LV w/ Penalty
31,80%
40,41% 40,41%
31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%
39,92%
38,33%
34,49%
30,60%29,40%
28,20%27,01% 25,81%
39,13%
36,41%
33,00%
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Regulatory NT Losses/LV (Flexible) Regulatory NT Losses/LV (Final)
Real NT Losses/LV (forecast Light, Ref. August) Regulatory NT Losses/LV (AP)
Regulatory NT Losses/LV w/ Penalty
31,80%
40,41% 40,41%
31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%
39,92%
38,33%
34,49%
30,60%29,40%
28,20%27,01% 25,81%
39,13%
36,41%
33,00%
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Regulatory NT Losses/LV (Flexible) Regulatory NT Losses/LV (Final)
Real NT Losses/LV (forecast Light, Ref. August) Regulatory NT Losses/LV (AP)
Regulatory NT Losses/LV w/ Penalty
31,80%
40,41% 40,41%
31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%
39,92%
38,33%
34,49%
30,60%29,40%
28,20%27,01% 25,81%
39,13%
36,41%
33,00%
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Regulatory NT Losses/LV (Flexible) Regulatory NT Losses/LV (Final)
Real NT Losses/LV (forecast Light, Ref. August) Regulatory NT Losses/LV (AP)
Regulatory NT Losses/LV w/ Penalty
31,80%
40,41% 40,41%
31,27% 30,95% 30,53% 30,11% 29,69%
39,92%
38,33%
34,49%
30,60%29,40%
28,20%27,01% 25,81%
39,13%
36,41%
33,00%
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Regulatory NT Losses/LV (Flexible) Regulatory NT Losses/LV (Final)
Real NT Losses/LV (forecast Light, Ref. August) Regulatory NT Losses/LV (AP)
Regulatory NT Losses/LV w/ Penalty
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Perdas Regulatórias
Meta (agosto de cada ano) Perdas Regulatórias com Penalidade
Proposta Final (de acordo com a metodologia)
14
Geração
Capacidade Instalada: 855 MWPrazo de concessão até 2026
16
UHE Santa Branca
56 MW
UHE Ilha dos Pombos 187 MW
UHE Fontes Nova
132 MWUHE Usina Subterrânea Nilo Peçanha - 380 MW
UHE Pereira Passos100 MW
SP
RJ
UHE Santa Branca
Rio Paraiba do Sul
UHE Ilha dos Pombos
100%
100%
100%100%100%
ISO 9001 - Gestão da qualidade14001 - Gestão ambientalOHSAS 18001 - Gestão da segurança e saúde ocupacional
17
Garantia Física: 549 MWmédios Comercialização da energia focada no mercado livre
Energia contratada (ACL) Hedge hidrológicoEnergia disponível para comercialização
Preço médio de venda de 2014 - 2021: R$ 163/MWh (Data-base jan/14)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
54939
510
28 28 28 28 28 28 28549 549 549 549 549 549 549
480 434 461
418317
242 232
42 88 61103
205280 290
Expansão da GeraçãoProjetos de geração de energia renovável, principalmente em parcerias
ProjetoCapacidade Instalada
(MW)
Energia Assegurada(MW médios)
Início Operacional Participação
Paracambi 25 20 2012 51%
Renova
425 (em operação)
1.806 (já contratados)
235 (em operação)
921 (já contratados)
2008 - 2012
2014 - 201821,86%
Belo Monte 11.223 4.571 2015 2,49%
Guanhães 44 25 2014 51%
Lajes 17 16 2016 100%
18
Expansão da Geração Capacidade Instalada (MW)
Participação Proporcional da Light
+74,3%
¹ 51% Light² 21.86% Light³ 2.49% Light
Renova: +55 Guanhães: +17 B.Monte: +3
Renova: +78 B.Monte: +3
Renova: +5 B.Monte: +30
Renova: +44B.Monte: +46
Renova: +26B.Monte: +46
B.Monte: +46 B.Monte: +46
Renova: +78B.Monte: +46
Renova: +37 Guanhães: +5
Renova: +74B.Monte: +15
19
RESULTADOS
Destaques Financeiros (R$ Milhões)
2T14 2T13 1S14 1S13
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.815,8 1.755,1 4.098,0 3.676,9
DESPESA OPERACIONAL (1.673,4) (1.574,3) (3.599,0) (3.234,8)
Gerenciáveis (249,9) (305,4) (541,6) (563,7)
Não Gerenciáveis (1.423,5) (1.268,9) (3.057,4) (2.671,0)
RESULTADO OPERACIONAL 142,4 180,8 499,0 442,1
EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (4,0) (0,5) (6,8) (1,1)
EBITDA 239,3 277,9 692,3 633,1
RESULTADO FINANCEIRO (111,8) (95,5) (190,6) (234,3)
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS E JUROS 26,5 84,8 301,3 206,7
LUCRO LÍQUIDO 15,3 58,2 195,8 136,9
21
22
Receita Líquida
Comercial Cativo 42,6%
RECEITA LÍQUIDA (R$MM) Geração 7,5%
Distribuição 80,5%**
RECEITA LÍQUIDA POR SEGMENTO (2T14)*
Comercialização 12,0%
* Não considera eliminações
** Não considera Receita de Construção
RECEITA LÍQUIDA DISTRIBUIÇÃO (2T14)
Industrial Cativo 5,9%
Outros Cativo 12,2%
Uso da Rede (TUSD)(Livres +
Concessionárias)7,8%
Residencial 31,5%
Receita de ConstruçãoReceita sem receita de construção
+3,5%
1.580 1.602
378
333
1.755
3.677
2T14 1S13
3.344 3.720214176
1.816
4.098
2T13 1S14
+11,5%
23
Custos e Despesas Operacionais
Gerenciáveis (distribuição): R$ 309(18,8%)
Geração eComercialização: R$ 249
(15,2%)Não gerenciáveis (distribuição**): R$ 1.084
(66,1%)
*Não considera eliminações ** Não considera custo de construção
CUSTOS DE PMSO DA DISTRIBUIDORA (R$MM)CUSTOS (R$MM)*
2T14
R$ MM 2T14 2T13 Var. 1S14 1S13 Var.
PMSO (207,1) (212,0) -2,3% (412,3) (412,7) -0,1%
Provisões (14,1) (66,6) -78,8% (79,4) (111,8) -29,0%
PCLD (36,1) (48,4) -25,5% (61,4) (77,4) -20,8%
Contingências 21,9 (18,2) - (18,0) (34,4) -47,5%
Depreciação (86,2) (83,8) 2,8% (171,6) (164,5) 4,3%
Outras Rec./Desp. Operacionais
(1,2) (5,7) -79,5% (13,3) (12,9) 2,6%
Total (308,5) (368,0) -16,2% (676,6) (701,9) -3,6%
1S141S132T142T13
212 207
-2,3%
413 412
-0,1%
CUSTOS (R$MM)*1S14
Geração eComercialização: R$ 506
(14,6%)Gerenciáveis (distribuição): R$ 677(19,5%)
Não gerenciáveis (distribuição**): R$ 2.293
(66,0%)
Déficit Tarifário
24
Déficit Tarifário
SaldoFundo CDETotal
CONTA ACR -1S14 (R$ MM)
(250)
(1.635)
1.385
Decretos 8.203 (jan/14) e
8221 (abr/14)
Exp. Involuntária mercado SPOT 1.238
Contratos por Disponibilidade com usinas térmicas
299
Risco Hidrológico 39
Contrato Leilão A-1 30
Contrato Leilão A-0 28
TOTAL 1.635
A exposição ao mercado de curto prazo conjugada com os altos preços deste mercado, que refletem o baixo nível dos reservatórios e o maior despacho de usinas térmicas,
causaram um déficit expressivo nas distribuidoras
O saldo remanescente de R$ 250 MM refere-se à parcela de itens não cobertos pelos Decretos, com destaque para:
(i) contratos por disponibilidade de janeiro; (ii) energia contratada no Leilão A-1; (iii) parte da energia contratada no Leilão A-0, risco hidrológico, receita com risco hidrológico deduzida dos aportes de janeiro e
fevereiro e glosa no aporte de abril/14
84,7% do déficit
coberto
25
EBITDA POR SEGMENTO(R$ MM)
Geração e Comercialização
Distribuição
239
-13,9%
278
45,8%
54,2%
37,4%
62,6%
2T13 2T14 1S13 1S14
63,3%
36,7% 44,7%
+9,3%
55,3%
EBITDA CONSOLIDADO
2T14 2T13 Var. 1S14 1S13 Var.
Distribuição 132,3 174,5 -24,2% 387,1 402,6 -3,9%
Margem EBITDA (%) 9,2% 12,5% -3,3 p.p. 12,2% 13,5% -1,3 p.p.
Geração 88,0 100,1 -12,1% 270,8 219,4 23,4%
Margem EBITDA (%) 66,0% 75,9% -9,9 p.p. 78,6% 79,1% -0,6 p.p.
Comercialização 23,9 4,4 449,3% 41,5 14,3 190,6%
Margem EBITDA (%) 11,1% 2,8% 8,3 p.p. 9,2% 4,6% 4,6 p.p.
Others and eliminations
(4,9) (1,1) 360,2% (7,1) (3,3) 118,9%
Total 239,3 277,9 -13,9% 692,3 633,1 9,3%
Margem EBITDA (%) 14,9% 17,6% -2,7 p.p. 18,6% 18,9% -0,3 p.p.
633692
¹Desconsidera eliminações.
26
EBITDA POR SEGMENTO(R$ MM)
Geração e Comercialização
Distribuição
244
-12,5%
279
45,8%
54,2%
37,4%
62,6%
2T13 2T14 1S13 1S14
63,3%
36,7% 44,7%
+9,9%
55,3%
EBITDA CONSOLIDADO
2T14 2T13 Var. 1S14 1S13 Var.
Distribuição 132,3 174,5 -24,2% 402,6 387,1 -3,9%
Margem EBITDA (%) 9,2% 12,5% -3,3 p.p. 13,5% 12,2% -1,3 p.p.
Geração 88,0 100,1 -12,1% 219,4 270,8 23,4%
Margem EBITDA (%) 66,0% 75,9% -9,9 p.p. 79,1% 78,6% -0,6 p.p.
Comercialização 23,9 4,4 449,3% 14,3 41,5 190,6%
Margem EBITDA (%) 11,1% 2,8% 8,3 p.p. 4,6% 9,2% 4,6 p.p.
Outros e eliminações (4,9) (1,1) 360,2% (3,3) (7,1) 118,9%
Total 239,3 277,9 -13,9% 692,3 633,1 9,3%
Margem EBITDA (%) 14,9% 17,6% -2,7 p.p. 18,6% 18,9% -0,3 p.p.
636699
¹Desconsidera eliminações.
EBITDA Ajustado pela CVA
EBITDA1S13
EBITDA1S14
Receita Líquida
Ativos e Passivos
Regulatórios (CVA)
Ativos e Passivos
Regulatórios (CVA)
EBITDA Ajustado
1S13
EBITDA Ajustado
1S14
1.158
1S13 / 1S14(R$ MM)
Custos Não
Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis (PMSO)
Provisões
OutrosAportes CDE
27
- 6,9%
+9,3%
854
220
633
376 (328)(10) (6) 32 (6)
692
102
794
+ 43,1%
- 6,8%
282
145
137
59
44 (36) (8)
196
67
263
Lucro Líquido Ajustado pela CVA
1S13 1S14EBITDA
Resultado
Financeiro
Impostos
Outros
1S13 / 1S14 (R$ MM)
Ativos e Passivos
Regulatórios (CVA)
Ativos e Passivos
Regulatórios (CVA)
LL Ajustado
1S13
LL Ajustado
1S14
28
Dividendos
29
Payout médio de 86% nos últimos 5 anos
Endividamento
Prazo médio: 3,9 anos
AMORTIZAÇÃO* (R$ MM)
Custo Nominal
Custo Real
DÍVIDA LÍQUIDACom fundo de pensão
2,582,84
* Montante sem Hedge * Somente principal
EVOLUÇÃO DO CUSTO DA DÍVIDA
Dívida Líquida / EBITDA (cálculo covenants)
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
2009 2010 2011 2012
Custo Nominal Custo Real
TJLP13,3%
CDI74,5%
IPCA 11,0%
Outros 3,7%
U$/Euro * 2,7%
30
408
781
1.031832
1.166
717 729
476573
20122011 2T142013
2,24%
8,21%
3,87%
10,49%
4,25%
11,03% 9,68%
3,55%
2007 2008 2009 set/10
Custo Real Custo Nominal
Jun/13
20092010
Custo Real
Custo Real
2,90 2,99
Jun/14Mar/14
2,62
Investimentos
INVESTIMENTOS (R$ MM)1S14
Geração
8,4
Administração12,2Outros
5,0
Reforço da rede e
expansão207,5
Combate às Perdas
119,7
Comerc./Eficiência Energética
5,0
INVESTIMENTOS R$ MM
Investimentos em Ativos Elétricos (Distribuição)
31
519
2010
701
2011
2012
797
694
103
519
182
775
154
713
132
845
+9,5%
2013
327
1S13
1S14
54 26
273 332
358
929
Razões para investir na Light
Rio como sede de grandes eventos Pacificação das comunidades Ambiente pró-negócios Polo de atração de investimentos Crescimento do mercado de energia
Transformação Econômica da
Área de Concessão
Evolução do programa de novas tecnologias (Smart Grid) Incorporação de novos consumidores nas áreas pacificadas Implantação das Áreas de Perda Zero (APZ)
Redução da Perda de Energia
Projetos em construção com parcerias: Renova, Belo Monte e Guanhães (total de 697 MW)
Construção da PCH Lajes (17MW)
Crescimento em
Geração
Fim dos contratos regulados (dez/13)Novos contratos de venda em 2014Disponibilidade de energia para comercialização
Foco em comercialização
de energia no mercado livre
Listada no Novo MercadoComitês de assessoramento ao Conselho com participação ativa no processo decisório Inserida no ISE pelo sétimo ano consecutivo
Melhores Práticas de Governança Corporativa
Política de payout mínimo de 50% do Lucro Líquido;
Payout médio desde 2009: 86%.
Histórico de Dividendos
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Aviso Importante
Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros.
As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação.
Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.
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Contatos
João Batista Zolini CarneiroDiretor Financeiro e de Relações com Investidores
Gustavo WerneckSuperintendente de Finanças e Relações com Investidores
+55 21 2211 2560gustavo.souza@light.com.br
Mariana da Silva RochaGerente de Relações com Investidores
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