Perdas Não-Técnicas reduzem para 39,63% PCLD representou 1,0% do faturamento em 12 meses

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1 e Janeiro, 12 de agosto de nsolidado Perdas Não-Técnicas reduzem para 39,63% PCLD representou 1,0% do faturamento em 12 meses receita líquida consolidada no LIGHT S.A. 2T15, desconside ceita de construção, foi de R$ Destaques Financeiros (R$ MM) 2.232,7 m 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % resentando crescimento de 39,4% em relação ao plicado principalmente pelo Receita Líquida* ,4% ,9% reconhecimento EBITDA ,8% ,5% s custos com compra de energia que no 2T14 Margem EBITDA* 5,9% 14,9% -9,0 p.p. 12,0% 18,6% -6,6 p.p. duzidos das despesas não Lucro/prejuízo Líquido (57) ,6% gerenciáveis atra ortes da Conta-ACR. EBITDA 1 Endividamento Líquido ,5% ,5% consolidado do 2T15 foi Investimentos ,6% ,0% de R$ 132,1 m,8% e 63,3% abaixo do EBITDA *Desconsiderando receita de construção. reportado e do ustado no 2T14, respectivamente, uma vez que todos os segmentos sofreram um decréscimo no EBITDA nesse trimestre. prejuízo líquido no 2T15 foi de R$ 57,3 milhões, contra um lucro de R$ 15,3 milhões no 2T14, explicado principalmente redução do EB mestre. Companhia encerrou o mês de jun/15 com dívida líquida de R$ 6.879,3 milhões, 9,2% acima da dívida líquida de mar/15. O índice de alava lculado pela relação Dívida Líquida/EBITDA ficou em 4,54x, para fins de covenants. istribuição prejuízo líquido no 2T15 foi de R$ 34,7 milhões, 6,4% maior que no 2T14, explicado pela redução do EBITDA, parcialmente mitigado pela m perdas não-técnicas dos últimos 12 meses, calculadas sobre o mercado faturado de baixa tensão, apresentaram uma redução de 0,25 p.p. indicadores de qualidade operacional DEC - Duração Equivalente de Interrupção e FEC - Frequência Equivalente de Interrupção so spectivamente, nos últimos 12 meses, 13,59 horas e 6,65 vezes, com melhora de 3,5% e 6,6%, na comparação com o mesmo período consumo total de energia caiu 0,8% LIGHT SESA trimestre mestre, alcançando GWh, Destaques Operacionais (GWh) 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % influenciado créscimo de 4,6% no segmento residencial e 1 Carga Fio* ,0% ,0% dustrial, parcialmente compensado Energia Faturada - Cativo ,0% ,3% pelo aumento d segmento comercial. Consumo na área de concessão ,8% ,0% receita líquida da Distribuidora no Energia Transportada - TUSD ,1% ,6% 2T15, desconsid receita de construção, foi de R$ Destaques Financeiros (R$ MM) 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % 2.029,2 m resentando crescimento de 41,1% Receita Líquida** ,1% ,4% em relação ao plicado principalmente pelo EBITDA ,1% ,6% reconhec Margem EBITDA** 5,7% 9,2% -3,5 p.p. 8,8% 12,2% -3,4 p.p. rifário dos custos com compra de energia que n Lucro/prejuízo Líquido (35) -33 6,4% ,5% ram reduzidos das despesas não Endividamento Líquido ,0% ,0% gerenciáveis s aportes da Conta-ACR. Investimentos ,3% ,3% EBITDA da Distribuidora no 2T15 foi * Carga própria + uso da rede. de R$ 116,3 m,1% e 54,0% abaixo do EBITDA ** Desconsiderando receita de construção. reportado e do ustado no 2T14, respectivamente, explicado pela reversão de provisões tributárias e trabalhistas no montante de R$ 41,9 milhões no 2T14. resultado financeiro no 2T15. mparado ao 1T15, atingindo 39,63% em junho de terior. A não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. O EBITDA apresentado é calculado de acordo com a Instrução CVM 527/2012 e representa: lucro líquido an de renda e contribuição social, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização. A conciliação é demonstrada no Anexo II. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 13/08/2015 Tel: +55 (21) /2828/2660 Total de ações: ações Horário: 17h00 Brasil // 16h00 US ET Fax: +55 (21) Free Float Total: ações (47,87%) Telefones: +55 (11) // +1 (646) Valor de Mercado (12/08/15): R$ milhões Webcast: ri.light.com.br Website: ri.light.com.br

2 taxa de arrecadação foi de 97,8% do total faturado no 2T15, 5,7 p.p. abaixo do 2T14, explicado principalmente pela queda de 17,0 recadação do poder público. A constituição de provisões para crédito de liquidação duvidosa (PCLD) representou 1,0% da receita b turamento de energia da distribuidora no 2T15, 0,5 p.p. menor que no mesmo período do ano passado. Distribuidora encerrou o mês de junho com dívida líquida de R$ 6.034,8 milhões 12,1% acima da dívida líquida de mar/15. eração total de venda, líquida da compra de LIGHT ENERGIA energia, no s mestre de 2015 foi equivalente a Destaques Operacionais (GWh) 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % 868,1 resentando redução de 20,7% em comparação Energia Vendida - Geração ,7% ,2% 14. Destaques Financeiros (R$ MM) 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % receita líquida da Geradora no 2T15 foi de R$ ilhões, 7,2% menor que no 2T14, Receita Líquida ,2% ,8% ex EBITDA (0,8) ,4% incipalmente, pelo menor volume de venda no m Margem EBITDA -0,6% 66,0% - 51,9% 78,6% -26,7 p.p. curto prazo. Lucro/prejuízo Líquido (34) ,8% EBITDA da Geradora no 2T15 foi de Endividamento Líquido ,0% ,0% -R$ 0,8 m ntra R$ 88,0 milhões no 2T14, Investimentos ,7% ,3% explicado pela 12,9 p.p. na média do GSF (Generation ctor) no 2T15 quando comparado a 2T14, em função da piora na condição hidrológica do sistema nacional. prejuízo líquido no 2T15 foi de R$ 33,9 milhões, contra um lucro de R$ 35,9 milhões no 2T14, explicado pela piora no EBITDA. Geradora encerrou o mês de junho com dívida líquida de R$ 859,6 milhões, 6,7% abaixo da dívida líquida de mar/15. mercialização e Serviços comercialização direta de energia LIGHT ESCO E LIGHT COM elétrica da Lig Light Esco referente às fontes Destaques Operacionais (GWh) 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % convencional centivada totalizou 1.261,0 GWh, Energia Comercializada (Esco e Com) ,0% ,8% redução de 4 lação aos 1.314,0 GWh Destaques Financeiros (R$ MM) 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % comercializado esmo período do ano anterior. Receita Líquida ,1% ,2% receita líquida no 2T15 foi de R$ EBITDA ,4% ,2% 212,5 milhões enor que no 2T14. Margem EBITDA 9,2% 11,1% -1,9 p.p. 13,5% 9,2% 4,3 p.p. EBITDA no 2T15 foi de R$ 19,5 Lucro/prejuízo Líquido ,0% ,6% milhões, 18,4% Investimentos e no 2T14. lucro líquido no 2T15 foi de R$ 14,2 milhões, 15,0% menor do que no 2T14. 2

3 Índice 1. A Light S.A Distribuição... 5 Perdas de Energia Elétrica... 7 Arrecadação Qualidade Operacional Geração Comercialização e Serviços Desempenho Financeiro Receita Líquida Consolidado Distribuição Geração Comercialização e Serviços Custos e Despesas Consolidado Distribuição Geração Comercialização e Serviços EBITDA Consolidado Distribuição Geração Comercialização e Serviços Resultado Financeiro Consolidado Endividamento Resultado Líquido Investimentos Projetos de Expansão da Geração Fluxo de Caixa Mercado de Capitais Eventos Recentes Programa de Divulgação ANEXO I ANEXO II ANEXO III ANEXO IV ANEXO V

4 A Light S.A. ight S.A. é uma holding que controla subsidiárias e empresas coligadas que participam principalmente em três segmentos de n ribuição, geração e comercialização/serviços de energia. De forma a aumentar a transparência de seus resultados e possibilitar uma liação por parte dos investidores, a Light apresenta também seu resultado de forma segmentada. Abaixo, a estrutura organizaciona unho de 2015: INDICADORES OPERACIONAIS - DISTRIBUIÇÃO 2T15 2T14 Var. % Nº de Consumidores (Mil) ,7% Nº de Empregados ,5% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh ,9% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (s/ impostos e s/ encargos) ,5% Custo médio de contratos bilaterais¹ - R$/MWh ,6% Custo médio de compra de energia com SPOT ² - R$/MWh ,5% INDICADORES OPERACIONAIS - GERAÇÃO 2T15 2T14 Var. % Capacidade Instalada de Geração (MW)* ,0% Garantia Física (MWmédio)* ,7% Perdas internas e Bombeamento (MWmédio) Energia disponível (MWmédio)* ,8% Geração Líquida (GWh) ,0% Fator de Carga 62,6% 62,4% 0,2 p.p. ¹Não inclui compra no spot e risco hidrológico ²Inclui Risco hidrológico *Inclui participação proporcional nas coligadas 4

5 Desempenho Operacional Distribuição desempe sumo totalizou GWh no trimestre, respondendo por 31,5% do mercado total, e apresentando um decréscimo de 4,6% em comp 2T14. A redução do consumo pelas famílias foi impactada pelo (i) reajuste anual ocorrido em novembro de 2014; (ii) início das ba fárias em janeiro de 2015; (iii) reajuste extraordinário em março de 2015; e (iv) anúncio da campanha publicitária intitulada d sciente de Energia - Use o bom senso na televisão, rádio e internet, promovida pelo Governo Federal. No trimestre, a temperatura egmento comercial representou 32,2% de participação no mercado total, consumindo GWh neste trimestre, crescimento de 2 paração com o 2T14, influenciado principalmente pela reclassificação de um grande cliente que antes pertencia a classe do Poder P onsumo total dos clientes industriais foi de GWh, com participação de 21,3% no mercado total, apresentando um decréscimo d relação às demais classes, que representaram 15,1% do mercado total, houve um crescimento de 0,8% do consumo em relação ao s estre de As classes rural, poder público e serviço público apresentaram um crescimento de 18,4%, 7,3% e 4,5%, respectivamen consumo total de área de concessã t SESA (clientes ansporte de clientes 2T15 foi de a redução de 0,8% ção ao mesmo p 2014, influe cado residenci ) e industria ). segmento residenci,2ºc acima da registrada no 2T14, e o consumo médio residencial atingiu patamar de 173,3 kwh/mês. considerando esta reclassificação, o crescimento no segmento comercial no trimestre seria de 1,2%. comparação com o mesmo período do ano passado. ção ao 2T14. 5

6 iro de 2015 as temperaturas diárias elevadas influenciaram no aumento do consumo residencial, com uso intenso de ar condicion outros meses do ano, observa-se uma redução do consumo influenciada principalmente pelo aumento das tarifas. No semestre, o co gmento comercial representou 31,9% de participação no mercado total, consumindo GWh neste semestre, crescimento de 3 paração com o 1S14. O crescimento deu-se principalmente devido a reclassificação de grande cliente anteriormente classificado onsumo total dos clientes industriais foi de GWh, com participação de 19,0% no mercado total, apresentando um decréscimo d relação às demais classes, que representaram 14,3% do mercado total, houve uma redução de 0,6% do consumo em relação ao p estre de As classes rural e serviço público apresentaram um crescimento de 3,8% e 1,9%, respectivamente, enquanto o poder onsumo total de ener a de concessão t SESA (clientes ransporte de clientes 1S15 foi de GW a com o mesmo p 2014, influe aumento de 0,3 cado cativo, que pensado pela que no mercado segmento residenci sumo totalizou h no semestre, respondendo por 34,9% do mercado total, e apresentando uma redução de 0,9% em comparação ao 1S14. No io residencial atingiu patamar de 207,1 kwh/mês. er Público. Desconsiderando esta reclassificação, o crescimento no segmento comercial seria de 1,7%. comparação com o mesmo período do ano passado, em função da retração de diversos setores. esentou uma redução de 5,7% em relação ao 1S14. lanço Energético 6

7 BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a junho de 2015 PROINFA 1,6% Residencial 255, ,4 ITAIPU Energia Industrial 15,9% (CCEE) Faturada Cativos 666, ,4 Carga Própria ,1 Light Comercial LEILÕES E.Requerida , ,8 27,8% (CCEE) (CCEE) Balanço de 4.405, ,7 Energia¹ Demais 4.205, ,9 NORTE FLU (CCEE) 19,9% 3.150,1 Perdas Rede Básica 266,8 OUTROS(*) (CCEE) 1.274,5 8,0% Perdas DIT(**) 40,2 COTAS 23,9% 3.788,1 ANGRA I E II 441,9 2,8% (*) Outros = Compra no Spot - Venda no Spot. (**) Demais Instalações de Transmissão. OBS: Na Light S.A existe eliminação de venda/compra de Energia Elétrica entre as empresas. Dados de compra de energia do dia 08/07/2015 (sujeitos a alteração). Balanço de energia = Carga própria consumo mercado cativo Perdas = Balanço de energia + Variação da Energia Não faturada 7

8 rdas de Energia Elétrica erdas não-técnicas totalizaram GWh nos últimos 12 meses, representando 39,63% sobre a energia faturada no mercado d são (metodologia de cálculo Aneel), com redução de 0,25 p.p. em relação às perdas dos 12 meses encerrados em março de 20 paração com o período de 12 meses findos em junho de 2014, houve redução de 2,28 p.p, quando as perdas não-técnicas tota 1% sobre o mercado de baixa tensão. perdas técnicas totalizaram GWh nos últimos 12 meses, representando 7,6% da carga fio, em linha quando comparado às icas 12 meses encerrados em março de No período de 12 meses findos em junho de 2014, houve um aumento de 0,1 p.p., qu das técnicas totalizaram 7,5% da carga fio. erdas totais da Light SESA somaram GWh, 22,9% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado em junho de Para potenci redução das não-técnicas Light inv continuad em ações q desde os pr vencionais de inspeção de fraude, passando pela modernização da rede e dos sistemas de medição até o projeto APZ (Área de perd tre estas ações, destacam-se: Normalizações de unidades consumidoras: Foram realizadas nos segmentos de baixa, média e alta tensão, normalizaç segundo trimestre de 2015, contra no mesmo período de 2014, uma redução de 17,8%. Com relação à incorporação de no 1S15, o volume foi de 116,0 GWh, comparando com 87,9 GWh no 1S14, aumento de 31,9%. A recuperação de energia foi GWh no período, aumento de 23,9% quando comparada a 66,4 GWh no 2T14. Número de Normalizações 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % = Total ,8% ,0% - Alta/Média tensão ,7% ,1% - Baixa tensão ,5% ,4% BT direto ,9% ,0% BT indireto ,5% ,8% 8

9 Instalação idores eletrônicos com telemedição: A instalação de medidores eletrônicos com (sistema de medição centralizada) contempla áreas com alto índice de perdas, endo contar com o auxílio das UPPs (Unidades de Polícia Pacificadora) ou não. A sença das UPPs viabiliza uma maior atuação da Light, seja no combate à inadimplência ou ao furto de energia. Em áreas de UPP rporados 8,5 GWh e em áreas fora de UPP foram incorporados 17,6 GWh de energia. O parque total de medidores eletrônicos ins junho de 2015 atingiu o montante de 709 mil unidades. 2014, a Companhia assinou contrato com a Landy+Gyr Equipamentos de Medição Ltda. para o fornecimento de aproximadamente 1 edidores pelos próximos 5 anos, pelo valor total de R$ 750 milhões a serem utilizados no Projeto de Smart Grid. Atualmente, o Proje campo na fase de implementação da rede de comunicação (nuvem), executando instalações de equipamentos nas subestações e de diversos pontos da área de concessão em postes. Além disso, segue a implementação do novo ambiente de tecnologia da info envolvimento e adequação de sistemas e instalação de hardware) que deve ser integrado aos sistemas técnicos e comerciais. reas de Perda Zero: Em agosto de 2012, foi criado o Projeto APZ, baseado na conjugação de medidores eletrônicos e rede blinda ipes dedicadas de técnicos e agentes de relacionamento comercial que têm metas e remuneração atreladas à melhoria dos indicad das e inadimplência da sua respectiva área. Uma APZ tem em média, 17 mil clientes. O projeto, que é conhecido comercialment ht Legal" e conta com o apoio do SEBRAE para capacitação dos microempresários parceiros, atualmente encontra-se com 37 A ração, abrangendo 680 mil clientes na Baixada Fluminense, Zona Sul, Zona Oeste e Zona Norte. 2T15, foram instalados medidores eletrônicos nas comunidades, e desde o início do projeto, as APZs já inauguradas há mai es vêm apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre carga fio de 32 p.p. e aumento médio na arrecadação de uem abaixo, os resultados acumulados até junho, das 26 APZs com resultados apurados: 9

10 APZ Nova rados, seus os de 12 ração. Esta esentando Belford Roxo 1 e 2 Implementação 2013 clientes % 26% 96% 94% N uma r Iguaçu res porém ia de Caxias % 13% 95% 94% N perdas icas sobre p.p. e Mesquita + Nilópolis Convencional % 16% 97% 95% N au io na Cabritos/Tabajaras/Chapéu arrecada p.p. ela abaixo: plementando as 27 áreas com resultados apurados, a tabela abaixo apresenta as 10 APZ's, em fase de implementação e ain ltados contabilizados, totalizando as 37 áreas em operação. O total de clientes ainda sem resultados é de aproximadamente 1 ntes. Localidade Ano de Implementação 1T15 2T15 1T15 2T15 Curicica % 9% 96% 96% N Realengo/Batan 2010/ % 11% 97% 96% N/S Cosmos % 9% 96% 94% N Cosmos % 8% 101% 98% N Sepetiba % 31% 95% 94% N Caxias 1 e 2 Perdas Não Ano de 2012 Número de 37% 35% 93% Arrecadação 92% N Localidade Técnicas/Carga Fio * Área de UPP Vigário Geral Antes 9% Atual 10% Antes 95% Atual 95% N Nova Iguaçu % 29% 89% 93% Nova Iguaçu % 23% 97% 96% N Total % 29% 89% 93% Nova Iguaçu % 14% 96% 95% N Nilópolis % 19% 95% 93% N Ricardo de Albuquerque % 7% 95% 95% N % 30% 96% 96% S Mangueira/Babilônia/Santa Marta/São Carlos Coelho da Rocha % 12% 97% 96% N Caxias % 13% 97% 96% N Cidade de Deus % 29% 91% 92% S Tomazinho % 12% 97% 95% N Formiga/Borel/Macaco/Salgueiro/Andaraí % 16% 92% 93% S Monte Líbano % 9% 97% 96% N Caxias % 17% 94% 96% N Cordovil % 11% 94% 93% N Éden % 11% 95% 95% N Alemão % 23% 92% 92% S Rio das Pedras % 41% 89% 92% N Total % 17% 96% 95% * O indicador reflete os resultados acumulados a partir do início da implementação de cada APZ. Legenda: N = Não / S = Sim. Número de clientes Perdas Não Técnicas/Carga Fio * Arrecadação Área de UPP meses APZ carga co Localidade Ano de Implementação Número de clientes Perdas Não Técnicas/Carga Fio * Arrecadação Área de UPP Comunidades Centro % 89% S Vilar dos Teles % 97% N Comunidades Estácio % 90% S Rosali % 94% N Rosali % 97% N Rosali % 97% N Rosali % 98% N Caxias % 96% N Areia Branca % 96% N Areia Branca % 95% N Total

11 ecadação axa de arrecadação do trimestre rado, 5,7 p.p. abaixo do índice do sado. Esse resultado é justificado ução de 17,0 p.p. na arrecadação do atingiu 97,8% d mesmo período principalmente poder público. semestre, a taxa de arrecadação foi de 94,0%, 4, rior ao mesmo período de constituição de Provisões para Crédito de Liqu idosa (PCLD) no segundo trimestre de 2015 repre da receita bruta de fornecimento de energia 2, tota 30,1 milhões, 6,0 milhões inferior ao valor de R$ 36,1 m 2 Para o cálculo da PCLD, é considerada a receita bruta do mercado cativo + TUSD + Energia não faturada. 11

12 visionado no 2T14. No acumulado de 12 meses, a PCLD representou 1,0% da receita bruta de fornecimento de energia, 0,5 p.p. men 12 meses findos no 2T14. Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa - R$ MM 2T15 2T14 Var. (R$) 1S15 1S14 Var. (R$) PCLD 30,1 36,1 (6,0) 54,2 61,4 (7,1) alidade Operacional 2T15, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 319 eções/manutenções em circuitos de média tensão, 712 substituições sformadores e podas de árvores. Na rede de distr terrânea foram realizadas inspeções em câmaras transformadoras e em nspeção, além de manutenção em 54 transformadores, 39 chaves e 245 protetores. édia móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC Duração Equivalente rrupção, que é expresso em horas, atingiu o valor de 13,59, uma redução de relação ao mesmo período do ano anterior. A média móvel referente ao FEC Freq ivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 6,65 ixo do mesmo período do ano anterior. Geração LIGHT ENERGIA (GWh) 2T15 2T14 % 1S15 1S14 % Venda no Ambiente de Contratação Livre 1.041, ,0-6,4% 2.184, ,1-2,7% Spot (CCEE) (173,7) (17,6) 884,4% (16,1) 116,9 - Total 868, ,3-20,7% 2.168, ,0-8,2%,1 GWh, apresentando uma redução de 20,7% em comparação com o 2T14. O total de venda, da compra de e no segundo trime 2015 foi equiva segundo trimestre de 2015, a energia negociada no ACL foi 6,4% inferior ao mesmo período de 2014, influenciada pela estrat nalização da energia, que em 2015 foi ainda mais concentrada no primeiro trimestre quando comparado ao ano de 2014, com int igar os efeitos do GSF (Generation Scaling Factor). 2T15, a compra de energia no mercado spot totalizou 173,7 GWh, superior ao saldo de compra, de 17,6 GWh no 2T14. Tal result estre é decorrente dos baixos valores de GSF, em função da pior condição hidrológica do sistema nacional. 12

13 valores de GSF apurados nos meses de abril, maio e junho de 2015, foram de 82,5%, 81,2% e 79,4%, respectivamente, comparad %, 93,6% e 88,9%, nos mesmos meses de A média do GSF do 2T15 foi 81,0%, 12,70 p.p. abaixo da média do GSF registrado no íodo de 2015, de 93,7%. mercialização e Serviços segundo trimestre de 2015, a comercialização direta de energia elétr t Com e Light Esco referente às fontes convencional e incentivada to 1,0 GWh, 4,0% abaixo dos 1.313,5 GWh comercializados mo período do ano anterior. No acumulado do ano, a comercialização rgia somou o montante de 2.602,9 GWh, 1,8% abaixo dos 2.651,5 ercializados no mesmo período de º trimestre de 2015, a Light Esco estava com quatro projetos envolvimento, dentre eles a implantação de uma central de geraçã um shopping em São Paulo, além de três projetos de climatização em ppings, um hotel e um hospital na cidade do Rio de Janeiro, sendo um comercialização de energia no mercado livre. almente a empresa está realizando serviços de operação utenção (O&M) em dez instalações, sendo uma industrial e erciais. Das dez, sete estão no Rio de Janeiro, duas em São Paulo e uma no Rio Grande do Sul. 13

14 Desempenho Financeiro Receita Líquida nsolidado receita Distribuição Energia vendida 1.842, ,8 37,3% 3.825, ,0 30,0% operacional trimestre foi de Energia Não Faturada (128,8) (61,1) 110,8% (33,7) (45,0) -25,1% 2.441,1 m % acima da Uso da rede (TUSD) 151,8 113,7 33,5% 274,7 228,9 20,0% receita apura Curto Prazo (Spot) - 23, ,7-4. Conta CCRBT/ACR 241, ,0 - - Desconsidera ita de CVA (103,8) - - (264,1) - - construção, q to neutro no Diversos 25,5 20,4 25,0% 50,6 34,5 46,7% Subtotal (a) 2.029, ,5 41,1% 4.728, ,2 48,4% resultado, a ida consolidada Receita de Construção¹ 208,4 214,3-2,8% 397,5 377,8 5,2% aumentou lizando 2.232,7 Subtotal (a') 2.237, ,8 35,4% 5.125, ,0 43,9% milhões no 2T ercialização e Serviços registraram uma retração de 7,2% e 1,1% em sua receita, respectivamente. No semestre, o segme ribuição cresceu 43,9%, enquanto os seguimentos de Geração e Comercialização e Serviços sofreram retração de 9,8% e 2,2%. tribuição Receita Líquida (R$ MM) 2T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% estre, a receita Geração operacional esentou Venda Geração (ACR+ACL) 120,9 119,7 1,0% 255,7 250,0 2,3% Curto Prazo 0,9 11,1-91,9% 50,9 89,5-43,1% crescimento % em relação ao mesmo perío Diversos 2,0 2,6-23,1% 4,5 5,1-11,8% passado, Subtotal (b) 123,8 133,4-7,2% 311,0 344,6-9,8% atingindo - - Comercialização e Serviços ões. Desconsidera Revenda 204,1 203,5 0,3% 425,7 430,4-1,1% ita de Serviços 8,4 11,4-26,3% 16,1 21,3-24,4% construção, cimento foi de Subtotal (c) 212,5 214,9-1,1% 441,8 451,6-2,2% 39,9%. - Outros e Eliminações (d) (132,8) (185,3) -28,3% (275,5) (261,3) 5,4% segmento de Distr Total s/ rec. de construção (a+b+c+d) 2.232, ,5 39,4% 5.205, ,2 39,9% esentou Total (a'+b+c+d) 2.441, ,8-34,4% 5.602, ,0-36,7% crescimento % no trimestre, ¹ A controlada Light SESA contabiliza receitas e custos, com margem zero, relativos a serviços de construção enquanto mentos de ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. Geração ceita líquida do 2T15 totalizou R$ 2.237,6 milhões, representando um aumento de 35,4% em relação ao 2T14. Desconsiderando a rec strução, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 2.029,2 milhões nesse trimestre, 41,1% acima da receita verific mo período do ano passado, explicado pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia que no 2T14 foram reduzi pesas não gerenciáveis através dos aportes da Conta-ACR. Entre o reconhecimento tarifário do 2T15 estão: (i) R$ 277,3 m 14

15 venientes do sistema de bandeiras tarifárias faturados na área de concessão da Light SESA; (ii) o recebimento de R$ 241,6 milhões o onta Centralizadora de Recursos da Bandeira Tarifária ( CCRBT ) - competência de março a maio de 2015; e (iii) os aumentos méd fas de 19,23% a partir de 07 de novembro de 2014 (reajuste anual) e de 22,48% a partir de 02 de março de 2015 (revisão t aordinária). te trimestre, a receita com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 14,0 milhões e a receita com o dife fário relativo ao tratamento especial das perdas não técnicas da área de concessão somou o montante de R$ 44,4 milhões, ambos t o Obrigações Especiais. Embora sejam faturados, não compõem a receita líquida desde a última revisão tarifária, ocorrida em novem 3. A maior predominância no mercado da distribuidora são os segmentos residencial e comercial cativo, que somam 60,2% do con resentam 72,6% da receita de energia vendida. No primeiro seme ano, a receita líqu distrib milhões, 48,4% ac receita apurada n crescimento de 30 dida explicado pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia que no 1S14 foram reduzidos das despes nciáveis através dos aportes da Conta-ACR. Entre o reconhecimento tarifário do 1S15 estão: (i) aporte de R$ 545,0 milhões da Con rente às liquidações no mercado de curto prazo com competência de novembro e dezembro de 2014; (ii) R$ 446,0 milhões provenie ema de bandeiras tarifárias faturados na área de concessão da Light SESA; (iii) recebimento de R$ 330,0 milhões oriundos da petência de janeiro a maio de 2015); e (iv) aumentos médios das tarifas de 19,23% a partir de 07 de novembro de 2014 (reajuste a desconsiderando receita de cons somou R$ em função receita de 2,48% a partir de 02 de março de 2015 (revisão tarifária extraordinária). onta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, criada pelo Decreto nº 8.221/2014, teve como finalidade cobrir, total ou parcialmente, as despesas incorridas pelas concessi buição, no período de fevereiro a dezembro de 2014, em decorrência de Exposição involuntária no Mercado de Curto Prazo e Despacho termoelétrico vinculado aos Con ercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade - CCEAR-D. A partir de 10 de dezembro de 2014, quando foi assinado o quarto termo ato de concessão para distribuição pela Companhia, os aportes da Conta-ACR passaram a ser reconhecidos na Receita. 15

16 eceita de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 31,5 milhões, enquanto a receita tratada como Obr eciais para o combate às perdas somou R$ 108,9 milhões. ração ceita líquida do trimestre totalizou R$ 123,8 milhões, 7,2% abaixo da receita de R$ 133,4 milhões registrada no mesmo período d ido ao menor volume de venda no mercado de curto prazo. O preço médio de venda praticado para a comercializadora do grupo ido de impostos, foi de R$ 116,1/MWh no 2T15, 8,0% acima do preço de R$ 107,5/MWh no 2T14, devido a reajuste contratual. primeiro semestre de 2015, a geradora obteve uma receita líquida de R$ 311,0 milhões, uma queda de 9,8% em relação ao mesmo p 014, devido ao menor volume de venda no mercado de curto prazo, a um preço de R$ 385,1/MWh no 1S15 contra R$ 677,7/MWh n função do novo limite máximo do PLD. O preço médio de venda praticado para a comercializadora do grupo (ACL), líquido de impos $ 117,1/MWh no 1S15, 5,1% acima do preço de R$ 111,4/MWh no 1S14. mercialização e Serviços ceita líquida do segmento de comercialização e serviços no 2T15 apresentou um decréscimo de 1,1% em relação ao 2T14, alcança,5 milhões. ceita líquida de revenda de energia neste trimestre foi em linha com a receita obtida no segundo trimestre de 2014 em função da r,0% no volume de comercialização, parcialmente compensada pelo aumento de 4,1% no preço médio de venda, líquido de impostos,9/mwh no 2T14 para R$ 161,2/MWh no 2T15, devido ao reajuste dos contratos. O segmento de serviços apresentou no 2T15 uma ida 26,3% menor à registrada no mesmo período de S15, a receita líquida totalizou R$ 441,1 milhões, resultado 2,3% inferior ao registrado no 1S14. ceita líquida de revenda de energia neste semestre foi 1,3% menor do que a receita alcançada no primeiro semestre de 2014, em fun ução de 1,8% no volume de comercialização, parcialmente compensada pelo aumento de 0,6% no preço médio de venda, líqu ostos, de R$ 162,3/MWh no 2T14 para R$ 163,3/MWh no 2T15, devido ao reajuste dos contratos. O segmento de serviços apresen 5 uma receita líquida 24,4% menor à registrada no mesmo período de Custos e Despesas solidado 16

17 Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 2T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% Distribuição (2.219,2) (1.606,7) 38,1% (4.904,0) (3.347,5) 46,5% Distribuição s/ custo de construção (2.010,8) (1.392,4) 44,4% (4.506,6) (2.969,7) 51,8% Geração (103,3) (56,3) 83,5% (133,5) (94,7) 41,0% Comercialização e Serviços (194,3) (192,3) 1,0% (384,9) (411,5) -6,5% Outros e Eliminações 130,5 181,9-28,3% 269,6 254,7 5,9% Consolidado s/ custo de construção (2.177,9) (1.459,1) 49,3% (4.755,4) (3.221,2) 47,6% Consolidado (2.386,3) (1.673,4) 42,6% (5.152,9) (3.599,0) 43,2% segundo trimestre de 2015, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 2.386,3 milhões, apresentando um crescimento de 42 paração com o realizado no mesmo período do ano passado. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas conso te trimestre ficaram 49,3% acima do 2T14, explicado principalmente pelo maior dispêndio com compra de energia pela gera ribuidora, além de um aumento significativo nos custos com encargos e transmissão. acumulado, os custos e despesas operacionais consolidados, já desconsiderando os custos de construção, totalizaram R$ 4.755,4 m % superiores ao apurado no 1S14. tribuição Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.640,1) (1.090,1) 50,5% (3.805,8) (2.328,1) 63,5% Custos de Compra de Energia (1.602,0) (1.057,5) 51,5% (3.699,9) (2.246,6) 64,7% Custos com Encargos e Transmissão (169,9) (125,6) 35,3% (378,9) (255,0) 48,6% trimestre, os Outros (Custos Obrigatórios) (0,9) (3,1) -71,0% (1,7) (17,5) -90,3% custos pesas da Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 132,6 96,2 37,8% 274,8 191,0 43,9% atividade ribuição de Custos e Despesas Gerenciáveis (370,7) (302,2) 22,7% (700,8) (641,5) 9,2% PMSO (207,3) (200,8) 3,2% (418,2) (377,3) 10,8% energia % acima dos Pessoal (74,8) (75,3) -0,7% (157,7) (144,3) 9,3% custos do íodo de Material (3,2) (4,0) -20,0% (6,5) (9,2) -29,3% Serviço de Terceiros (105,4) (100,8) 4,6% (211,6) (191,7) 10,4% Desconsid custo de Outros (23,9) (20,6) 16,0% (42,4) (32,1) 32,1% Provisões - Contingências (32,9) 21,9 - (19,0) (18,0) 5,6% construção tos e Provisões - PCLD (30,1) (36,1) -16,6% (54,2) (61,4) -11,7% despesas esentaram Depreciação e Amortização (97,9) (86,2) 13,6% (195,2) (171,6) 13,8% Outras Receitas/Despesas Operacionais (2,5) (1,2) 108,3% (14,2) (13,3) 6,8% um aume % em Custos Totais s/custo de Construção (2.010,8) (1.392,4) 44,4% (4.506,6) (2.969,7) 51,8% relação ao acumulado de Custo de Construção (208,4) (214,3) -2,8% (397,5) (377,8) 5,2% Custos Totais (2.219,2) (1.606,7) 38,1% (4.904,0) (3.347,5) 46,5% 2015, cimento dos custos da distribuidora foi de 46,5%, enquanto que os custos e despesas totais, desconsiderando o custo de cons entaram 51,8%. Custos e Despesas (R$ MM) 2T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% tos e Despesas Não Gerenciáveis 17

18 segundo trimestre de 2015, os custos e despesas não gerenciáveis R$ 1.640,1 milhões, apresentando um aumento de 50,5% em relação ao íodo de 2014, justificado principalmente pelo reconhecimento tarifário dos compra de energia na receita do 2T15, enquanto que no 2T14 foram reduzid pesas não gerenciáveis através dos aportes da Conta-ACR. rescimento na compra de energia é explicado por: (i) aumento dos custos co ológico proveniente das cotas, devido ao maior déficit do GSF e inclusão, a pa iro/15, do risco hidrológico referente à energia de Itaipu do mês corrent tratação no Leilão A-1 (dezembro de 2014) e no Leilão de Ajuste (janeiro de 20 juste anual dos contratos; e (iv) valorização do dólar, que se refletiu nas de tivas a Itaipu. 2T15, os custos com encargos e transmissão apresentaram crescimento de 35,3%, deco o aumento de 70,9% dos gastos com Encargo de Serviço do Sistema referentes à g ica com custo de combustível superior ao PLD; e (ii) do aumento de 51,3% no gast sporte de energia, em razão do maior volume de energia contratado junto à rede binado com o aumento das tarifas de uso do sistema de transmissão. usto médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 186,5 segundo trimestre de 2015, 22,6% superior ao custo médio do 2T14 no valor de,0/mwh. Considerando as compras no spot, o custo médio de energia comprada (inclu t) foi de R$ 209/MWh no 2T15, superior ao custo médio de R$ 191/MWh no mesmo tr 014. Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis: Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 2T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% Custos de Compra de Energia (1.602,0) (1.057,5) 51,5% (3.699,9) (2.246,6) 64,7% primeiro Itaipu (319,8) (163,3) 95,8% (659,7) (331,3) 99,1% semestre de ustos e despesas UTE Norte Fluminense (306,1) (280,3) 9,2% (609,0) (557,6) 9,2% não geren Energia de Curto Prazo (Spot) (163,9) (271,3) -39,6% (747,2) (1.516,9) -50,7% m de R$ 3.699,9 Leilão de energia (812,1) (567,0) 43,2% (1.684,0) (1.217,9) 38,3% m Contratos por Disponibilidade (129,6) (289,5) -55,2% (497,6) (581,3) -14,4% esentando um Demais (682,6) (277,5) 146,0% (1.186,4) (636,6) 86,4% aumento de Aporte CDE / Conta ACR - 224, ,1 - relação ao mesmo perío Custos com Encargos e Transmissão (169,9) (125,6) 35,3% (378,9) (255,0) 48,6% 4, justificado Encargos Serviços do Sistema - ESS (33,5) (19,6) 70,9% (114,8) (46,2) 148,5% principalmen nhecimento Transporte de Energia (95,0) (62,8) 51,3% (183,8) (125,3) 46,7% Outros Encargos (41,4) (43,2) -4,2% (80,4) (83,4) -3,6% tarifário dos compra de Outros (Custos Obrigatórios) (0,9) (3,1) -71,0% (1,7) (17,5) -90,3% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 132,6 96,2 37,8% 274,8 191,0 43,9% energia na 1S15, enquanto Total (1.640,1) (1.090,1) 50,5% (3.805,8) (2.328,1) 63,5% que no 1S14 18

19 uzidos das despesas não gerenciáveis através dos aportes da CDE e Conta-ACR. rescimento na compra de energia é explicado por: (i) aumento dos custos com risco hidrológico proveniente das cotas, devido ao icit do GSF e inclusão, a partir de janeiro/15, do risco hidrológico referente à energia de Itaipu do mês corrente; (ii) contratação no Le zembro de 2014), no Leilão A-0 (abril de 2014) e no Leilão de Ajuste (janeiro de 2015); (iii) reajuste anual dos contratos; (iv) valoriza r, que se refletiu nas despesas relativas a Itaipu; e (v) gastos com contratos por disponibilidade referentes a geração térmica. ta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A (CVA) forme Nota Técnica nº 373/2014 SRE/Aneel referente ao reajuste tarifário da Light em 07 de novembro de 2014, o valor ologado foi de R$ 565,8 milhões, a ser pago pelos consumidores até 06 de novembro de re 07 de novembro e 31 de dezembro de 2014, houve amortização da CVA no montante de R$ 135,5 milhões, restando um saldo d ologado de R$ 430,3 milhões. Adicionalmente, foi constituída CVA de R$ 589,5 milhões, finalizando 2014 com um saldo de CVA 9,8 milhões. primeiro trimestre de 2015, houve uma amortização de R$ 159,9 milhões, restando um saldo de R$ 270,4 milhões referente a ologado no reajuste. No mesmo período, a distribuidora formou uma CVA de R$ 659,2 milhões, e recebeu R$ 633,4 milhões referen rtes da Conta-ACR e CCRBT, gerando um saldo de CVA no montante de R$ 885,7 milhões. segundo trimestre de 2015, a amortização da CVA totalizou R$ 169,3 milhões, restando um saldo de R$ 101,1 milhões a ser recebid ximo reajuste. No 2T15, a distribuidora constituiu uma CVA de R$ 344,8 milhões, e recebeu R$ 241,6 milhões referentes a lizando um saldo de CVA de R$ 819,6 milhões. R$ Milhões 07/11/2014 Até 31/12/2014 1T15 2T15 Saldo da CVA homologado pela Aneel em 07/11/ , Amortização da CVA homologada pela Aneel (a partir de 07/11/2014) - (135,5) (159,9) (169,3) Constituição de CVA para próximos Reajustes Tarifários - 589,5 659,2 344,8 Aporte Conta-ACR - - (545,0) - Aporte CCRBT - - (88,4) (241,6) Saldo Final da CVA 565, ,8 885,7 819,6 Composição do saldo da CVA (R$ Milhões) A ser recebido até 06/11/ ,1 Formação até 2T ,5 Aporte ACR até 2T15 (545,0) Aporte CCRBT até 2T15 (330,0) Saldo 819,6 19

20 tos e Despesas Gerenciáveis segundo trimestre de 2015, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material, serviços de te visões, depreciação, outras receitas/despesas operacionais e outros, totalizaram R$ 370,7 milhões, apresentando crescimento de re os períodos. custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 207,3 milhões no trimestre, 3,2% acima do realiz mo período de 2014, explicado, principalmente, pelo aumento de 4,6% na linha de serviços de terceiros, e 16,0% na linha de outros. dução de 0,7% na linha de pessoal é explicada por um maior volume de capitalização de mão de obra em projetos de investimento. umento de 4,6% na linha de serviços de terceiros é justificado pelos seguintes fatores: (i) ampliação do programa de Áreas de Perda, no montante de aproximadamente R$ 1,7 milhão; e (ii) aumento no custo das atividades no campo ligadas a reparos. umento de 16,0% na conta de outros é justificado principalmente pela manutenção de licença de softwares no 2T15 no monta oximadamente R$ 2,3 milhões. nta de provisões totalizou R$ 63,0 milhões, 346,1% acima o do registrado no segundo trimestre de 2014 devido, principalmente, ex reversão de provisões tributárias e trabalhistas no montante de R$ 41,9 milhões no 2T14. comparação com o mesmo trimestre de 2014, a linha de depreciação/amortização apresentou um crescimento de 13,6% em fun ento da base de ativos depreciáveis do 2T15 em relação ao 2T14. 20

21 ração Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 2T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% Pessoal (7,3) (6,8) 7,4% (13,7) (12,5) 9,6% Material e Serviço de Terceiros (4,5) (4,7) -4,3% (8,6) (8,3) 3,6% CUSD / CUST / Energia Comprada (76,0) (23,8) 219,3% (80,7) (31,7) 154,6% Depreciação (13,8) (13,5) 2,2% (27,7) (27,0) 2,6% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,2 (0,4) - 0,2 (0,4) - Outras (inclui provisões) (1,9) (7,2) -73,6% (3,0) (14,9) -79,9% Total (103,3) (56,3) 83,5% (133,5) (94,7) 41,0% No 2T15, os cu despesas da Light totalizaram R$ milhões, 83,5% ac registrado no s estre de 2014, decorrente do aumento de 219,3% no custo com compra de energia, uma vez que, devido a redução de 12,9 p.p no 5 quando comparado a 2T14, a compra da geradora no spot, líquida de venda, totalizou 173,7 GWh no 2T15, contra 17,6 GWh no 2T ustos e despesas no 2T15 ficaram assim compostos: pessoal (7,0%), materiais e serviços de terceiros (4,4%), CUSD/CUST/Energia Co 6%), outros e depreciação (15,0%). O custo de PMSO por MWh gerado pelas usinas da Light Energia, neste trimestre, ficou /MWh, redução de 26,6% em relação ao valor de R$ 15,6/MWh no 2T14, impactada pela mudança na contabilização da CFURH e da alização da Aneel. Desconsiderando esse efeito, o PMSO por MWh seria de R$ 15,7/MWh no 2T15, em linha com o 2T14. semestre, a composição foi: pessoal (10,3%), materiais e serviços de terceiros (6,4%), CUSD/CUST/Energia Comprada (60,5%), o reciação (22,8%). mercialização e Serviços Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 2T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% Pessoal (2,9) (2,2) 31,8% (5,0) (4,8) 4,2% custos e despesas Material e Serviço de Terceiros (1,0) (6,1) -83,6% (0,5) (18,0) -97,2% 5 somaram Energia Comprada (188,5) (174,7) 7,9% (375,7) (378,9) -0,8% R$ Depreciação (1,4) (1,3) 7,7% (2,8) (1,4) 100,0% ões, pratic Outras Receitas/Despesas Operacionais - (7,1) - - (7,1) - linha com o Outras (inclui provisões) (0,6) (0,9) -33,3% (0,9) (1,4) -35,7% 2T14. Total (194,3) (192,3) 1,0% (384,9) (411,5) -6,5% ltado foi imp cipalmente, pelo aumento de 7,9% nos custos com compra de energia, parcialmente compensado pela redução de 83,6% nos cust erial e serviço de terceiros. semestre, os custos e despesas dos segmentos de comercialização e serviços reduziram 6,5% frente ao alcançado em 2014, deco cipalmente, da redução de 97,2% na linha de material e serviço de terceiros. 21

22 EBITDA 4 nsolidado % abaixo do EBITDA reportado e do EBITDA ajustado no 2T14, ectivamente. EBITDA Consolidado (R$ MM) 2T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% Distribuição 116,3 132,3-12,1% 416,6 387,1 7,6% Geração (0,8) 88,0-161,4 270,8-40,4% Comercialização e Serviços 19,5 23,9-18,4% 59,7 41,4 44,2% Outros e eliminações (3,0) (4,9) -38,8% (11,2) (7,1) 57,7% Total 132,1 239,3-44,8% 626,4 692,3-9,5% Margem EBITDA (%) 5,9% 14,9% -9,0 p.p. 12,0% 18,6% -6,6 p.p. Ativos e Passivos Regulatórios - 120, ,1 - EBITDA Ajustado 132,1 359,7-63,3% 626,4 794,3-21,1% O EBITDA consolidad segundo trimestre de 2 de R$ 132,1 milhões, 4 maior queda no segme abaixo dos R$ 692,3 m Houve um decréscim todos os segmento trimestre, registrando geração. A margem decresceu de 14,9 2T14, para 5,9% no período de No semestre, o EBITD R$ 626,4 milhões, registrado no BITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. O EBITDA apresentado é calculado de acordo com a Inst 527/2012 e representa: lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização. A conciliação é demonstrada no Anexo 22

23 íodo de tribuição EBITDA Consolidado (R$ MM) 2T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% Distribuição 116,3 132,3-12,1% 416,6 387,1 7,6% Ativos e Passivos Regulatórios - 120, ,1 - EBITDA Ajustado 116,3 252,7-54,0% 416,6 489,2-14,8% O EBIT Distri totalizou,3 milhões no 2T15, 12,1% inferior ao apurado no mesmo trimestre de 2014, explicado pela reversão de provisões tributárias e trabalh tante de R$ 41,9 milhões no 2T14. A margem EBITDA foi de 5,7%, 3,5 p.p. abaixo da registrada do 2T14. primeiro semestre, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 416,6 milhões, aumento de 7,6% em relação ao EBITDA reportado no 1S14, havia reconhecimento da CVA na receita. Em relação ao EBITDA ajustado do 1S14, houve queda de 14,8%, explicada principalmen ução no mercado residencial cativo e pelo aumento do PMSO em linha com a inflação. A margem EBITDA do semestre foi de 8,8%, ixo do 1S14. ração 2T15, o EBITDA da Light Energia totalizou R$ 0,8 milhões negativos. Esse resultado deve-se ao aumento de 84,8% da despesa oper ido a redução de 12,9 p.p. no GSF do 2T15 quando comparado a 2T14 que resultou na necessidade de aumento na compra de ene t para cumprir com os contratos no trimestre vigente. semestre, o EBITDA foi R$ 161,4 milhões, 40,4% inferior ao montante apurado no 1S14. A margem EBITDA do semestre foi de 51,9 menor do que a margem do 1S14. mercialização e Serviços BITDA dos segmentos de comercialização e serviços totalizou R$ 19,5 milhões neste trimestre, 18,4% menor que o valor apurado n ificado pela redução de 4,0% no volume de comercialização e pelo aumento de 7,9% nos custos com compra de energia. 1S15, o EBITDA totalizou R$ 59,7 milhões, 44,1% acima do montante alcançado no mesmo período de argem EBITDA deste trimestre foi de 9,2%, 1,9 p.p. abaixo da registrada do 2T14, enquanto a margem EBITDA do semestre foi de 13, maior do que a margem alcançada no primeiro semestre de

24 Resultado Financeiro Consolidado resultado financeiro estre foi negativo em ões, hora de R$ 25,1 resultado apresentando milhões em financeiro n R$ 111,8 milhões Variação Monetária (19,6) (12,2) 60,7% (46,2) (25,9) 78,4% registrado undo trimestre de eceita financeira do trimestre 135,2 milhões, resultado R$ ões acima do verificado mo período de 2014, jus cipalmente (i) pela atualiza cela A e outros itens financeiros, influenciada pelo aumento da Selic; e (ii) pela atualização do ativo financeiro pelo IGP-M acumu estre. Resultado Financeiro - R$ MM 2T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% Receitas Financeiras 135,2 66,8 102,4% 385,1 163,8 135,1% Juros sobre Aplicações Financeiras 14,2 28,2-49,6% 27,5 44,7-38,5% Resultado Swap Líquido 0,0 0,0-148,1 0,0 - Acréscimo Moratório / Multas sobre débitos 31,4 20,0 57,0% 57,9 41,4 39,9% Atualização da parcela A e outros itens financeiros 37, ,3 - - Atualização a VNR do ativo financeiro 44,3 (1,8) - 83,4 44,8 86,2% Outras Receitas Financeiras 7,7 20,5-62,4% 18,0 33,0-45,5% Despesas Financeiras (221,9) (178,6) 24,2% (649,8) (354,5) 83,3% Encargos da dívida (148,6) (131,0) 13,4% (293,1) (247,4) 18,5% Variação Cambial 59,8 36,8 62,5% (241,4) 74,8 - Resultado Swap Líquido (73,9) (47,2) 56,6% 0,0 (94,5) - Atualização de provisões para contingências (2,8) (9,3) -69,9% (8,1) (15,1) -46,4% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (3,4) (2,4) 41,7% (6,0) (4,5) 33,3% Juros sobre Tributos (2,7) (0,8) 237,5% (4,1) (0,8) 412,5% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) (3,9) (3,7) 5,4% (7,6) (7,4) 2,7% Compensação DIC/FIC (12,8) (7,0) 82,9% (29,6) (26,3) 12,5% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (10,9) (2,0) 445,0% (10,9) (3,8) 186,8% Braslight (3,0) - - (3,0) (3,5) -14,3% Total (86,7) (111,8) -22,5% (264,7) (190,6) 38,9% espesa financeira do trimestre somou R$ 221,9 milhões, R$ 43,3 milhões acima da despesa verificada no mesmo período de 2014, jus cipalmente pelo aumento do custo de dívida no período no montante de R$ 28,8 milhões 5 devido (i) ao aumento da dívida; e ento do CDI e IPCA. Aproximadamente 99% da dívida em moeda estrangeira possui hedge, fazendo com que a variação do dóla acto irrelevante no resultado financeiro. 5 Variação das linhas de encargo da dívida + variação monetária + variação cambial + resultado de swap líquido. 24

25 Endividamento Não R$ MM Circulante % % Total % R$ MM jun/14 mar/15 Circulante jun/15 % jun 14 % mar 15 Moeda Dívida Nacional líquida 774, ,6 10,5% 6.298, , ,3 63,9% 31,5% 5.469,0 9,2% 74,5% Light SESA 827,9 11,3% 4.170,7 56,8% 4.998,6 68,1% Braslight 0,0 32,1 35,1-9,2% Debêntures 8a. Emissão 43,2 0,6% 391,4 5,3% 434,6 5,9% Dívida Debêntures líquida 9a. + Braslight Emissão - Série A 17, ,6 0,2% 6.330,9 996, ,3 13,6% 32,2% 1.013,3 9,2% 13,8% Debêntures 9a. Emissão - Série B 4,8 0,1% 691,7 9,4% 696,5 9,5% Debêntures 10a. Emissão 15,2 0,2% 745,3 10,1% 760,5 10,4% Eletrobras 1,4 0,0% 4,0 0,1% 5,4 0,1% CCB Bradesco 91,8 1,2% 150,0 2,0% 241,8 3,3% BNDES (CAPEX) 253,3 3,5% 754,8 10,3% 1.008,2 13,7% BNDES Olimpíadas 10,1 0,1% 50,0 0,7% 60,1 0,8% Banco do Brasil 7,1 0,1% 150,0 2,0% 157,1 2,1% Conta Garantida - CEF 1,4 0,0% 100,0 1,4% 101,4 1,4% 3ª Nota Promissória 276,3 3,8% - 0,0% 276,3 3,8% Mútuo Intercompany 100,9 1,4% - 0,0% 100,9 1,4% Outros 5,5 0,1% 137,2 1,9% 142,7 1,9% Light Energia -67,5-0,9% 465,5 6,3% 398,0 5,4% Debêntures 2a. Emissão 20,4 0,3% 424,0 5,8% 444,4 6,1% Debêntures 3a. Emissão 2,7 0,0% 24,9 Múltiplo 0,3% para efeito 27,6 0,4% BNDES (CAPEX) 10,2 0,1% 16,6 jun/ de covenants 0,2% R$ 26,8 MM 0,4% Mútuo Intercompany (100,9) -1,4% - 0,0% -100,9-1,4% Dívida Bruta 7.343, , ,3 Outros 0,0 0,0% 0,0 (0,00) 0,0 0,0% + Operações de Swap (252,5) (194,5) (135,1) Light ESCO 13,6 0,2% 58,8 0,8% 72,4 1,0% + Fundo de Pensão 35,1 32, ,7 BNDES - PROESCO 13,6 0,2% 58,8 0,8% 72,4 1,0% - Disponibilidades 463,8 505, ,4 Moeda Estrangeira 468,1 6,4% = Dívida Líquida para covenants (a) 1.405,9 19,1% 1.874,0 25,5% 6.661, , ,4 Light SESA 466,1 6,3% 827,2 EBITDA (12 11,3% meses) 1.293,3 17,6% 1.743, , ,8 Tesouro Nacional 1,8 0,0% -40,7Equivalência 0,6% Patrimonial 42,5 0,6% 92,2 134,6 (5,5) Merril Lynch 56,1 0,8% -27,9Provisões 0,4% 84,0 1,1% (209,7) (216,3) (210,9) BNP 0,8 0,0% -76,1Outras Receitas/Despesas 1,0% 76,8 Operacionais 1,0% (41,6) (41,3) 81,3 Citibank 1,1 0,0% 620,5 + Ativos e Passivos 8,5% Regulatórios 621,6 (CVA) 8,5% (435,4) (334,2) (21,0) Bank Tokyo - Mitsubishi 186,5 2,5% -62,1CVA Financeira 0,8% 248,6 3,4% - - 5,1 Itaú 81,1 1,1% = 0,0EBITDA para 0,0% covenants (b) 81,1 1,1% 1.467, , ,7 Santander 138,6 1,9% 0,0 0,0% 138,6 1,9% Dívida Líquida / EBITDA (a/b) Light Energia 2,0 0,0% 578,6 7,9% 580,7 7,9% 4,54 3,70 2,83 Citibank 1,1 0,0% 248,2 3,4% 249,3 3,4% BNP 0,6 0,0% 175,1 2,4% 175,8 2,4% Itaú 0,2 0,0% 155,3 2,1% 155,5 2,1% Dívida Bruta 1.242,1 16,9% 6.100,9 83,1% 7.343,0 100,0% Disponibilidades 463,8 Dívida Líquida (a) 6.879,3 ívida bruta da Companhia em 30 de junho de 2015 de R$ 7.343,0 milhões, apresentando um ento de 3,3% em relação à posição de março de 5. Quando comparada com junho de 2014, a da bruta aumentou em 7,6%, ou R$ 519,5 25

26 ões, em função das captações realizadas no período, quais sejam: (i) liberações de recursos do BNDES para investimentos da t SESA, ao longo dos últimos 12 meses, no montante de R$ 445,0 milhões; (ii) captação em moeda estrangeira de R$ 156 ões, junto ao BNP Paribas, para a Light Energia, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (iii) tação em moeda estrangeira de R$ 51 milhões, junto ao Bank Tokyo-Mitsubishi, para a Light SESA, com proteção à exposição bial através de operação de swap para Real; (iv) captação em moeda estrangeira de R$ 200 milhões junto ao Banco Itaú, sendo 8 milhões, para a Light SESA, e R$ 132 milhões para a Light Energia, com proteção à exposição cambial através de operação de p para Real; (v) captação em moeda estrangeira de R$ 120 milhões, junto ao Banco Santander, para a Light SESA, com proteção à osição cambial através de operação de swap para Real; (vi) captação em moeda estrangeira de R$ 80 milhões, junto ao BNP ibas, para a Light SESA, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (vii) captação de capital de de R$ 100 milhões, junto a Caixa Econômica Federal para a Light SESA; e (viii) Notas Promissórias junto ao Itaú, Bradesco e Caixa nômica Federal, para a Light SESA, no montante de R$ 275,0 milhões. Tais recursos foram utilizados principalmente para capital iro, visando a cobertura dos custos de compra de energia não cobertos pela tarifa, que constituem a CVA da Light SESA, e do to do risco hidrológico na Light Energia. Esses fatores também impactaram os indicadores de covenants da Companhia. A relação da líquida/ebitda passou de 3,74x em março de 2015 para 4,54x em junho de Para o indicador EBITDA/despesa de juros, o ltado obtido em junho de 2015 foi de 2,37x. A Companhia possui covenants para o indicador dívida líquida/ebitda de 3,75x e a o indicador EBITDA/despesa de juros de 2,5x, contudo o descumprimento do covenant só se configura em caso de apassagem dos limites estabelecidos para os indicadores por 2 trimestres consecutivos ou 4 intercalados. A companhia está em ativas com seus credores em virtude de uma eventual ocorrência de novo descumprimento dos indicadores. razo médio de vencimento da dívida é de 3,92 anos e o custo médio nominal da dívida ficou em 12,4% a.a. No fechamento do estre, 25,5% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira, mas considerando o resultado das operações proteção à exposição cambial, a exposição ao risco de moeda estrangeira ficou em 0,58%. A política de proteção à exposição bial consiste em proteger o fluxo de caixa das dívidas em moeda estrangeira vincendo nos próximos 24 meses (principal e juros), vés do instrumento swap sem caixa, com instituições financeiras de primeira linha. As captações realizadas através da Resolução EN 4.131, junto ao Merrill Lynch, BNP, Citibank, Bank Tokyo-Mitsubishi, Santander e Itaú, já foram contratadas com swap para o o prazo da dívida. 26

27 Resultado Líquido ight registrou Distribuição 353,0 93,0% 332,2 92,8% 6,3% Reforço da rede e expansão 185,8 52,6% 207,5 62,5% -10,5% Perdas 165,6 46,9% 119,7 36,0% 38,3% Outros 1,6 0,4% 5,0 1,5% -68,0% Administração 14,7 3,9% 12,2 3,4% 20,5% Comerc./ Eficiência Energética 0,0 0,0% 5,0 1,4% -100,0% Geração 11,7 3,1% 8,4 2,3% 39,3% 27 Total 379,4 100,0% 357,8 100,0% 6,0% um preju 57,3 milhões neste tri comparação milhões do ao lucro estre de 2014, ex cipalmente s pela redu DA em todos os segm semestre, o lucro líqu R$ 71,2 milhões, ixo do mesmo p Tal resultado ltado explicado piora no EBITDA CAPEX (R$MM) 1S15 Partic. % 1S14 Partic. % Var % principa financeiro

28 estimentos primeiro semestre de 2015, o total investido pela Light somou R$ 379,4 milhões, 6,0% acima do investido no 1S14, em funç stimentos da Companhia nas ações de perdas. egmento de distribuição concentrou o maior volume, R$ 353,0 milhões (representando 93,0% do investimento total), apresentan cimento de 6,3% frente ao valor investido no primeiro semestre de Dentre os investimentos realizados, se destacam envolvimento de redes de distribuição e expansão, num montante de R$ 185,8 milhões, com o intuito de atender ao crescime cado, aumentar a robustez da rede e melhorar a qualidade, dos quais R$ 22,8 milhões foram destinados a investimentos específicos a e para as Olimpíadas nesse período, (ii) o avanço no projeto de combate às perdas de energia (blindagem de rede, sistema de m rônica e regularização de fraudes), no qual foi investido o montante de R$ 165,6 milhões. nvestimentos em geração cresceram 39,3%, principalmente, em função do início das obras da PCH Lajes. 28

29 jetos de Expansão da Geração ompanhia tem como um dos pilares do seu Planejamento Estratégico o aumento da participação do segmento de geração de ener s resultados. De modo a cumprir tal objetivo, foram anunciados diversos projetos de geração assegurando o crescimento de sua cap alada, que atualmente é de 990 MW. Com a incorporação dos projetos de expansão programados, o quadro com a posição até 30 d seguinte: Parque Gerador Atual Usinas Hidrelétricas Existentes Capacidade Instalada (MW)* Energia Assegurada (MWm)* Início Operacional Data do Ato Ano de Vencimento da Concessão / Autorização Fontes Nova jun Nilo Peçanha jun Pereira Passos jun Ilha dos Pombos jun Santa Branca jun Elevatórias - (87) PCH Paracambi¹ fev Renova² dez Total Projetos de Expansão da Geração Novos Projetos Capacidade Instalada (MW)* Energia Assegurada (MWm)* Início Operacional Ano de Vencimento da Concessão / Autorização SHPP Lajes ³ mai-16 Belo Monte Itaocara¹ Guanhães¹ Dores de Guanhães Senhora do Porto Jacaré Fortuna II Renova² A set-15 A jan-17 LER set-15 A mai-18 A jan-19 PPA /2016 Mercado Livre I 3 2 jan-16 Mercado Livre II 16 8 jan-17 Mercado Livre III 5 3 set-15 Mercado Livre IV set-18 LER 2014 (Eólica) 7 3 out-17 LER 2014 (Solar) 8 2 out-17 HÍBRIDO-SOLAR 1 0 jan-16 Total *Participação proporcional da Light ¹ 51% da Light ² 15,87% da Light / Considera que Renova detém 100% da Chipley, que por sua vez détem 51% da Brasil PCH ³ Previsão de geração média de 15 MWm 4 2,49% da Light

30 primeiro semestre de 2015, ocorreram os seguintes eventos relacionados ao desenvolvimento dos projetos de expansão da capacid ção da Light: Lajes projeto compreende a construção da PCH Lajes, com uma unidade geradora de 17 MW de capacidade instalada, ocupando a loca ntiga UHE Fontes Velha, definitivamente desativada em Para implementação, construção, operação e manutenção da PCH, fo ciedade de Propósito Específico SPE, denominada Lajes Energia S.A., na forma de Sociedade Anônima de Capital Fechado e sub gral da Light Energia S.A. rojeto não implicará em obras civis significativas envolvendo barragens, contando com a construção de uma adutora a partir da C ulas e com adequações na Casa de Força. Além da geração de energia elétrica, a PCH trará expressivo benefício ao abastecimento d egião Metropolitana do Rio de Janeiro por meio da melhoria significativa na confiabilidade e flexibilidade operativa do Complexo de rojeto básico foi aprovado pela Aneel e, em Junho de 2013, a mesma alterou o regime de exploração do serviço público para P pendente de Energia. Com isso, a PCH Lajes obteve 50% de redução da TUSD e da TUST. O contrato E.P.C. (Engineering, Procur struction) para construção da PCH foi assinado em Agosto de Maio de 2015, o Ministério de Minas e Energia (MME) aprovou a Portaria que enquadrou a PCH Lajes para o benefício do REIDI. a continuação dos trabalhos em campo, foram concluídas as seguintes atividades: (i) demolição dos armários (Cubículos de 6,6 KV) orça da UHE Fontes Velha; (ii) remoção das comportas de fundo nas unidades 3 e 4; (iii) realização de ensaio de Esclerometria no co a avaliação dos blocos de ancoragem e bases de apoio do conduto forçado; (iv) Realizado ensaio de modelo reduzido da turb ressão da vegetação para construção do acesso ao Conduto Forçado; e (vi) montagem do canteiro de obras para a construção do c ado. nhães Energia fevereiro de 2012, a Light Energia adquiriu 51% de participação na Guanhães Energia S.A., sendo a Cemig detentora dos demais nhães é responsável pela implantação e exploração das PCHs Dores de Guanhães (14MW), Senhora do Porto (12MW), Fortuna II (9 ré (9MW), totalizando 44MW de potência instalada. As PCHs estão localizadas nos rios Guanhães e Corrente Grande, no Estado de ais. Senhora do Porto e Dores de Guanhães, as obras civis estão em fase final, com a realização de acabamentos e comissionamen uturas civis. Já em Fortuna II, os esforços estão concentrados no tratamento necessário do canal de fuga e taludes próximos ao can Jacaré, o barramento está sendo finalizado e o conduto forçado está em fase executiva. Até junho de 2015 a frente civil, consideran s, alcançou 93% de realização das obras. 30

31 relação às questões ambientais, todas as condicionantes para licenciamento estão sendo cumpridas dentro do prazo estabelec alelo, os programas de monitoramento de fauna e qualidade da água são realizados trimestralmente. Além disso, os program unicação social e gerenciamento ambiental possuem execução contínua, conforme exigências dos órgãos reguladores. As PCHs Senh to, Dores de Guanhães e Fortuna II já formalizaram pedido de obtenção da Licença de Operação ( LO ) junto ao Conselho de biental (COPAM) e a expectativa é de obtermos as respectivas licenças até dezembro/2015. A PCH Jacaré obteve licença de instala o/2015 e está em fase de elaboração estudo ambiental complementar para, posteriormente, solicitar a LO em setembro/2015. Monte outubro de 2011, a Amazônia Energia, cujos sócios são Light (25,5%) e Cemig (74,5%), adquiriu 9,77% da Norte Energia, e onsável pela construção e operação da UHE Belo Monte. Localizada no Rio Xingu, no estado do Pará, a UHE Belo Monte é a quart a hidrelétrica do mundo e a maior 100% brasileira. Tem capacidade instalada de MW e Garantia Física de MWm, ciente para abastecer, aproximadamente, 18 milhões de residências. A energia gerada pelos Sítios de Pimental e Belo Monte será de Sistema Interligado Nacional através de uma Linha de Transmissão ( LT ) de 2,1 mil quilômetros entre o Pará e Minas Gerais, em strução por outro grupo detentor da concessão desta LT. segundo trimestre de 2015, a Norte Energia iniciou o lançamento das ensecadeiras de jusante e montante do canal direito, ba essárias para escoar a vazão afluente do rio pelos vãos do Vertedouro, além de realizar os testes nas comportas segmento do Vertedo Pimental. Já no Sítio de Belo Monte, o teste de pressão na caixa espiral da unidade geradora (UG) 2 foi concluído e iniciada cretagem marco importante para posterior montagem da turbina e do gerador. Além disso, ainda na Casa de Força Principal, ribuidor da UG 5 foi instalado e a primeira unidade geradora recebeu o estator do gerador. Até junho de 2015, a frente civil alcanç ealização das obras. relação ao projeto de reassentamento urbano, o novo núcleo construído em Altamira começou a receber as famílias no início de ju ro Laranjeiras receberá um total de 580 famílias provenientes de áreas historicamente alagadas pelas cheias do rio Xingu. ova Energia ( Renova ) 07 de maio de 2015 a Renova Energia anunciou Acordo de Contribuição de Valores Mobiliários, ( Acordo ) entre a Renova, a SE Em rkets Yield, Inc. ( TerraForm Global ) e a SunEdison Inc. ( SunEdison ) por meio do qual a Companhia se compromete a co erminados ativos operacionais na TerraForm Global. O Acordo, sujeito a certas condições precedentes, prevê que a Renova irá contr os relativos aos projetos da Espra (três pequenas centrais hidrelétricas, contratadas no âmbito do Proinfa, com 41,8 MW de capa alada), Salvador (nove parques eólicos vendidos no LER 2009, com 195,2 MW de capacidade instalada) e Bahia (cinco parques didos no LER 2009, com 99,2 MW de capacidade instalada), ao valor de R$ ,00 (um bilhão e seiscentos e treze milhõe itos aos ajustes contemplados no Acordo. 31

32 sórcio UHE Itaocara 30 de abril de 2015 o Consórcio UHE Itaocara, formado por sua por sua controlada Itaocara Energia Ltda., que detém 51% e pela Ce ação e Transmissão S.A., que detém 49%, sagrou-se vencedor no Leilão A-5 realizado pela ANEEL, relacionado à concessão da U relétrica de Itaocara I. O empreendimento será construído no Rio Paraíba do Sul e terá capacidade instalada de 150,0 MW e gara a de 93,4 MW médios. O Consórcio UHE Itaocara destinou 95,5% da garantia física para o Ambiente de Contratação Regulado, ao p venda de R$ 154,99/MWh, com início do contrato em janeiro de 2020 e prazo de 30 anos. A previsão de entrada em operação undo trimestre de 2018 e o investimento total estimado de R$ 1 bilhão. R$ MM 2T15 2T14 1S15 1S14 Caixa e Equivalentes de Caixa no Início do Período (1) 641,3 694,4 401,1 546,4 Lucro Líquido (57,3) 15,3 71,2 195,8 IR/CS 10,5 (11,2) (64,8) (105,8) Lucro Líquido antes IR e CS (67,8) 26,5 136,1 301,6 PCLD 30,1 36,1 54,2 61,4 Depreciação e Amortização 113,2 101,0 225,7 200,0 Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo imobilizado baixado 1,2 3,0 26,8 3,0 Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras (40,1) (24,7) 287,6 (49,0) Juros e Variações monetárias líquidas 155,1 131,3 300,0 248,2 Braslight 3,0-3,0 3,5 Complemento/ reversão de provisões 29,0 (15,3) 18,9 24,1 Resultado de Equivalência Patrimonial 35,9 4,0 49,2 6,8 Remuneração de Ativo Financeiro da Concessão (44,3) 1,8 (83,4) (44,8) Constituição e atualização da Parcela A e outros itens financeiros (351,2) - (1.013,0) - Outros 73,9 47,2 (148,1) 94,5 Subtotal (62,2) 310,9 (143,1) 849,3 Capital de Giro (79,7) (800,4) (793,7) (134,1) Contingências (26,7) (14,2) (44,5) (35,6) Tributos (237,8) 29,6 (174,2) (4,6) Parcela A e outros itens financeiros 422, ,7 - Braslight 0,0 0,1 0,0 (3,5) Subvenção CDE e CCRBT (112,2) 879,0 (122,8) (92,6) Outros (68,7) (22,8) 215,8 64,0 IR/CS pagos (24,2) (17,8) (70,5) (111,3) Fluxo de Juros pagos (210,0) (176,0) (283,9) (230,7) Caixa Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) (399,1) 188,3 (185,2) 301,0 Financiamentos Obtidos 455,0 913,6 646, ,2 saldo de caixa e Amortização de Empréstimos, Financiamento e Debêntures (128,4) (81,3) (199,0) (152,5) Amortização de Dívida Contratual com Plano de Pensão (1.224,7) equivalentes d final do segundo Atividade de Financiamento (3) 326,6 832,3 447,8 (204,9) trimestre de 2 R$ 112,9 milhões, Imobilizado/Intangível/Ativo Financeiro (192,6) (130,8) (279,2) (271,0) Aplicações/Aquisições no Investimento (12,6) (5,1) (20,9) (17,1) 92,8% abaix Resgate de Aplicações Financeiras 120,4-120, ,7 Aplicações Financeiras (371,0) - (371,0) - Atividade de Investimento (4) (455,9) (135,9) (550,8) 936,6 Caixa e Equivalentes de Caixa no Final do Período ( ) 112, ,1 112, ,1 32 Variação de Caixa e Equivalentes de Caixa (2+3+4) (528,4) 884,7 (288,2) 1.032,6

33 nçado no mesmo período do ano passado. Nesse trimestre, o caixa operacional foi impactado pelo pagamento de tributos e fornec nergia, enquanto no 2T14 o custo com compra de energia foi parcialmente coberto pelo repasse de recursos da CDE no montante,3 milhões. O caixa das atividades de financiamento reduziu 60,8% em função da emissão de debênture no 2T14 no valor de R$ ões, enquanto o caixa de investimentos foi impactado por uma aplicação financeira realizada nesse trimestre em fundo de investi cando maior rentabilidade. Governança Corporativa 30 de junho de 2015, o capital social da Light S.A. era composto por ações ordinárias. Desse total, encontra circulação. ue abaixo, estrutura acionária atual da Light: BTG PACTUAL 14,29% SANTANDER VOTORANTIM 2,74% 28,57% 5,50% 28,57% 5,50% FIP CEMIG REDENTOR 75% 19,23% 25% 6,41% BANCO DO BRASIL 28,57% 5,50% MINORITÁRIOS PARATI 3,19% 0,42% 96.81% 100% 25,64%* REDENTOR ENERGIA ESTRANGEIRO 73,12% 26,88% NACIONAL 100% 13,03% CEMIG RME LEPSA BNDESPAR MERCADO 26,06% 13,03% 13,03% 9,39% 38,49% GRUPO CONTROLADOR 52,1% Light S.A. (Holding) FREE FLOAT 47.9% Percentual em laranja: participação indireta na Light * 12,61% (RME) (LEPSA) dia 25 de junho de 2015, a Assembleia Geral Extraordinária da Light aprovou uma reforma no Estatuto Social da companhia, prevendo ras propostas, uma alteração na composição das Diretorias Executivas da Light S.A., Light S.E.S.A. e Light Energia S. A. Com isso, João 33

34 ni Carneiro, antigo Diretor de Relações com Investidores e Finanças, passou a ser Diretor de Desenvolvimento de Negócios e Relaçõ stidores; e Cláudio Bernardo Guimarães de Moraes, antes Diretor de Desenvolvimento de Negócios, assumiu o cargo de Dire nças. Mercado de Capitais ações da Light são listadas no Novo Mercado da BM&FBovespa desde Julho de 2005, em consonância com as melhores prát ernança corporativa e com os princípios de transparência e equidade, além da concessão de direitos especiais aos acionistas minoritá es da Light S.A. compõem o IGC, IEE, IBrX, ISE, ITAG e IDIV. As ações da Light também são negociadas no mercado de balcão am er-the-counter - OTC), através de ADR Nível 1, sob o ticker LGSXY. ções da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 16,93 ao final de junho de O valor de mercado (n de ações x valor da a panhia encerrou o trimestre em aproximadamente R$ milhões. &F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3 dia Diária 2T15 2T14 1S15 1S14 antidade títulos (Mil) de Negócios lume Negociado (R$ Milhões) 14,9 15,7 15,3 18,3 ação por ação (fechamento)* R$ 16,93 R$ 20,45 R$ 16,93 R$ 20,45 orização da LIGT3 24,0% 26,6% 4,9% 7,3% orização do IEE 10,0% 13,3% 11,4% 7,2% orização do Ibovespa 3,8% 5,5% 6,1% 3,2% ustada por proventos ráficos abaixo mostram o perfil dos detentores das ações em circulação da Companhia em junho de 2015: Composição do Free Float* Estrangeiros Pessoa Física 12,4% Europa 33,0% Estrangeiros 73,1% Institucional Nacional 14,5% EUA 59,0% Ásia 3,9% Oceania 1,9% Américas (ex. EUA) 2,1% * Não considera a participação da BNDESPAR 34

35 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 gráfico abaixo apresenta a evolução da ação da Light desde 30 de dezembro de 2013 até 11 de agosto de LIGT3 1,4% IEE -8,8% IBOV -15,5% Light x Ibovespa x IEE Base dez/13 = 100 até 11/08/ IEE 3,5% IBOV - 2,9% LIGT3-15,3% R$/ação 30/12/13 19,06 11/08/15 13,19 6,7% IEE -4,7% Ibovespa -30,8% Light 35

36 videndos aprovada, em AGOE, no dia 10 de abril de 2015, a proposta de distribuição de R$ 157, 4 milhões, R$ 0,7719 por ação, de divid rentes ao resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2014, que representam um dividend yield de 5,8% e correspondem out equivalente ao mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido do ano ajustado pela reserva legal. Conforme critério do Conse inistração da Companhia, tal distribuição é compatível com a falta de previsibilidade da situação hidrológica e com a atual cond r elétrico brasileiro. ransferências de ações a partir de 13 de abril de 2015 foram efetuadas ex-dividendos. idendos pagos, dividend yield e Payout 12,4% 11,6% 16,2% 9,5% 8,7% 4,9% 11,3% 5,8% Dividendos JCP Dividend Yeld* *Baseado no preço de fechamento do dia anterior ao anúncio. 36

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