Consumo total no trimestre sobe 2,5% em relação ao 3T14 PCLD se mantém em 1,0% do faturamento em 12 meses

Transcrição

1 Rio de Janeiro, 12 de novembro de Consumo total no trimestre sobe 2,5% em relação ao 3T14 PCLD se mantém em 1,0% do faturamento em 12 meses Consolidado A receita líquida consolidada no 3T15, desconsiderando a receita de construção, foi de R$ 2.152,3 milhões, apresentando crescimento de 36,5% em relação ao 3T14, explicado principalmente pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia. O EBITDA 1 consolidado do 3T15 foi de R$ 406,8 milhões, 112,7% e 57,8% acima do EBITDA reportado e do EBITDA ajustado no 3T14, respectivamente, uma vez que todos os segmentos apresentaram crescimento no EBITDA nesse trimestre. O lucro líquido consolidado no 3T15 foi de R$ 37,6 milhões, contra um prejuízo de R$ 53,1 milhões no 3T14, explicado principalmente pelo aumento no EBITDA. A Companhia encerrou o mês de set/15 com dívida líquida de R$ 7.317,5 milhões, 6,4% acima da dívida líquida de jun/15. O índice de alavancagem calculado pela relação Dívida Líquida/EBITDA ficou em 4,23x para fins de covenants. Em 11 de novembro, a Companhia concluiu as negociações para elevação temporária do limite deste indicador para 4,5x para fins de covenants do 3T15. Distribuição O consumo total de energia cresceu 2,5% trimestre contra trimestre, alcançando GWh, influenciado pelo desempenho do mercado industrial (+9,7%), outros (+5,2%) e comercial (+1,4%). A receita líquida da Distribuidora no 3T15, desconsiderando a receita de construção, foi de R$ 1.949,2 milhões, apresentando crescimento de 43,3% em relação ao 3T14, explicado principalmente pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia. O EBITDA da Distribuidora no 3T15 foi de R$ LIGHT S.A. Destaques Financeiros (R$ MM) LIGHT SESA 3T15 3T14 Var. % 9M15 9M14 Var. % Receita Líquida* ,5% ,2% EBITDA ,7% ,9% Margem EBITDA* 18,9% 12,1% 6,8 p.p. 14,0% 16,1% -2,1 p.p. Lucro/prejuízo Líquido 38 (53) ,8% Endividamento Líquido ,0% ,0% Investimentos ,0% ,7% *Desconsiderando receita de construção. Destaques Operacionais (GWh) 3T15 3T14 Var. % 9M15 9M14 Var. % Carga Fio* ,8% ,5% Energia Faturada - Cativo ,1% ,2% Consumo na área de concessão ,5% ,8% Energia Transportada - TUSD ,4% ,2% Destaques Financeiros (R$ MM) 3T15 3T14 Var. % 9M15 9M14 Var. % Receita Líquida** ,3% ,9% EBITDA ,6% ,2% Margem EBITDA** 13,0% 10,7% 2,3 p.p. 10,0% 11,0% -1,0 p.p. Lucro/prejuízo Líquido (39) (59) -34,3% (35) (18) 97,8% Endividamento Líquido ,9% ,9% Investimentos ,7% ,4% * Carga própria + uso da rede. ** Desconsiderando receita de construção. 253,0 milhões, 74,6% e 19,7% acima do EBITDA reportado e do EBITDA ajustado no 3T14, respectivamente, explicado principalmente pela maior variação cambial de Itaipu no trimestre. O prejuízo líquido da Distribuidora no 3T15 foi de R$ 38,9 milhões, contra um prejuízo de R$ 59,2 milhões no 3T14, explicado principalmente pelo reconhecimento da CVA a partir de dez/14. As perdas não-técnicas dos últimos 12 meses, calculadas sobre o mercado faturado de baixa tensão, apresentaram uma aumento de 0,17 p.p. quando comparado ao 2T15, atingindo 39,80% em setembro de O EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. O EBITDA apresentado é calculado de acordo com a Instrução CVM 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 II. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 13/11/2015 Tel: +55 (21) /2828/2660 Total de ações: ações Horário: 15h00 Brasil // 12h00 US ET Fax: +55 (21) Free Float Total: ações (47,87%) Telefones: +55 (11) // +1 (646) ri@light.com.br Valor de Mercado (11/11/15): R$ milhões Webcast: ri.light.com.br Website: ri.light.com.br

2 Os indicadores de qualidade operacional DEC - Duração Equivalente de Interrupção e FEC - Frequência Equivalente de Interrupção somaram, respectivamente, nos últimos 12 meses, 13,32 horas e 6,60 vezes, com melhora de 0,7% e 3,1%, na comparação com o mesmo período do ano anterior. A taxa de arrecadação foi de 98,1% do total faturado no 3T15, 3,9 p.p. abaixo do 3T14, explicado principalmente pela queda de 9.1 p.p. na arrecadação do poder público. A constituição de provisões para crédito de liquidação duvidosa (PCLD) representou 1,0% da receita bruta de faturamento de energia (12 meses) da distribuidora no 3T15, 0,4 p.p. menor que no mesmo período do ano passado. A Distribuidora encerrou o mês de setembro com dívida líquida de R$ 6.348,2 milhões 5,2% acima da dívida líquida de jun/15. Em 05 de novembro de 2015, a Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou reajuste tarifário anual da distribuidora. A partir de 07 de novembro, os consumidores da Light SESA observarão um reajuste médio de 16,78%. Geração O total de venda, líquida da compra de energia, no terceiro trimestre de 2015 foi equivalente a 940,2 GWh, apresentando redução de 10,1% em comparação com o 3T14. A receita líquida da Geradora no 3T15 foi de R$ 125,6 milhões, 1,6% maior que no 3T14, explicada, principalmente, pelo maior preço de venda praticado compensado pelo menor volume de venda no mercado ACL. LIGHT ENERGIA Destaques Operacionais (GWh) 3T15 3T14 Var. % 9M15 9M14 Var. % Energia Vendida - Geração ,1% ,7% Destaques Financeiros (R$ MM) 3T15 3T14 Var. % 9M15 9M14 Var. % Receita Líquida ,6% ,7% EBITDA ,6% ,7% Margem EBITDA 104,9% 19,8% 85,1 p.p. 67,1% 64,4% 2,7 p.p. Lucro/prejuízo Líquido 62 (10) ,1% Endividamento Líquido ,2% ,2% Investimentos ,4% ,8% O EBITDA da Geradora no 3T15 foi de R$ 131,7 milhões, contra R$ 24,5 milhões no 3T14, explicado pela redução da compra de energia no spot e resultado de equivalência patrimonial de R$ 68,7 milhões. O lucro líquido no 3T15 foi de R$ 61,7 milhões, contra um prejuízo de R$ 9,8 milhões no 3T14, explicado pela melhora no EBITDA. A Geradora encerrou o mês de setembro com dívida líquida de R$ 981,3 milhões, 14,2% acima da dívida líquida de jun/15. Comercialização e Serviços A comercialização direta de energia elétrica da Light Com e Light Esco referente às fontes convencional e incentivada totalizou 1.287,5 GWh, redução de 3,1% em relação aos 1.329,1 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior. A receita líquida no 3T15 foi de R$ 211,3 milhões, 6,7% menor que no 3T14. LIGHT ESCO E LIGHT COM Destaques Operacionais (GWh) 3T15 3T14 Var. % 9M15 9M14 Var. % Energia Comercializada (Esco e Com) ,0% ,8% Destaques Financeiros (R$ MM) 3T15 3T14 Var. % 9M15 9M14 Var. % Receita Líquida ,7% ,7% EBITDA ,5% ,5% Margem EBITDA 12,1% 10,4% 1,7 p.p. 13,1% 9,3% 3,8 p.p. Lucro/prejuízo Líquido ,0% ,3% Investimentos ,9% ,5% O EBITDA da comercializadora/serviços no 3T15 foi de R$ 25,6 milhões, 8,5% maior que no 3T14. O lucro líquido no 3T15 foi de R$ 17,6 milhões, em linha com o 3T14. 2

3 Apresentação dos resultados do 3º trimestre e do período de nove meses acumulados de 2014 (período comparativo) A Administração, no intuito de alinhar o critério de apresentação com as melhores práticas das empresas do setor elétrico e com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico decidiu por apresentar: (i) a variação cambial entre a data da fatura e a data de pagamento da energia comprada de Itaipu como despesa ou receita financeira, ao invés de apresentá-la como aumento ou redução do custo com energia comprada; (ii) a multa por violação de indicadores de continuidade (DIC/FIC) classificada como despesa operacional, anteriormente apresentada como despesa financeira; (iii) o encargo setorial CFURH - Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos como encargo do consumidor, ao invés de apresentá-lo como custo operacional. Para fins de comparabilidade, foram realizadas reclassificações nas demonstrações do resultado consolidado dos períodos de três e nove meses findos em 30 de setembro de 2014, apresentadas no Anexo VI. As reclassificações acima não impactaram no resultado líquido desses períodos. 3

4 Índice 1. A Light S.A Distribuição... 6 Balanço Energético... 9 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 ANEXO VI

5 1. A Light S.A. 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 em 30 de setembro de 2015: INDICADORES OPERACIONAIS - DISTRIBUIÇÃO 3T15 3T14 Var. % Nº de Consumidores (Mil) ,2% Nº de Empregados ,1% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh ,5% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (s/ impostos) ,3% Custo médio de contratos bilaterais¹ - R$/MWh ,1% Custo médio de compra de energia com SPOT ² - R$/MWh ,9% INDICADORES OPERACIONAIS - GERAÇÃO 3T15 3T14 Var. % Capacidade Instalada de Geração (MW)* ,5% Garantia Física (MWmédio)* ,1% Perdas internas e Bombeamento (MWmédio) Energia disponível (MWmédio)* ,5% Geração Líquida (GWh) ,5% Fator de Carga 62,9% 62,5% 0,4 p.p. ¹Não inclui compra no spot e risco hidrológico ²Inclui Risco hidrológico *Inclui participação proporcional nas coligadas 5

6 2. Desempenho Operacional 2.1 Distribuição O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres) no 3T15 foi de GWh, um crescimento de 2,5% em relação ao mesmo período de 2014, influenciado pelo desempenho do mercado industrial (+9,7%), outros (+5,2%) e comercial (+1,4%), parcialmente compensado pela queda no segmento residencial (-2,5%). No segmento residencial, o consumo totalizou GWh no trimestre, respondendo por 29,9% do mercado total, e apresentando um decréscimo de 2,5% em comparação ao 3T14. A redução do consumo pelas famílias foi impactada pelo (i) reajuste anual ocorrido em novembro de 2014; (ii) início das bandeiras tarifárias em janeiro de 2015; (iii) reajuste extraordinário em março de 2015; e (iv) anúncio da campanha publicitária intitulada de Uso Consciente de Energia - Use o bom senso na televisão, rádio e internet, promovida pelo Governo Federal. No trimestre, a temperatura média foi 1,6ºC acima da registrada no 3T14, e o consumo médio residencial atingiu patamar de 154,8 kwh/mês. O segmento comercial representou 31,5% de participação no mercado total, consumindo GWh neste trimestre, crescimento de 1,4% em comparação com o 3T14, influenciado principalmente pela reclassificação de um grande cliente que antes pertencia a classe do poder público. Desconsiderando esta reclassificação, o segmento comercial no trimestre teria um decréscimo de 0,1% em comparação ao mesmo trimestre do ano anterior. O consumo total dos clientes industriais foi de GWh, com participação de 22,6% no mercado total, apresentando um crescimento de 9,7% em comparação com o mesmo período do ano passado, em função da redução da autoprodução de um grande cliente do setor de metalurgia. 6

7 Em relação às demais classes, que representaram 15,9% do mercado total, houve um crescimento de 5,2% do consumo em relação ao terceiro trimestre de As classes rural e serviço público apresentaram um crescimento de 22,3% e 0,4%, respectivamente, enquanto a classe de poder público apresentou um decréscimo de 7,1% em relação ao 3T14. O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres) no 9M15 foi de GWh, 0,8% acima do mesmo período de 2014, influenciado pelo desempenho do mercado comercial (+2,7%), outros (+1,3%) e industrial (+0,9%), enquanto a classe residencial apresentou queda (-1,3%). No segmento residencial, o consumo totalizou GWh no acumulado do ano, respondendo por 33,4% do mercado total, e apresentando uma redução de 1,3% em comparação ao 9M14. Nos resultados mensais do período, apenas os meses de janeiro e agosto de 2015 tiveram desempenho positivo, influenciados pelas temperaturas diárias elevadas em comparação a 2014, com uso intenso de ar condicionado. Nos outros meses do ano, observa-se uma redução do consumo influenciada principalmente pelo aumento das tarifas. No 9M15, o consumo médio residencial atingiu patamar de 189,7 kwh/mês. O segmento comercial representou 31,8% de participação no mercado total, consumindo GWh no acumulado do ano, crescimento de 2,7% em comparação com o 9M14. O crescimento deu-se principalmente devido a reclassificação de grande cliente anteriormente classificado como Poder Público. Desconsiderando esta reclassificação, o crescimento no segmento comercial seria de 1,2%. O consumo total dos clientes industriais foi de GWh, com participação de 20,1% no mercado total, apresentando um crescimento de 0,9% em comparação com o mesmo período do ano passado, em função da redução da autoprodução de um grande cliente do setor de metalurgia. 7

8 As demais classes, que representaram 14,8% do mercado total, apresentaram um aumento de 1,3% do consumo em relação aos nove primeiros meses de As classes rural e serviço público apresentaram um crescimento de 2,1% e 0,9%, respectivamente, enquanto o poder público apresentou uma redução de 6,1% em relação ao 9M14. O consumo dos níveis de tensão do mercado cativo no 3T15, quando comparados a 3T14, cresceu 1,7% no mercado de baixa tensão e reduziu 3,8% e 2,7% nos mercados de média e alta tensão, respectivamente. No acumulado no ano, quando comparado ao 9M14, houve crescimento de 0,6% no mercado de baixa tensão e queda de 0,7% e 0,2% nos mercados de média e alta tensão, respectivamente. (GWh) Residencial Comercial Industrial Outros Total Cativo Mercado Cativo por nível de tensão 3T15 3T14 Var. % 9M15 9M14 Var. % BT ,4% ,3% MT ,1% ,8% ,4% ,3% BT ,4% ,1% MT ,0% ,2% AT ,4% ,7% ,5% ,9% BT ,0% ,1% MT ,5% ,3% AT ,4% ,2% ,3% ,9% BT ,9% ,5% MT ,3% ,3% AT ,6% ,1% ,5% ,2% BT ,7% ,6% MT ,8% ,7% AT ,7% ,2% ,2% ,2% 8

9 Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a setembro de 2015 PROINFA 1,7% Residencial 377, ,4 ITAIPU Energia Industrial 16,8% (CCEE) Faturada Cativos 969, ,1 Carga Própria ,0 Light Comercial LEILÕES E.Requerida , ,3 27,4% (CCEE) (CCEE) Balanço de 6.198, ,2 Energia¹ Demais 6.142, ,0 NORTE FLU (CCEE) 21,0% 4.750,9 Perdas Rede Básica 417,0 OUTROS(*) (CCEE) 1.130,6 5,0% OUTRA VARIAÇÕES (**) 0,0 COTAS 25,2% 5.703,1 ANGRA I E II 666,4 2,9% (*) 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 08/10/2015 (sujeitos a alteração). (GWh) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% = Carga Fio ,8% ,5% - Energia medida transportada para concessionárias ,7% ,7% - Energia medida transportada para clientes livres ,5% ,4% = Carga Própria ,0% ,4% - Consumo mercado cativo ,1% ,2% Mercado Baixa Tensão ,7% ,6% Mercado Média e Alta Tensão ,6% ,6% = Balanço de energia¹ ,5% ,2% 1 Balanço de energia = Carga própria consumo mercado cativo Perdas = Balanço de energia + Variação da Energia Não faturada 9

10 Perdas de Energia Elétrica As perdas não-técnicas totalizaram GWh nos últimos 12 meses, representando 39,80% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão, com aumento de 0,17 p.p. em relação às perdas dos 12 meses encerrados em junho de Em comparação com o período de 12 meses findos em setembro de 2014, houve redução de 1,51 p.p., quando as perdas não-técnicas totalizaram 41,31% sobre o mercado de baixa tensão. As perdas técnicas totalizaram GWh nos últimos 12 meses, representando 7,7% da carga fio, aumento de 0,1 p.p quando comparado as perdas técnicas 12 meses encerradas em junho de Em comparação com o período de 12 meses findos em setembro de 2014, houve um aumento de 0,1 p.p., quando as perdas técnicas totalizaram 7,6% da carga fio. As perdas totais da Light SESA somaram GWh, 23,0% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado em setembro de Para potencializar a redução das perdas não-técnicas, a Light vem investindo continuadamente 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: Normalizações de unidades consumidoras: Foram realizadas nos segmentos de baixa, média e alta tensão, normalizações no terceiro trimestre de 2015, contra no mesmo período de 2014, uma redução de 25,9%. Com relação à incorporação de energia no 9M15, o volume foi de 239,6 GWh, comparando com 175,3 GWh no 9M14, aumento de 36,7%. A recuperação de energia foi de 165,4 GWh no período, aumento de 59,6% quando comparada a 103,7 GWh no 3T14. Número de Normalizações 3T15 3T14 Var. % 9M15 9M14 Var. % = Total ,9% ,6% - Alta/Média tensão ,7% ,3% - Baixa tensão ,4% ,0% BT direto ,8% ,1% BT indireto ,7% ,2% 10

11 Instalação de medidores eletrônicos com telemedição: A instalação de medidores eletrônicos com 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 incorporados 12,4 GWh e em áreas fora de UPP foram incorporados 22,2 GWh de energia. O parque total de medidores eletrônicos instalados até junho de 2015 atingiu o montante de 770 mil unidades. Em 2014, a Companhia assinou contrato com a Landy+Gyr Equipamentos de Medição Ltda. para o fornecimento de aproximadamente 1 milhão de medidores pelos próximos 5 anos, pelo valor total de R$ 750 milhões a serem utilizados no Projeto de Smart Grid. Atualmente, o Projeto está em campo na fase de implementação da rede de comunicação (nuvem), executando instalações de equipamentos nas subestações e de rádios em diversos pontos da área de concessão em postes. Além disso, segue a implementação do novo ambiente de tecnologia da informação (desenvolvimento e adequação de sistemas e instalação de hardware) que deve ser integrado aos sistemas técnicos e comerciais. 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 tem em média, 17 mil clientes. O projeto, que é conhecido comercialmente como "Light Legal" e conta com o apoio do SEBRAE para capacitação dos microempresários parceiros, atualmente encontra-se com 39 APZs em operação, abrangendo 746 mil clientes na Baixada Fluminense, Zona Sul, Zona Oeste e Zona Norte. 11

12 No 3T15, foram instalados medidores eletrônicos nas comunidades, e desde o início do projeto, as APZs já inauguradas há mais de 12 meses vêm apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre carga fio de 32 p.p. e aumento médio na arrecadação de 5,0 p.p. Seguem abaixo, os resultados acumulados até junho, das 27 APZs com resultados apurados: Localidade Ano de Implementação Antes 2T15 3T15 Antes 2T15 3T15 Curicica % 9% 10% 95% 96% 96% N Realengo/Batan 2010/ % 11% 12% 94% 96% 96% N/S Cosmos % 9% 9% 92% 94% 94% N Cosmos % 8% 9% 92% 98% 97% N Sepetiba % 31% 32% 88% 94% 94% N Caxias 1 e % 35% 34% 83% 92% 92% N Belford Roxo 1 e % 26% 27% 88% 94% 94% N Vigário Geral % 10% 11% 94% 95% 94% N Caxias % 13% 14% 96% 94% 93% N Nova Iguaçu % 23% 23% 90% 96% 96% N Nova Iguaçu % 14% 14% 88% 95% 95% N Nilópolis % 19% 18% 90% 93% 93% N Mesquita + Nilópolis Convencional % 16% 17% 84% 95% 95% N Ricardo de Albuquerque % 7% 8% 94% 95% 94% N Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia/Santa Marta/São Carlos % 30% 28% 62% 96% 96% S Coelho da Rocha % 12% 12% 92% 96% 94% N Caxias % 13% 14% 90% 96% 96% N Cidade de Deus % 29% 29% 84% 92% 92% S Tomazinho % 12% 12% 87% 95% 95% N Formiga/Borel/Macaco/Salgueiro/Andaraí % 16% 15% 50% 93% 93% S Monte Líbano % 9% 9% 92% 96% 96% N Caxias % 17% 17% 94% 96% 96% N Cordovil % 11% 11% 93% 93% 94% N Éden % 11% 11% 86% 95% 95% N Alemão % 23% 23% 91% 92% 96% S Rio das Pedras % 41% 31% 75% 92% 94% N Nova Iguaçu % 29% 28% 89% 93% 93% N Total % 17% 18% 90% 95% 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 Complementando as 27 áreas com resultados apurados, a tabela abaixo apresenta as 12 APZ's, em fase de implementação e ainda sem resultados contabilizados, totalizando as 39 áreas em operação. O total de clientes ainda sem resultados é de aproximadamente 219 mil clientes. 12

13 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 Alemão % 68% S Rosali % 94% N Rosali % 97% N Rosali % 97% N Rosali % 98% N Caxias % 96% N Areia Branca % 96% N Areia Branca % 95% N Rio das Pedras % 88% N Areia Branca % 92% N Total

14 Arrecadação A taxa de arrecadação do trimestre atingiu 98,1% do total faturado, 3,9 p.p. abaixo do índice do mesmo período do ano passado. Esse resultado é justificado principalmente pela redução de 9,1 p.p. na arrecadação do poder público. No acumulado do ano, a taxa de arrecadação foi de 95,3%, 4,3 p.p. inferior ao mesmo período de A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD) no terceiro trimestre de 2015 representou 1,3% da receita bruta de fornecimento de energia 2, totalizando R$ 45,7 milhões, 15,9 milhões superior ao valor de R$ 29,8 milhões provisionado no 3T14. No acumulado de 12 meses, a PCLD representou 1,0% da receita bruta de fornecimento de energia, 0,4 p.p. menor que nos 12 meses findos no 3T14. Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa - R$ MM 3T15 3T14 Var. (R$) 9M15 9M14 Var. (R$) PCLD 45,7 29,8 15,9 100,0 91,2 8,7 2 Para o cálculo da PCLD, é considerada a receita bruta do mercado cativo + TUSD + Energia não faturada. 14

15 Qualidade Operacional No 3T15, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 310 inspeções/manutenções em circuitos de média tensão, 430 substituições de transformadores e podas de árvores. Na rede de distribuição subterrânea foram realizadas inspeções em câmaras transformadoras e em caixas de inspeção, além de manutenção em 60 transformadores, 20 chaves e 285 protetores. A média móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC Duração Equivalente de Interrupção, que é expresso em horas, atingiu o valor de 13,32, uma redução de 0,7% em relação ao mesmo período do ano anterior. A média móvel referente ao FEC Frequência Equivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 6,60, 3,1% abaixo do mesmo período do ano anterior. 2.2 Geração LIGHT ENERGIA (GWh) 3T15 3T14 % 9M15 9M14 % Venda no Ambiente de Contratação Livre 1.063, ,9-7,6% 3.248, ,9-4,3% Spot (CCEE) (123,7) (105,6) 17,1% (137,8) 11,2 - Total 940, ,2-10,1% 3.110, ,2-8,7% O total de venda, líquida da compra de energia, no terceiro trimestre de 2015 foi equivalente a 940,2 GWh, apresentando uma redução de 10,1% em comparação com o 3T14. No terceiro trimestre de 2015, a energia negociada no ACL foi 7,6% inferior ao mesmo período de 2014, influenciada pela estratégia de sazonalização da energia, que em 2015 foi ainda mais concentrada no primeiro trimestre quando comparado ao ano de 2014, com intuito de mitigar os efeitos do GSF (Generation Scaling Factor). No 3T15, a compra de energia no mercado spot totalizou 123,7 GWh, superior ao saldo de compra, de 105,6 GWh no 3T14 explicado pela estratégia de sazonalização da energia descontratada, que em 2015 foi ainda mais concentrada no primeiro trimestre quando comparada ao ano de Os valores de GSF apurados nos meses de julho, agosto e setembro de 2015, foram de 83,9%, 84,8% e 86,9%, respectivamente, comparados com 86,1%, 81,9% e 86,5%, nos mesmos meses de A média do GSF do 3T15 foi 85,2%, 0,4 p.p. acima da média do GSF registrado no mesmo período de 2014, de 84,8%. 15

16 2.3 Comercialização e Serviços No terceiro trimestre de 2015, a comercialização direta de energia elétrica da Light Com e Light Esco referente às fontes convencional e incentivada totalizou 1.287,5 GWh, 3,1% abaixo dos 1.329,1 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior. No acumulado do ano, a comercialização de energia somou o montante de 3.890,3 GWh, 2,3% abaixo dos 3.980,7 GWh comercializados no mesmo período de No 3º trimestre de 2015, a Light Esco estava com quatro projetos em desenvolvimento: implantação de uma central de geração a gás em um shopping em São Paulo, e três projetos de climatização sendo um hotel, um hospital e um shopping localizados na cidade do Rio de Janeiro. Atualmente a empresa está realizando serviços de operação e manutenção (O&M) em nove instalações, sendo uma industrial e oito comerciais. Das nove, seis estão no Rio de Janeiro, duas em São Paulo e uma no Rio Grande do Sul. 16

17 3. Desempenho Financeiro 3.1 Receita Líquida Consolidado Receita Líquida (R$ MM) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% Distribuição Energia vendida 1.730, ,6 45,7% 5.542, ,5 34,1% Energia Não Faturada 54,0 14,4 275,0% 20,2 (34,9) - Uso da rede (TUSD) 158,4 107,3 47,6% 432,5 336,5 28,5% Curto Prazo (Spot) - 36, ,6 - Conta CCRBT/ACR 152, ,6 - - CVA (158,7) - - (409,3) - - Diversos 12,7 14,0-9,3% 63,2 48,6 30,0% Subtotal (a) 1.949, ,1 43,3% 6.677, ,2 46,9% Receita de Construção¹ 309,9 256,6 20,8% 707,4 634,4 11,5% Subtotal (a') 2.259, ,6 39,7% 7.384, ,6 42,6% Geração Venda Geração (ACR+ACL) 123,6 121,5 1,7% 379,3 363,1 4,5% Curto Prazo ,9 88,0-42,2% Diversos 1,9 2,2-13,6% 6,4 7,1-9,9% Subtotal (b) 125,6 123,6 1,6% 436,6 458,2-4,7% - - Comercialização e Serviços Revenda 203,9 217,0-6,0% 629,1 647,3-2,8% Serviços 7,4 9,5-22,1% 23,5 30,8-23,7% Subtotal (c) 211,3 226,5-6,7% 652,7 678,1-3,7% Outros e Eliminações (d) (133,8) (133,1) 0,5% (408,8) (394,4) 3,7% Total s/ rec. de construção (a+b+c+d) 2.152, ,0 36,5% 7.357, ,2 39,2% Total (a'+b+c+d) 2.462, ,6-34,3% 8.065, ,5-36,2% ¹ A controlada Light SESA contabiliza receitas e custos, com margem zero, relativos a serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. A receita operacional líquida do trimestre foi de 2.462,2 milhões, 34,3% acima da receita apurada no 3T14. Desconsiderando a receita de construção, que tem efeito neutro no resultado, a receita líquida consolidada aumentou 36,5%, totalizando 2.152,3 milhões no 3T15. No acumulado do ano, a receita operacional líquida apresentou crescimento de 36,2% em relação ao mesmo período do ano passado, atingindo 8.065,0 milhões. Desconsiderando a receita de construção, esse crescimento foi de 39,2%. 17

18 Os segmentos de Distribuição e Geração apresentaram um crescimento de 39,7% e 1,6% no trimestre, respectivamente, enquanto o segmento Comercialização e Serviços registrou uma retração de 6,7% em sua receita. No 9M15, o segmento de Distribuição cresceu 42,6%, enquanto os seguimentos de Geração e Comercialização e Serviços sofreram retração de 4,7% e 3,7%. Distribuição A receita líquida do 3T15 totalizou R$ 2.259,1 milhões, representando um aumento de 39,7% em relação ao 3T14. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.949,2 milhões nesse trimestre, 43,3% acima da receita verificada no mesmo período do ano passado, explicado pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia. Entre o reconhecimento tarifário do 3T15 estão: (i) R$ 247,8 milhões provenientes do sistema de bandeiras tarifárias faturados na área de concessão da Light SESA; (ii) o recebimento de R$ 152,5 milhões oriundos da Conta Centralizadora de Recursos da Bandeira Tarifária ( CCRBT ) - competência de junho a agosto de 2015; e (iii) os aumentos médios das tarifas 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 tarifária extraordinária). Neste trimestre, a receita com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 11,1 milhões e a receita com o diferencial tarifário relativo ao tratamento especial das perdas não técnicas da área de concessão somou o montante de R$ 46,6 milhões, ambos tratados como Obrigações Especiais. Embora sejam faturados, não compõem a receita líquida desde a última revisão tarifária, ocorrida em novembro de A maior predominância no mercado da distribuidora são os segmentos residencial e comercial cativo, que somam 58,0% do consumo e representam 71,5% da receita de energia vendida. 18

19 Nos nove primeiros meses do ano, a receita líquida da distribuidora, desconsiderando a receita de construção, somou R$ 6.677,2 milhões, 46,9% acima da receita apurada no 9M14, em função do crescimento de 34,1% na receita de energia vendida explicado pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia que no 9M14 foram reduzidos das despesas não gerenciáveis através dos aportes da Conta-ACR. Entre o reconhecimento tarifário do 9M15 estão: (i) aporte de R$ 545,0 milhões da Conta ACR 3 referente às liquidações no mercado de curto prazo com competência de novembro e dezembro de 2014; (ii) R$ 693,8 milhões provenientes do sistema de bandeiras tarifárias faturados na área de concessão da Light SESA; (iii) recebimento de R$ 482,6 milhões oriundos da CCRBT (competência de janeiro a agosto de 2015); e (iv) aumentos médios das tarifas 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 tarifária extraordinária). A receita de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 42,7 milhões, enquanto a receita tratada como Obrigações Especiais para o combate às perdas somou R$ 155,5 milhões. Geração A receita líquida do trimestre totalizou R$ 125,6 milhões, 1,6% acima da receita de R$ 123,6 milhões registrada no mesmo período de 2014, devido ao maior preço de venda praticado no ACL parcialmente compensado pelo menor volume de venda. O preço médio de venda praticado para a comercializadora do grupo (ACL), líquido de impostos, foi de R$ 116,2/MWh no 3T15, 10,3% acima do preço de R$ 105,4/MWh no 3T14, devido a reajuste contratual. No acumulado do ano de 2015, a geradora obteve uma receita líquida de R$ 436,6 milhões, queda de 4,7% em relação ao mesmo período de 2014, devido ao menor volume de venda no mercado de curto prazo, a um preço de R$ 204,1/MWh no 9M15 contra R$ 677,0/MWh no 9M14, em função da redução dos valores do PLD. O preço médio de venda praticado para a comercializadora do grupo (ACL), líquido de impostos, foi de R$ 116,8/MWh no 9M15, 9,2% acima do preço de R$ 106,9/MWh no 9M14. Comercialização e Serviços A receita líquida do segmento de comercialização e serviços no 3T15 apresentou um decréscimo de 6,7% em relação ao 3T14, alcançando R$ 211,3 milhões. A receita líquida de revenda de energia neste trimestre decresceu 6,0% em relação à receita obtida no terceiro trimestre de 2014 em função da redução de 3,1% no volume de comercialização combinado com a redução de 3,0% no 3 A Conta 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 concessionárias de distribuição, no período de fevereiro a dezembro de 2014, em decorrência de Exposição involuntária no Mercado de Curto Prazo e Despacho termoelétrico vinculado aos Contratos de Comercialização 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 aditivo ao contrato de concessão para distribuição pela Companhia, os aportes da Conta-ACR passaram a ser reconhecidos na Receita. 19

20 preço médio de venda, líquido de impostos, de R$ 163,2/MWh no 3T14 para R$ 158,4/MWh no 3T15. O segmento de serviços apresentou no 3T15 uma receita líquida 22,1% menor à registrada no mesmo período de No 9M15, a receita líquida totalizou R$ 653,2 milhões, resultado 3,7% inferior ao registrado no 9M14. A receita líquida de revenda de energia no acumulado do ano foi 2,8% menor do que a receita alcançada nos nove primeiros meses de 2014, em função da redução de 2,3% no volume de comercialização e uma queda de 0,5% no preço médio de venda, líquido de impostos, de R$ 162,6/MWh no 9M14 para R$ 161,8/MWh no 9M15. O segmento de serviços apresentou no 9M15 uma receita líquida 23,7% menor à registrada no mesmo período de Custos e Despesas Consolidado Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% Distribuição (2.105,2) (1.563,1) 34,7% (7.012,7) (4.942,7) 41,9% Distribuição s/ custo de construção (1.795,3) (1.306,6) 37,4% (6.305,4) (4.308,3) 46,4% Geração (76,4) (112,5) -32,1% (209,8) (197,1) 6,4% Comercialização e Serviços (187,1) (204,2) -8,4% (572,0) (615,7) -7,1% Outros e Eliminações 130,7 132,0-1,0% 429,9 386,7 11,2% Consolidado s/ custo de construção (1.928,1) (1.491,2) 29,3% (6.657,4) (4.734,4) 40,6% Consolidado (2.238,1) (1.747,8) 28,1% (7.364,8) (5.368,8) 37,2% No terceiro trimestre de 2015, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 2.238,1 milhões, apresentando um crescimento de 28,1% em comparação com o realizado no mesmo período do ano passado. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas consolidados deste trimestre ficaram 29,3% acima do 3T14, explicado principalmente pelo maior dispêndio com compra de energia por parte da distribuidora. No acumulado do ano, os custos e despesas operacionais consolidados, já desconsiderando os custos de construção, totalizaram R$ 6.657,4 milhões, 40,6% superiores ao apurado no 9M14. 20

21 Distribuição Custos e Despesas (R$ MM) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.397,3) (977,3) 43,0% (5.176,9) (3.300,0) 56,9% Custos de Compra de Energia (1.345,2) (919,4) 46,3% (5.019,0) (3.171,8) 58,2% Custos com Encargos e Transmissão (168,7) (160,2) 5,3% (547,6) (415,2) 31,9% Outros (Custos Obrigatórios) (0,9) (3,4) -73,5% (2,6) (9,7) -73,2% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 117,5 105,6 11,3% 392,3 296,6 32,3% Custos e Despesas Gerenciáveis (398,0) (329,2) 20,9% (1.128,4) (1.008,3) 11,9% PMSO (190,6) (181,6) 5,0% (608,7) (570,2) 6,8% Pessoal (59,5) (59,9) -0,7% (217,2) (204,2) 6,4% Material (3,5) (3,9) -10,3% (9,9) (13,1) -24,4% Serviço de Terceiros (113,3) (100,3) 13,0% (324,9) (291,9) 11,3% Outros (14,3) (17,6) -18,8% (56,7) (61,0) -7,0% Provisões - Contingências (33,8) (20,3) 66,5% (52,8) (38,3) 37,9% Provisões - PCLD (45,7) (29,8) 53,4% (100,0) (91,2) 9,6% Depreciação e Amortização (99,1) (91,4) 8,4% (294,3) (263,0) 11,9% Compensação DIC/FIC (5,8) (2,7) 114,8% (35,4) (28,9) 22,5% Outras Receitas/Despesas Operacionais (22,9) (3,4) 573,5% (37,2) (16,7) 122,8% Custos Totais s/custo de Construção (1.795,3) (1.306,6) 37,4% (6.305,4) (4.308,3) 46,4% Custo de Construção (309,9) (256,6) 20,8% (707,4) (634,4) 11,5% Custos Totais (2.105,2) (1.563,1) 34,7% (7.012,7) (4.942,7) 41,9% No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia ficaram 34,7% acima dos custos do mesmo período de Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram um aumento de 37,4% em relação ao 3T14. No acumulado de 2015, o crescimento dos custos da distribuidora foi de 41,9%, enquanto os custos e despesas totais, desconsiderando o custo de construção, aumentaram 46,4%. Custos e Despesas Não Gerenciáveis No terceiro trimestre de 2015, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 1.397,3 milhões, apresentando um aumento de 43,0% em relação ao mesmo período de 2014, justificado pelo aumento dos custos com compra de energia na receita do 3T15. O crescimento na compra de energia é explicado por: (i) aumento dos custos com risco hidrológico proveniente das cotas, devido ao maior déficit do GSF e inclusão, a partir de janeiro/15, do risco hidrológico referente à energia de Itaipu do mês corrente; (ii) contratação no Leilão A-1 (dezembro de 2014); e (iii) reajuste anual dos contratos. 21

22 No 3T15, os custos com encargos e transmissão apresentaram crescimento de 5,3%, decorrente do aumento de 95,8% dos gastos com Encargo de Serviço do Sistema referentes à geração térmica com custo de combustível superior ao PLD, parcialmente compensado pela queda de 19,0% nos custos com transporte de energia devido a redução na contratação junto à rede básica. O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 179,9/MWh no terceiro trimestre de 2015, 7,2% superior ao custo médio do 3T14 no valor de R$ 167,8/MWh. Considerando as compras no spot, o custo médio de energia comprada foi de R$ 195,2/MWh no 3T15, inferior ao custo médio de R$ 198,9/MWh no mesmo trimestre de Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis: Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% Custos de Compra de Energia (1.345,2) (919,4) 46,3% (5.019,0) (3.171,8) 58,2% Itaipu (399,1) (174,4) 128,8% (1.032,6) (511,5) 101,9% UTE Norte Fluminense (309,5) (283,4) 9,2% (918,5) (841,0) 9,2% Energia de Curto Prazo (Spot) (117,8) (71,5) 64,8% (865,0) (1.588,4) -45,5% Leilão de energia (518,9) (560,9) -7,5% (2.202,9) (1.778,8) 23,8% Contratos por Disponibilidade (8,7) (318,9) -97,3% (506,3) (1.057,7) -52,1% Demais (510,2) (242,0) 110,8% (1.696,6) (721,1) 135,3% Aporte CDE / Conta ACR - 170,8-0, ,9-100,0% Custos com Encargos e Transmissão (168,7) (160,2) 5,3% (547,6) (415,2) 31,9% Encargos Serviços do Sistema - ESS (50,7) (25,9) 95,8% (165,5) (72,1) 129,5% Transporte de Energia (77,9) (96,2) -19,0% (261,6) (221,5) 18,1% Outros Encargos (40,2) (38,1) 5,5% (120,6) (121,5) -0,7% Outros (Custos Obrigatórios) (0,9) (3,4) -73,5% (2,6) (9,7) -73,2% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 117,5 105,6 11,3% 392,3 296,6 32,3% Total (1.397,3) (977,3) 43,0% (5.176,9) (3.300,0) 56,9% No acumulado do ano, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 5.176,9 milhões, apresentando um aumento de 56,9% em relação ao mesmo período de 2014, justificado principalmente pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia na receita do 9M15, enquanto que no 9M14 foram reduzidos das despesas não gerenciáveis através dos aportes da CDE e Conta-ACR. O crescimento na compra de energia é explicado por: (i) aumento dos custos com risco hidrológico proveniente das cotas, devido ao maior déficit do GSF e inclusão, a partir de janeiro/15, do risco hidrológico referente à energia de Itaipu do mês corrente; (ii) contratação no Leilão A-1 (dezembro de 2014), no Leilão A-0 (abril de 2014) e no Leilão de Ajuste (janeiro de 2015); (iii) reajuste anual dos contratos; e (iv) gastos com contratos por disponibilidade referentes a geração térmica. 22

23 Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A (CVA) Conforme Nota Técnica nº 373/2014 SRE/Aneel referente ao reajuste tarifário da Light em 07 de novembro de 2014, o valor de CVA homologado foi de R$ 565,8 milhões, a ser pago pelos consumidores até 06 de novembro de Entre 07 de novembro e 31 de dezembro de 2014, houve amortização da CVA no montante de R$ 135,5 milhões, restando um saldo do valor homologado de R$ 430,3 milhões. Adicionalmente, foi constituída CVA de R$ 589,5 milhões, finalizando 2014 com um saldo de CVA de R$ 1.019,8 milhões. No primeiro trimestre de 2015, houve uma amortização de R$ 159,9 milhões, restando um saldo de R$ 270,4 milhões referente ao valor homologado no reajuste. No mesmo período, a distribuidora formou uma CVA de R$ 659,2 milhões, e recebeu R$ 633,4 milhões referentes aos aportes da Conta-ACR e CCRBT, gerando um saldo de CVA no montante de R$ 885,7 milhões. No segundo trimestre de 2015, a amortização da CVA totalizou R$ 169,3 milhões, restando um saldo de R$ 101,1 milhões a ser recebido até o próximo reajuste. No 2T15, a distribuidora constituiu uma CVA de R$ 344,8 milhões, e recebeu R$ 241,6 milhões referentes a CCRBT, totalizando um saldo de CVA de R$ 819,6 milhões. No terceiro trimestre de 2015, a amortização da CVA totalizou R$ 71,2 milhões, restando um saldo de R$ 29,9 milhões a ser recebido até o próximo reajuste. No 3T15, a distribuidora constituiu uma CVA de R$ 83,0 milhões, e recebeu R$ 152,5 milhões referentes a CCRBT, totalizando um saldo de CVA de R$ 678,8 milhões. R$ Milhões 07/11/2014 Até 31/12/2014 1T15 2T15 3T15 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) (71,2) Constituição de CVA para próximos Reajustes Tarifários - 589,5 659,2 344,8 83,0 Aporte Conta-ACR - - (545,0) - - Aporte CCRBT - - (88,4) (241,6) (152,5) Saldo Final da CVA 565, ,8 885,7 819,6 678,8 Composição do saldo da CVA (R$ Milhões) A ser recebido até 06/11/ ,9 Formação até 3T ,5 Aporte ACR até 3T15 (545,0) Aporte CCRBT até 3T15 (482,6) Saldo 678,8 23

24 Custos e Despesas Gerenciáveis No terceiro trimestre de 2015, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material, serviços de terceiros, provisões, depreciação, outras receitas/despesas operacionais e outros, totalizaram R$ 398,0 milhões, apresentando crescimento de 20,9% entre os períodos. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 190,6 milhões no trimestre, 5,0% acima do realizado no mesmo período de 2014, explicado, principalmente, pelo aumento de 13,0% na linha de serviços de terceiros. A redução de 0,7% na linha de pessoal é explicada por um maior volume de capitalização de mão de obra em projetos de investimento. A queda de 10,3% na linha de material é explicada por um atraso na contratação de materiais. O aumento de 13,0% na linha de serviços de terceiros é justificado principalmente pela ampliação do programa de Áreas de Perda Zero APZ, no montante de aproximadamente R$ 8,7 milhões. A redução de 18,8% na conta de outros é justificada principalmente pela manutenção de licença de softwares no 3T14, que em 2015 foi realizada no segundo trimestre. A conta de provisões totalizou R$ 33,8 milhões, 66,5% acima o do registrado no terceiro trimestre de 2014, devido à constituição de provisões para riscos relacionados a processos cíveis e trabalhistas no valor de R$ 18,9 milhões e R$9,6 milhões, respectivamente. Em comparação com o mesmo trimestre de 2014, a linha de depreciação/amortização apresentou um crescimento de 8,4% em função do aumento da base de ativos depreciáveis do 3T15 em relação ao 3T14. A linha de outras receitas/despesas operacionais aumentou em R$ 19,5 milhões devido à baixa por desativação de bens do ativo intangível. 24

25 Geração Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% Pessoal (5,4) (5,3) 1,9% (19,1) (17,8) 7,3% Material e Serviço de Terceiros (4,7) (4,4) 6,8% (13,3) (12,7) 4,7% CUSD / CUST / Energia Comprada (49,2) (87,8) -44,0% (130,0) (119,4) 8,9% Depreciação (13,8) (13,5) 2,2% (41,5) (40,4) 2,7% Outras Receitas/Despesas Operacionais (0,0) 0,3-0,2 (0,1) - Outras (inclui provisões) (3,3) (1,8) 83,3% (6,2) (6,7) -7,5% Total (76,4) (112,5) -32,1% (209,8) (197,1) 6,4% No 3T15, os custos e despesas da Light Energia totalizaram R$ 76,4 milhões, 32,1% abaixo do registrado no terceiro trimestre de 2014, decorrente da redução de 44,0% no custo com compra de energia em função da redução do PLD de R$ 677,0/MWh no 3T14 para R$ 204,1/MWh no 3T15. Os custos e despesas no 3T15 ficaram assim compostos: pessoal (7,0%), materiais e serviços de terceiros (6,2%), CUSD/CUST/Energia Comprada (64,5%), outros e depreciação (22,3%). O custo de PMSO por MWh gerado pelas usinas da Light Energia, neste trimestre, ficou em R$ 11,0/MWh, aumento de 15,9% em relação ao valor de R$ 9,5/MWh no 3T14. No ano, a composição foi: pessoal (9,1%), materiais e serviços de terceiros (6,3%), CUSD/CUST/Energia Comprada (62,0%), outros e depreciação (22,6%). Comercialização e Serviços Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% Pessoal (2,4) (2,2) 9,1% (7,4) (7,0) 5,7% Material e Serviço de Terceiros (1,9) 1,1 - (2,4) (16,9) -85,8% Energia Comprada (180,5) (201,4) -10,4% (556,2) (580,3) -4,2% Depreciação (1,4) (1,3) 7,7% (4,1) (2,7) 51,9% Outras Receitas/Despesas Operacionais - 0,1 - - (7,0) - Outras (inclui provisões) (1,0) (0,4) 150,0% (1,9) (1,8) 5,6% Total (187,1) (204,2) -8,4% (572,0) (615,7) -7,1% Os custos e despesas do 3T15 somaram R$ 187,1 milhões, 8,4% abaixo do 3T14. Tal resultado foi impactado, principalmente, pela redução de 10,4% nos custos com compra de energia. No ano, os custos e despesas dos segmentos de comercialização e serviços reduziram 7,1% frente ao alcançado em 2014, decorrente, principalmente, da redução de 85,8% na linha de material e serviço de terceiros. 25

26 3.3 EBITDA 4 Consolidado EBITDA Consolidado (R$ MM) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% Distribuição 253,0 144,9 74,6% 666,1 499,9 33,2% Geração 131,7 24,5 437,6% 293,2 295,3-0,7% Comercialização e Serviços 25,6 23,6 8,5% 85,3 88,8-3,9% Outros e eliminações (3,4) (1,7) 100,0% (14,7) (32,5) -54,8% Total 406,8 191,3 112,7% 1.029,8 851,5 20,9% Margem EBITDA (%) 18,9% 12,1% 6,8 p.p. 14,0% 16,1% -2,1 p.p. Ativos e Passivos Regulatórios - 66, ,6 - EBITDA Ajustado 406,8 257,8 57,8% 1.029, ,1 1,0% O EBITDA consolidado do terceiro trimestre de 2015 foi de R$ 406,8 milhões, 112,7% e 57,8% acima do EBITDA reportado e do EBITDA ajustado no 3T14, respectivamente. 4 O EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. O EBITDA apresentado é calculado de acordo com a Instrução CVM 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 II. 26

27 Houve um crescimento em todos os segmentos no trimestre. A margem EBITDA cresceu de 12,1%, no 3T14, para 18,9% no mesmo período de No acumulado do ano, o EBITDA foi de R$ 1.029,8 milhões, 20,9% e 1,0% acima do EBITDA reportado e do EBITDA ajustado no 9M14. 27

28 Distribuição EBITDA Consolidado (R$ MM) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% Distribuição 253,0 144,9 74,6% 666,1 499,9 33,2% Ativos e Passivos Regulatórios - 66, ,6 - EBITDA Ajustado 253,0 211,4 19,7% 666,1 668,5-0,4% O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 253,0 milhões no 3T15, apresentando um aumento de 74,6% quando comparado ao EBITDA reportado no 3T14, quando não havia reconhecimento da CVA na receita. Em relação ao EBITDA ajustado do 3T14, houve aumento de 19,7%, explicado principalmente pela variação cambial de Itaipu, reconhecida na receita através da CVA, com a contrapartida apresentada na despesa financeira. A margem EBITDA foi de 13,0%, 2,3 p.p. acima da registrada do 3T14. Nos primeiros nove meses do ano, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 666,1 milhões, aumento de 33,2% em relação ao EBITDA reportado no 9M14, quando não havia reconhecimento da CVA na receita. O EBITDA ajustado do 9M15 manteve-se em linha com 9M14. A margem EBITDA do 9M15 foi de 10,0%, 1,0 p.p. abaixo do 9M14. Geração No 3T15, o EBITDA da Light Energia totalizou R$131,7 milhões. Esse resultado deve-se a redução de 44,0% no custo com compra de energia em função da redução do PLD de R$ 677,0/MWh no 3T14 para R$ 204,1/MWh no 3T15 e pelo resultado de equivalência patrimonial de R$ 70,4 milhões referente à venda de ativos pela Renova Energia à TerraForm Global, Inc (projetos eólicos Bahia e Salvador), conforme Fato Relevante divulgado pela Light em 21 de setembro de No acumulado do ano, o EBITDA foi R$ 293,2 milhões, em linha com o montante apurado no 9M14. A margem EBITDA no 9M15 foi de 67,1%, 2,7 p.p. maior do que a margem do mesmo período do ano anterior. Comercialização e Serviços O EBITDA dos segmentos de comercialização e serviços totalizou R$ 25,6 milhões neste trimestre, 8,5% maior que o valor apurado no 3T14, justificado pela redução de 3,1% no volume de comercialização, parcialmente compensado pela redução de 10,4% nos custos com compra de energia. No 9M15, o EBITDA totalizou R$ 85,3 milhões, 3,9% abaixo do montante alcançado no mesmo período de A margem EBITDA deste trimestre foi de 12,1%, 1,7 p.p. acima da registrada do 3T14, enquanto a margem EBITDA do ano foi de 13,1%, em linha com a margem alcançada nos nove primeiros meses de

29 3.4 Resultado Financeiro Consolidado Resultado Financeiro - R$ MM 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.% Receitas Financeiras 499,1 123,6 303,8% 884,2 217,5 306,5% Juros sobre Aplicações Financeiras 19,6 40,1-51,1% 47,1 84,8-44,5% Resultado Swap Líquido 381,7 70,0 445,3% 529,7 - - Acréscimo Moratório / Multas sobre débitos 28,5 17,0 67,6% 86,4 58,4 47,9% Atualização da parcela A e outros itens financeiros 20, ,2 - - Atualização a VNR do ativo financeiro 38,6 (12,8) - 122,0 32,0 281,3% Outras Receitas Financeiras 9,9 9,3 6,5% 27,9 42,3-34,0% Despesas Financeiras (769,5) (288,2) 167,0% (1.415,9) (540,6) 161,9% Encargos da dívida (Moeda Nacional) (148,9) (147,0) 1,3% (409,9) (379,6) 8,0% Encargos da dívida (Moeda Estrangeira) (18,5) (8,3) 122,9% (46,3) (23,2) 99,6% Variação Monetária (6,6) (3,7) 78,4% (52,7) (29,6) 78,0% Variação Cambial (521,8) (103,1) 406,1% (763,2) (28,3) 2596,8% Variação Cambial Itaipu (52,3) (10,4) 402,9% (78,4) (4,6) 1604,3% Atualização de provisões para contingências (3,1) (0,6) 416,7% (11,2) (15,7) -28,7% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (3,8) (3,7) 2,7% (9,8) (8,3) 18,1% Juros sobre Tributos (0,0) (0,0) - (4,1) (0,8) 412,5% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) (4,3) 1,3 - (11,8) (6,1) 93,4% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (10,4) (12,5) -16,8% (25,6) (16,4) 56,1% Braslight 0,1 - - (2,9) (3,5) -17,1% Total (270,5) (164,6) 64,3% (531,7) (323,1) 64,6% O resultado financeiro do trimestre foi negativo em R$ 270,5 milhões, apresentando uma piora de R$ 105,9 milhões em relação ao resultado financeiro negativo de R$ 164,6 milhões registrado no terceiro trimestre de A receita financeira do trimestre foi de R$ 499,1 milhões, resultado R$ 375,5 milhões acima do verificado no mesmo período de 2014, justificado principalmente (i) pela receita de swap líquido, que é parcialmente compensada pelas linhas de variação cambial e encargos da dívida (moeda estrangeira) apresentadas na despesa financeira; (ii) pela atualização da parcela A e outros itens financeiros, influenciada pelo aumento da Selic; e (ii) pela atualização do ativo financeiro pelo IGP-M acumulado do trimestre. A despesa financeira do trimestre somou R$ 769,5 milhões, R$ 481,3 milhões acima da despesa verificada no mesmo período de 2014, justificado principalmente (i) pela variação cambial e encargos da dívida (moeda estrangeira), parcialmente compensados pela receita de swap líquido; (ii) pelo ajuste a valor de mercado do swap 5 ; (iii) aumento do CDI e IPCA; e (iv) pela variação cambial de Itaipu entre a data da fatura e a data do efetivo pagamento. 5 De acordo com o IFRS, o valor dos instrumentos de derivativos deve ser registrado a valor de mercado e não pela curva dos instrumentos. Diante disso, foi registrado o ativo líquido de swap de R$ 579,3 milhões, abaixo da curva, gerando uma despesa de ajuste de valor a mercado. O valor de mercado do ativo líquido de swap ficou abaixo da curva principalmente pelo aumento do cupom cambial, que é a taxa de desconto utilizada nesse cálculo, ocorrido no mês de setembro de No caso de uma redução do cupom cambial durante os próximos meses, a perda reconhecida em setembro pelo ajuste de valor a mercado poderá ser parcial ou totalmente revertida. Aproximadamente 99% da dívida em moeda estrangeira possui hedge, fazendo com que a variação do dólar tenha impacto irrelevante no resultado financeiro até liquidação dos contratos. 29

30 3.5 Endividamento R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Moeda Nacional 5.393,3 69,1% - 0,0% 5.393,3 69,1% Light SESA 4.945,1 63,4% - 0,0% 4.945,1 63,4% Debêntures 8a. Emissão 450,9 5,8% - 0,0% 450,9 5,8% Debêntures 9a. Emissão - Série A 1.051,5 13,5% - 0,0% 1.051,5 13,5% Debêntures 9a. Emissão - Série B 710,5 9,1% - 0,0% 710,5 9,1% Debêntures 10a. Emissão 791,0 10,1% - 0,0% 791,0 10,1% Eletrobras 5,1 0,1% - 0,0% 5,1 0,1% CCB Bradesco 243,3 3,1% - 0,0% 243,3 3,1% BNDES (CAPEX) 948,3 12,2% - 0,0% 948,3 12,2% BNDES Olimpíadas 57,8 0,7% - 0,0% 57,8 0,7% CCB Banco do Brasil 152,4 2,0% - 0,0% 152,4 2,0% 3ª Nota Promissória 286,9 3,7% - 0,0% 286,9 3,7% Mútuo Intercompany 104,8 1,3% - 0,0% 104,8 1,3% FINEP - Inovação e Pesquisa 141,3 1,8% - 0,0% 141,3 1,8% Outros 1,4 0,0% - 0,0% 1,4 0,0% Light Energia 379,3 4,9% - 0,0% 379,3 4,9% Debêntures 2a. Emissão 431,2 5,5% - 0,0% 431,2 5,5% Debêntures 3a. Emissão 28,7 0,4% - 0,0% 28,7 0,4% BNDES (CAPEX) 24,2 0,3% - 0,0% 24,2 0,3% Mútuo Intercompany (104,8) -1,3% - 0,0% -104,8-1,3% Outros 0,0 0,0% - - 0,0 0,0% Light ESCO 68,9 0,9% - 0,0% 68,9 0,9% BNDES - PROESCO 68,9 0,9% - 0,0% 68,9 0,9% Moeda Estrangeira 2.406,3 30,9% - 0,0% 2.406,3 30,9% Light SESA 1.661,5 21,3% - 0,0% 1.661,5 21,3% Tesouro Nacional 57,2 0,7% - 0,0% 57,2 0,7% Merril Lynch 107,6 1,4% - 0,0% 107,6 1,4% BNP 99,1 1,3% - 0,0% 99,1 1,3% Citibank 796,1 10,2% - 0,0% 796,1 10,2% Bank Tokyo - Mitsubishi 318,3 4,1% - 0,0% 318,3 4,1% Itaú 104,5 1,3% - 0,0% 104,5 1,3% Santander 178,7 2,3% - 0,0% 178,7 2,3% Light Energia 744,8 9,5% - 0,0% 744,8 9,5% Citibank 319,3 4,1% - 0,0% 319,3 4,1% BNP 224,8 2,9% - 0,0% 224,8 2,9% Itaú 200,7 2,6% - 0,0% 200,7 2,6% Dívida Bruta 7.799,7 100,0% 0,0 0,0% 7.799,7 100,0% Disponibilidades 482,2 Dívida Líquida (a) 7.317,5 R$ MM set/14 jun/15 set/15 % set 14 % jun 15 Dívida líquida 5.803, , ,5 26,1% 6,4% Braslight 1.101,9 35,1 35,0-96,8% -0,3% Dívida líquida + Braslight 6.905, , ,5 6,5% 6,3% 30

31 A dívida bruta da Companhia em 30 de setembro de 2015 era de R$ 7.799,7 milhões, apresentando um aumento de 6,2% em relação à posição de junho de 2015 explicada pela variação cambial no período, que é mitigada pelas operações de swap. Não ocorreram captações no último trimestre. Quando comparada com setembro de 2014, a dívida bruta aumentou em 14,3%, ou R$ 976,2 milhões, em função das captações realizadas no período, quais sejam: (i) liberações de recursos do BNDES para investimentos da Light SESA, ao longo dos últimos 12 meses, no montante de R$ 436,8 milhões; (ii) captação em moeda estrangeira de R$ 156 milhões, junto ao BNP Paribas, para a Light Energia, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (iii) captação em moeda estrangeira de R$ 51 milhões, junto ao Bank Tokyo-Mitsubishi, para a Light SESA, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (iv) captação em moeda estrangeira de R$ 200 milhões junto ao Banco Itaú, sendo R$ 68 milhões, para a Light SESA, e R$ 132 milhões para a Light Energia, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (v) captação em moeda estrangeira de R$ 120 milhões, junto ao Banco Santander, para a Light SESA, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (vi) captação em moeda estrangeira de R$ 80 milhões, junto ao BNP Paribas, para a Light SESA, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (vii) Notas Promissórias junto ao Itaú, Bradesco e Caixa Econômica Federal, para a Light SESA, no montante de R$ 275 milhões. Tais recursos foram utilizados principalmente para capital de giro, visando a cobertura dos custos de compra de energia não cobertos pela tarifa, que constituem a CVA da Light SESA, e do efeito do risco hidrológico na Light Energia. Esses fatores também impactaram os indicadores de covenants da Companhia. A relação dívida líquida/ebitda passou de 4,54x em junho de 2015 para 4,23x em setembro de Para o indicador EBITDA/despesa de juros, o resultado obtido em setembro de 2015 foi de 2,52x. No encerramento do trimestre, a Companhia possuia covenants para o indicador dívida líquida/ebitda de 3,75x e para o indicador EBITDA/despesa de juros de 2,5x. Múltiplo para efeito de covenants R$ MM set/15 jun/15 dez/14 Dívida Bruta 7.799, , ,3 + Operações de Swap (579,7) (252,5) (194,5) + Fundo de Pensão 35,0 35,1 32,0 - Disponibilidades 482,2 463,8 505,8 = Dívida Líquida para covenants (a) 6.772, , ,9 EBITDA (12 meses) 1.967, , ,7 - Equivalência Patrimonial 161,4 92,2 134,6 - Provisões (240,3) (209,7) (216,3) - Outras Receitas/Despesas Operacionais (56,8) (41,6) (41,3) + Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) (501,9) (435,4) (334,2) - CVA Financeira - - 0,0 = EBITDA para covenants (b) 1.601, , ,5 Dívida Líquida / EBITDA (a/b) 4,23 4,54 3,70 31

32 A Companhia possui cláusulas que podem gerar antecipação do vencimento de dívidas em determinados contratos de empréstimos e financiamentos, inclusive vencimento cruzado (cross default). O vencimento antecipado só ocorre quando do não atendimento a um dos indicadores em dois trimestres consecutivos ou quatro trimestres intercalados. Em 30 de junho de 2015, ocorreu o primeiro descumprimento dos indicadores de dívida líquida/ebitda e cobertura de juros. Em 30 de setembro de 2015, ocorreu novo descumprimento do indicador de dívida líquida/ebitda, implicando em dois trimestres consecutivos, de forma que os credores teriam o direito de exigir o vencimento antecipado das dívidas. Em 11 de novembro de 2015, a Companhia concluiu as negociações com todos os credores e obteve os respectivos waivers, alterando o limite dos indicadores inclusive para a data de 30 de setembro de 2015 ou obtendo waiver até o final do contrato. No entanto, como na data de 30 de setembro de 2015 a Companhia ainda não havia concluído a negociação, foi efetuada a reclassificação de toda a dívida de longo prazo para o passivo circulante, assim como dos respectivos instrumentos financeiros de swap que acompanham as respectivas dívidas, conforme determina o pronunciamento técnico IAS 1 / CPC 26 (R1) - Apresentação das Demonstrações Contábeis que determina que o passivo deve ser classificado como circulante mesmo que o credor tenha concordado, após a data do balanço e antes da autorização para emissão das demonstrações financeiras, em não exigir vencimento antecipado como consequência do descumprimento dos indicadores. Com base nesta negociação de elevação dos indicadores para a data de 30 de setembro de 2015 ou obtenção de waiver até o vencimento do contrato, não ficou caracterizado um descumprimento dos indicadores de dívida líquida/ebitda e cobertura de juros requeridos contratualmente para esta data, o que de fato não gerou o direito de antecipação de vencimento para nenhum dos contratos. Desta forma, em novembro de 2015, a Companhia procedeu a reclassificação da dívida transferida para o curto prazo novamente para o passivo não circulante. O prazo médio de vencimento da dívida é de 3,7 anos e o custo médio nominal da dívida ficou em 13,2% a.a. No fechamento do trimestre, 30,9% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira, mas considerando o resultado das operações de proteção à exposição cambial, a exposição ao risco de moeda 32

33 estrangeira ficou em 0,74%. A política de proteção à exposição cambial consiste em proteger o fluxo de caixa das dívidas em moeda estrangeira vincendo nos próximos 24 meses (principal e juros), através do instrumento swap sem caixa, com instituições financeiras de primeira linha. As captações realizadas através da Resolução BACEN 4.131, junto ao Merrill Lynch, BNP, Citibank, Bank Tokyo-Mitsubishi, Santander e Itaú, já foram contratadas com swap para todo o prazo da dívida. 33

34 3.6 Resultado Líquido A Light registrou um lucro de R$ 37,6 milhões neste trimestre, em comparação com um prejuízo de R$ 53,1 milhões no terceiro trimestre de 2014, explicado principalmente pelo aumento no EBITDA da geradora. No acumulado do ano, o lucro líquido foi de R$ 108,8 milhões, 27,3% abaixo do mesmo período em Tal resultado pode ser explicado principalmente pela piora no resultado financeiro. 34

35 3.7 Investimentos CAPEX (R$MM) 9M15 Partic. % 9M14 Partic. % Var % Distribuição 555,5 90,7% 575,3 91,4% -3,4% Reforço da rede e expansão 291,9 52,5% 339,7 59,1% -14,1% Perdas 261,2 47,0% 227,9 39,6% 14,6% Outros 2,5 0,5% 7,7 1,3% -67,5% Administração 31,3 5,1% 27,8 4,4% 12,6% Comerc./ Eficiência Energética 1,7 0,3% 8,3 1,3% -79,5% Geração 24,4 4,0% 18,1 2,9% 34,8% Total 612,8 100,0% 629,5 100,0% -2,7% No acumulado de 2015, o total investido pela Light somou R$ 612,8 milhões, 2,7% abaixo do investido no 9M14, em função principalmente da redução dos investimentos da Companhia nas ações de reforço a rede e expansão. O segmento de distribuição concentrou o maior volume, R$ 555,5 milhões (representando 90,7% do investimento total), apresentando uma redução de 3,4% frente ao valor investido no mesmo período de Dentre os investimentos realizados, se destacam: (i) o desenvolvimento de redes de distribuição e expansão, num montante de R$ 291,9 milhões, com o intuito de atender ao crescimento de mercado, aumentar a robustez da rede e melhorar a qualidade, dos quais R$ 41,2 milhões foram destinados a investimentos específicos para as Olimpíadas nesse período, (ii) o avanço no projeto de combate às perdas de energia (blindagem de rede, sistema de medição eletrônica e regularização de fraudes), no qual foi investido o montante de R$ 261,2 milhões. Os investimentos em geração cresceram 34,8%, principalmente, em função do início das obras da PCH Lajes. 35

36 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 937 MW. Com a incorporação dos projetos de expansão programados, o quadro com a posição até 30 de setembro é o 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 dez-15 A jan-17 LER dez-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 dez-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 LER 2015 (Solar) 5 1 ago-17 Total *Participação proporcional da Light ¹ 51% da Light / Pendente a assinatura dos contratos no ACR com data estimada para abr/2016 ³ Previsão de geração média de 15 MWm 4 2,49% da Light ² 15,87% da Light / Considera que Renova detém 100% da Chipley, que por sua vez détem 51% da Brasil PCH / Considera que a Renova detém 11,37% da TerraForm Global 36

37 Nos primeiros nove meses de 2015, ocorreram os seguintes eventos relacionados ao desenvolvimento dos projetos de expansão da capacidade de geração da Light: PCH Lajes O projeto compreende a construção da PCH Lajes, com uma unidade geradora de 17 MW de capacidade instalada, ocupando a localização da antiga UHE Fontes Velha, definitivamente desativada em Para implementação, construção, operação e manutenção da PCH, foi criada a Sociedade de Propósito Específico SPE, denominada Lajes Energia S.A., na forma de Sociedade Anônima de Capital Fechado e subsidiária integral da Light Energia S.A.. O projeto não implicará em atividades envolvendo a formação de reservatórios, diques e barragem, consistindo da construção de uma adutora a partir da Casa de Válvulas e a implantação de uma nova unidade geradora na Casa de Força existente. Além da geração de energia elétrica, a PCH trará expressivo benefício ao abastecimento de água da Região Metropolitana do Rio de Janeiro por meio da melhoria significativa na confiabilidade e flexibilidade operativa do Complexo de Lajes. O projeto básico foi aprovado pela Aneel e, em Junho de 2013, a mesma alterou o regime de exploração do serviço público para Produtor Independente de Energia. Com isso, a PCH Lajes obteve 50% de redução da TUSD e da TUST. O contrato E.P.C. (Engineering, Procurement, Construction) para construção da PCH foi assinado em Agosto de Em Maio de 2015, o Ministério de Minas e Energia (MME) aprovou a Portaria que enquadrou a PCH Lajes para o benefício do REIDI. Em Setembro de 2015, através da decisão DIR580/2015-BNDES, foi aprovado pelo BNDES o financiamento de R$ 41,6 milhões. O contrato está em fase de assinatura e os recursos têm previsão de aporte para A entrada em operação está prevista para o terceiro trimestre de Guanhães Energia Em fevereiro de 2012, a Light Energia adquiriu 51% de participação na Guanhães Energia S.A., sendo a Cemig detentora dos demais 49%. A Guanhães é responsável pela implantação e exploração das PCHs Dores de Guanhães (14MW), Senhora do Porto (12MW), Fortuna II (9MW) e Jacaré (9MW), totalizando 44MW de potência instalada. As PCHs estão localizadas nos rios Guanhães e Corrente Grande, no Estado de Minas Gerais. Nas PCHs Senhora do Porto, Dores de Guanhães e FortunaII as obras civis estão em fase final, com a realização de acabamentos e comissionamentos nas estruturas civis. Na PCH Jacaré, estão sendo realizadas intervenções nas estruturas de jusante e acabamentos em geral. Até setembro de 2015 a frente civil, considerando as 4 PCHs, alcançou 97% de realização das obras. 37

38 Com relação às questões ambientais, todas as condicionantes para licenciamento estão sendo cumpridas dentro do prazo estabelecido. Em paralelo, os programas de monitoramento de fauna e qualidade da água são realizados trimestralmente. Além disso, os programas de comunicação social e gerenciamento ambiental possuem execução contínua, conforme exigências dos órgãos reguladores. As PCHs Senhora do Porto, Dores de Guanhães e Fortuna II já formalizaram pedido de obtenção da Licença de Operação ( LO ) junto ao Conselho de Política Ambiental (COPAM) e a expectativa é de obtermos as licenças das PCHs Senhora do Porto e Dores de Guanhães até dezembro/2015 e da PCH Fortuna II em março de A PCH Jacaré obteve licença de instalação em junho/2015 e está em fase de elaboração estudo ambiental complementar para, posteriormente, solicitar a LO em janeiro de Em 21 de agosto de 2015, as PCHs sagraram-se vencedoras do Leilão A-3, em que a energia foi comercializada pelo prazo de 30 anos, ao preço de R$ 205,50/MWh, a partir de janeiro de 2018, com previsão de término em dezembro de Belo Monte Em outubro de 2011, a Amazônia Energia, cujos sócios são Light (25,5%) e Cemig (74,5%), adquiriu 9,77% da Norte Energia, empresa responsável pela construção e operação da UHE Belo Monte. Localizada no Rio Xingu, no estado do Pará, a UHE Belo Monte é a quarta maior usina hidrelétrica do mundo e a maior 100% brasileira. Tem capacidade instalada de MW e Garantia Física de MWm, energia suficiente para abastecer, aproximadamente, 18 milhões de residências. A energia gerada pelos Sítios de Pimental e Belo Monte será destinada ao Sistema Interligado Nacional através de uma Linha de Transmissão ( LT ) de 2,1 mil quilômetros entre o Pará e Minas Gerais, em fase de construção por outro grupo detentor da concessão desta LT. No terceiro trimestre de 2015, a Norte Energia finalizou o desvio de segunda fase do Rio Xingu, de modo que o rio voltou ao seu curso central com a abertura do vertedouro no Sítio Pimental. Além disso, iniciou-se a montagem da coluna de sustentação das unidades geradoras (UGs) 5 e 6. Já no Sítio de Belo Monte, concluiu-se a descida do pré-distribuidor da UG 6 e a descida do rotor da UG 1. O rotor é considerada a peça mais importante da turbina, pois as suas pás irão receber a água do rio e transformarão energia cinética em energia mecânica, que será transmitida ao rotor do gerador para produzir energia elétrica. Até setembro de 2015, a frente civil alcançou 85,6% de realização das obras. Com o fechamento da ensecadeira de montante do canal direito do Sítio Pimental, o Sistema de Transposição de Embarcações passou a ser obrigatório e, desde então, já realizou cerca de 800 transposições. 38

39 Renova Energia ( Renova ) Venda de ativos para TerraForm Global, Inc. Em 07 de maio de 2015 a Renova Energia anunciou Acordo de Contribuição de Valores Mobiliários, ( Acordo ) entre a Renova, a SE Emerging Markets Yield, Inc. ( TerraForm Global ) e a SunEdison Inc. ( SunEdison ) por meio do qual a Companhia se compromete a contribuir determinados ativos operacionais na TerraForm Global. O Acordo, sujeito a certas condições precedentes, prevê que a Renova irá contribuir os ativos relativos aos projetos da Espra (três pequenas centrais hidrelétricas, contratadas no âmbito do Proinfa, com 41,8 MW de capacidade instalada), Salvador (nove parques eólicos vendidos no LER 2009, com 195,2 MW de capacidade instalada) e Bahia (cinco parques eólicos vendidos no LER 2009, com 99,2 MW de capacidade instalada), ao valor de R$ 1,6 bilhão sujeitos aos ajustes contemplados no Acordo. Em 15 de julho de 2015 foi anunciada a segunda fase da operação anunciada pela Renova em 07 de maio de 2015, que compreende outros ativos que possuem contratos de venda de energia de longo prazo, operacionais e não-operacionais ( Backlog ) e projetos em desenvolvimento e a serem desenvolvidos pela Companhia que vierem a vender energia em contratos de longo prazo ( Pipeline ), pelo valor total da empresa (enterprise value, que considera as dívidas no valor do ativo) de R$ 13,4 bilhões. Em 19 de setembro de 2105 ocorreu o fechamento de parte da primeira fase da operação com a TerraForm Global, Inc. ( TerraForm Global ) com relação os ativos operacionais eólicos dos projetos Bahia e Salvador. Alienação da Participação da Light Energia na Renova Energia Em 15 de julho de 2015, foi celebrado Contrato de Compra e Venda de Ações ( CCVA ) da Light Energia com a SunEdison, INC. ( SunEdison ), o qual estabelece os termos e condições para alienação das ações ordinárias atualmente detidas pela Light Energia na Renova Energia. Nos termos do CCVA, o valor de alienação das ações ordinárias, correspondentes, nesta data, a 15,87% do capital social total da Renova Energia, será de USD ,00 (duzentos e cinquenta milhões de dólares). O pagamento será realizado no fechamento da Operação mediante a entrega de novas ações a serem emitidas pela SunEdison e negociadas na Bolsa de Valores de Nova Iorque ( NYSE ), sob o ticker SUNE. A quantidade de ações que a Light Energia irá receber no fechamento da Operação será calculada com base no preço médio das ações da SunEdison nos dez pregões imediatamente anteriores ao primeiro dia útil antes do fechamento ( Período de Precificação das Ações da SunEdison ). Também em 15 de julho de 2015, foi contratada uma instituição financeira para monetizar as ações da SunEdison a serem recebidas pela Light Energia. A revenda das ações será registrada de acordo com a legislação americana de forma que as ações possam ser revendidas livremente pela Light Energia na NYSE imediatamente após o recebimento. A instituição financeira efetuará o pagamento à Light Energia em até três dias úteis após o fechamento da operação. Esta contratação busca proteger a Light Energia da volatilidade do preço das ações a partir do início do Período de Precificação das Ações da SunEdison até a data do fechamento. 39

40 Em 10 de setembro de 2015, foi celebrado entre Light Energia e o BNDESPAR, contrato particular de opção de venda de ações da Renova Energia S.A. As partes negociaram que, em contrapartida ao não exercício do Direito de Venda Conjunta pela BNDESPAR, a Light Energia outorgará à BNDESPAR uma Opção de Venda sobre a totalidade das units de emissão da Renova de sua titularidade. O BNDESPAR possui units, que representa 8,8% do capital social da Renova. O contrato só tem vigência a partir da conclusão da Operação com SunEdison. A conclusão da Operação ainda está sujeita a condições precedentes, cuja ocorrência não é garantida, como aprovação pela Aneel e aprovação dos credores da Renova Energia e da Light. Consórcio UHE Itaocara Em 30 de abril de 2015 o Consórcio UHE Itaocara, formado por sua por sua controlada Itaocara Energia Ltda., que detém 51% e pela Cemig Geração e Transmissão S.A., que detém 49%, sagrou-se vencedor no Leilão A-5 realizado pela ANEEL, relacionado à concessão da Usina Hidrelétrica de Itaocara I. O empreendimento será construído no Rio Paraíba do Sul e terá capacidade instalada de 150,0 MW e garantia física de 93,4 MW médios. O Consórcio UHE Itaocara destinou 95,5% da garantia física para o Ambiente de Contratação Regulado, ao preço de 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 é o segundo trimestre de 2018 e o investimento total estimado de R$ 1 bilhão. 40

41 4. Fluxo de Caixa R$ MM 3T15 3T14 9M15 9M14 Caixa e Equivalentes de Caixa no Início do Período (1) 112, ,1 401,1 546,4 Lucro Líquido 37,6 (53,1) 108,8 142,7 IR/CS 15,5 26,4 (49,3) (79,5) Lucro Líquido antes IR e CS 22,1 (79,5) 158,2 222,2 PCLD 45,7 29,8 100,0 91,2 Depreciação e Amortização 114,3 106,2 340,0 306,2 Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo imobilizado baixado 2,3 7,3 29,0 10,3 Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras 528,3 106,8 815,9 57,9 Juros e Variações monetárias líquidas 171,4 157,5 471,3 405,7 Braslight (0,1) - 2,9 3,5 Complemento/ reversão de provisões 30,6 17,2 49,5 41,4 Resultado de Equivalência Patrimonial (68,4) 0,7 (19,3) 7,5 Remuneração de Ativo Financeiro da Concessão (38,6) 12,8 (122,0) (32,0) Constituição e atualização da Parcela A e outros itens financeiros (81,4) - (1.094,3) - Outros (381,7) (70,0) (529,7) 24,6 Subtotal 344,5 289,1 201, ,4 Capital de Giro (110,6) 145,8 (904,4) 11,7 Contingências (20,6) (28,7) (65,2) (64,3) Tributos 47,8 (12,1) (126,4) (16,7) Parcela A e outros itens financeiros 235, ,9 - Braslight 0,0 0,1 0,1 (3,3) Subvenção CDE e CCRBT 79,0 (76,3) (43,9) (169,0) Outros 3,6 (83,6) 219,4 (19,6) IR/CS pagos (17,4) (10,4) (87,9) (121,7) Juros pagos (78,7) (67,7) (362,6) (298,4) Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) 482,7 156,1 297,5 457,1 Financiamentos Obtidos 0,0 31,7 646, ,9 Amortização de Empréstimos, Financiamento e Debêntures (171,2) (152,9) (370,3) (305,4) Amortização de Dívida Contratual com Plano de Pensão (1.224,7) Atividade de Financiamento (3) (171,2) (121,2) 276,6 (326,2) Imobilizado/Intangível/Ativo Financeiro (294,1) (272,3) (573,3) (543,3) Aplicações/Aquisições no Investimento (12,6) (11,5) (33,5) (28,6) Resgate de Aplicações Financeiras 319,5-439, ,7 Aplicações Financeiras (291,9) (953,9) (662,9) (953,9) Atividade de Investimento (4) (279,1) (1.237,7) (829,9) (301,1) Caixa e Equivalentes de Caixa no Final do Período ( ) 145,3 376,2 145,3 376,2 Variação de Caixa e Equivalentes de Caixa (2+3+4) 32,4 (1.202,9) (255,8) (170,2) O saldo de caixa e equivalentes de caixa ao final do terceiro trimestre de 2015 foi de R$ 145,3 milhões, 61,4% abaixo do alcançado no mesmo período do ano passado. Nesse trimestre, o caixa operacional foi R$ 326,6 milhões acima do 3T14, principalmente pelo recebimento das bandeiras tarifárias e pela amortização da CVA. O caixa de investimentos foi impactado pela aplicação financeira destinada à pré-pagamento de dívidas e maior investimento em obras de distribuição no 3T14. 41

42 5. Governança Corporativa Em 30 de setembro de 2015, o capital social da Light S.A. era composto por ações ordinárias. Desse total, encontravam-se em circulação. Segue abaixo, estrutura acionária atual da Light: Em 31 de agosto de 2015, foi realizada uma Reunião do Conselho da Administração, na qual foi aprovada reeleição todos membros da Diretoria Executiva da Light S.A., para um mandato de 3 (três) anos. No dia 25 de setembro 2015, em reunião do Conselho de Administração, foi informado o recebimento de correspondência com a carta de renúncia, do Sr. Guilherme Narciso de Lacerda, renunciando ao cargo de membro titular do Conselho de Administração da Companhia. 42

43 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 o 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. As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 11,55 ao final de setembro de O valor de mercado (n de ações x valor da ação) da Companhia encerrou o trimestre em aproximadamente R$ milhões. BM&F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3 Média Diária 3T15 3T14 9M15 9M14 Quantidade títulos (Mil) Nº de Negócios Volume Negociado (R$ Milhões) 11,0 15,3 13,8 17,3 Cotação por ação (fechamento)* R$ 11,55 R$ 19,61 R$ 11,55 R$ 19,61 Valorização da LIGT3-31,8% -4,1% -28,4% 2,9% Valorização do IEE -14,8% -1,9% -5,1% 5,1% Valorização do Ibovespa -15,1% 1,8% -9,9% 5,1% * Ajustada por proventos Os gráficos abaixo mostram o perfil dos detentores das ações em circulação da Companhia em setembro de 2015: Composição do Free Float* Estrangeiros Pessoa Física 12,9% Europa 23,9% Institucional Nacional 17,0% EUA 61,4% Ásia 2,3% Oceania 1,8% Estrangeiros 70,1% Américas (ex. EUA) 10,6% * Não considera a participação da BNDESPAR 43

44 O gráfico abaixo apresenta a evolução da ação da Light desde 30 de dezembro de 2013 até 11 de novembro de

45 Dividendos Foi 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 dividendos, referentes ao resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2014, que representam um dividend yield de 5,8% e correspondem a um payout equivalente ao mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido do ano ajustado pela reserva legal. Conforme critério do Conselho de Administração da Companhia, tal distribuição é compatível com a falta de previsibilidade da situação hidrológica e com a atual condição do setor elétrico brasileiro. As transferências de ações a partir de 13 de abril de 2015 foram efetuadas ex-dividendos. Dividendos 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. 45