LIGHT Energia S.A. ITR. Demonstrações Financeiras Referentes ao 3º Trimestre de Parecer dos Auditores Independentes

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1 LIGHT Energia S.A. ITR Demonstrações Financeiras Referentes ao 3º Trimestre de 2017 Parecer dos Auditores Independentes

2 NOTAS EXPLICATIVAS ÀS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS INTERMEDIÁRIAS, INDIVIDUAIS E CONSOLIDADAS, PARA O TRIMESTRE FINDO EM 30 DE SETEMBRO DE

3 LIGHT ENERGIA S.A. BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 30 DE SETEMBRO DE 2017 E 31 DE DEZEMBRO DE 2016 (Em milhares de reais) Controladora Consolidado ATIVO Notas Caixa e equivalentes de caixa Títulos e valores mobiliários Concessionárias e permissionárias Tributos e contribuições Rendas a receber swap Dividendos a receber Estoques Despesas pagas antecipadamente Outros créditos Mútuos a receber TOTAL DO ATIVO CIRCULANTE Rendas a receber swap Depósitos vinculados a litígios Mútuos a receber Investimentos Imobilizado Intangível TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO As notas explicativas são parte integrante das informações financeiras intermediárias. 2

4 LIGHT ENERGIA S.A. BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 30 DE SETEMBRO DE 2017 E 31 DE DEZEMBRO DE 2016 (Em milhares de reais) Controladora Consolidado PASSIVO Notas Fornecedores Tributos e contribuições Imposto de renda e contribuição social Empréstimos e financiamentos Debêntures Rendas a pagar - Swap Obrigações estimadas Benefícios pós-emprego Outros débitos TOTAL DO PASSIVO CIRCULANTE Empréstimos e financiamentos Debêntures Tributos diferidos Rendas a pagar - Swap Provisões Perda de investimento Benefícios pós-emprego Outros débitos TOTAL DO PASSIVO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital Social Reservas de lucro Ajustes de avaliação patrimonial Outros resultados abrangentes (3.674) (3.674) Prejuízos acumulados (66.399) ( ) (66.399) ( ) TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO As notas explicativas são parte integrante das informações financeiras intermediárias. 3

5 LIGHT ENERGIA S.A. DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS PARA OS PERÍODOS DE TRÊS MESES E NOVE MESES FINDOS EM 30 DE SETEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais, exceto lucro (prejuízo) por ação) Controladora Consolidado Notas a a a a a a a a RECEITA LÍQUIDA CUSTO DA OPERAÇÃO 24 ( ) ( ) (52.690) ( ) ( ) ( ) (52.690) ( ) Encargos de uso da rede e Energia comprada ( ) ( ) (30.051) (85.643) ( ) ( ) (30.051) (85.643) Pessoal e Administradores (5.921) (19.439) (4.453) (14.963) (5.921) (19.439) (4.453) (14.963) Materiais (57) (336) (115) (346) (57) (336) (115) (346) Serviços de terceiros (4.279) (12.446) (4.002) (9.804) (4.293) (12.471) (4.002) (9.804) Depreciações e amortizações (13.644) (40.909) (14.069) (41.756) (13.644) (40.909) (14.069) (41.756) Outras (2.244) (3.570) - - (2.244) (3.569) - - LUCRO (PREJUÍZO) BRUTO (478) (1.057) DESPESAS OPERACIONAIS (3.450) (14.603) (3.450) (14.609) Despesas gerais e administrativas (3.000) (14.153) - - (3.000) (14.159) Outras receitas operacionais Outras despesas operacionais (73) (78) (450) (450) (73) (78) (450) (450) RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 9 (40.206) (8.328) (13.058) ( ) (39.576) (7.694) (12.731) ( ) LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E IMPOSTOS (40.418) (40.367) RESULTADO FINANCEIRO 26 (27.262) ( ) (40.082) ( ) (27.132) ( ) (41.402) ( ) Receita Despesa (34.337) ( ) (70.661) ( ) (34.354) ( ) (72.030) ( ) LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DO IR E CSLL (67.680) (67.499) Imposto de renda e contribuição social correntes (64.137) (19.166) ( ) (64.775) (19.219) ( ) Imposto de renda e contribuição social diferidos (667) (666) LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO PERÍODO (57.375) (57.375) Atribuído aos acionistas controladores (57.375) (57.375) LUCRO (PREJUÍZO) BÁSICO E DILUÍDO POR AÇÃO (R$/ Ação) 22 (0,741) 0,982 0,333 0,148 As notas explicativas são parte integrante das informações financeiras intermediárias. 4

6 LIGHT ENERGIA S.A. DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO - CONTROLADORA E CONSOLIDADO PARA O PERÍODO DE NOVE MESES FINDOS EM 30 DE SETEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) Notas CAPITAL SOCIAL RESERVA LEGAL AJUSTE DE AVALIAÇÃO PATRIMONIAL OUTROS RESULTADOS ABRANGENTES LUCROS ACUMULADOS SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE ( ) Resultado abrangente total: Lucro líquido do período Outros resultados abrangentes não reclassificados para resultado em períodos subsequentes Equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada em conjunto (15.620) - (15.620) Realização de ajuste avaliação patrimonial - - (12.879) (150) SALDOS EM 30 DE SETEMBRO DE (3.673) (66.400) TOTAL CAPITAL SOCIAL RESERVA LEGAL RETENÇÃO DE LUCROS AJUSTE DE AVALIAÇÃO PATRIMONIAL OUTROS RESULTADOS ABRANGENTES LUCROS ACUMULADOS TOTAL SALDOS EM 01 DE JANEIRO DE Resultado abrangente total: Prejuízo líquido do período Outros resultados abrangentes não reclassificados para resultado em períodos subsequentes Perda de passivo atuarial, líquido de efeitos fiscais (192) - (192) Equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada em conjunto Realização de ajuste avaliação patrimonial (16.136) (829) Dividendos intermediários propostos e pagos (R$2,49 / ação) - - ( ) ( ) SALDOS EM 30 DE SETEMBRO DE As notas explicativas são parte integrante das informações financeiras intermediárias. 5

7 LIGHT ENERGIA S.A. DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA PARA OS PERÍODOS DE NOVE MESES FINDOS EM 30 DE SETEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) Controladora Consolidado a a a a Notas Caixa Líquido aplicado nas Atividades Operacionais Caixa gerado (aplicado) nas operações Lucro líquido antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Perda na venda de intangível / Imobilizado Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras 26 (10.864) ( ) (10.584) ( ) Provisão (reversão) de contingências, depósitos judiciais e atualizações 27 (648) 27 (648) Ajuste a valor presente (66) (66) Despesa de juros sobre empréstimos, financiamentos e debêntures 14/ Variação swap 26 (34.681) (34.681) Encargos e variação monetária de obrigações pós-emprego (512) 151 (512) Resultado de equivalência patrimonial Variações nos Ativos e Passivos (9.271) (12.153) (14.925) (2.960) Títulos e valores mobiliários Concessionárias e permissionárias ( ) ( ) Tributos, contribuições e impostos Estoques (220) (176) (220) (176) Despesas pagas antecipadamente Depósitos vinculados a litígios (31) (540) (31) (540) Outros ativos (33.844) (34.688) Fornecedores Obrigações estimadas (497) (497) Tributos, contribuições e impostos (33.074) (53.959) (33.555) (53.709) Provisões Benefícios pós-emprego Outros passivos Juros pagos 14/15 (91.740) (83.904) (93.584) (83.904) Imposto de renda e contribuição social pagos ( ) (15.047) ( ) (15.047) Caixa Líquido (aplicado) nas Atividades de Investimento ( ) (25.609) ( ) (51.117) Aquisições de bens do ativo imobilizado (17.660) (8.959) (20.959) (36.905) Aquisições de bens do ativo intangível (51) (4.211) (51) (4.211) Aplicações financeiras Aplicações/Aquisições no investimento ( ) (61.798) ( ) (59.360) Caixa Líquido (aplicado) nas Atividades de Financiamento ( ) ( ) Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos - ( ) - ( ) Captação de empréstimos, financiamentos e debêntures 14/ Amortização de empréstimos, financiamentos e debêntures 14/15 ( ) ( ) ( ) ( ) Mútuos a receber - partes relacionadas - ( ) - ( ) Aumento de Caixa e Equivalentes de Caixa (83.436) (71.217) Caixa e equivalentes de caixa no início do período Caixa e equivalentes de caixa no final do período As notas explicativas são parte integrante das informações financeiras intermediárias. 6

8 LIGHT ENERGIA S.A. DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO PARA OS PERÍODOS DE NOVE MESES FINDOS EM 30 DE SETEMBRO DE 2017 E 2016 ( Em milhares de reais ) Controladora Consolidado a a a a Notas Receitas Vendas de mercadorias, produtos e serviços Receitas referente à construção de ativos próprios Insumos adquiridos de terceiros ( ) ( ) ( ) ( ) Custos dos produtos, mercadorias e serviços vendidos ( ) (85.644) ( ) (85.644) Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (29.599) (26.024) (35.936) (51.367) Valor adicionado bruto Retenções (40.908) (41.979) (40.908) (41.979) Depreciação e amortização 24 (40.908) (41.979) (40.908) (41.979) Valor adicionado líquido produzido Valor adicionado recebido em transferência ( ) ( ) Receitas financeiras (74.513) (74.392) Resultado de equivalência patrimonial 9 (8.328) ( ) (7.694) ( ) Valor adicionado total a distribuir Distribuição do valor adicionado Pessoal Remuneração direta Benefícios FGTS Outros Impostos, taxas e contribuições Federais Estaduais Municipais Remuneração de capitais de terceiros Juros Aluguéis Remuneração de capitais próprios Lucros retidos As notas explicativas são parte integrante das informações financeiras intermediárias. 7

9 1. CONTEXTO OPERACIONAL ENTIDADES INVESTIDAS APROVAÇÃO E SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS ADOTADAS NA PREPARAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS INTERMEDIÁRIAS CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS CONCESSIONÁRIAS, PERMISSIONÁRIAS E CLIENTES TRIBUTOS A RECUPERAR TRIBUTOS DIFERIDOS INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL FORNECEDORES TRIBUTOS A PAGAR EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS DEBÊNTURES PROVISÕES CONTINGÊNCIAS BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO OUTROS DÉBITOS TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS PATRIMÔNIO LÍQUIDO RESULTADO POR AÇÃO RECEITA LÍQUIDA CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS ENCARGOS DE USO DA REDE E ENERGIA COMPRADA RESULTADO FINANCEIRO CONCILIAÇÃO DOS TRIBUTOS NO RESULTADO INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GERENCIAMENTO DE RISCOS SEGUROS TRANSAÇÕES QUE NÃO ENVOLVEM CAIXA EVENTOS SUBSEQUENTES

10 Em milhares de Reais R$ exceto quando indicado de outra forma 1. CONTEXTO OPERACIONAL A Light Energia S.A. ( Companhia ou Light Energia ) é uma sociedade por ações de capital aberto, com sede na cidade do Rio de Janeiro RJ - Brasil, que tem como atividades principais: (a) estudar, planejar, construir, operar e explorar sistemas de geração, transmissão e comercialização de energia elétrica e serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser concedidos ou autorizados, por qualquer título de direito, ou a empresas das quais mantenha ou venha a manter o controle acionário; (b) desenvolver atividades nos diferentes campos de energia, em quaisquer de suas fontes, com vista à exploração econômica e comercial; (c) prestar serviços técnicos de operação, manutenção e planejamento de instalações elétricas de terceiros; (d) ceder onerosamente faixas de servidão de linhas aéreas e áreas de terras exploráveis de usinas e reservatórios, desde que sejam contabilizadas em separado e que a cessão seja previamente aprovada pela autoridade que outorgue concessão, autorização ou permissão para a Companhia realizar quaisquer das atividades previstas em seu objeto social; (e) exercer atividades direta ou indiretamente relacionadas ao seu objeto; e, (f) participar em outras sociedades como sócia, acionista ou quotista. A Light Energia compreende as usinas de Pereira Passos, Nilo Peçanha, Ilha dos Pombos, Santa Branca e Fontes Nova, com potência instalada total de 855 MW. O prazo de concessão da Companhia é de 30 anos, com vencimento previsto para junho de Em 30 de setembro de 2017, a Companhia apresentava capital circulante negativo consolidado em R$ (R$ em 31 de dezembro de 2016). A Companhia vem negociando a renovação dos empréstimos e financiamentos de curto prazo e está empenhada em alongar seu perfil de dívida, conforme descrito na nota explicativa 14. A Administração entende que o sucesso nessas etapas reverterá o cenário atual de capital circulante líquido negativo e que não existe incerteza material que coloque em dúvida a continuidade operacional, conforme descrito na nota explicativa ENTIDADES INVESTIDAS a) Controladas diretas Central Eólica São Judas Tadeu Ltda. (São Judas Tadeu - 100%) - Empresa em fase préoperacional, que terá como atividade principal a produção e comercialização de energia elétrica através de usina eólica, localizada no Estado do Ceará com potência nominal de 18 MW. Em 31 de dezembro de 2016, a Administração provisionou 100% desse investimento por não ter expectativa de recuperabilidade futura, considerando o novo planejamento estratégico da Companhia. 9

11 Central Eólica Fontainha Ltda. (Fontainha - 100%) - Empresa em fase pré-operacional, que terá como atividade principal a produção e comercialização de energia elétrica através de usina eólica, localizada no Estado do Ceará, com potência nominal de 16 MW. Em 31 de dezembro de 2016, a Administração provisionou 100% do investimento por não ter expectativa de recuperabilidade futura, considerando o novo planejamento estratégico da Companhia. Lajes Energia S.A. (Lajes Energia 100%) - Sociedade por ações de capital fechado, com sede no município de Piraí, Estado do Rio de Janeiro, que tem por objeto social a análise da viabilidade técnica e econômica, a elaboração do projeto, a implantação, operação, manutenção e exploração comercial da PCH Lajes, com potência nominal de 17 MW. Em 08 de julho de 2014, foi publicada a Resolução Autorizativa nº 4.734/14 que transferiu a concessão da PCH Lajes da Light Energia para a Lajes Energia. As obras de construção da PCH Lajes foram iniciadas em setembro de 2014, com previsão de conclusão no primeiro trimestre de 2018 (1). b) Controladas em conjunto Renova Energia S.A. (Renova Energia 17,2%, controlada em conjunto) - Sociedade por ações de capital aberto, que atua na geração de energia elétrica por meio de fontes alternativas renováveis, como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), usinas eólicas e solar. Em 30 de setembro de 2017, a Renova Energia tem participação direta ou indireta nessas fontes que totaliza MW contratados, dos quais 190 MW estão em operação ou aptos a operar. A Renova Energia é controlada em conjunto pela Light Energia (17,2%), pela RR Participações S.A. (13,8% no bloco de controle), que não é parte relacionada, e pela Cemig Geração e Transmissão S.A Cemig GT (36,2%). Os principais acionistas não controladores são BNDES Participações S.A. BNDESPar (6,0%) e Fundo InfraBrasil FIP (8,4%). Abaixo apresentamos as empresas nas quais a Renova Energia participa: (1) Os dados sobre a previsão da entrada em operação não foram auditados pelos auditores independentes. 10

12 Participações - RENOVA ENERGIA Enerbras Centrais Elétricas S.A. (Holding) (a) 100,00% Centrais Eólicas Imburana Macho S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Umburanas 1 S.A. (a) 99,00% Energética Serra da Prata S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Amescla S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Umburanas 2 S.A. (a) 99,00% Renova PCH Ltda. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umbuzeiro S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Umburanas 3 S.A. (a) 99,00% Chipley SP Participações S.A. (Holding) (a) 99,99% Centrais Eólicas Pau d'água S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Umburanas 4 S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Abil S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Manineiro S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Umburanas 5 S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Acácia S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Anisío Teixeira S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 6 S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Angico S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Cabeça de Frade S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 7 LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Folha da Serra S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Canjoão S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 8 LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Jabuticaba S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Carrancudo S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 9 LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Jacarandá do Serrado S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Ipê Amarelo S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 10 LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Taboquinha S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Jequitiba S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 11 LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Tabua S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Macambira S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 12 LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Vaqueta S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Tamboril S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 13 LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Unha d'anta S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Tingui S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 14 LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Vellozia S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Alcacuz S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 15 LTDA. (a) 99,00% Espra Holding S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Caliandra S.A. (a) 99,99% Centrais Eólicas Umburanas 16 LTDA. (a) 99,00% CMNPAR Fifty Four Participações S.A. (a) 99,99% Centrais Eólicas Cansação S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Umburanas 18 LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Embiriçu S.A. (a) 99,00% Renova Comercializadora de Energia S.A. (a) 100,00% Renova Comercializadora de Energia S.A. (a) 100,00% Centrais Eólicas Ico S.A. (a) 99,99% Centrais Eólicas Bela Vista XV LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Bela Vista XV LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Imburana de Cabão S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Itapuã IV LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Itapuã IV LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Jataí S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Itapuã V LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Itapuã V LTDA. (a) 99,00% Renovapar S.A. (a) 100,00% Centrais Eólicas Itapuã VII LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Itapuã VII LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Lençóis S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Itapuã XV LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Itapuã XV LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Conquista S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Itapuã XX LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Itapuã XX LTDA. (a) 99,00% Centrais Eólicas Coxilha Alta S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Angelim S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Angelim S.A. (b) 99,99% Alto Sertão Participações S.A. (Holding) (a) 99,99% Centrais Eólicas Facheio S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Putumuju S.A. (a) 99,00% Diamantina Eólica Participações S.A. (Holding) (b) 99,99% Centrais Elétricas Sabiu S.A. (b) 99,99% Bahia Holding S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas São Salvador S.A. (b) 99,99% Centrais Eólicas Barbatimão S.A. (b) 99,99% Brasil PCH S.A. (c) 51,00% Centrais Eólicas Botuquara S.A. (a) 99,00% Centrais Eólicas Juazeiro S.A. (b) 99,99% Ventos de São Cristóvão Energias Renováveis S.A. (b) 99,00% Centrais Eólicas Cedro S.A. (b) 99,99% Centrais Elétricas Itaparica S.A. (a) 99,00% Parque Eólico Iansã LTDA (a) 99,99% Centrais Eólicas Bela Vista XIV S.A. (a) 99,00% (a) Controlada direta da Renova (b) Controlada indireta da Renova (c) Controlada em conjunto da Renova Guanhães Energia S.A. (Guanhães Energia - 51%, controlada em conjunto) - Sociedade por ações de capital fechado, em fase pré-operacional, com sede na cidade de Ipatinga - MG, criada com a finalidade de implantar e explorar quatro Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), situadas no estado de Minas Gerais, que totalizam 44 MW de Potência Instalada. Controlada em conjunto pela Companhia (51%) e pela Cemig Geração e Transmissão S.A. - Cemig GT (49%). O projeto foi impactado por questões geológicas e ambientais, ocasionando postergação na data prevista para entrada em operação das PCHs. Em 21 de agosto de 2015, as PCHs sagraram-se vencedoras no Leilão A-3, em que a energia foi contratada para comercialização pelo prazo de 30 anos, ao preço de R$205,50/MWh, a partir de janeiro de Em 15 de dezembro de 2015, o contrato com o Consórcio Construtor das PCHs foi rescindido, sendo formalizado um novo contrato para continuidade e término do escopo remanescente a partir de novembro de A entrada em operação comercial da primeira unidade funcional está prevista para o primeiro semestre de c) Consolidação As informações financeiras intermediárias consolidadas incluem as participações societárias da Companhia e suas controladas, que estão consolidadas nas seguintes bases abaixo apresentadas: Percentual de participação (%) Direta Percentual de participação (%) Direta Central Eólica Fontainha Ltda Central Eólica São Judas Tadeu Ltda Lajes Energia S.A

13 3. APROVAÇÃO E SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS ADOTADAS NA PREPARAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS INTERMEDIÁRIAS A autorização para conclusão das informações financeiras intermediárias foi dada pela Administração da Companhia em 10 de novembro de As informações financeiras intermediárias da Companhia compreendem as informações financeiras intermediárias da controladora, identificadas como Controladora, e as informações financeiras intermediárias consolidadas, identificadas como Consolidado, preparadas de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21 (R1) Demonstração Intermediária e de acordo com a norma internacional IAS 34 Interim Financial Reporting, emitida pelo International Accounting Standards Board IASB, e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM, aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais - ITR. Como não existe diferença entre o patrimônio líquido consolidado e o resultado consolidado atribuíveis aos acionistas da controladora, constantes nas informações financeiras intermediárias consolidadas e o patrimônio líquido e resultado da controladora, constantes nas informações financeiras intermediárias individuais, ambas preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil ( BR GAAP ) e com as IFRS, a Companhia optou por apresentar essas informações financeiras intermediárias, individuais e consolidadas, em um único conjunto, lado a lado. 14

14 Estas informações financeiras intermediárias individuais e consolidadas não incluem todas as informações e divulgações requeridas nas demonstrações financeiras anuais individuais e consolidadas, e, portanto, devem ser lidas em conjunto com as demonstrações financeiras individuais e consolidadas elaboradas de acordo com o BR GAAP e IFRS, referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2016, aprovadas em 23 de março de As práticas contábeis adotadas para estas informações financeiras intermediárias são consistentes com aquelas apresentadas nas demonstrações financeiras da Companhia referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de A Administração da Companhia entende que todas as informações relevantes das informações financeiras intermediárias, e somente elas, estão sendo evidenciadas, e que correspondem às informações utilizadas na sua gestão. Essas informações financeiras intermediárias são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia e de suas controladas, controladas em conjunto e coligadas. Todas as informações financeiras apresentadas em Real foram arredondadas para milhares, exceto quando indicado de outra forma. Aplicação das normas novas e revisadas, a partir de 1º de janeiro de 2017, que não tiveram efeito ou não tiveram efeito material sobre os montantes divulgados no período atual e em períodos anteriores. Em vigor a partir de 1º de janeiro de 2017: Modificações à IAS 7 (CPC 03) Necessidade de inclusão de divulgação de mudanças nos passivos oriundos de atividades de financiamento. Modificação à IAS 12 (CPC 32) Reconhecimento de ativos fiscais diferidos para perdas não realizadas. Modificação à IFRS 12 (CPC 45) Ciclos de melhorias anuais Em vigor para períodos anuais iniciados após 1º de janeiro de 2018: IFRS 9 (CPC 48) - Instrumentos Financeiros. IFRS 15 (CPC 47) - Receita de Contratos com Clientes. Modificações à IFRS 10 (CPC 36) e IAS 28 (CPC 18) - Venda ou contribuição de ativos entre investidor e seu associado ou Joint Venture. Modificações à IFRS 2 (CPC 10) Classificação e mensuração de transações de pagamentos baseados em ações. IFRIC 22 Transações em moeda estrangeira e considerações antecipadas. Modificações à IAS 40 (CPC 28) - Transferências de propriedades de investimento. 14

15 Modificações à IFRS 1 (CPC 37) e IAS 28 (CPC 18) - Ciclos de melhorias anuais Em vigor para períodos anuais iniciados após 1º de janeiro de 2019: IFRS 16 Arrendamento mercantil. O CPC ainda não emitiu pronunciamentos equivalentes para determinadas IFRS anteriormente citadas, com data efetiva de adoção para 2018 e 2019, mas existe expectativa de que o faça antes da data requerida de sua entrada em vigor. A adoção antecipada das IFRS está condicionada à aprovação prévia em ato normativo do CFC e CVM. A Companhia e suas controladas em conjunto não adotaram de forma antecipada tais alterações em suas informações financeiras intermediárias de 30 de setembro de A Companhia está em processo de avaliação dos impactos das novas normas, IFRS 15 e IFRS 9, cujo atendimento obrigatório será a partir de 01 de janeiro de CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA Controladora Consolidado Numerário disponível Aplicações Financeiras de liquidez imediata Certificado de Depósito Bancário (CDB) Total As aplicações financeiras de liquidez imediata são pós-fixadas e correspondem a operações realizadas com instituições que atuam no mercado financeiro nacional, tendo como características alta liquidez, garantia de recompra diária pela instituição financeira, a uma taxa previamente estabelecida pelas partes e remuneração, em sua maioria, pela variação do Certificado de Depósito Interbancário (CDI), com perda insignificante de valor em caso de resgate antecipado. A remuneração média das aplicações é de 97,98% do CDI em 30 de setembro de 2017 (59,11% do CDI em 31 de dezembro de 2016). A exposição da Companhia a riscos de taxa de juros e uma análise de sensibilidade de ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota explicativa

16 5. TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS Controladora Consolidado Certificado de Depósito Bancário (CDB) TOTAL São representados por: (i) garantias oferecidas para participação em leilões de energia, (ii) aplicações que têm seus vencimentos superiores a três meses da data de aplicação, com perda de valor em caso de resgate antecipado. A remuneração média dessas aplicações é de 96,82% do CDI em 30 de setembro de 2017 (91,05% do CDI em 31 de dezembro de 2016). 6. CONCESSIONÁRIAS, PERMISSIONÁRIAS E CLIENTES Controladora e Consolidado Circulante Vencidos há mais de 90 dias Saldos a vencer Total Vencidos a mais de 90 dias Saldos a vencer Total Concessionárias e comercializadoras (a) TUST Total (a) Refere-se à venda da energia própria a diversas concessionárias e comercializadoras de energia elétrica. A exposição da Companhia a riscos de crédito relacionados a concessionárias, permissionárias e clientes é divulgada na nota explicativa TRIBUTOS A RECUPERAR Controladora Consolidado Circulante Circulante Circulante Circulante Tributos e Contribuições PIS e COFINS INSS ICMS Outros Total

17 8. TRIBUTOS DIFERIDOS Controladora e Consolidado Ativo IR e CSLL Passivo IR e CSLL Líquido IR e CSLL Ativo IR e CSLL Passivo IR e CSLL Líquido IR e CSLL Provisões para riscos Complemento de plano de pensão - CVM 695/ Provisões para participação nos lucros e resultados Outros Instrumentos financeiros derivativos (13.647) (13.647) Custo atribuído Light Energia - ( ) ( ) - ( ) ( ) Ativo/ (Passivo) tributário diferido bruto ( ) ( ) ( ) ( ) Apresentação pelo líquido (5.942) (4.140) Ativo/ (Passivo) tributário diferido líquido - ( ) ( ) - ( ) ( ) Para fundamentar os créditos fiscais diferidos registrados, a Companhia atualizou, já considerando as realizações até 30 de setembro de 2017, o estudo técnico de viabilidade de realização fiscal. O estudo indica a recuperação dos créditos fiscais diferidos registrados em 30 de setembro de 2017 em até cinco anos, conforme cronograma anual de realização a seguir: Total Bruto A Companhia estima que a realização dos créditos fiscais diferidos ao longo do ano de 2017 será concentrada nos itens de instrumentos financeiros derivativos e outros. 9. INVESTIMENTOS Controladora Consolidado Renova Energia (b) Guanhães Energia (a)(b) (61.481) (61.481) Lajes Energia (a) SUBTOTAL Outros Investimentos SUBTOTAL Total de participações societárias a descoberto Total Investimentos (a) Empresa em fase pré-operacional. (b) Refere-se ao investimento apurado a partir do patrimônio líquido para fins de equivalência patrimonial. 17

18 Informações sobre as companhias controladas (consolidadas) e controladas em conjunto (equivalência patrimonial e saldos proporcionais) apresentadas abaixo: Controladora Participação Capital social Total Patrimônio Lucro (Prejuízo) no capital (%) integralizado Ativo líquido do período Central Eólica Fontainha 100, Central Eólica São Judas Tadeu 100, Renova Energia 17, (23.493) Guanhães Energia 51, (1.126) Lajes Energia 100, (1.538) Controladora Participação Capital social Total Patrimônio Lucro (Prejuízo) no capital (%) integralizado Ativo líquido do exercício Central Eólica Fontainha 100, Central Eólica São Judas Tadeu 100, Renova Energia 15, ( ) Guanhães Energia 51, (61.482) (98.272) Lajes Energia 100, (928) Consolidado Participação Capital social Total Patrimônio Lucro (Prejuízo) no capital (%) integralizado Ativo líquido do período Renova Energia 17, (23.493) Guanhães Energia 51, (1.126) Consolidado Participação Capital social Total Patrimônio Lucro (Prejuízo) no capital (%) integralizado Ativo líquido do exercício Renova Energia 15, ( ) Guanhães Energia 51, (61.482) (98.272) Movimentação dos investimentos nas controladas (consolidadas) e controladas em conjunto (equivalência patrimonial) nos períodos de 2017 e de 2016: Controladora Aumento de capital Equivalência Patrimonial Provisão Perda Resultados Ganho na Abrangentes (a) de Investimento diluição de Outros Resultado participação Central Eólica Fontainha (17) Renova Energia (15.620) (2) (23.493) Guanhães Energia (61.481) (3.216) (1.126) Lajes Energia (1.538) Total (15.620) (17) (2.316) (26.157) (a) A realização do resultado abrangente da Companhia ocorreu em função da alienação do investimento da controlada em conjunto Renova Energia na TerraForm Global (investimento no exterior). 18

19 Aumento de capital Controladora Equivalência Patrimonial Resultados Abrangentes (a) Outros Resultado Central Eólica Fontainha Central Eólica São Judas Tadeu (1) Renova Energia ( ) Guanhães Energia (663) (9.493) Lajes Energia (751) Total ( ) (a) O resultado abrangente da Companhia é referente a: (i) efeito de conversão de moeda da Renova Energia proveniente de investimentos no exterior, e (ii) registro da perda de passivo atuarial. Consolidado Equivalência Patrimonial Aumento de capital Resultados Abrangentes (a) Ganho na diluição de participação Outros Resultado Renova Energia (15.620) (2) (23.493) Guanhães Energia (61.481) (3.216) (1.126) Total (15.620) (3.218) (24.619) (a) A realização do resultado abrangente da Companhia ocorreu em função da alienação do investimento da controlada em conjunto Renova Energia na TerraForm Global (investimento no exterior). Consolidado Equivalência Patrimonial Aumento de capital Resultados Abrangentes (a) Outros Resultado Renova Energia ( ) Guanhães Energia (663) (9.493) Total ( ) (a) O resultado abrangente da Companhia é referente a: (i) efeito de conversão de moeda da Renova Energia proveniente de investimentos no exterior, e (ii) registro da perda de passivo atuarial. Abaixo, os saldos integrais patrimoniais de 30 de setembro de 2017 e 31 de dezembro de 2016, e o resultado dos períodos de nove meses de 2017 e de 2016 das controladas em conjunto que foram registrados pelo método de equivalência patrimonial: 19

20 Renova Guanhães Renova Guanhães ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Outros Não Circulante TOTAL DO ATIVO PASSIVO Circulante Empréstimos, financiamentos e debêntures Outros Não Circulante Empréstimos, financiamentos e debêntures Outros Patrimônio líquido ( ) TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO Acumulado 9 meses de 2017 Acumulado 9 meses de 2016 Renova Guanhães Renova Guanhães Receita líquida de vendas Custos das vendas ( ) - ( ) - LUCRO BRUTO Despesas gerais e administrativas (64.458) (669) (49.169) (308), Equivalência Patrimonial (19.115) - Perda na Alienação de Ativos (71.769) Perda (1) (Ganho) (2) no Investimento ( ) - Outras receitas (29.436) Resultado financeiro líquido ( ) (1.538) ( ) (18.305) PREJUÍZO ANTES DO IR E CSLL ( ) (2.207) ( ) (18.613) Imposto de renda e contribuição social PREJUÍZO DO PERÍODO ( ) (2.207) ( ) (18.613) (1) Como consequência da alienação das ações da TerraForm Global, a Renova Energia reclassificou os ganhos de ajustes positivos acumulados anteriormente registrados em outros resultados abrangentes, no valor de R$ , para o resultado do período na linha Ganho no investimento. (2) A Renova Energia reconheceu perda de R$ no período de 2016, dos quais (i) R$ referem-se à provisão para perda ao valor recuperável do investimento na Terraform Global, devido à queda no preço das ações no período, e (ii) R$ referemse à perda estimada com a opção de venda (put) que a Renova Energia possui contra a SunEdison, uma vez que esta última anunciou que deu entrada com pedido de Recuperação Judicial em abril de Consórcio UHE Água Limpa A Companhia, participou do Consórcio UHE Água Limpa, com participação de 51,0%, sendo a outra parte da Cemig GT, 49,0%. O consórcio teve por objeto o estudo na participação do projeto para a implantação, operação, manutenção e exploração comercial do empreendimento. Em 19 de junho de 2017, ocorreu o encerramento do Consórcio. Enquanto ativo, nenhum gasto significativo foi incorrido. 20

21 Alienação do conjunto de parques eólicos que constituem o complexo Alto Sertão II ( Alto Sertão II ) entre a controlada em conjunto indireta Renova Energia e AES Tietê Em 18 de abril de 2017, a Renova Energia celebrou Contrato de Compra de Ações com a AES Tietê para alienação do conjunto de parques eólicos que constituem o complexo Alto Sertão II, que possui uma capacidade instalada de 386 MW. O preço base da transação é de R$ e envolvia a compra das ações da Renova Eólica Participações S.A. ou da Nova Energia Holding S.A., empresas que controlam as 15 sociedades de propósito específico ( SPEs ) que compõem o Alto Sertão II. O Preço estaria sujeito a ajustes caso fossem satisfeitas determinadas condições da Transação. Em 03 de agosto de 2017, foi concluído o processo de alienação da totalidade das ações da Nova Energia Holding S.A. O preço base da transação foi de R$ e a AES Tietê Energia assumiu também a dívida do Complexo Eólico Alto Sertão II no valor de R$1.150 (valor da dívida em 31 de dezembro de 2016). O Preço de Aquisição será ainda ajustado com base em determinadas variações de capital de giro e dívida líquida do Complexo Eólico Alto Sertão II e poderá sofrer acréscimo de até R$ sob a forma de earn out, condicionado ao desempenho do Complexo, apurado após período de cinco anos contados da data do fechamento da operação. A parcela do valor recebido como Preço de Aquisição, no montante de R$ , foi destinada para amortização extraordinária das debêntures objeto da 3ª Emissão de Debêntures Simples da Renova Energia S.A., não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia adicional real, em série única, para distribuição pública com esforços restritos de distribuição, com pagamento integral do respectivo saldo devedor de principal e juros remuneratórios devidos pela Renova no âmbito de referida emissão. Celebração de Contrato de Compra e Venda das ações que a controlada em conjunto Renova Energia detinha da empresa americana TerraForm Global Em 15 de maio de 2017, a Renova Energia e a Brookfield Asset Management ( Brookfield ), por meio do seu veículo Orion US Holding 1 L.P., assinaram o Contrato de Compra e Venda das ações que a Renova detinha na empresa americana TerraForm Global Inc. ( TerraForm Global ). O preço total de aquisição das ações foi de R$ , pagos à Renova em 29 de junho de Também nesta data foi celebrado um Acordo entre a Renova e a TerraForm Global no qual as partes concordaram em encerrar o processo de arbitragem mediante compensações à Renova de R$

22 Aumento de capital e mudança no percentual de participação na controlada em conjunto Renova Energia mediante aquisição de ações Em 21 de junho de 2017, foi homologado o aumento de capital da Renova Energia de R$ (sendo R$50.000, em 31 de dezembro de 2016 e R$62.764, em 30 de junho de 2017) mediante a emissão de ações nominativas, escriturais e sem valor nominal, sendo ações ordinárias e ações preferenciais, já subscritas e integralizadas, ao preço de emissão de R$2,00 (dois reais) por ação ordinária e preferencial e de R$6,00 (seis reais) por unit. A Companhia adquiriu ações ordinárias, sendo R$ em dezembro de 2016 e R$ em abril de Com isso, a participação na controlada em conjunto Renova Energia foi alterada para 17,2%. Venda do Complexo Eólico Umburanas entre a controlada em conjunto Renova energia e a Engie Brasil Energia S.A ( Engie ) Em 23 de agosto de 2017, a controlada em conjunto Renova Energia S.A., divulgou comunicado ao mercado informando que ocorreu a assinatura do Contrato de venda do Complexo Eólico Umburanas para a Engie Brasil Energia S.A. ( Engie ). O preço base da transação do Complexo, que tem capacidade instalada total de 605MW, foi de R$15.000, sujeito a ajustes caso sejam satisfeitas determinadas condições precedentes da transação. 10. IMOBILIZADO Controladora Taxa Média Anual Custo Histórico Depreciação Acumulada Valor Líquido Valor Líquido Geração 3, ( ) Transmissão 4, (35.512) Administração 7, (2.446) Em Serviço ( ) Geração Administração Em Curso Total do Imobilizado ( )

23 Consolidado Taxa Média Anual Custo Histórico Depreciação Acumulada Valor Líquido Valor Líquido Geração 3, ( ) Transmissão 4, (35.512) Administração 7, (2.446) Em Serviço ( ) Geração Administração Em Curso Total do Imobilizado ( ) Segue abaixo a mutação do imobilizado nos períodos de 2017 e de 2016: Controladora Saldos em Adições Baixas Transferências para Serviço Saldos em IMOBILIZAÇÕES EM SERVIÇO Custo Terrenos (22) Reservatórios, barragens e adutoras Edificações, obras civis e benfeitorias (2.645) Máquinas e equipamentos (7.942) Veículos (17) Móveis e utensílios Obrigações Especiais (2.698) (2.698) Total da Imobilização em Serviço - Custo (10.626) (-) Depreciação Reservatórios, barragens e adutoras ( ) (13.133) - - ( ) Edificações, obras civis e benfeitorias ( ) (2.850) ( ) Máquinas e equipamentos ( ) (23.942) ( ) Veículos (4.783) (181) 17 - (4.947) Móveis e utensílios (5.050) (11) - - (5.061) Obrigações Especiais Total da Imobilização em Serviço/Depreciação ( ) (40.062) ( ) IMOBILIZAÇÕES EM CURSO Reservatórios, barragens e adutoras (2.781) Edificações, obras civis e benfeitorias (665) Máquinas e equipamentos (22.762) Veículos Móveis e utensílios Estudos e Projetos Obrigações Especiais Total da Imobilização em Curso (26.208) Total do Imobilizado (20.670) (812)

24 Controladora Saldos em Adições Baixas Transferências para Serviço Saldos em IMOBILIZAÇÕES EM SERVIÇO Custo Terrenos Reservatórios, barragens e adutoras (8.972) Edificações, obras civis e benfeitorias Máquinas e equipamentos (12.992) Veículos (215) Móveis e utensílios Obrigações Especiais (2.698) (2.698) Total da Imobilização em Serviço - Custo (22.179) (-) Depreciação Reservatórios, barragens e adutoras ( ) (15.939) ( ) Edificações, obras civis e benfeitorias ( ) (2.836) - - ( ) Máquinas e equipamentos ( ) (22.768) ( ) Veículos (4.835) (62) (4.722) Móveis e utensílios (5.030) (15) - - (5.045) Obrigações Especiais Total da Imobilização em Serviço Depreciação ( ) (41.602) ( ) IMOBILIZAÇÕES EM CURSO Reservatórios, barragens e adutoras (263) Edificações, obras civis e benfeitorias (111) Máquinas e equipamentos (34.750) Veículos Móveis e utensílios (1) 102 Estudos e Projetos Obrigações Especiais - (2.698) Total da Imobilização em Curso (32.427) Total do Imobilizado (32.518) (1.713)

25 Consolidado Saldos em Adições Baixas Transferências para Serviço Saldos em IMOBILIZAÇÕES EM SERVIÇO Custo Terrenos (22) Reservatórios, barragens e adutoras Edificações, obras civis e benfeitorias (2.645) Máquinas e equipamentos (7.942) Veículos (17) Móveis e utensílios Obrigações Especiais (2.698) (2.698) Total da Imobilização em Serviço - Custo (10.626) (-) Depreciação Reservatórios, barragens e adutoras ( ) (13.133) - - ( ) Edificações, obras civis e benfeitorias ( ) (2.850) ( ) Máquinas e equipamentos ( ) (23.942) ( ) Veículos (4.783) (181) 17 - (4.947) Móveis e utensílios (5.049) (11) - - (5.060) Obrigações Especiais Total da Imobilização em Serviço/Depreciação ( ) (40.062) ( ) IMOBILIZAÇÕES EM CURSO Reservatórios, barragens e adutoras (2.781) Edificações, obras civis e benfeitorias (665) Máquinas e equipamentos (22.762) Veículos Móveis e utensílios Estudos e Projetos Obrigações Especiais Total da Imobilização em Curso (26.208) Total do Imobilizado (13.707) (812)

26 Consolidado Saldos em Adições Baixas Transferências para Serviço Saldos em IMOBILIZAÇÕES EM SERVIÇO Custo Terrenos Reservatórios, barragens e adutoras (8.972) Edificações, obras civis e benfeitorias Máquinas e equipamentos (12.992) Veículos (215) Móveis e utensílios Obrigações Especiais (2.698) (2.698) Total da Imobilização em Serviço - Custo (22.179) (-) Depreciação Reservatórios, barragens e adutoras ( ) (15.939) ( ) Edificações, obras civis e benfeitorias ( ) (2.836) - - ( ) Máquinas e equipamentos ( ) (22.768) ( ) Veículos (4.835) (62) (4.722) Móveis e utensílios (5.029) (15) - - (5.044) Obrigações Especiais Total da Imobilização em Serviço Depreciação ( ) (41.602) ( ) IMOBILIZAÇÕES EM CURSO Terreno Reservatórios, barragens e adutoras (263) Edificações, obras civis e benfeitorias (111) Máquinas e equipamentos (1.075) (34.750) Veículos Móveis e utensílios (1) 102 Estudos e Projetos Obrigações Especiais - (2.698) Total da Imobilização em Curso (1.075) (32.427) Total do Imobilizado (4.572) (2.788) No período de nove meses de 2017, foi incorporado ao ativo imobilizado, a título de capitalização de juros, o montante de R$5.396 (R$125 no período de nove meses de 2016), cuja taxa média de capitalização foi de 15,83% ao ano. A Companhia não identificou indícios de perda do valor recuperável para os seus ativos imobilizados em 30 de setembro de 2017 e 31 de dezembro de Os contratos de concessão das usinas hidrelétricas preveem que, ao final do prazo de cada concessão, o Poder Concedente determinará o valor a ser indenizado às controladas e controladas em conjunto, de forma que a Administração entende que o valor do imobilizado não depreciado ao final da concessão será reembolsado pelo Poder Concedente. 26

27 (i) Taxas anuais de depreciação: As principais taxas de depreciação, com base na estimativa da vida útil dos bens e de acordo com a Resolução Aneel nº 674 de 11 de agosto de 2015, são as seguintes: GERAÇÃO % ADMINISTRAÇÃO % TRANSMISSÃO % Barramento 2,50 Edificações 3,33 Condutor do sistema 2,70 Disjuntor 3,03 Equipamento geral 6,25 Equipamento geral 6,25 Edificações 2,00 Veículos 14,29 Estrutura do sistema 3,13 Equipamentos da tomada d'água 3,70 Religadores 4,00 Estrutura da tomada d'água 2,86 Gerador 3,33 Grupo motor gerador 5,88 Reserv., barragens e adutoras 2,00 Sistema de comunicação local 6,67 Turbina hidráulica 2,50 Obrigações Especiais 3,81 Para os ativos imobilizados que não possuem garantia de indenização, os itens são depreciados pelo método linear até o limite da autorização ou concessão ou depreciados pela vida útil do bem, dos dois, o menor. 11. INTANGÍVEL Controladora e Consolidado Taxa Média Anual Custo Histórico Amortização Acumulada Valor Líquido Valor Líquido Intangível 20, (8.734) Em Serviço (8.734) Intangível Em Curso Total Intangível (8.734) A Companhia registra em seu intangível softwares, amortizados a uma taxa anual de amortização de 20% e servidão de passagem, que não possui amortização por se tratar do direito de uso de uma faixa de terreno, normalmente associado a uma Linha de Transmissão. 27

28 Segue abaixo a mutação do intangível nos períodos de 2017 e de 2016: Controladora e Consolidado Saldos em Adições Transferências entre contas Saldos em Em Serviço Intangível Total do Intangível em Serviço (-) Amortização Intangível (7.888) (846) - (8.734) Total do Intangível em Serviço/Amortização (7.888) (846) - (8.734) Em Curso Intangível (677) 129 Total do Intangível em Curso (677) 129 Total (795) Controladora e Consolidado Saldos em Adições Transferências entre contas Saldos em Em Serviço Intangível Total do Intangível em Serviço (-) Amortização Intangível (7.231) (379) - (7.610) Total do Intangível em Serviço/Amortização (7.231) (379) - (7.610) Em Curso Intangível (5.397) 753 Total do Intangível em Curso (5.397) 753 Total FORNECEDORES Controladora Consolidado Encargos de uso da rede elétrica Fornecimento de Energia Materiais e serviços Total Em 30 de setembro de 2017, a Companhia possuía um saldo em aberto de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2016) na rubrica comercialização no mercado de curto prazo referente a liquidação da CCEE decorrente do ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia MRE provocado pelo GSF menor que 1. A Companhia possui uma liminar com o objetivo de questionar a exposição financeira, conforme descrito na nota explicativa

29 13. TRIBUTOS A PAGAR Controladora Consolidado Tributos e Contribuições PIS e COFINS ICMS Outros Imposto de renda e Contribuição Social IRRF Provisão - IRPJ/CSLL Total EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS Controladora Circulante Não Circulante Total Principal Encargos Total Principal Citibank Citibank Itaú MOEDA ESTRANGEIRA - Total BNDES - CAPEX 2009/10 SUB A BNDES - CAPEX 2009/10 SUB B BNDES - CAPEX 2009/10 SUB C BNDES - CAPEX 2011/12 SUB BNDES - CAPEX 2011/12 SUB CCB - BNP PARIBAS ª Nota Promissória - Itaú, ABC e BBM ª Nota Promissória - BBM Fianças bancárias diversas Custo de captação (2) - (2) (2) (4) (7) Custo Fee de covenants (2.327) - (2.327) (437) (2.764) (2.225) MOEDA NACIONAL - Total Total

30 Circulante Consolidado Não Circulante Total Principal Encargos Total Principal Citibank Citibank Itaú MOEDA ESTRANGEIRA - Total BNDES - CAPEX 2009/10 SUB A BNDES - CAPEX 2009/10 SUB B BNDES - CAPEX 2009/10 SUB C BNDES - CAPEX 2011/12 SUB BNDES - CAPEX 2011/12 SUB BNDES - Proj Lajes - SUB A BNDES - Proj Lajes - SUB B CCB - BNP PARIBAS ª Nota Promissória - Itaú, ABC e BBM ª Nota Promissória - BBM Fianças bancárias diversas Custo de captação (2) - (2) (2) (4) (7) Custo Fee de covenants (2.327) - (2.327) (437) (2.764) (2.225) - MOEDA NACIONAL - Total Total Segue quadro abaixo com condições contratuais dos empréstimos e financiamentos da controladora e consolidado em 30 de setembro de 2017: Amortização do Principal Financiador Data de Assinatura Moeda Taxa de Juros a.a (a) Taxa Efetiva (a) Início Forma de pagamento Término 4131 CITI /02/2017 US$ CDI + 3,50% 15,54% 2017 Trimestral Itaú /12/2016 US$ CDI + 4,10% 16,21% 2017 Trimestral 2018 BNDES - CAPEX 2009/10 SUB A 30/11/2009 URTJLP TJLP + 2,81% 9,81% 2017 Trimestral 2018 BNDES - CAPEX 2009/10 SUB B 30/11/2009 URTJLP TJLP + 3,58% 10,58% 2017 Trimestral 2018 BNDES - CAPEX 2009/10 SUB C 30/11/2009 URTJLP 4,50% 4,50% 2011 Mensal 2017 BNDES - CAPEX 2011/12 SUB 1 10/04/2012 URTJLP TJLP + 1,81% 9,19% 2011 Mensal 2017 BNDES - CAPEX 2011/12 SUB 2 10/04/2012 URTJLP TJLP + 1,81% 9,19% 2011 Mensal 2019 BNDES - Proj Lajes - SUB A 28/09/2016 R$ TJLP + 2,95 10,41% 2013 Mensal 2018 BNDES - Proj Lajes - SUB B 28/09/2016 R$ TJLP + 2,95 10,41% 2016 Mensal 2026 CCB - BNP PARIBAS 24/10/2016 R$ CDI + 4,50% 16,66% 2016 Mensal 2026 CCB Santander /03/2017 R$ CDI + 4,50% 16,66% 2017 Única ª Nota Promissória - Itaú, ABC e BBM 02/02/2017 R$ CDI + 4,50% 16,66% 2017 Única ª Nota Promissória 17/08/2017 R$ CDI + 3,50% 15,54% 2017 Trimestral 2019 (a) As taxas de juros divulgadas representam o custo efetivo da dívida, uma vez que a Companhia contratou instrumentos financeiros derivativos. As principais operações financeiras no período de 2017 foram: Em 03 de fevereiro de 2017, foi realizada a rolagem da dívida da Companhia com o Citibank por meio de uma monetização de swap. A rolagem da Companhia no valor de R$ , com vencimento em 1º de maio de A operação foi realizada por meio de operação 4131 com swap vinculado ao custo de CDI + 3,5% a.a. 30

31 Em 06 de fevereiro de 2017, foi realizada a 2ª Nota Promissória da Companhia no valor de R$60.000, sendo R$ com o Banco Itaú, R$ com o Banco BBM e R$ com Banco ABC. A operação tem vencimento em 31 de julho de 2018 e taxa de CDI + 4,5% a.a. Em 30 de março de 2017, foi realizada captação de R$ da Companhia com o Santander, através de uma Cédula de Crédito Bancário com taxa de juros de CDI + 4,1% a.a. A dívida foi quitada em 05 de maio de 2017 no montante de R$ Em 17 de agosto de 2017, foi realizada a 3ª Nota Promissória da Companhia com o Banco BBM, sendo R$ liberados nesta data e R$ no dia 24 de agosto. A operação tem vencimento em 08 de fevereiro de 2019 e taxa de CDI + 3,5% a.a. Além das cauções destacadas no quadro acima, os empréstimos estão garantidos por recebíveis de R$4.978 em 30 de setembro de 2017 (R$ em 31 de dezembro de 2016). As parcelas relativas ao principal dos empréstimos e financiamentos consolidados, classificadas no passivo não circulante, têm os seguintes vencimentos em 30 de setembro de 2017: Controladora Moeda Nacional Moeda Estrangeira Total Total Consolidado Moeda Nacional Moeda Estrangeira Total após Total

32 Seguem abaixo as movimentações dos empréstimos e financiamentos nos períodos de 2017 e de 2016: Controladora Principal Encargos Total Saldo em Empréstimos e Financiamentos obtidos Variação cambial (10.864) - (10.864) Encargos financeiros provisionados Encargos Financeiros Pagos - (40.219) (40.219) Amortização de empréstimos e financiamentos ( ) - ( ) Amortização custo captação Custo de captação (1.030) - (1.030) Encargos capitalizados ao imobilizado Saldo em Consolidado Principal Encargos Total Saldo em Empréstimos e Financiamentos obtidos Variação cambial (10.584) - (10.584) Encargos financeiros provisionados Encargos Financeiros Pagos - (42.063) (42.063) Amortização de empréstimos e financiamentos ( ) - ( ) Amortização custo captação Custo de captação (1.030) - (1.030) Encargos capitalizados ao imobilizado Saldo em Controladora e Consolidado Principal Encargos Total Saldo em Empréstimos e Financiamentos obtidos Variação cambial ( ) - ( ) Encargos financeiros provisionados Encargos financeiros pagos - (14.208) (14.208) Amortização de empréstimos e financiamentos (10.673) - (10.673) Amortização custo captação Saldo em A exposição da Companhia a riscos de taxa de juros, moeda estrangeira e liquidez relacionados a empréstimos e financiamentos é divulgada na nota explicativa

33 Covenants 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. As cédulas de crédito bancário do Santander, a 2ª e 3ª Notas Promissórias e, bem como os empréstimos com o BNP, Citibank, Itaú, BBM, ABC e com o BNDES preveem a manutenção de indicadores de dívida líquida/ebitda e cobertura de juros (covenants). Em 30 de setembro de 2017, a Companhia atendeu a todos os indicadores requeridos contratualmente. 15. DEBÊNTURES Controladora e Consolidado Circulante Não Circulante Total Principal Encargos Total Principal Debêntures 2ª Emissão Debêntures 3ª Emissão Debêntures 4ª Emissão Debêntures 5ª Emissão Custo de captação (250) - (250) (299) (549) (736) Custo Fee de covenants (1.127) - (1.127) (1.160) (2.287) (3.132) Moeda Nacional - Total Segue abaixo quadro com as condições contratuais das debêntures da controladora e consolidado em 30 de setembro de 2017: Amortização do Principal Financiador Data de Assinatura Moeda Taxa de Juros a.a Taxa efetiva Início Forma de pagamento Término Debêntures 2ª Emissão 29/12/2011 CDI CDI + 1,18% 12,95% 2016 Anual 2019 Debêntures 3ª Emissão 24/08/2012 CDI CDI + 1,18% 12,95% 2015 Anual 2026 Debêntures 4ª Emissão 16/11/2016 CDI CDI + 4% 16,10% 2017 Trimestral 2018 Debêntures 5ª Emissão 20/04/2017 CDI CDI + 4,1% 16,21% 2017 Trimestral 2018 Em 20 de abril de 2017, ocorreu a 5ª emissão de debêntures no montante de R$ com o Banco Santander. A dívida tem o custo de CDI + 4,1%a.a. com vencimento em 30 de setembro de

34 As parcelas relativas ao principal das debêntures classificadas no passivo não circulante, têm os seguintes vencimentos em 30 de setembro de 2017: após Total Seguem abaixo as movimentações das debêntures ocorridas nos períodos de 2017 e de 2016: Controladora e Consolidado Principal Encargos Total Saldo em Debêntures emitidas Encargos financeiros provisionados Encargos Financeiros Pagos - (51.521) (51.521) Amortização de debêntures ( ) - ( ) Amortização custo de captação Custo de captação (1.792) - (1.792) Encargos capitalizados ao imobilizado Saldo em Controladora e Consolidado Principal Encargos Total Saldo em Encargos financeiros provisionados Encargos Financeiros Pagos - (67.635) (67.635) Amortização de debêntures ( ) - ( ) Amortização custo de captação (3.027) - (3.027) Custo de captação Encargos capitalizados ao imobilizado Saldo em A exposição da Companhia a riscos de taxa de juros e liquidez relacionados a debêntures é divulgada na nota explicativa

35 Covenants A Companhia possui cláusulas que podem gerar antecipação do vencimento de dívidas em determinados contratos de debêntures, inclusive vencimento cruzado (cross default). O vencimento antecipado só ocorre quando do não atendimento a um indicador em dois trimestres consecutivos ou quatro trimestres intercalados. Todas as emissões de debêntures preveem a manutenção de indicadores de dívida líquida/ebitda e cobertura de juros (covenants). Em 30 de setembro de 2017, a Companhia atendeu a todos os indicadores requeridos contratualmente. 16. PROVISÕES Os principais pedidos objeto das ações são de natureza trabalhista e envolvem as seguintes matérias: horas extras, adicional de periculosidade, equiparação salarial, dano moral, responsabilidade subsidiário-solidária de empregados de empresas contratadas para prestação de serviços terceirizados e diferença da multa de 40% do FGTS decorrente da correção por expurgos inflacionários. Para tais processos a Companhia possui saldo de provisão no montante de R$1.853 em 30 de setembro de 2017 (R$1.519 em 31 de dezembro de 2016). A Administração reavalia periodicamente os processos que possuem honorários de êxito previstos para os assessores jurídicos das matérias cível e fiscal e, baseada na opinião de seus assessores legais, para o prognóstico de perda dos processos, constitui provisão para os compromissos de honorário de êxito das causas com prognósticos de perdas possíveis e remotas no montante de R$1.658 em 30 de setembro de 2017 (R$1.656 em 31 de dezembro de 2016). Segue abaixo a movimentação dos períodos de 2017 e de 2016, estão compostas da seguinte forma: Controladora e Consolidado Provisões Trabalhistas Provisões Outras Saldos em Adições Baixa por pagamento (7) - Saldos em

36 Controladora e Consolidado Provisões Trabalhistas Provisões Outras Total Saldos em Adições Atualizações Baixa por pagamento (5) (1.002) (1.007) Baixa por reversão (414) (141) (555) Saldos em Provisões de honorários de êxito: A Administração reavalia periodicamente os processos que possuem honorários de êxito previstos para os assessores jurídicos e, baseada na opinião de seus assessores legais, para o prognóstico de resolução dos processos, constitui provisão para os compromissos de honorários de êxito das causas com prognósticos de perdas possíveis e remotas. Segue abaixo quadro com a posição e a movimentação nos períodos de 2017 e de 2016: Controladora e Consolidado Honorários de êxito cível Honorários de êxito fiscal Total Saldos em Atualizações Baixa por pagamento (25) - (25) Saldos em Controladora e Consolidado Honorários de êxito cível Honorários de êxito fiscal Total Saldos em Adições Atualizações Saldos em CONTINGÊNCIAS A Companhia possui processos judiciais, nos quais a Administração, baseada na opinião de seus assessores legais, acredita que os riscos de perda são possíveis, e por este motivo, nenhuma provisão foi constituída. As principais contingências com probabilidade de perda possível estão compostas da seguinte forma: 36

37 Consolidado Saldo Quantidade de Processos Saldo Quantidade de Processos Cíveis Trabalhistas Fiscais Total Estão destacados a seguir os principais motivos das discussões judiciais: a) Fiscais TFGE - Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização Ambiental das Atividades de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica de Origem Hidráulica, Térmica e Termo Nuclear. A referida taxa foi instituída pela Lei 7.184/15 do Estado do Rio de Janeiro. A LIGHT, então, impetrou Mandado de Segurança preventivo com pedido de liminar para não ter que recolher esta taxa. Deferida liminar. Foi proferida sentença favorável. O montante atualmente quantificável é de R$ em 30 de setembro de 2017 (R$5.800 em 31 de dezembro de 2016). IRPJ - Contribuições da Braslight e Provisões indedutíveis (Processo / ) Auto de infração lavrado para cobrança de IRPJ em razão da (i) impossibilidade de dedução das despesas com variação monetária principal e juros, decorrentes do passivo Braslight, por não serem consideradas necessárias à atividade da empresa, (ii) impossibilidade de dedução das provisões com Recursos Hídricos, Encargos de Uso de Rede Básica, Encargos do Uso de Sistema de Distribuição - CUSD, e (iii) compensação indevida de Prejuízo Fiscal. Encerrada em definitivo a esfera administrativa com decisão parcialmente favorável no sentido de reduzir a autuação de R$9.400 para R$ Ajuizada a execução fiscal acerca do saldo remanescente, tendo a Companhia apresentado apólice de seguro garantia e os respectivos embargos à execução para discutir a questão. O montante quantificável é de R$5.900 em 30 de setembro de 2017 (R$5.800 em 31 de dezembro de 2016). b) Ambientais Em 30 de setembro de 2017, havia uma ação civil pública relacionada à matéria ambiental, que por envolver interesses difusos e coletivos, foi julgada relevante pela Companhia e está apresentada abaixo: Ministério Público de São Paulo - Ação Civil Pública nº 042/00 - O Ministério Público de São Paulo requer: (i) execução integral do Plano de Recuperação de Áreas Degradadas ( PRAD ) referente às áreas que foram degradadas quando da construção da barragem de Santa Branca e (ii) obrigação de não fazer, no sentido 37

38 de abster-se de dar outra destinação que não seja a inequívoca recuperação ambiental. Por se tratar de renovação de licença, não há valor provisionado, e as obras do Plano de Ação são investimentos necessários à operação do Reservatório, tendo a Light Energia celebrado contrato com a Seel Serviços Especiais de Engenharia Ltda. para a execução das obras. c) Trabalhistas Os principais pedidos objeto das ações trabalhistas envolvem as seguintes matérias: equiparação salarial e reflexos, horas extras e reflexos, acidente de trabalho, diferença de adicional de periculosidade e dano moral. Destacamos abaixo cada um destes pedidos: Equiparação salarial e reflexos com este pedido os reclamantes pretendem receber diferenças salariais alegando que exercem ou exerceram atividades idênticas a outro empregado ou ex-empregado, com a mesma produtividade e perfeição técnica, e que, no entanto, recebiam salários diferentes. O montante, atualmente quantificável, referente a esses pedidos é de R$387 (R$195 em 31 de dezembro de 2016). Horas extras e reflexos pretendem os reclamantes o pagamento de horas extras alegando que teriam realizado suas atividades em jornada extraordinária, e que essas horas não teriam sido pagas e nem compensadas. O montante, atualmente quantificável, referente a esses pedidos é de (R$766 em 31 de dezembro de 2016). Acidente de trabalho acidentes de trabalho de empregados, ex-empregados ou prestadores de serviço alegando responsabilidade da Light, pretendendo indenizações e pensões vitalícias. O montante, atualmente quantificável, referente a esses pedidos é de R$3.867 (R$1.500 em 31 de dezembro de 2016). Diferença de adicional de periculosidade a Companhia, no passado, praticou o pagamento do referido adicional de 30% do salário base até abril de 2012, conforme disposto em Acordo Coletivo 2011/2012. O montante, atualmente quantificável, referente a esses pedidos é de R$210 (R$123 em 31 de dezembro de 2016). Dano moral pedido feito com diferentes fundamentações: perseguição; assédio moral; falta de segurança (atuação em área de risco) e outros. O montante, atualmente quantificável, referente a esses pedidos é de R$871 (R$517 em 31 de dezembro de 2015). 38

39 O Tribunal Superior do Trabalho (TST), considerando posição adotada pelo Supremo Tribunal Federal (STF) em duas ações diretas de inconstitucionalidade que tratavam do índice de correção monetária de precatórios federais, decidiu, em 04 de agosto de 2015, que os créditos trabalhistas deveriam ser atualizados com base na variação do Índice de Preços ao Consumidor Amplo Especial (IPCA-E), em substituição à Taxa Referencial (TR), para as ações trabalhistas que discutissem dívidas posteriores a 30 de junho de 2009 nos processos em aberto. Em 16 de outubro de 2015, foi publicada liminar concedida pelo STF que suspendeu os efeitos da decisão do TST, por entender que é competência exclusiva do STF apreciar a existência de repercussão geral da matéria constitucional. O valor estimado da diferença entre os índices de correção monetária dos processos trabalhistas é de R$89 (R$75 em 31 de dezembro de 2016), e nenhuma provisão adicional foi constituída, em decorrência da Companhia, com base na avaliação de seus assessores jurídicos, ter avaliado a probabilidade de perda como possível, em decorrência da decisão do STF e da inexistência de posicionamento jurisprudencial consolidado ou análise da doutrina acerca do tema, após a liminar concedida pelo Supremo Tribunal Federal. d) Cível Em 30 de setembro de 2017 havia duas ações cíveis envolvendo o Mecanismo de Realocação de Energia MRE provocado pelo Generation Scaling Factor GSF. A ação ordinária, movida pela Light Energia, Lightger e Aliança Geração de Energia S.A, processo n.º , com o objetivo de questionar a exposição financeira decorrente do ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia MRE provocado pelo GSF menor que 1. Na referida demanda, foi antecipado os efeitos da tutela, determinando à Agência que, até decisão final, abstenha-se de proceder o ajuste do MRE, caso a geração total do MRE seja inferior à garantia física. O valor do GSF relativo à Light Energia vem sendo devidamente provisionados na rubrica de fornecedores, em contrapartida ao resultado, embora os pagamentos não estejam sendo realizados em função dos efeitos da liminar mencionada acima. Inobstante a decisão acima, foi necessário, também, o ajuizamento Mandado de Segurança, processo n.º , com o objetivo de proteger a Light Energia dos efeitos das decisões judiciais que limitam o Fator "Generation Scaling Factor" GSF dos demais agentes. Neste caso foi deferida liminar para que tanto a Light Energia quanto a Lightger não precisassem efetuar o rateio do GSF dos demais agentes. 39

40 O Mandado de Segurança foi extinto sem julgamento de mérito, tendo o juízo entendido que a Aneel não poderia figurar como autoridade coatora. Em razão desta decisão, a Light ajuizou nova ação ordinária, processo n.º , com pedido de antecipação de tutela, visando se proteger dos efeitos das liminares dos demais agentes. A tutela antecipada foi deferida de maneira que a Companhia não poderá sofrer os ônus financeiros de quaisquer decisões judiciais obtidas por outros agentes, já proferidas ou que venham a ser proferidas no curso da ação, independentemente da competência a que se refiram, relativas aos efeitos dos atuais valores de GSF sobre geradores hidrelétricos. O prognóstico de perda das referidas ações é possível. 18. BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO Controladora e Consolidado Circulante Não Circulante Total Circulante Não Circulante Total Dívida contratual com fundo de pensão Outros Total Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia assumiu uma dívida de R$1.621 em decorrência do déficit técnico acumulado pelo plano C saldado, oriundo de alteração da tábua de mortalidade, mediante teste anual de aderência da tábua, conforme estabelecido no contrato de Assunção de Obrigação sujeita à Condição e a Termo, assinado em 31 de dezembro de Em 31 de março de 2016, foi assinado o primeiro termo aditivo aos contratos de Assunção de Obrigação sujeita à Condição e a Termo, em que os termos dos contratos foram atualizados após as edições das Resoluções do Conselho Nacional de Previdência Complementar n 15 e 16, ambas de 19 de novembro de Além disso, foi alterado o prazo dos contratos para 2026 e assumido o déficit técnico acumulado de 2015 do plano C Saldado, o que fez com que a Companhia assumisse, em 31 de março de 2016, uma dívida de R$290 (reconhecido líquido de impostos em outros resultados abrangentes no montante de R$192). No termo aditivo, ficou definido que os montantes reconhecidos em 31 de dezembro de 2014 e em 31 de março de 2016, em decorrência dos déficits técnicos, serão quitados em 2019, sendo atualizados por IPCA mais 5,58%. Abaixo, a movimentação ocorrida no passivo contratual nos períodos de 2017 e de 2016: Controladora e Consolidado Não Circulante Total Saldo em Atualizações no resultado do período Saldo em

41 Controladora e Consolidado Não Circulante Total Saldo em Atualizações no resultado do período Atualização no resultado abrangente Saldo em OUTROS DÉBITOS Controladora e Consolidado Circulante Não Circulante Total Circulante Não Circulante Total Encargos Regulatórios Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos Empresa de Pesquisa Energética EPE Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico FNDCT Programa de Pesquisa e Desenvolvimento P&D Quota de reserva global de reversão - RGR Outros Reserva para reversão Provisão Para Demissão Voluntária Outros (a) Total (a) Referente a outros débitos de naturezas diversas. Programa de demissão voluntária Em 04 de abril de 2016, a Companhia divulgou um Programa de Demissão Voluntária (PDV) para os empregados. As principais condições para a adesão ao PDV eram ter mais de 10 anos de empresa, mais de 55 anos de idade até a rescisão e reunir condições legais de se aposentar. Os benefícios são, além das verbas rescisórias legais, de 2,5 a 5 salários base e a prorrogação no plano de saúde por um período de 12 meses. A adesão ao programa foi autorizada até o dia 20 de abril de 2016, sendo que as rescisões do contrato de trabalho ocorreram até o dia 02 de maio de Os 24 empregados que aderiram ao Programa, tiveram seus contratos de trabalho rescindidos, até 02 de maio de 2017, incorrendo num custo de R$3.367, sendo R$1.967 incorrido no período de TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS Em 30 de setembro de 2017, a Light Energia S.A., controlada da Light S.A, tinha como grupo controlador a Companhia Energética de Minas Gerais CEMIG, Luce Empreendimentos e Participações S.A. e Rio Minas Energia Participações S.A. (RME). As participações em controladas e controladas em conjunto estão descritas na nota explicativa 2. 41

42 Segue resumo das transações com partes relacionadas ocorridas nos períodos apresentados: a) Ativos e receitas Contratos com o mesmo grupo (Grupo do balanço, características do contrato e vínculo) Valor original Saldo remanescente Período de vigência Condições contratuais Condições de rescisão ou término Ativo a Receita a Cliente - Cobrança do encargo de uso da rede básica da Light Energia com a CEMIG - Participa do grupo controlador N/A (1) 14 A partir de dez/2002 Preço praticado no mercado regulado N/A Cliente - Cobrança referente a prestação de serviços da Light Energia com a Lightger - Está sob controle comum abr/2015 a abr/2019 Preço de mercado N/A Cliente - Cobrança referente a venda de energia da Light Energia para a Lightcom - Está sob controle comum dez/2013 a dez/2017 Termos e condições acordados entre as partes N/A Cliente - Compromisso com encargos de uso da Rede Básica da Light Energia com a Light SESA- Está sob controle comum N/A (1) 149 A partir de dez/2002. Vencimento indeterminado Preço praticado no mercado regulado N/A Cliente - Compromisso com encargo de conexão da Light Energia com a Light SESA- Está sob controle comum N/A (1) 261 A partir de dez/2005. Vencimento indeterminado Preço praticado no mercado regulado N/A Outros Créditos - Contas a receber referente a contrato de mútuo com a Light SESA - Está sob controle comum jul/2016 a jul/2018 CDI + 3,50 a.a N/A (1) Os contratos de encargo de conexão e encargo de uso da rede básica são faturados de acordo com a demanda de energia circulada na rede. b) Passivos e despesas Contratos com o mesmo grupo (Grupo do balanço, características do contrato e vínculo) Valor original Saldo remanescente Período de vigência Condições contratuais Condições de rescisão ou término Passivo a Despesa a Fornecedor - Compromisso de compra de energia elétrica da da Light Energia com a Lightger - Está sob controle comum dez/2010 a jun/2028 Preço de mercado N/A (14.251) (14.724) Fornecedores - Cobrança referente a Compra de energia da Lightcom pela Light Energia - Está sob controle comum mai/2017 a dez/2017 Preço praticado no mercado regulado N/A (62.925) - Fornecedor - Cobrança do encargo de uso de sistema de distribuição da Light Energia com a Light SESA - Está sob controle comum N/A (1) A partir de nov/2003. Vencimento indeterminado Preço praticado no mercado regulado N/A (15.479) (13.145) Empréstimos - Contrato de mútuo da Lajes Energia com a Lightcom Outros débitos - Aluguel de parte do edifício pertencente a Light SESA à Light Energia e plano de pensão em virtude da desverticalização (Lei nº de O valor atual por mês do aluguel é de R$37 - Está sob controle comum mar/2016 a dez/2016 CDI + 1,90 a.a N/A (780) A partir de jan/2006. Vencimento indeterminado IGP-M N/A (364) (337) Plano Previdenciário - Compromisso da Light Energia com a Fundação de Seguridade Social Braslight - Patrocinadora da fundação A partir de jun/2001. Vencimento indeterminado IPCA+ 5,58% a.a N/A (174) (222) (1) Os contratos de encargo de uso de sistema de distribuição são faturados de acordo com a demanda de energia circulada na rede. As transações com partes relacionadas foram efetuadas de acordo com os contratos entres as partes. i. Remuneração dos administradores Os montantes apresentados a seguir referem-se à remuneração do Conselho de Administração e Diretoria, reconhecidos pelo regime de competência, relativo aos períodos de 2017 e de 2016: 42

43 Controladora e Consolidado Acumulado de 9 meses Honorários e benefícios de curto prazo Bônus Encargos Sociais Benefícios pós-emprego 14 9 Benefícios motivados pela cessação do exercício do cargo VALOR TOTAL PATRIMÔNIO LÍQUIDO a) Capital Social Em 30 de setembro de 2017, o capital social da Companhia está representado por ( em 31 de dezembro de 2016) ações ordinárias nominativas sem valor nominal, cuja detentora da totalidade das ações é a Light S.A ACIONISTAS Quantidade de Ações % Participação Quantidade de Ações % Participação Light S.A Total Geral RESULTADO POR AÇÃO A tabela a seguir concilia o resultado líquido dos períodos com os montantes usados para calcular o resultado por ação básico e diluído. 3º Trimestre Acumulado 9 meses NUMERADOR Lucro (Prejuízo) líquido do período (57.375) DENOMINADOR Média ponderada do número de ações ordinárias LUCRO (PREJUÍZO) BÁSICO E DILUÍDO POR AÇÃO ORDINÁRIA EM REAIS (0,741) 0,333 0,982 0,148 Nos períodos de 2017 e de 2016 não existiam diferenças entre o resultado por ação básico e diluído, uma vez que a Companhia não possuía nenhum instrumento dilutivo. 43

44 23. RECEITA LÍQUIDA Controladora 3º Trimestre Acumulado de 9 meses 3º Trimestre Consolidado Acumulado de 9 meses Suprimento de energia Arrendamentos, aluguéis e outras Receita de Uso da Rede RECEITA BRUTA ICMS (1.204) (345) (3.849) (345) PIS / COFINS (21.406) (15.244) (57.768) (48.350) (21.570) (15.297) (58.268) (48.403) Outros (6) (19) (24) (24) (9) (21) (27) (26) IMPOSTOS SOBRE RECEITA (21.412) (15.263) (57.792) (48.374) (22.783) (15.663) (62.144) (48.774) Encargos do Consumidor - RGR (3.796) (4.208) (7.121) (9.560) (3.793) (4.208) (7.118) (9.560) EPE - Empresa de Pesquisa Energética (461) (308) (1.183) (934) (460) (308) (1.182) (933) FNDCT - Fundo Nacional de Desenvolvimento (923) (615) (2.367) (1.868) (924) (615) (2.368) (1.868) P&D - Pesquisa e Desenvolvimento (923) (615) (2.367) (1.868) (924) (615) (2.368) (1.868) TFSEE - Taxa de Fiscalização ANEEL (531) (508) (1.536) (1.508) (533) (508) (1.538) (1.508) CFURH -Comp. Finan. Recursos Hidricos (4.147) (3.605) (13.365) (14.830) (4.147) (3.605) (13.365) (14.831) ENCARGOS DO CONSUMIDOR (10.781) (9.859) (27.939) (30.568) (10.781) (9.859) (27.939) (30.568) TOTAL DAS DEDUÇÕES (32.193) (25.122) (85.731) (78.942) (33.564) (25.522) (90.083) (79.342) RECEITA LÍQUIDA A Companhia possui contratos de venda de energia no ambiente de contratação livre (ACL) com a parte relacionada Light Com Comercializadora de Energia S.A. Adicionalmente, em caso de eventuais sobras ou faltas de energia gerada em relação à energia contratada para venda, a Companhia precisa recorrer ao mercado de comercialização de energia elétrica de curto prazo. 24. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS Controladora Custos com energia Custos com operação Custos com energia Custos com operação 3º Trimestre Acumulado 9 meses CUSTOS Pessoal e administradores - - (4.681) (4.453) - - (15.394) (14.963) Materiais - - (57) (115) - - (336) (346) Serviços de terceiros - - (2.447) (4.002) - - (8.302) (9.804) Encargos de uso da rede e energia comprada ( ) (30.051) - - ( ) (85.643) - - Depreciação e amortização - - (13.501) (14.069) - - (40.483) (41.756) Outras - - (722) (1.664) - Total ( ) (30.051) (21.408) (22.639) ( ) (85.643) (66.179) (66.869) Consolidado Custos com energia Custos com operação Custos com energia Custos com operação 3º Trimestre Acumulado 9 meses CUSTOS Pessoal e administradores - - (4.681) (4.453) - - (15.394) (14.963) Materiais - - (57) (115) - - (336) (346) Serviços de terceiros - - (2.460) (4.002) - - (8.326) (9.804) Encargos de uso da rede e energia comprada ( ) (30.051) - - ( ) (85.643) - - Depreciação e amortização - - (13.501) (14.069) - - (40.483) (41.756) Outras - - (722) (1.663) - Total ( ) (30.051) (21.421) (22.639) ( ) (85.643) (66.202) (66.869) 44

45 Controladora 3º Trimestre Acumulado 9 meses 3º Trimestre Consolidado Acumulado 9 meses DESPESAS GERAIS E ADMINISTRATIVAS Pessoal (1.240) (1.746) (4.045) (4.999) (1.240) (1.746) (4.045) (4.999) Materiais - (3) - (3) - (3) - (3) Serviços de terceiros (1.832) (1.510) (4.144) (4.617) (1.833) (1.510) (4.145) (4.623) Depreciação e amortização (143) (155) (426) (223) (143) (155) (426) (223) Provisão para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais/ êxito/ depósitos judiciais (303) (2.410) (303) (2.410) Outras (1.219) 56 (3.500) (1.901) (1.219) 56 (3.500) (1.901) Total (4.737) (3.000) (10.521) (14.153) (4.738) (3.000) (10.522) (14.159) 25. ENCARGOS DE USO DA REDE E ENERGIA COMPRADA Controladora Consolidado 3º Trimestre Acumulado 9 meses 3º Trimestre Acumulado 9 meses Encargos uso de rede de distribuição CUSD (5.032) (15.622) (5.442) (16.032) Energia de curto prazo (SPOT) ( ) ( ) ( ) ( ) Energia para revenda (44.235) (63.829) (43.826) (70.135) Total ( ) ( ) ( ) ( ) RESULTADO FINANCEIRO Controladora 3º Trimestre Acumulado 9 meses 3º Trimestre Consolidado Acumulado 9 meses RECEITA Rendimentos sobre equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários Operações de swap Rendimentos sobre mútuo Outras receitas financeiras Total da Receita Financeira DESPESA Atualização de provisões para contingências e honorários de êxitos (3) (40) (27) (125) (3) (40) (27) (125) Despesas com passivos tributários - (354) (3.949) (508) - (354) (3.949) (508) Encargos de dívida (25.881) (22.399) (85.352) (65.903) (23.785) (23.227) (83.441) (65.903) Variação cambial e monetária (2.433) (2.433) Operações de swap (19.851) (24.404) (34.681) ( ) (19.851) (24.404) (34.681) ( ) Outras despesas financeiras (2.624) (21.031) (10.725) (23.384) (4.737) (21.572) (11.959) (25.223) Total da Despesa Financeira (34.337) (70.661) ( ) ( ) (34.354) (72.030) ( ) ( ) RESULTADO FINANCEIRO (27.262) (40.082) ( ) ( ) (27.132) (41.402) ( ) ( ) Em 1º de abril de 2015, foi publicado o Decreto nº 8.426/15, que revogou o Decreto nº 5.442/05 e majorou a alíquota do PIS/COFINS sobre as receitas financeiras para 4,65% a partir de 1º de julho de Posteriormente, foi publicado o Decreto nº 8.451, de 19 de maio de 2015, o qual, entre outras medidas, manteve em zero a alíquota especificamente para as receitas registradas em razão da variação monetária sobre empréstimos, financiamentos e operações hedge. A Companhia está recolhendo o PIS/COFINS sobre as receitas financeiras, exceto sobre as receitas de operações de swap que é excluída pela Lei /

46 27. CONCILIAÇÃO DOS TRIBUTOS NO RESULTADO Conciliação das taxas efetivas e nominais da provisão para imposto de renda e contribuição social: Controladora Consolidado 3º Trimestre Acumulado 9 meses 3º Trimestre Acumulado 9 meses Lucro antes do imposto de renda e contribuição social (LAIR) (67.680) (67.499) Alíquota nominal de imposto de renda e contribuição social 34% 34% 34% 34% 34% 34% 34% 34% Imposto de renda e contribuição social às alíquotas pela legislação vigente (15.496) (40.171) (24.853) (15.514) (40.388) (24.878) Equivalência patrimonial (13.691) (4.440) (2.852) (37.169) (13.477) (4.328) (2.637) (36.914) Incentivos Fiscais (a) Diferença entre as bases de cálculo - imposto de renda e contribuição social (329) (274) (623) (285) Outros efeitos de imposto de renda e contribuição social s/ as adições e exclusões permanentes (215) (72) (270) 117 (215) (73) (270) 116 Outros Imposto de renda e contribuição social no resultado (19.833) (42.129) (61.628) (19.885) (42.767) (61.700) (a) Refere-se a Lei Federal de Incentivo à Cultura (Lei nº 8.313/91), que possibilita a aplicação de até 4% do Imposto de Renda devido em ações culturais. 28. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GERENCIAMENTO DE RISCOS Abaixo, são comparados os valores contábeis e valores justos dos ativos e passivos de instrumentos financeiros: Controladora ATIVO Contabilizado Valor Justo Contabilizado Valor Justo Equivalentes de caixa (nota 4) Títulos e valores mobiliários (nota 5) Concessionárias e permissonárias (nota 6) Swaps Outros créditos Total PASSIVO Fornecedores (nota 12) Empréstimos e Financiamentos (nota 14) Debêntures (nota 15) Swaps Outros débitos (nota 19) Total

47 Consolidado ATIVO Contabilizado Valor Justo Contabilizado Valor Justo Equivalentes de caixa (nota 4) Títulos e valores mobiliários (nota 5) Concessionárias e permissonárias (nota 6) Swaps Outros créditos Total PASSIVO Fornecedores (nota 12) Empréstimos e Financiamentos (nota 14) Debêntures (nota 15) Swaps Outros débitos (nota 19) Total Em atendimento à Instrução CVM nº 475/2008 e à Deliberação nº 604/2009 que revogou a Deliberação nº 566/2008, a descrição dos saldos contábeis e do valor justo dos instrumentos financeiros inclusos no balanço patrimonial em 30 de setembro de 2017 e 31 de dezembro de 2016, estão identificadas nessa nota explicativa. Equivalentes de caixa As aplicações financeiras em Certificados de Depósitos Bancários são classificadas como empréstimos e recebíveis. Títulos e valores mobiliários As aplicações financeiras em Certificados de Depósitos Bancários e outros títulos de liquidez imediata, são classificadas como mantidas para negociação, mensuradas a valor justo por meio de resultado. Concessionárias e permissionárias São classificados como empréstimos e recebíveis, mensurados ao custo amortizado, e estão registrados pelos seus valores originais, sujeitos a provisão para perdas e ajuste a valor presente quando aplicável. Fornecedores Contas a pagar a fornecedores de bens e serviços necessários às operações da Companhia, cujos valores são conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço. Estes saldos estão classificados como outros passivos financeiros ao custo amortizado e se encontram reconhecidos pelo seu custo amortizado, que não diverge significativamente do valor justo. 47

48 Empréstimos, financiamentos e debêntures São mensurados ao custo amortizado. O valor justo para fins de divulgação foi calculado utilizando-se taxas de juros aplicáveis a instrumentos de natureza, prazos e riscos similares, ou com base nas cotações de mercado desses títulos. O valor justo para o financiamento do BNDES é idêntico ao saldo contábil, uma vez que não existem instrumentos similares, com vencimentos e taxas de juros comparáveis. Esses instrumentos financeiros estão classificados como outros passivos financeiros ao custo amortizado. Outros créditos e outros débitos Outros créditos e outros débitos, classificados como empréstimos e recebíveis e outros passivos financeiros ao custo amortizado, são mensurados a custo amortizado, e estão registrados pelos seus valores originais, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço ou sujeitos a provisão para perdas, quando aplicável. Swaps São mensurados pelo valor justo. A determinação do valor justo foi realizada utilizando as informações de mercado disponíveis e a metodologia usual de precificação: para a ponta ativa (em dólares norte-americanos) a avaliação do valor nominal (nocional) até a data de vencimento e descontado a valor presente às taxas de cupom limpo, publicadas nos boletins da Bolsa de Mercadorias e Futuros - BM&FBOVESPA. É importante ressaltar que o valor justo estimado de ativos e passivos financeiros foi determinado por meio de informações disponíveis no mercado e por metodologias apropriadas de avaliações. Entretanto, considerável julgamento foi requerido na interpretação dos dados de mercado pela Administração para produzir a estimativa do valor justo mais adequada. a) Política para utilização de derivativos A Companhia possui uma política para utilização de instrumentos derivativos aprovada pelo Conselho de Administração que determina a proteção do serviço da dívida (principal mais juros e comissões) denominado em moeda estrangeira a vencer em até 24 meses, vedando qualquer utilização de caráter especulativo, seja em derivativos ou quaisquer outros ativos de risco. Em linha com o disposto na política, a Companhia não possui opções swaptions, swaps com opção de arrependimento, opções flexíveis, derivativos embutidos em outros produtos, operações estruturadas com derivativos e derivativos exóticos. Ademais, fica evidenciado através do quadro mais abaixo que a Companhia utiliza o swap cambial sem caixa (US$ versus CDI), cujo Valor Nocional Contratado equivale ao montante de serviço da dívida denominada em moeda estrangeira a vencer em até 24 meses. 48

49 b) Gerenciamento de riscos e objetivos alcançados A administração dos instrumentos derivativos é efetuada por meio de estratégias operacionais, visando à liquidez, rentabilidade e segurança. A política de controle consiste em fiscalização permanente do cumprimento da política para utilização de derivativos, bem como acompanhamento das taxas contratadas versus as vigentes no mercado. c) Risco de Mercado No curso normal de seus negócios, a Companhia e suas controladas estão expostas a riscos de mercado relacionados a variações cambiais e taxas de juros, conforme pode ser evidenciado no quadro abaixo: Segue abaixo o quadro com a abertura da dívida por moeda e indexador (não inclui encargos financeiros): Controladora R$ % R$ % US$ , ,2 Total - Moeda estrangeira , ,2 CDI , ,6 TJLP , ,0 Outros , ,2 Total - Moeda nacional , ,8 Total , ,0 Consolidado R$ % R$ % US$ , ,1 Total - Moeda estrangeira , ,1 CDI , ,9 TJLP , ,8 Outros , ,2 Total - Moeda nacional , ,9 Total , ,0 Para o montante da dívida em moeda estrangeira, foram contratados instrumentos de derivativos financeiros, na modalidade de swap, de acordo com a política para utilização de instrumentos derivativos aprovada pelo Conselho de Administração. Dessa forma, considerando os swaps, não há exposição cambial da Companhia relacionada a dívida em moeda estrangeira. A seguir, destacam-se algumas considerações e análises acerca dos fatores de riscos que impactam o negócio da Companhia: 49

50 Risco de taxa de câmbio Para a parte dos empréstimos e financiamentos denominada em moeda estrangeira, a Companhia se utiliza de instrumentos financeiros derivativos (operações de swap ) para proteção do serviço associado a tais dívidas (principal mais juros e comissões) a vencer em até 24 meses. As captações realizadas através da Resolução BACEN 4.131, junto ao Citibank e Itaú, já foram contratadas com swap para todo o prazo da dívida, devidamente pré-aprovadas pelo Conselho de Administração. Segue abaixo o quadro com a composição das operações de derivativos existentes em 30 de setembro de 2017 e 31 de dezembro de 2016: Instituição Moeda Light Recebe Light Paga Data de Início Data de Vencimento Principal R$ Valor Nocional US$ Swap (accrual) R$ Swap valor justo (contábil) R$ Valor Justo x Accrual Citibank US$ Libor + 2,06% CDI + 3,50% Citibank US$ Libor + 1,75% CDI + 3,50% Citibank US$ Libor + 1,75% CDI + 3,50% Itaú US$ US$ + 3,54% CDI + 5,03% (20) Total (20) Instituição Moeda Light Recebe Light Paga Data de Início Data de Vencimento Principal R$ Valor Nocional US$ Swap (accrual) R$ Swap valor justo (contábil) R$ Valor Justo x Accrual Citibank US$ US$ + Libor + 1,60% CDI + 1,10% (570) Citibank US$ US$ + Libor + 1,60% CDI + 1,10% (570) Citibank US$ US$ + Libor + 1,60% CDI + 1,10% (570) Itaú US$ US$ + 3,54% CDI + 5,03% (4.988) (5.753) (765) Total (2.475) O valor contabilizado encontra-se mensurado pelo seu valor justo em 30 de setembro de 2017 e 31 de dezembro de Todas as operações com instrumentos financeiros derivativos encontram-se registradas em câmaras de liquidação e custódia e não existe nenhuma margem depositada em garantia. As operações não possuem custo inicial. A diferença entre o valor na curva (accrual) e o valor a mercado se dá pela distinta metodologia de cálculo, pois enquanto o saldo de swap na curva é calculado pelo valor do principal mais juros e câmbio atualizados até 30 de setembro de 2017, o saldo do swap a mercado é calculado considerando a curva futura dos indicadores descontada pelo cupom cambial. Em atendimento às práticas contábeis brasileiras e ao IFRS, o valor dos instrumentos de derivativos é registrado a valor justo, que se aproxima aos valores de mercado. A seguir é apresentada a análise de sensibilidade para oscilações das taxas de câmbio, demonstrando os possíveis impactos no resultado financeiro da Companhia. Essas análises de sensibilidade foram preparadas assumindo que o valor dos saldos patrimoniais estivesse em aberto durante todo o período. 50

51 A metodologia utilizada para o Cenário Provável considerou a melhor estimativa da taxa de câmbio em 30 de setembro de Vale lembrar que por se tratar de uma análise de sensibilidade do impacto no resultado financeiro nos próximos doze meses, consideraram-se os saldos da dívida em 30 de setembro de É importante salientar que o saldo das aplicações financeiras oscilará de acordo com a necessidade ou disponibilidade de caixa da Companhia, bem como o comportamento dos saldos de dívida e derivativos respeitará seus respectivos contratos. Análise de sensibilidade da Taxa de Câmbio, com apresentação dos efeitos no resultado antes dos impostos, utilizando as taxas e as projeções das seguintes fontes: BM&FBOVESPA (em 30 de setembro de 2017), BNDES (em 30 de setembro de 2017), FOCUS (em 30 de setembro de 2017). R$ Dívida (US$) Mil Provável Cenário (I) Cenário (II) -25% Cenário (III) -50% Operação Risco PASSIVOS FINANCEIROS (12.063) Citibank US$ (9.287) Itaú US$ (2.776) DERIVATIVOS (63.331) ( ) Swaps (ponta ativa) US$ (87.731) (63.331) ( ) TOTAL DE GANHO (PERDA) Referência para Ativos e Passivos Financeiros -25% -50% Cotação R$/US$ (em ) 3,30 2,48 1,65 Diante do quadro acima, é possível identificar proteção para toda a dívida em moeda estrangeira (considerando os próximos 24 meses), sem considerar os saldos de depósito caução. No entanto, considerando os saldos de depósito caução, a Companhia apresenta um saldo de dívida inferior ao montante atrelado aos derivativos, tendo impacto negativo no seu resultado quando a cotação R$/US$ apresenta queda. Risco de taxa de juros Este risco deriva do impacto das oscilações nas taxas de juros não só sobre a despesa financeira associada aos empréstimos, financiamentos e debêntures da Companhia, como também sobre as receitas financeiras oriundas de suas aplicações financeiras. A política para utilização de derivativos aprovada pelo Conselho de Administração não compreende a contratação de instrumentos contra esse risco. No entanto, a Companhia monitora continuamente as taxas de juros de forma a avaliar a eventual necessidade de contratar derivativos para se proteger contra o risco de volatilidade dessas taxas, sendo que, para estes casos, é solicitada aprovação prévia ao Conselho de Administração. 51

52 A seguir é apresentada a análise de sensibilidade para oscilações das taxas de juros, demonstrando os possíveis impactos no resultado antes dos impostos. Essas análises de sensibilidade foram preparadas assumindo que o valor dos saldos patrimoniais estivesse em aberto durante todo o período. A metodologia utilizada para o Cenário Provável considerou a melhor estimativa da taxa de juros em 30 de setembro de Vale lembrar que por se tratar de uma análise de sensibilidade do impacto no resultado financeiro nos próximos doze meses, consideraram-se os saldos da dívida, e das aplicações financeiras em 30 de setembro de É importante salientar que o comportamento dos saldos de dívida e derivativos respeitará seus respectivos contratos, bem como o saldo das aplicações financeiras oscilará de acordo com a necessidade ou disponibilidade de caixa da Companhia. Análise de sensibilidade das taxas de juros, com apresentação dos efeitos no resultado antes dos impostos, utilizando as taxas e as projeções das seguintes fontes: BM&FBOVESPA (em 30 de setembro de 2017), BNDES (em 30 de setembro de 2017), FOCUS (em 30 de setembro de 2017). R$ Operação Risco Provável Cenário (I) Cenário (II) + 25% Cenário (III) + 50% ATIVOS FINANCEIROS (1.454) Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários CDI (1.454) PASSIVOS FINANCEIROS BNDES - CAPEX 2011/12 SUB 1 TJLP 5 (20) (43) BNDES - CAPEX 2011/12 SUB 2 TJLP 8 (33) (72) DEBÊNTURES - 2ª EM 2011 CDI DEBÊNTURES - 3ª EM 2012 CDI DEBÊNTURES - 4ª EM 2016 CDI DEBÊNTURES - 5ª EM 2017 CDI CCB - BNP Paribas CDI ª Nota Promissória - Itaú, ABC e BBM CDI ª Nota Promissória - Itaú, ABC e BBM OPERAÇÃO 4131 Citibank Libor 3M - (1.015) (2.031) OPERAÇÃO 4131 Itaú Libor 3M - (290) (580) BNDES - Proj Lajes - SUB A TJLP 72 (240) (519) BNDES - Proj Lajes - SUB B TJLP 76 (253) (549) DERIVATIVOS (4.985) Swaps de moedas (ponta passiva) CDI Swaps de taxas (ponta ativa) Libor 3M (5.223) (6.529) (7.834) TOTAL DE PERDA Referência para ATIVOS FINANCEIROS +25% +50% CDI (% em ) 0,00% 0,00% 0,00% Referência para PASSIVOS FINANCEIROS +25% +50% CDI (% em ) 7,13% 8,91% 10,70% TJLP (% em ) 7,00% 8,75% 10,50% LIBOR 3M (% em ) 1,77% 2,21% 2,66% Risco de crédito Decorre da possibilidade da Companhia sofrer perdas decorrentes de inadimplência de suas contrapartes ou de instituições financeiras depositárias de recursos ou de investimentos financeiros. Para mitigar esses riscos, a Companhia utiliza de todas as ferramentas de cobrança permitidas pelo órgão regulador, tais como corte por 52

53 inadimplência, negativação de débitos e acompanhamento e negociação permanente das posições em aberto. O risco de crédito das contas a receber encontra-se pulverizado considerando a base de clientes da Companhia. No que tange às instituições financeiras, a Companhia somente realiza operações de baixo risco, avaliadas por agências de rating. A Companhia possui uma política de não manter a carteira concentrada em uma determinada instituição financeira. Desta forma, a política tem como princípio controlar a concentração da carteira através de limites impostos aos Grupos e acompanhar as instituições financeiras através do seu patrimônio líquido e de seus ratings. Por meio de sua política a Companhia poderá aplicar os recursos em produtos de renda fixa, pós-fixados indexados ao CDI e Títulos públicos pós-fixados. Risco de liquidez O risco de liquidez evidencia a capacidade da Companhia em liquidar as obrigações assumidas. Para determinar a capacidade financeira em cumprir adequadamente os compromissos assumidos, os fluxos de vencimentos dos recursos captados e de outras obrigações fazem parte das divulgações. Informações com maior detalhamento sobre os recursos captados são apresentadas nas notas explicativas 14 e 15. A Companhia tem obtido recursos a partir da sua atividade comercial, do mercado financeiro e de empresas ligadas, destinando-os principalmente ao seu programa de investimentos e à administração de seu caixa para capital de giro e compromissos financeiros. A Companhia gerencia o risco de liquidez por meio do acompanhamento contínuo dos fluxos de caixa previstos e reais, bem como pela combinação dos perfis de vencimento dos seus passivos financeiros e de seus limites de indicadores financeiros (covenants). Em 30 de setembro de 2017, a Companhia apresentava capital circulante negativo consolidado em R$ (R$ em 31 de dezembro de 2016). A Companhia vem negociando a renovação dos empréstimos e financiamentos de curto prazo e está empenhada em alongar seu perfil de dívida, conforme descrito nas notas explicativas 14 e 15. A Administração entende que o sucesso nessas etapas reverterá o cenário atual de capital circulante líquido negativo. Cabe destacar, também, que a Companhia apresentou fluxo de caixa operacional positivo consolidado nas suas operações de R$ no período de nove meses de 2017 (R$ positivo no período de nove meses de 2016), o que contribuiu, em conjunto com a utilização de caixa existente, para uma amortização de empréstimos, financiamentos e debêntures no montante de R$ no período de nove meses de 2017 (R$ no período de nove meses de 2016). Diante deste cenário, a Companhia entende que não existe incerteza material que coloque em dúvida a continuidade operacional. 53

54 As notas de crédito (rating) atribuídas à Companhia pelas agências de classificação de risco são como seguem: Ratings Nacional Internacional Data de Publicação Fitch A Moody's Baa1.br B A energia vendida pela Companhia é majoritariamente produzida por usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva pode resultar na redução do volume de água dos reservatórios das usinas, acarretar em perdas em função do aumento de custos na aquisição de energia ou redução de receitas com a implementação de programas abrangentes de conservação de energia elétrica. O fluxo de realização para as obrigações assumidas em suas condições contratuais, as quais incluem juros futuros até a data dos vencimentos contratuais, são apresentadas conforme quadro abaixo: Controladora Instrumentos a taxas de juros: Até 3 meses De 3 meses a 1 ano De 1 a 5 anos Mais de 5 anos Total Pós Fixadas Empréstimos, financiamentos e debêntures ( ) ( ) ( ) (8.574) ( ) Pré-Fixadas Empréstimos, financiamentos e debêntures ( ) ( ) (583) - ( ) Fornecedores ( ) ( ) Swaps (10.043) (9.781) - - (19.824) Total ( ) ( ) ( ) (8.574) ( ) Consolidado Instrumentos a taxas de juros: De 1 a 3 meses De 3 meses a 1 ano De 1 a 5 anos Mais de 5 anos Total Pós Fixadas Empréstimos, financiamentos e debêntures ( ) ( ) ( ) (17.256) ( ) Pré-Fixadas Empréstimos, financiamentos e debêntures ( ) ( ) (583) - ( ) Fornecedores ( ) ( ) Swaps (10.043) (9.781) - - (19.824) Total ( ) ( ) ( ) (17.256) ( ) 54

55 d) Gestão do Capital Os objetivos da Companhia ao administrar seu capital são os de salvaguardar sua capacidade de continuidade para oferecer retorno aos acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de manter uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo. Para manter ou ajustar a estrutura do capital, a Companhia pode rever a política de pagamento de dividendos, devolver capital aos acionistas, emitir novas ações ou vender ativos para reduzir o nível de endividamento. Controladora Consolidado Dívida de financiamentos, empréstimos e debêntures (-) Caixa e equivalentes de caixa Dívida líquida (A) Patrimônio líquido (B) Percentual de capital de terceiros - % (A (B+A)) 68% 74% 69% 74% e) Valor Justo Hierárquico Existem três tipos de níveis para classificação do valor justo referente a instrumentos financeiros. A hierarquia fornece prioridade para preços cotados não ajustados em mercado ativo referente a ativo ou passivo financeiro. A classificação dos níveis hierárquicos pode ser apresentada conforme exposto abaixo: Nível 1 - Dados provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) de forma que seja possível acessar diariamente, inclusive na data da mensuração do valor justo. Nível 2 - Dados diferentes dos provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) incluídos no Nível 1, extraído de modelo de precificação baseado em dados observáveis de mercado. Nível 3 - Dados extraídos de modelo de precificação baseado em dados não observáveis de mercado. 55

56 Controladora Consolidado ATIVO Empréstimos e recebíveis Valor justo através do resultado Empréstimos e recebíveis Valor justo através do resultado Empréstimos e recebíveis Valor justo através do resultado Empréstimos e recebíveis Valor justo através do resultado Equivalentes de caixa (nota 4) Títulos e valores mobiliários (nota 5) Concessionárias e permissonárias (nota 6) Swap Outros créditos Total Controladora Consolidado PASSIVO Outros Passivos Valor justo através do resultado Outros Passivos Valor justo através do resultado Outros Passivos Valor justo através do resultado Outros Passivos Valor justo através do resultado Fornecedores (nota 12) Empréstimos e Financiamentos (nota 14) Debêntures (nota 15) Outros débitos (nota 19) Total SEGUROS Em 30 de setembro de 2017, o Grupo Light possuía seguros com cobertura abrangendo seus principais ativos, dentre os quais podemos citar: Seguro de Riscos Operacionais - cobre os danos causados às Usinas Hidroelétricas e Termoelétricas, incluindo, mas não limitada a todo seu maquinário, turbinas a vapor, turbinas a gás, geradores, caldeiras, transformadores, canais, túneis, barragens, vertedouros, obras civis, escritórios e depósitos. Todos os ativos estão segurados na modalidade de Riscos Operacionais, com cobertura All Risks, incluindo-se linhas de transmissão e distribuição até pés do local de geração. Seguro de Responsabilidade Civil de Administradores e Diretores (D&O) - Tem por objetivo proteger os Executivos por perdas e danos resultantes do exercício das suas funções inerentes ao cargo ou posição como Conselheiros, Diretores e Administradores da Sociedade. Seguro de Responsabilidade Civil e Geral - objetiva o pagamento de indenização caso a Companhia venha a ser responsabilizada civilmente por meio de sentença transitada em julgado ou acordo autorizado pela seguradora, relativas a reparações por danos materiais e corporais involuntários, causados a terceiros e também aqueles relacionados à poluição, contaminação, vazamentos súbitos e ou acidentais. Seguro Garantia Financeira Comercialização de Energia e Judicial, Seguro Patrimonial Compreensivo Empresarial (Imóveis Alugados), Seguro de Transporte Internacional Importação, Seguro Viagem Corporativo e Seguro de Pessoas. 55

57 A composição dos principais seguros considerada pela Administração é resumida conforme a seguir: RISCOS Data de Vigência De Até Importância Segurada Prêmio Líquido Directors & Officers (D&O) Responsabilidade Civil e Geral Riscos Operacionais (a) (a) Limite Máximo de Responsabilidade (LMR) de R$ Indenização (a) Valor Total em Risco de R$ Os seguros da Companhia não fazem parte do escopo de revisão dos nossos auditores independentes. 30. TRANSAÇÕES QUE NÃO ENVOLVEM CAIXA Durante os períodos de 2017 e de 2016, a Companhia realizou as atividades de investimento e financiamento abaixo que não envolveram caixa. Portanto, essas transações não estão refletidas nas demonstrações dos fluxos de caixa: Controladora Acumulado 9 meses Consolidado Acumulado 9 meses Encargos financeiros capitalizados (Imobilizado e Intangível) Receita de construção (DVA) EVENTOS SUBSEQUENTES a) Proposta vinculante para aporte primário na controlada em conjunto indireta Renova Energia S.A. Em 10 de novembro de 2017, a Renova recebeu uma proposta vinculante da Brookfield Energia Renovável ( Brookfield ) para aporte primário na Companhia no valor de R$ , ao preço de R$6,00 por unit. A oferta inclui earn-out de até R$1,00 por unit, relativo a qualquer valor recebido pela Companhia decorrente de ajuste futuro no preço de venda do Complexo Eólico Alto Sertão II. A proposta ainda prevê o cumprimento de condições precedentes comuns em transações dessa natureza. Em caso de aceite, será concedido à Brookfield um período de exclusividade de 60 dias, prorrogáveis por mais 30 dias, para finalização dos documentos da transação. Tal transação deverá ser apreciada e aprovada pelos órgãos de governança da Companhia e de seus controladores. 56

58 CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO EFETIVOS Nelson José Hubner Moreira Sérgio Gomes Malta Mauro Borges Lemos Marcello Lignani Siqueira Marco Antônio de Rezende Teixeira Luis Fernando Paroli Santos Edson Rogério da Costa André Juaçaba de Almeida Carlos Alberto da Cruz SUPLENTES Patricia Gracindo Marques de Assis Bentes César Vaz de Melo Fernandes Aline Bracks Ferreira Andrea Belo Lisboa Dias Rogério Sobreira Bezerra Leonardo Tadeu Dallariva Rocha Júlio Cezar Alves de Oliveira Yuri Fonseca Choucair Ramos Magno dos Santos Filho DIRETORIA EXECUTIVA Luis Fernando Paroli Santos Diretor Presidente Roberto Caixeta Barroso Diretor de Finanças Fabio Amorim da Rocha Diretor de Desenvolvimento de Negócios e Relações com Investidores e Diretor de Gente e Gestão Empresarial Luis Fernando de Almeida Guimarães Diretor de Energia 57

59 SUPERINTENDÊNCIA DE CONTROLADORIA Eduardo Righi Reis Simone da Silva Cerutti de Azevedo Superintendente de Controladoria Contadora - Gerente de Contabilidade CPF CPF CRC-RJ /O-9 58

60 Centro Empresarial PB 370 Praia de Botafogo, 370 5º ao 10º andar - Botafogo Rio de Janeiro - RJ - Brasil Fax: Tel: ey.com.br Relatório sobre a revisão de informações trimestrais Aos Acionistas, Conselheiros e Administradores da Light Energia S.A. Rio de Janeiro - RJ Introdução Revisamos as informações contábeis intermediárias, individuais e consolidadas, da Light Energia S.A. ( Companhia ), contidas no Formulário de Informações Trimestrais - ITR referente ao trimestre findo em 30 de setembro de 2017, que compreendem o balanço patrimonial em 30 de setembro de 2017 e as respectivas demonstrações do resultado e do resultado abrangente para os períodos de três e nove meses findos naquela data e das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o período de nove meses findo naquela data, incluindo as notas explicativas. A Administração da Companhia é responsável pela elaboração das informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21(R1) - Demonstração Intermediária e com a norma internacional IAS 34 - Interim financial reporting, emitida pelo International Accounting Standards Board - IASB, assim como pela apresentação dessas informações de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários, aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais - ITR. Nossa responsabilidade é a de expressar uma conclusão sobre essas informações contábeis intermediárias com base em nossa revisão. Alcance da revisão Conduzimos nossa revisão de acordo com as normas brasileiras e internacionais de revisão de informações intermediárias (NBC TR Revisão de Informações Intermediárias Executada pelo Auditor da Entidade e ISRE Review of Interim Financial Information Performed by the Independent Auditor of the Entity, respectivamente). Uma revisão de informações intermediárias consiste na realização de indagações, principalmente às pessoas responsáveis pelos assuntos financeiros e contábeis e na aplicação de procedimentos analíticos e de outros procedimentos de revisão. O alcance de uma revisão é significativamente menor do que o de uma auditoria conduzida de acordo com as normas de auditoria e, consequentemente, não nos permitiu obter segurança de que tomamos conhecimento de todos os assuntos significativos que poderiam ser identificados em uma auditoria. Portanto, não expressamos uma opinião de auditoria. Conclusão sobre as informações intermediárias individuais e consolidadas Com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que as informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas incluídas nas informações trimestrais acima referidas não foram elaboradas, em todos os aspectos relevantes, de acordo com o CPC 21 (R1) e o IAS 34 aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR, e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários. EY 1 Uma empresa-membro da Ernst & Young Global Limited

61 Ênfase Incerteza relevante relacionada a continuidade operacional da controlada em conjunto Renova Energia S.A. Chamamos atenção para a nota 9 às informações contábeis intermediárias que indica que a controlada em conjunto Renova Energia S.A. ( Renova ), apresentava em 30 de setembro de 2017 e 31 de dezembro de 2016, passivos circulantes em excesso aos ativos circulantes nos montantes consolidados de R$ mil e R$ mil, respectivamente, e apresenta necessidade de obtenção de capital para cumprir com os compromissos de construção dos parques eólicos e solares. Essas condições indicam a existência de incerteza relevante que pode levantar dúvida significativa quanto à capacidade de continuidade operacional da Renova e de suas controladas. Nossa conclusão não está modificada em relação a esse assunto. Outros assuntos Demonstrações do valor adicionado Revisamos, também, as Demonstrações do Valor Adicionado (DVA), individuais e consolidadas, referentes ao período de nove meses findo em 30 de setembro de 2017, preparadas sob a responsabilidade da Administração da Companhia, cuja apresentação nas informações intermediárias é requerida de acordo com as normas expedidas pela CVM - Comissão de Valores Mobiliários aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR e considerada informação suplementar pelas IFRS, que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de revisão descritos anteriormente e, com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que não foram elaboradas, em todos os seus aspectos relevantes, de forma consistente com as informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas tomadas em conjunto. EY 2

62 Auditoria e revisão dos valores correspondentes ao exercício e período anteriores Os valores correspondentes aos balanços patrimoniais, individual e consolidado, em 31 de dezembro de 2016 e as demonstrações individuais e consolidadas do resultado e do resultado abrangente para os períodos de três e nove meses findos em 30 de setembro de 2016, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e dos valores adicionados para o período de nove meses findo naquela data, apresentados para fins de comparação, foram anteriormente auditados e revisados, respectivamente, por outros auditores independentes que emitiram relatório de auditoria em 23 de março de 2017 e relatório de revisão sobre as informações contábeis intermediárias em 10 de novembro de 2016, ambos sem modificação e com ênfase de incerteza significativa que pode levantar dúvida à capacidade de continuidade operacional da controlada em conjunto Renova Energia S.A.. Rio de Janeiro, 13 de novembro de ERNST & YOUNG Auditores Independentes S.S. CRC-2SP015199/O-6 Gláucio Dutra da Silva Contador CRC-1RJ090174/O-4 EY 3

63 Rio de Janeiro, 13 de novembro de Redução na inadimplência e maior eficiência operacional impactam positivamente o resultado da Companhia EBITDA Ajustado de R$ 503 milhões e Lucro Líquido de R$ 59 milhões apurados no terceiro trimestre são os maiores neste período desde 2013 O Mercado Total Faturado da distribuidora apresentou uma queda de 4,4% em relação ao 3T16, atingindo o patamar de GWh, explicada pelos impactos não recorrentes, como a entrada do novo sistema comercial (Projeto Único) e o ajuste no faturamento da iluminação pública, além da redução da atividade econômica no estado do Rio de Janeiro. Destaques para as classes residencial (-0,6%), comercial (-4,8%) e industrial (-5,3%). Expurgando o impacto do volume de REN (Recuperação de Energia) de 232 GWh ** Desconsiderando receita de construção. *** Considera o EBITDA Ajustado. **** Para fins de covenants. nesse trimestre (vs. 185 GWh no 3T16), a queda no Mercado Total teria sido de 5,4%. Destaques Operacionais (GWh) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Carga Fio* ,8% ,5% Mercado Total Faturado ,4% ,1% Mercado Cativo Faturado ,5% ,9% Energia Transportada - TUSD ,3% ,8% Energia Vendida - Geração ,7% ,4% Energia Comercializada (Esco e Com) ,7% ,6% Perdas Totais/Carga Fio (12 meses) 22,00% 23,40% -1,40 p.p. 22,00% 23,40% -1,40 p.p. Destaques Financeiros (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Líquida** ,5% ,4% EBITDA CVM ,1% ,9% EBITDA para Covenants (12 meses) ,2% ,2% EBITDA Ajustado ,9% ,2% Margem EBITDA*** 19,2% 14,0% 5,2 p.p. 16,1% 14,3% 1,85 p.p. Lucro/prejuízo Líquido 59 (62) - 33 (119) - Endividamento Líquido**** ,4% ,4% CAPEX Light ,3% ,3% Aportes em Investidas ,9% ,9% * Carga própria + uso da rede. O EBITDA Ajustado Consolidado do 3T17 foi de R$ 503 milhões, 61,9% acima do montante apurado no 3T16, basicamente em função do incremento do EBITDA da Distribuidora associado às melhorias operacionais em curso (ie, continuidade do programa de combate às perdas, redução na PCLD e controle de gastos), além do impacto positivo da revisão tarifária homologada em mar/17. Tais efeitos mais do que compensaram os reflexos na Geradora em função da queda do GSF e do aumento no PLD. O Resultado Consolidado apurado no 3T17 foi um Lucro Líquido de R$ 59 milhões (versus prejuízo de R$ 62 milhões no 3T16), influenciado principalmente pelo aumento do EBITDA da Distribuidora. As Perdas Totais sobre a carga fio (12 meses) em set/17 chegaram ao patamar de 22,00%, 0,25 p.p acima do registrado em jun/17 (21,75%), mas já acumulando queda de 1,93 p.p desde o início da atual estratégia de combate às perdas, iniciada em mar/16. Atualmente, a Companhia encontra-se 2,11 p.p. acima do patamar de repasse de perdas na tarifa (19,89%). O índice de DEC (12 meses) apurado no 3T17 foi de 10,28 horas, representando uma melhora de 6,3% em relação ao o2t17. O índice de FEC (12 meses) ao final do 3T17 foi de 5,54 vezes, 9,0% abaixo do índice obtido no 2T17. 1 O EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. De acordo com a Instrução da CVM 527/2012, o EBITDA CVM apresentado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização, conforme conciliação do Anexo VII. 2 O EBITDA para covenants representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial, provisões e outras receitas/despesas operacionais. 3 O EBITDA Ajustado representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial e outras receitas/despesas operacionais. A Companhia adotou o EBITDA Ajustado para realizar as análises descritas ao decorrer deste documento. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 14/11/2017 Felipe Sá (Superintendente de Participações e RI): +55 (21) Total de ações: ações Horário: 14h30 Brasil // 11h30 US ET Fábio de Lucena (Gerente de RI): +55 (21) Free Float Total: ações (47,87%) Telefones: +55 (11) // +1 (646) Marcio Loures Penna (Especialista de RI): +55 (21) Valor de Mercado (30/09/17): R$ 4,0 bilhões Webcast: ri.light.com.br Camilla Gonzaga (Analista de RI): +55 (21)

64 A Taxa de Arrecadação (12 meses) da distribuidora em set/17 foi de 94,1%, um pouco superior em relação ao trimestre anterior (93,9%). Expurgando-se o efeito da REN, cuja arrecadação ocorre de forma parcelada, a taxa em set/17 seria de 99,1%, também superior ao percentual de 98,7% apurado em jun/17. Já a constituição da PCLD no 3T17 foi de R$22,7 milhões (vs. R$ 71,9 milhões no 3T16, ou -68,4%), representando 2,79% da Receita Bruta (12 meses), 0,30 p.p. abaixo do índice de jun/17 (3,09%). A Dívida Líquida encerrou o 3T17 em R$ 6.889,1 milhões, aumento de 3,3% em relação ao saldo de jun/17. O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA manteve sua trajetória de queda, encerrando o 3T17 em 3,10x (vs. 3,23x no 2T17), abaixo do limite superior de 3,75x estabelecido contratualmente. 2

65 Índice 1. Consolidado - Light S.A Desempenho Financeiro Consolidado... 4 EBITDA Ajustado Consolidado... 5 Resultado Consolidado Distribuição - Light S.E.S.A Desempenho Operacional... 7 Mercado... 7 Balanço Energético Perdas de Energia Elétrica Qualidade Operacional Desempenho Financeiro Receita Líquida Custos e Despesas Resultado Financeiro Geração - Light Energia Desempenho Operacional Compra e Venda de Energia Desempenho Financeiro Receita Líquida Resultado Líquido Comercialização - Light Com Desempenho Operacional Desempenho Financeiro Serviços - Light ESCO Desempenho Operacional Desempenho Financeiro Endividamento Consolidado Investimento Consolidado Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais Eventos Subsequentes Programa de Divulgação ANEXO I ANEXO II ANEXO III ANEXO IV ANEXO V ANEXO VI

66 Consolidado - Light S.A Desempenho Financeiro Consolidado 4 INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% RECEITA OPERACIONAL BRUTA 4.281, ,0 11,5% , ,6 5,1% Deduções (1.654,0) (1.622,6) -1,9% (5.335,4) (5.656,5) 5,7% RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.627, ,4 18,5% 7.472, ,1 14,4% DESPESA OPERACIONAL (2.255,1) (2.031,6) -11,0% (6.655,2) (5.970,3) -11,5% PMSO (243,9) (253,5) 3,8% (763,3) (705,0) -8,3% Pessoal (80,8) (101,2) 20,2% (297,4) (291,0) -2,2% Material (17,2) (14,3) -20,1% (53,0) (44,7) -18,4% Serviço de Terceiros (122,0) (120,5) -1,2% (369,9) (371,1) 0,3% Outros (23,9) (17,5) -36,7% (43,0) 1,9 - Energia Comprada (1.805,8) (1.536,6) -17,5% (4.980,2) (4.585,3) -8,6% Depreciação (131,1) (125,2) -4,7% (388,2) (369,3) -5,1% Provisões (74,4) (116,3) 36,0% (523,4) (310,7) -68,5% EBITDA AJUSTADO (¹) 503,4 311,0 61,9% 1.205,7 933,1-29,2% RESULTADO FINANCEIRO (243,6) (245,7) 0,8% (694,3) (538,2) 29,0% OUTRAS RECEITAS/DESPESAS OPERACIONAIS 18,9 (8,9) - (55,0) (37,4) -47,1% RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS 147,5 (68,8) - 68,2 (11,7) - IR/CS (6,8) (6,7) -1,3% (94,8) (164,8) 42,5% IR/CS DIFERIDO (37,4) 28,0-70,4 167,0-57,8% EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (43,9) (14,6) -200,6% (10,8) (109,5) 90,1% LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO 59,5 (62,1) - 33,0 (119,1) - Obs: Não considera Receita/Custo de Construção (¹) EBITDA Ajustado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, equivalência patrimonial, outras receitas/despesas operacionais, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização. Para facilitar a compreensão, os percentuais de variação positivos nos quadros de resultado operacional e financeiro indicam melhoria (ie, aumento de receita ou queda de custos e despesas), enquanto que os percentuais negativos indicam piora (ie, queda de receita ou aumento de custos e despesas). Vide Anexo II para DRE completa dos segmentos de distribuição e geração. 4 Para calcular o resultado consolidado da Companhia, deve-se levar em consideração a eliminação de resultados intercompany. 4

67 EBITDA Ajustado Consolidado EBITDA Ajustado Consolidado (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Distribuição 461,2 174,9 163,7% 846,6 530,4 59,6% Geração 12,6 114,4-89,0% 269,3 335,7-19,8% Comercialização 33,2 35,3-5,9% 86,7 93,0-6,7% Serviços (0,6) (10,9) 94,5% 12,7 (15,4) - Outros e eliminações (3,0) (2,7) -11,2% (9,5) (10,6) 9,7% Total 503,4 311,0 61,9% 1.205,7 933,1 29,2% Margem EBITDA (%) 19,2% 15,5% 3,7 p.p. 16,1% 14,3% 1,8 p.p. EBITDA Ajustado Consolidado 3T16 / 3T17 - R$ Milhões -269,2 410,0 9,7 41,9 503,4 311,0 EBITDA Ajustado 3T16 Receita líquida Custos Não Gerenciáveis Custos Gerenciáveis (PMSO) Provisões EBITDA Ajustado 3T17 (¹) EBITDA Ajustado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, equivalência patrimonial, outras receitas/despesas operacionais, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização. 5

68 Resultado Consolidado O lucro líquido apurado no 3T17 foi de R$ 59,5 milhões, o que representa uma melhora de R$ 121,6 milhões em relação ao prejuízo apurado no 3T16. O resultado líquido neste trimestre pode ser explicado pela melhora de R$ 192,4 milhões no EBITDA Ajustado Consolidado em relação ao apurado no 3T16. Tal melhora ocorreu basicamente em função do incremento do EBITDA da Distribuidora associado às melhorias operacionais em curso (ie, continuidade do programa de combate às perdas com volume significativos de REN, expressiva redução na PCLD e controle de gastos), além do impacto da revisão tarifária homologada em mar/17. Além disso, ocorreu também a reversão do impairment referente a um projeto de cogeração da Light ESCO, que impactou a rubrica de Outras Receitas/Despesas Operacionais em R$ 18 milhões. Em conjunto, esses efeitos mais do que compensaram o impacto negativo do GSF e do PLD no resultado da Geradora. Resultado Líquido 3T16 / 3T17 (R$ MM) 2,1 27,8-65,5-5,9-29,3 192,4 59,5-62,1 Resultado 3T16 EBITDA Ajustado Resultado Outras Financeiro Receitas/Despesas Operacionais Impostos Depreciação Eq. Patrimonial Resultado 3T17 6

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

70 Mercado Faturado Total (GWh) 3T17-4,4% ,5% -0,6% -4,8% ,3% ,3% T16 3T17 3T16 3T17 3T16 3T17 3T16 3T17 3T16 3T17 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL Livre Cativo Mercado Faturado Total (GWh) 9M ,2% ,9% +5,4% -2,3% ,2% M16 9M17 9M16 9M17 9M16 9M17-5,5% M16 9M M16 9M17 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OUTROS TOTAL Livre Cativo 8

71 No 3T17 o Mercado Faturado Total foi de GWh contra GWh no 3T16, representando uma queda de 4,4%, explicada por impactos não recorrentes, como a entrada do novo sistema comercial (Projeto Único) 5 e o ajuste no faturamento retroativo da iluminação pública de alguns municípios, além da redução da atividade econômica no estado do Rio de Janeiro. Comercial 31,3% Mercado de Energia Elétrica - (GWh) 3T17 Outros 14,6% Residencial 32,7% No 3T17 foram recuperados em todas as classes 232 GWh (ante 185 GWh no 3T16), sendo 216 GWh na Classe Residencial e 14 GWh na Classe Comercial, resultado da estratégia de combate às perdas. A queda de apenas 0,6% registrada na Classe Residencial é resultado do expressivo faturamento de energia recuperada ( REN ). Excluindo-se o efeito da REN, a redução no faturamento da Classe Residencial seria de - 3,6% e a redução no Mercado Faturado Total seria de -5,4%. Industrial 21,5% Outro fator relevante para redução da parcela cativa do Mercado Faturado no 3T17 foi a migração de clientes da Classe Comercial para o mercado livre (178 GWh). É importante destacar que a migração de clientes para o mercado livre não afeta o EBITDA da distribuidora, pois esses clientes continuam pagando a TUSD. 5 O Projeto Único foi desenvolvido para modernização estrutural do ambiente tecnológico da Distribuidora, com o objetivo de melhorar a segurança operacional e garantir a inserção de novas funcionalidades relacionadas aos processos de faturamento, arrecadação, cobrança, redução de perdas e atendimento aos clientes. Tal como usualmente ocorre em casos semelhantes, para viabilizar a entrada em operação deste projeto, foi necessário antecipar parte do calendário de leitura de consumo dos clientes de Baixa Tensão no mês de setembro, o que gerou um impacto de cerca de 30 GWh no consumo faturado do 3T17 (0,72% do mercado cativo), a ser compensado no 4T17 9

72 Balanço Energético 2017 BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a setembro de 2017 PROINFA 1,7% Residencial ITAIPU 18,3% Energia Industrial Faturada Cativos Carga Própria Light Comercial LEILÕES 32,0% E.Requerida (CCEE) Perdas Totais Demais NORTE FLU 22,8% OUTROS(*) (CCEE) ,4% Perdas Rede Básica (**) 331 COTAS 26,5% ANGRA I E II 649 3,1% (*) Outros inclui Compra no Spot - Venda no Spot. (**) Inclui Perdas DIT OBS: Na Light S.A existe eliminação de venda/compra de Energia Elétrica entre as empresas. Balanço Energético (GWh) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% = Carga Fio ,9% ,5% - Energia medida transportada para concessionárias ,1% ,2% - Energia medida transportada para clientes livres ,7% ,8% = Carga Própria ,9% ,2% - Energia Faturada (Cativo) ,5% ,9% Mercado Baixa Tensão ,0% ,4% Mercado Média e Alta Tensão ,4% ,9% = Perdas Totais ,2% ,7% 10

73 Perdas de Energia Elétrica Evolução das Perdas Totais 12 meses ,57% 23,74% 23,22% 23,93% 23,92% 23,39% ,54% ,87% 21,75% ,00% 19,89% Queda de 1,93 p.p. desde a implantação da atual estratégia de combate às perdas dez/13 dez/14 dez/15 mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 Perdas/C.Fio % Perdas (GWh) Patamar Regulatório ( Mar/17 à Mar/22) As perdas totais dos últimos 12 meses encerrados em set/17 somaram GWh, representando 22,00% sobre a carga fio, pequeno aumento de 0,25 p.p. em relação ao resultado em jun/17. Desde de março/16, quando foi iniciada a atual estratégia de combate às perdas, já acumula-se uma queda de 1,93 p.p. Atualmente, a Companhia encontra-se 2,11 p.p. acima percentual de repasse regulatório na tarifa de 19,89% 6 sobre a carga fio, estabelecido pela Aneel no processo de Revisão Tarifária Periódica (RTP), que entrou em vigor a partir de 15 de março de Vale ressaltar que a implementação do Projeto Único, bem como alguns ajustes pontuais ocorridos no faturamento deste trimestre, afetaram diretamente as perdas de energia em cerca de 30 GWh ,60% 42,18% 40,65% Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 meses ,69% 43,36% dez/13 dez/14 dez/15 mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 Perdas Não-Técnicas (GWh) 42,22% 39,61% Perdas NT/BT % 37,53% 37,67% 38,40% Patamar Regulatório ( Mar/17 à Mar/22) 36,06% 6 Este percentual pode variar de acordo com o mercado da distribuidora. 11

74 No 3T17, o Programa de Perdas combateu 293 GWh sendo 232,3 GWh referentes à recuperação de energia (REN), 41,2 GWh à incorporação de energia (IEN) e 19,5 GWh à redução de carga. As evidências mostram que ainda há volumes significativos de REN a serem recuperados, o que se comprova pela manutenção de elevados índices de acerto nas inspeções de campo (70% em média). No longo prazo, com um mercado mais disciplinado, a tendência é que os volumes de REN sejam gradativamente reduzidos. Por outro lado, o consumo incremental incorporado ao faturamento (IEN) tende a aumentar progressivamente ao longo do tempo, na medida em que os clientes permanecem normalizados e são integrados à base, mês a mês. Programa de Combate às Perdas Não-Técnicas 3T17 (GWh) +1,1% 5.507,7-232,3 351, ,2-41,2-19,5 Perdas Não Técnicas 2T17 (12 meses) Recuperação de energia Incorporação de energia Redução de carga Perda Incremental Perdas Não Técnicas 3T17 (12 meses) 12

75 (47%) Perdas Não-Técnicas 12 Meses (49%) (GWh) (52%) (52%) (50,1%) (10%) Carga Fio 12 Meses (GWh) (10%) (10%) (10%) (10%) Capex + Opex Perdas / Energia Recuperada + Incorporada + Redução de Carga (R$/MWh 12 Meses) 553,8-55,5% (53%) (51%) (48%) (48%) (49,9%) (90%) (90%) (90%) (90%) (90%) 246,6 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 3T16 3T17 Áreas de Risco Áreas Possíveis Perda Total / Cfio Áreas Possíveis + APZs 12 Meses Perda Total / Cfio Áreas de Risco 12 Meses 17,6% 17,4% 16,7% -2,5 p.p. 15,8% 14,8% 14,6% 15,1% 80,2% 81,0% 81,9% 82,8% 82,7% 82,6% 81,3% mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 Nas Áreas Possíveis 7, as perdas não-técnicas fecharam o 3T17 em GWh (49,9% das perdas não técnicas da Light) e as perdas totais atingiram 15,1% da carga fio, versus 14,6% no 2T17, acumulando queda de 2,5 p.p desde mar/16. Já nas Áreas de Risco, as perdas totais apresentaram uma redução para 81,3% da carga fio vs. 82,6% no 2T17. Além disso, tal estratégia também proporciona uma queda no custo médio por MWh combatido (últimos 12 meses) de 55,5% no período, terminando o 3T17 em R$ 246,6 /MWh, por ser mais intensiva em medidas ostensivas de gestão operacional (opex) do que em investimentos (capex). No entanto, a Companhia continua ampliando a instalação de medidores eletrônicos, só que em ritmo menor quando comparado à estratégia anterior, priorizando os clientes das Áreas Possíveis em ordem decrescente de consumo. Assim, atualmente já é possível controlar remotamente, em tempo real, cerca de 63% do faturamento da distribuidora através do centro de controle de medição. Este monitoramento é de fundamental importância para disciplinar o mercado e evitar reincidências no furto de energia. 7 Áreas normais da concessão da Light onde existem condições mínimas de segurança para a operação da distribuidora. 13

76 Parque de Medidores Eletrônicos (mil unidades) Número de Normalizações 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% = Total ,7% ,1% - Alta/Média tensão ,8% ,8% - Baixa tensão ,4% ,4% - Instalação de SMC ,0% ,1% - Normalização em APZ ,6% ,1% % +2% set-15 set-16 set-17 Comunidades Fora de comunidades 14

77 Arrecadação O índice de Arrecadação Global (12 meses) em set/17 atingiu 94,1%, ante 93,9% para o período encerrado em junho/17. Destaca-se, nesse trimestre, a melhoria na arrecadação do segmento do Poder Público de 1,2 p.p. em comparação a junho/17, reflexo do maior rigor da Companhia nas ações de cobranças e negociações de débitos, tais como o Ofício publicado em 29 de junho de 2017 pela Subsecretaria de Finanças do Estado, que possibilitou a compensação em 18 meses dos débitos referentes ao período de maio de 2016 a maio de 2017, no montante de R$110,2 milhões. Esse acordo soma-se aos outros três acordos existentes 8 que vêm sendo compensados normalmente. O índice PCLD sobre Receita Operacional Bruta dos últimos 12 meses caiu de 3,09% no 2T17 para 2,79% no 3T17, fruto do importante trabalho realizado pela Superintendência de Disciplina de Mercado, que conseguiu uma expressiva redução na PCLD no 3T17, atuando em conjunto com as Superintendências de Recuperação de Energia e Comercial no tratamento de casos de reincidência em fraudes/irregularidades e renegociação de dívidas dos clientes do varejo. Com o avanço do trabalho de Disciplina de Mercado, a PCLD/ROB* Fornecimento Faturado - 12 meses 1,8% Mar-17 3,1% Jun-17-0,3 p.p. 2,8% Set-17 8 O primeiro acordo foi publicado em set/15, referente a débitos do Governo Estadual até dez/14, no valor de R$ 46,4 milhões, a ser compensado em até 36 meses, a partir de novembro de O segundo acordo foi publicado em jun/16 e refere-se à parte dos débitos de uma concessionária de serviços públicos, no montante de R$ 38,9 milhões, integralmente compensado em 12 meses a partir de setembro de O terceiro acordo refere-se a débitos do Governo Estadual do período de jan/15 a abr/16, no valor de R$ 153,2 milhões, a ser compensado em até 29 meses, a partir de ago/16. 15

78 Companhia poderá aperfeiçoar sua estratégia de renegociação e cobrança dos clientes, estabelecendo métricas cada vez mais eficientes, permitindo, de forma gradativa, um melhor equilíbrio dos níveis de adimplência, mesmo com o combate intensivo ao furto de energia. Essa estratégia é fundamental para que a Distribuidora recupere a autoridade de sua concessão. Qualidade Operacional 13,59 13,32 DEC (horas) 12 meses 12,61 11,82 11,46 11,42 11,70 11,51 10,97-6,3% 11,39 10,28 jun-15 Set-15 Dez-15 mar-16 jun-16 Set-16 Dez-16 mar-17 jun-17 Set-17 Dez-17 Plano de Resultados ANEEL (Dez/17) FEC (vezes) 12 meses 6,65 6,60 6,44 6,20 6,30 6,52 6,48 6,41 6,09-9,0% 5,99 5,54 Jun-15 Set-15 Dez-15 Mar-16 Jun-16 Set-16 Dez-16 Mar-17 Jun-17 Set-17 Dez-17 Plano de Resultados ANEEL (Dez/17) O DEC (12 meses) em set/17 foi de 10,28 horas, representando uma melhora de 6,3% com relação à jun/17 e 9,7% abaixo do indicador do Plano de Resultados ANEEL para dez/17. O FEC (12 meses) também melhorou em set/17, alcançando 5,54 vezes, 9,0% abaixo de jun/17 e 7,5% abaixo indicador do Plano de Resultados ANEEL para dez/17. Esse bom desempenho é reflexo da continuidade das ações de manutenção preventiva, da efetividade no direcionamento das ações e do aprimoramento na gestão do trabalho de campo. 16

79 A Companhia também está investindo na atualização dos equipamentos de sua rede subterrânea com a substituição de 506 transformadores e 506 chaves à óleo somente em Até set/17, já foram instalados 407 transformadores e 411 chaves à óleo. Até 2019, serão mais de equipamentos instalados, o que trará mais segurança e qualidade no fornecimento às áreas atendidas pela rede subterrânea Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Operacional Líquida 2.257, ,9 15,2% 6.481, ,7 11,4% Despesa Operacional (1.912,60) (1.894,4) -1,0% (5.977,7) (5.611,1) -6,5% EBITDA Ajustado 461,2 174,90 163,7% 846,6 530,4 59,6% Resultado Financeiro (218,2) (207,0) -5,4% (594,8) (443,4) -34,2% Outras Receitas/Despesas Operacionais 1,0 (5,1) - (71,2) (33,6) -112,0% Resultado antes do IR e CS 128,0 (146,7) - (162,3) (269,5) 39,8% IR/CSLL (44,2) 48,6-51,6 90,7 43,1% Lucro/Prejuízo Líquido 83,9 (98,1) - (110,8) (178,8) 38,0% Margem EBITDA 20,4% 8,9% 11,5 p.p. 13,1% 9,1% 4,0 p.p. Obs: Não considera Receita/Custo de Construção Receita Líquida 9 Receita Líquida (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Energia Vendida 1.599, ,6-9,4% 5.603, ,4-9,7% Energia Não Faturada 31,1 12,0 159,2% (31,6) (159,9) 80,2% Uso da Rede (TUSD) 194,6 162,0 20,1% 563,5 469,0 20,1% Curto Prazo (Spot) 0,0 58,3-2,7 69,5-96,1% Conta CCRBT/ACR (66,7) - - (156,7) 5,2 - CVA 452,8 (77,3) - 361,0 (947,4) - Diversos 46,1 39,3 17,3% 138,9 176,8-21,4% Valor Justo do Ativo Idenizável da Concessão - VNR 18,2 23,4-22,2% 54,2 118,5-54,3% Outras Receitas 28,0 15,9 76,1% 84,7 58,4 45,0% Subtotal 2.257, ,9 15,2% 6.481, ,7 11,4% Receita de Construção¹ 165,9 175,8-5,6% 432,3 694,5-37,8% Total 2.423, ,7 13,5% 6.913, ,1 6,2% 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 Líquida, desconsiderando a receita de construção, apresentou um aumento de 15,2% no trimestre. As principais variações entre 3T17 e 3T16 ocorreram nas seguintes rubricas: Energia Vendida, com queda de 9,4%, em razão do efeito migração de clientes cativos da classe comercial para o mercado livre e da atual crise econômica no estado do Rio de Janeiro. É importante ressaltar o efeito positivo da REN no faturamento da Companhia, adicionando R$ 107,8 milhões nessa rubrica no 3T17 (R$334,1 milhões no acumulado até set/17); 9 Em 10 de dezembro de 2014, foi assinado o quarto termo aditivo ao contrato de concessão para distribuição pela Companhia, que assegurou o direito e o dever de que os saldos remanescentes de eventual insuficiência ou ressarcimento pela tarifa ao término de concessão serão acrescentados ou abatidos do valor da indenização, o que permitiu o reconhecimento dos saldos de tais ativos e passivos regulatórios. 17

80 Conta CCRBT (Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeira Tarifária), com resultado negativo de R$66,7 milhões em razão dos repasses efetuados à CCEE A formação da CVA no trimestre (R$ 452,8 milhões) reflete o aumento das despesas com risco hidrológico (associado ao GSF e ao PLD), maiores despesas com os encargos da Rede Básica e contratos por disponibilidade. Valor Justo do Ativo Indenizável da Concessão ( VNR ) apresentado no 3T17 é inferior ao número do 3T16 em razão da queda na variação trimestral do IPC-A (0,59% no 3T17 vs. 1,04% no 3T16). É importante destacar que o aumento médio na tarifa de 10,45% homologado em 15 de março de 2017, resultante da RTP da Light, praticamente neutralizou o reajuste médio de -12,25% homologado em 7 de novembro de Custos e Despesas Custos e Despesas (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (1.507,5) (1.462,0) -3,1% (4.420,4) (4.386,5) -0,8% Custos de Compra de Energia (1.389,3) (1.387,7) -0,1% (4.283,2) (4.103,6) -4,4% Custos com Encargos e Transmissão (264,0) (210,0) -25,7% (537,6) (714,3) 24,7% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 145,8 136,6 6,7% 400,4 433,1-7,6% Custos e Despesas Gerenciáveis (404,1) (437,6) 7,7% (1.628,5) (1.258,3) -29,4% PMSO (214,7) (216,6) 0,9% (678,5) (603,8) -12,4% Pessoal (71,5) (91,0) 21,4% (267,8) (257,9) -3,8% Material (3,6) (3,8) 6,1% (13,3) (10,6) -25,5% Serviço de Terceiros (117,9) (114,3) -3,2% (361,1) (351,9) -2,6% Outros (21,6) (7,5) -188,5% (36,2) 16,6 - Multas Indicadores de qualidade (4,2) (4,8) 12,6% (30,8) (40,6) 24,1% Multas sobre faturas em atraso (11,2) 10,7-33,4 56,7-41,1% Provisões - Contingências (51,8) (34,5) -50,0% (138,9) (108,4) -28,1% Provisões - PCLD (22,7) (71,9) 68,5% (397,0) (189,6) -109,4% Depreciação e Amortização (116,0) (109,5) -5,9% (342,9) (322,9) -6,2% Outras Receitas/Despesas Operacionais 1,0 (5,1) - (71,2) (33,6) -111,9% Custos Totais s/ Custo de Construção (1.911,6) (1.899,6) -0,6% (6.048,9) (5.644,8) -7,2% Custo de Construção (165,9) (175,8) 5,6% (432,3) (694,5) 37,8% Custos Totais (2.077,5) (2.075,4) -0,1% (6.481,2) (6.339,3) -2,2% Custos e Despesas Gerenciáveis Neste trimestre, os Custos e Despesas Gerenciáveis - representados por PMSO (Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros), Provisões, Depreciação e Outras Receitas/Despesas Operacionais - totalizaram R$ 404,1 milhões, uma redução de 7,7% em comparação ao 3T16. O custo total com PMSO no 3T17 está em linha com o montante apurado no 3T16. Com relação a variação de R$14,1 milhões na rubrica Outros, cabe destacar que, em agosto de 2017, a Companhia aderiu ao Programa Especial de Regularização Tributária PERT, instituído pela Medida Provisória 783/17, oferecendo os débitos de PIS e COFINS oriundos da alteração de regime de tributação dos ativos e passivos financeiros do setor (CVA). 18

81 Como consequência, a Companhia contabilizou uma despesa de R$29,3 milhões referente às multas na rubrica Outros e outra de R$5,5 milhões relativa aos juros incorridos no Resultado Financeiro da Distribuidora, mas em contrapartida apurou um crédito no resultado de R$16,6 milhões, sendo uma receita de R$51,6 milhões de principal,. Na rubrica Provisões Contingências é possível notar um incremento de R$ 17,3 milhões (variação de 50%) em razão de adições relacionadas a novos processos na esfera cível. Na rubrica Provisões PCLD houve uma redução significativa de R$ 49,2 milhões em relação ao montante apurado no 3T16, o que representa uma melhora de 68,4%, conforme já explicado na seção Arrecadação. Custos e Despesas Não Gerenciáveis Os Custos e Despesas Não Gerenciáveis no 3T17 ficaram estáveis em comparação com o mesmo período do ano passado. Dentre os principais desvios, é possível destacar: (i) incremento na despesa com energia de curto prazo (spot) e dos contratos por disponibilidade em função do aumento do PLD e da queda do GSF; (ii) aumento de 9,8% na despesa de Itaipu, em razão do aumento na tarifa em dólar; (iii) queda de 16,1% na despesa com Norte Fluminense explicada pela redução na tarifa. Ainda é importante destacar que na rubrica Encargos de Serviço do Sistema - ESS houve um crédito no mês de set/2017, em função de excedente financeiro na Conta de Energia de Reserva (CONER). Vale ressaltar que cerca de 40% dos Custos Não Gerenciáveis da distribuidora são influenciados indiretamente pelo câmbio, que impacta as tarifas de Itaipu e da UTE Norte Fluminense A fórmula paramétrica de reajuste da tarifa da UTE Norte Fluminense é dada por: preço do gás (54%), variação cambial (21%) e IGP-M (25%). O preço do gás, que é importado, tem influência direta do câmbio. 19

82 Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A - CVA (em R$ mil) Ativos Regulatórios 4T16 1T17 2T17 3T17 Constituição Cvas CDE Proinfa Transporte de energia elétrica - Itaipu Transporte de energia pela rede básica Compra de Energia Neutralidade da Parcela A Outros Ativos Regulatórios Amortização Cvas CDE Proinfa ESS Transporte de energia elétrica - Itaipu Transporte de energia pela rede básica Compra de Energia Sobrecontratação Neutralidade da Parcela A Outros Ativos Regulatórios Saldo Final Passivos Regulatórios 4T16 1T17 2T17 3T17 Constituição Cvas ( ) ( ) ( ) ( ) CDE - (43.862) (77.371) ( ) Proinfa ESS (59.124) (39.630) ( ) ( ) Transporte de energia elétrica - Itaipu - (2.015) (16.390) (9.393) Transporte de energia pela rede básica - (13.851) ( ) (78.487) Compra de Energia - (59.949) - - Neutralidade da Parcela A Sobrecontratação (25.914) (38.539) (82.623) ( ) Devoluções Tarifárias (4.579) (17.790) (28.236) Outros Ativos Regulatórios ( ) - (3.824) (3.822) Amortização Cvas ( ) ( ) ( ) ( ) CDE (92.700) (17.546) (13.016) (8.906) Proinfa ESS (94.103) ( ) ( ) (80.473) Transporte de energia elétrica - Itaipu Transporte de energia pela rede básica Compra de Energia Neutralidade da Parcela A (35.424) Sobrecontratação Outros Ativos Regulatórios - ( ) ( ) ( ) Saldo Final ( ) ( ) ( ) ( ) Ativos / Passivos Regulatórios Líquidos 4T16 1T17 2T17 3T17 Ativos Regulatórios Passivos Regulatórios ( ) ( ) ( ) ( ) Ativo/Passivo regulatório Liquido ( ) ( ) ( ) ( ) 20

83 Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receitas Financeiras 22,2 27,4-19,0% 75,0 139,2-46,1% Juros sobre Aplicações Financeiras 4,6 7,4-37,8% 14,4 22,8-36,8% Juros sobre contas de energia e parcelamento de débitos 13,7 8,4 63,0% 40,5 33,6 20,6% Atualização de ativos e passivos financeiros do setor (2,8) 6,2-3,9 67,4-94,3% Outras Receitas Financeiras 6,7 5,4 24,4% 16,2 15,4 5,5% Despesas Financeiras (240,3) (234,5) -2,5% (669,8) (582,7) -14,9% Encargos da dívida (Moeda Nacional) (115,5) (141,7) 18,5% (371,2) (409,6) 9,4% Encargos da dívida (Moeda Estrangeira) (11,8) (10,9) -7,9% (35,4) (35,8) 1,1% Variação Monetária (13,4) (10,8) -24,2% (34,5) (54,8) 37,0% Variação Cambial 24,5 (11,6) - 18,9 238,9-92,1% Resultado Swap Líquido (77,1) (10,2) -655,9% (144,9) (313,5) 53,8% Variação Cambial Itaipu 6,9 (2,6) - (2,7) 73,3 - Atualização de provisões para contingências (3,0) (3,2) 6,1% (11,4) (16,8) 32,4% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (3,7) (4,0) 8,3% (11,5) (8,5) -36,1% Juros sobre Tributos (5,6) (2,4) -132,7% (15,9) (12,2) -30,3% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) (2,7) (3,9) 31,6% (8,6) (11,7) 26,1% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (37,4) (32,1) -16,5% (48,2) (27,8) -73,3% Braslight (1,6) (1,1) -46,7% (4,4) (4,2) -4,1% Total (218,1) (207,1) -5,3% (594,8) (443,5) -34,1% O resultado financeiro foi negativo em R$ 218,1 milhões no 3T17, ante R$ 207,1 milhões negativos no 3T16, uma piora de 5,3%. A queda na taxa SELIC trouxe como benefício a redução nos encargos da dívida em moeda nacional, porém, também resultou em um impacto negativo na rubrica Resultado Swap Líquido, onde é registrado o ajuste a valor de mercado dos contratos vigentes de swap DI x IPCA, cujo efeito é decorrente da perspectiva de redução de taxa de juros até o vencimento do contrato. 21

84 3. Geração - Light Energia Destaques Operacionais 3T17 3T16 Var. % Nº de Empregados ,7% Capacidade Instalada de Geração (MW)* ,0% Garantia Física (MWmédio)* ,8% Light Energia Participações ,7% Perdas internas e Bombeamento (MWmédio) ,2% Energia disponível (MWmédio)* ,4% Geração Líquida (MWmédio) ,8% Light Energia ,3% Participações ,5% *Inclui participação proporcional nas coligadas: Renova, Belo Monte, PCH Paracambi e Elevatórias 3.1. Desempenho Operacional Compra e Venda de Energia Compra e Venda de Energia (GWh) 3T17 3T16 Var. % 9M17 9M16 Var. % Venda no Ambiente de Contratação Livre (ACL) 1.213, ,9 6,7% 3.384, ,8-1,4% Compra no Spot (CCEE) (243,3) (105,1) -131,5% (126,5) (368,8) 65,7% No 3T17, o volume de venda de energia no ACL aumentou 6,7% em comparação ao mesmo período do ano anterior, principalmente devido a política de sazonalização dos contratos existentes, com uma maior concentração nas vendas a partir de maio/17. No spot, mesmo com o aumento do volume de energia para lastro de hedge hidrológico, a queda do GSF no 3T17 (vide gráfico abaixo) resultou em uma maior exposição na CCEE ,6% ,0% ,2% 78,4% 88,2% 93,8% 93,5% 95,0% 88,8% 80,0% 85,5% 78,0% 84,8% 63,9% 83,5% 60,3% 80,1% 61,3% 82,2% 85,0% 95,9% 50 Jan Fev Mar Abr Maio Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

85 , ,44 128, ,66 30,42 37,73 0 Jan Fev Mar 371,47 49,42 Abr PLD médio mensal SE/CO (R$/MWh) 75,93 Maio 411,49 124,70 61,32 Jun 280,81 83,43 Jul 505,95 115,58 521,86 149,02 200,21 166,05 122,19 Ago Set Out Nov Dez A média do GSF no 3T17 foi 61,8%, 21,0 p.p. abaixo da média no mesmo período de 2016 (82,8%). A expectativa é que com o início da estação chuvosa nos próximos meses, o patamar do GSF se modifique e apresente uma leve melhora. Ainda assim, é possível que ocorra despesa adicional de compra de energia no mercado spot. A Light Energia, bem como outras geradoras que concentram suas vendas no ACL, encontra-se amparada por uma liminar que evita o pagamento da energia no mercado spot, protegendo seu fluxo de caixa, embora este custo seja regularmente reconhecido no resultado. O saldo provisionado ao final de set/17 era de R$ 399,2 milhões Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Operacional Líquida 234,6 155,9 50,5% 603,0 460,4 31,0% Despesa Operacional (235,7) (55,7) -323,2% (374,6) (166,7) -124,7% EBITDA Ajustado 12,6 114,4-89,0% 269,3 335,7-19,8% Resultado Financeiro (27,1) (41,4) 34,5% (102,9) (111,5) 7,7% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,3 (0,5) - 1,1 (0,5) - Resultado antes do IR e CS (27,9) 58,3-126,5 181,7-30,4% IR/CSLL 10,1 (19,9) - (42,8) (61,7) 30,7% Equivalência Patrimonial (39,6) (12,7) -211,6% (7,7) (108,5) 92,9% Lucro/Prejuízo Líquido (57,4) 25,7-76,0 11,4 565,3% Margem EBITDA 5,4% 73,4% -68,0 p.p. 44,7% 72,9% -28,2 p.p. Receita Líquida Receita Líquida (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Venda no Ambiente de Contratação Livre (ACL) 186,6 153,3 21,7% 517,0 453,9 13,9% Spot (CCEE) 45, ,5 0,0 - Diversos 2,1 2,6-19,2% 6,4 6,5-1,5% Total 234,6 155,9 50,5% 603,0 460,4 31,0% 23

86 Neste trimestre houve um aumento de R$ 78,7 milhões, ou 50,5%, na Receita Líquida em comparação ao mesmo período no ano anterior, devido principalmente a venda de energia no ACL (R$ 33,3 milhões) e no mercado spot (R$ 45,9 milhões) 11. O preço médio de venda praticado para a comercializadora do grupo (ACL) foi de R$ 172,13/MWh no 3T17, 9,8% acima do preço de R$ 155,18/MWh no 3T16. Custos e Despesas Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Pessoal (5,9) (6,2) 4,5% (19,4) (20,0) 2,6% Material e Serviço de Terceiros (4,4) (5,6) 22,3% (12,8) (14,7) 13,1% CUSD / CUST / Energia Comprada (209,5) (30,1) -596,1% (297,9) (85,7) -247,6% Depreciação (13,6) (14,2) 3,9% (40,9) (42,0) 2,5% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,3 (0,5) - 1,1 (0,5) - Outras (inclui provisões) (2,2) 0,4 - (3,6) (4,3) 17,6% Total (235,4) (56,2) -318,9% (373,5) (167,2) -123,4% A variação de R$ 179,20 milhões no total de Custos e Despesas no 3T17 em relação ao 3T16 ocorreu em função de um aumento na despesa com compra de energia devido à redução no GSF e do aumento no PLD. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receitas Financeiras 7,2 8,6-16,0% 20,5 20,8-1,4% Juros sobre Aplicações Financeiras 3,0 2,8 7,6% 6,6 14,2-53,9% Encargos Repasse Financiamento (moeda nacional) 4,1 5,5-25,5% 13,9 5,5 152,7% Outras Receitas Financeiras 0,1 0,3-78,0% 0,1 1,1-89,4% Despesas Financeiras (34,4) (49,9) 31,2% (123,5) (132,5) 6,8% Encargos da dívida (Moeda Nacional) (19,7) (18,0) -9,5% (66,4) (52,9) -25,4% Encargos da dívida (Moeda Estrangeira) (3,6) (5,2) 30,3% (9,3) (15,5) 39,9% Variação Cambial 14,0 (2,4) - 10,6 114,6-90,7% Resultado Swap Líquido (19,9) (2,3) -763,1% (34,8) (155,2) 77,6% Atualização de provisões para contingências (0,0) 0,0 - (0,0) (0,1) - Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (0,2) (0,2) - (0,6) (0,6) - Juros sobre Tributos 0,0 (0,4) - (3,9) (0,6) -612,8% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (4,9) (21,3) 76,9% (18,9) (22,0) 14,2% Braslight (0,1) (0,1) - (0,2) (0,3) 30,4% Total (27,1) (41,3) 34,3% (103,0) (111,7) 7,8% O Resultado Financeiro da Light Energia foi de R$ 27,1 milhões negativos no 3T17 comparado a R$ 41,3 milhões negativos no 3T16. Essa melhora no resultado pode ser explicada principalmente pela redução na linha de Outras Despesas Financeiras, devido ao efeito da atualização (juros e atualização monetária) do passivo do GSF ocorrido 11 Para fins de contabilização na CCEE, no fechamento mensal utiliza-se como referência o GSF=1. No mês subsequente, a CCEE informa o ajuste necessário no faturamento, de acordo com o GSF real apurado. 24

87 em set/16, mitigado parcialmente pelo efeito negativo do ajuste do valor impacto da marcação à mercado dos instrumentos de hedge para proteção à dívida em moeda estrangeira. Resultado Líquido LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO (R$MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Resultado Light Energia (sem Participações) -17,8 38,4-84,8 120,0-29,4% Guanhães - Equivalência Patrimonial -3,3-2,1 56,5% (4,3) (10,2) 57,3% Renova Energia - Equivalência Patrimonial -36,3-10,6 242,3% (4,4) (98,4) 95,5% Lucro/Prejuízo Líquido -57,4 25,7-76,0 11,4 - O resultado da Light Energia no 3T17, sem efeito das Participações, foi um prejuízo líquido de R$17,8 milhões. Incluindo-se o efeito da equivalência patrimonial de Guanhães e Renova, o prejuízo líquido no 3T17 aumentou para R$ 57,4 milhões. Em Renova, com a conclusão da transação da alienação do parque eólico de Alto Sertão II em ago/17, a companhia perdeu receita operacional, ao mesmo tempo em que reconheceu impairment para alguns parques em construção, bem como permanece com uma alta despesa financeira na holding. 25

88 4. Comercialização - Light Com 4.1. Desempenho Operacional Destaques Operacionais 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Volume Comercializado - GWh ,7% ,6% Preço Médio de Venda (Líquido de Impostos) - R$/MWh 182,7 173,3 5,4% 0,0 164,3 - Neste trimestre, o volume de comercialização aumentou 35,7% em comparação ao 3T16, devido à realização das operações de compra de energia para recomposição do hedge da Light Energia (60 MW médios de maio/17 a dezembro/17 e 60 MW médios de setembro/17 a dezembro/18) Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Operacional Líquida 348,7 243,8 43,0% 926,7 703,0 31,8% Revenda 348,5 243,5 43,1% 926,2 702,4 31,9% Serviços 0,2 0,3-41,9% 0,5 0,5 - Despesas Operacionais (315,5) (208,5) -51,3% (840,0) (610,0) -37,7% Pessoal (0,7) (0,8) 11,0% (2,1) (2,1) - Material e Serviço de Terceiro (0,1) (0,1) - (0,3) (0,3) - Outros (0,4) 0,1 - (1,0) (0,5) -103,8% Energia Comprada (314,3) (207,7) -51,3% (836,6) (607,1) -37,8% EBITDA Ajustado 33,2 35,3-5,9% 86,7 93,0-6,7% Margem EBITDA 9,5% 14,5% -5,0 p.p. 9,4% 13,2% -3,9 p.p. Resultado Financeiro 1,0 1,1-11,0% 2,2 3,0-25,9% Receita Financeira 1,0 1,2-16,2% 3,1 3,4-9,4% Despesa Financeira (0,0) (0,1) 73,0% (0,9) (0,4) -106,9% Resultado antes do IR e CS 34,2 36,4-6,0% 88,9 96,0-7,3% Lucro/Prejuízo Líquido 23,4 24,2-3,2% 59,6 63,7-6,4% No trimestre, houve um incremento de 43,0% na receita líquida em comparação ao 3T16, principalmente em função da venda de energia convencional para a Light Energia. O aumento da receita líquida, porém, foi compensado por uma alta de 51,3% no custo de compra de energia (convencional + incentivada) para atender à Light Energia, sem impacto no EBITDA e Lucro Líquido que, por sua vez, apresentaram uma pequena redução. 26

89 5. Serviços - Light ESCO 5.1. Desempenho Operacional O portfólio de projetos da Light ESCO com O&M no 3T17 totalizou nove instalações, sendo uma industrial e oito comerciais. Sete dessas instalações estão localizadas no Rio de Janeiro, uma em São Paulo e uma no Rio Grande do Sul Desempenho Financeiro INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Operacional Líquida 13,2 19,9-33,5% 39,5 44,7-11,8% Revenda 5,0 4,9 1,8% 7,6 15,6-51,3% Serviços 8,2 15,0-45,1% 31,9 29,2 9,3% Despesas Operacionais (15,3) (32,2) 52,4% (31,1) (64,4) 51,7% Pessoal (0,6) (1,3) 54,8% (2,3) (4,7) 50,7% Material e Serviço de Terceiro (12,2) (8,8) 38,6% (31,2) (30,8) -1,4% Outros (0,1) (9,4) 98,5% (0,8) (10,9) 92,4% Depreciação (1,5) (1,4) -5,9% (4,4) (4,3) -2,0% Provisões PCLD 0,3 (10,3) - 10,9 (10,3) - Energia Comprada (1,3) (1,0) -26,1% (3,3) (3,5) 5,0% EBITDA Ajustado (0,6) (10,9) 94,2% 12,7 (15,4) - Margem EBITDA -4,8% -54,8% 50,0 p.p. 32,2% -34,3% - Resultado Financeiro 0,6 1,6-61,7% 2,6 13,3-80,3% Receita Financeira 1,8 2,9-37,9% 6,0 18,7-68,0% Despesa Financeira (1,2) (1,3) 8,6% (3,4) (5,4) 37,6% Outras Receitas e Despesas Operacionais 18,3 (3,4) - 15,8 (3,4) - Lucro/Prejuízo Líquido 17,4 (9,4) - 23,0 (4,3) - O EBITDA ajustado no 3T17 foi de R$ 0,6 milhões negativos, contra R$ 10,9 milhões negativos no 3T16 em função da queda na rubrica de Provisões PCLD que, no trimestre anterior, ainda considerava uma provisão relacionada ao projeto Vértico, revertida no 2T17 após sua alienação. A rubrica Outras Receitas/Despesas Operacionais foi afetada pela reversão do impairment de um grande projeto de cogeração, no montante de R$18 milhões. Considerando esses efeitos, ao final do trimestre foi apurado um lucro líquido de R$ 17,4 milhões, comparado a um prejuízo de R$ 9,4 milhões no 3T16. 27

90 6. Endividamento Consolidado (¹) Mútuo entre Light SESA e Light Energia. (²) Disponibilidades referente às demais Companhias. O saldo da Dívida Líquida para covenants ao final do 3T17 era de R$ 6.889,1 milhões, apresentando um aumento de 3,3% em relação a junho de Esse incremento pode ser explicado principalmente pelo aumento na dívida bruta em R$155,4 milhões e também pelo resultado do swap que aumentou o saldo da dívida em R$ 63,7 milhões. 28

91 Neste trimestre, ocorreu a liquidação da 12ª emissão de debêntures da Light SESA, no valor total de R$ 400 milhões, em três séries, sendo a primeira com prazo de 18 meses e a segunda e a terceira séries com prazo de três anos. A relação Dívida Líquida/EBITDA para covenants manteve sua trajetória de queda, encerrando o 3T17 em 3,10x (vs 3,23x em jun/17), abaixo do limite superior de 3,75x, estabelecido contratualmente com bancos. O indicador EBITDA/despesa de juros para covenants obtido em setembro de 2017 foi de 3,29x, acima do limite inferior de 2,0x. No dia 15 de agosto, a agência de classificação de Standard & Poors realizou uma recalibragem da tabela de mapeamentos da Escala Nacional Brasil e dessa forma, houve uma melhora na reclassificação da Light S.A. de brbbb+/bra-3 para bra/bra-1 na escala nacional. 29

92 Indexadores da Dívida * Evolução do Custo da Dívida IPCA: 27,8% Outros: 6,9% TJLP: 9,2% 9,68% 11,27% 14,03% 15,42% 14,11% 13,97% CDI/Selic: 56,1% 8,59% 9,54% 9,33% 11,23% 4,47% 3,21% T17 2T17 3T17 * Montante sem hedge Custo Real Custo Nominal 30

93 7. Investimento Consolidado O segmento de Distribuição concentrou 86,8% dos investimentos no 3T17, sendo a maior parte referente ao reforço de rede e expansão, com investimentos direcionados à rede aérea, para a instalação de religadores, seccionalizadores e chaves fusíveis e, à rede subterrânea, para substituição de transformadores e chaves. Esses investimentos têm como objetivo atender aos compromissos regulatórios pactuados para o período de 2018 a 2022, estabelecidos na assinatura do aditivo ao contrato de concessão da Distribuidora em março deste ano. O investimento no segmento de Geração apresentou queda de 23,7% em relação ao 3T16, em razão da postergação da entrada em operação da PCH Lajes para o primeiro trimestre de Com relação aos aportes, foram realizados R$ 15,6 milhões no 3T17 uma redução de 55,9% em relação ao volume total aportado nas participações durante o 3T16. Os aportes no 3T17 foram destinados aos projetos de Belo Monte (R$ 7,1 milhões), Guanhães (R$ 8,0 milhões) e Itaocara (R$ 0,6 milhões). 31

94 8. Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 19,63 ao final de setembro de O valor de mercado da Companhia encerrou o trimestre em R$ 4,0 bilhões, redução de 12,41% em relação a 30 de junho de Média Diária 3T17 2T17 3T16 9M17 9M16 Volume Negociado (R$ Milhões) 23,8 31,9 20,0 26,7 13,78 Cotação por ação (fechamento)* R$ 19,63 R$ 22,41 R$ 15,88 R$ 19,63 R$ 15,88 Variação no preço da LIGT3 no trimestre -12,4% 29,1% 46,4% 11,8% 82,6% Valorização do IEE 7,8% 5,5% 18,2% 14,5% 53,1% Valorização do Ibovespa 17,4% 4,4% 11,7% 24,7% 38,5% * Ajustada por proventos BM&F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3 32

95 9. Eventos Subsequentes 13ª Emissão de Debêntures da Light Serviços de Eletricidade S.A. ( Light SESA ) Em 1º de novembro de 2017, foi liquidada a 13ª emissão de debêntures incentivadas, ICVM nº 400, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia fidejussória adicional, em série única, da controlada Light SESA, no montante de R$ mil. A dívida tem o custo de IPCA + 7,4366% a.a., com vencimento em parcela única em 15 de outubro de 2022 e pagamento de juros anuais. Proposta vinculante para aporte primário na Renova Energia S.A. Em 10 de novembro de 2017, a Renova recebeu uma proposta vinculante da Brookfield Energia Renovável ( Brookfield ) para aporte primário na companhia no valor de R$ 1,4 bilhão, ao preço de R$ 6,00 por unit. A oferta inclui earn-out de até R$ 1,00 por unit, relativo a qualquer valor recebido pela companhia decorrente de ajuste futuro no preço de venda do Complexo Eólico Alto Sertão II. A proposta ainda prevê o cumprimento de condições precedentes comuns em transações dessa natureza. Em caso de aceite, será concedido à Brookfield um período de exclusividade de 60 dias, prorrogáveis por mais 30 dias, para finalização dos documentos da transação. Tal transação deverá ser apreciada e aprovada pelos órgãos de governança da Companhia e de seus controladores. 33

96 10. Programa de Divulgação Teleconferência Divulgação dos Resultados 14/11/2017, terça-feira, às 14h30 (Horário de Brasília) - 11h30 em Nova Iorque - com tradução simultânea para inglês Condições para acesso: Webcast: link no site (português e inglês) Conference Call - Telefones para conexão: Brasil: +55 (11) EUA: Demais países: Senha para os participantes: Light Aviso As informações operacionais e as referentes às expectativas da Administração quanto a desempenho futuro da Companhia não foram revisadas pelos auditores independentes. As declarações sobre eventos futuros estão sujeitas a riscos e incertezas. Tais declarações têm como base crenças e suposições de nossa Administração e informações a que a Companhia atualmente tem acesso. Declarações sobre eventos futuros incluem informações sobre nossas intenções, crenças ou expectativas atuais, assim como aquelas dos membros do Conselho de Administração e Diretores da Companhia. As ressalvas com relação às declarações e informações acerca do futuro também incluem informações sobre resultados operacionais possíveis ou presumidos, bem como declarações que são precedidas, seguidas ou que incluem as palavras acredita, poderá, irá, continua, espera, prevê, pretende, estima ou expressões semelhantes. As declarações e informações sobre o futuro não são garantias de desempenho. Elas envolvem riscos, incertezas e suposições porque se referem a eventos futuros, dependendo, portanto, de circunstâncias que poderão ocorrer ou não. Os resultados futuros e a criação de valor para os acionistas poderão diferir de maneira significativa daqueles expressos ou sugeridos pelas declarações com relação ao futuro. Muitos dos fatores que irão determinar estes resultados e valores estão além da capacidade de controle ou previsão da LIGHT SA. 34

97 ANEXO I Projetos de Geração Parque Gerador Atual Usinas Hidrelétricas Existentes Capacidade Instalada (MW)* Garantia Física (MWm)* Início Operacional Ano de Vencimento da Concessão / Autorização % de Participação da Light Garantia Física a partir de 1º de jan/18(mwm)* Fontes Nova % 98,8 Nilo Peçanha % 333,7 Pereira Passos % 48,5 Ilha dos Pombos % 109,3 Santa Branca % 30,4 Elevatórias - (95) PCH Paracambi % Renova % Belo Monte % Total Novos Projetos Capacidade Instalada (MW)* Garantia Física (MWm)* Início Operacional Ano de Vencimento da Concessão / Autorização % de Participação da Light PCH Lajes T % Belo Monte ,49% Itaocara jan % Guanhães % Dores de Guanhães Senhora do Porto Jacaré Fortuna II Renova ,7% LER A jan PPA Mercado Livre I Mercado Livre II Mercado Livre III LER 2014 (Eólica) 7 4 out LER 2014 (Solar) 0 4 out HÍBRIDO-SOLAR Total *Participação proporcional da Light Projetos de Expansão da Geração 35

98 ANEXO II DRE Light S.E.S.A. R$ milhões 36

99 DRE Light Energia R$ milhões 37

100 ANEXO III Fluxo de Caixa Consolidado Light S.A. R$ milhões LIGHT S.A. DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA PARA OS PERÍODOS DE NOVE MESES FINDOS EM 30 DE SETEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) 3T17 3T16 9M17 9M16 Caixa Líquido gerado das Atividades Operacionais 155,7 609,8 163, ,0 Caixa gerado pelas (aplicado nas) operações 349,0 296, , ,1 Lucro (Prejuízo) antes do imposto de renda e da contribuição social 103,6 (83,4) 57,4 (121,2) Provisão para créditos de liquidação duvidosa 22,3 82,1 386,2 199,9 Depreciação e amortização 131,1 125,1 388,2 369,3 Perda na venda ou baixa de intangível / imobilizado / investimento 1,7 21,6 48,0 44,4 Perdas (ganhos) cambiais e monetárias de atividades financeiras 35,4 24,8 4,8 (298,7) Provisão (reversão) de contingências, depósitos judiciais e atualizações 52,4 23,8 141,1 86,4 Ajuste a valor presente (6,4) 1,2 (7,3) (3,5) Despesa de juros sobre empréstimos, financiamentos e debêntures 188,9 173,8 518,5 502,7 Encargos e variação monetária de obrigações pós-emprego 0,8 1,1 3,0 4,4 Variação swap 97,0 12,6 179,6 468,8 Resultado de equivalência patrimonial 43,9 14,5 10,8 109,5 Valor justo do ativo indenizável da concessão (18,2) (23,4) (54,2) (118,5) Constituição e atualização de ativos e passivos financeiros do setor (303,6) (78,1) 77,7 436,9 Variações nos Ativos e Passivos (193,2) 313,8 (1.590,1) (138,2) Títulos e valores mobiliários (9,6) 58,6 (16,0) 47,7 Consumidores, concessionárias e permissionárias (225,0) (222,6) (636,1) (144,2) Dividendos recebidos 2,7 0,0 2,8 0,0 Tributos, contribuições e impostos a compensar (14,2) 66,6 5,3 74,8 Ativos e passivos financeiros do setor (146,4) 155,9 (442,5) 524,6 Estoques 1,9 1,2 (0,2) (5,4) Serviços prestados a receber 1,7 (19,5) 8,5 (28,9) Despesas pagas antecipadamente 2,0 1,5 5,1 (3,9) Depósitos vinculados a litígios (18,7) (15,9) (37,8) (22,4) Outros ativos 30,0 (26,6) 159,6 360,2 Fornecedores 287,1 193,4 318,7 (42,8) Obrigações estimadas 16,1 16,6 14,1 18,0 Tributos, contribuições e impostos a pagar 210,6 57,6 4,6 (91,9) Provisões (34,2) (21,6) (87,7) (65,7) Benefícios pós-emprego 0,1 0,2 0,2 0,3 Outros passivos (170,8) 179,8 (242,7) (244,2) Juros pagos (107,6) (93,3) (469,1) (442,3) Imposto de renda e contribuição social pagos (18,9) (18,1) (176,9) (72,1) Caixa Líquido aplicado nas Atividades de Investimento (196,8) (118,3) (548,9) (432,9) Aquisições de bens do ativo imobilizado (27,4) (22,0) (53,7) (72,5) Aquisições de bens do ativo intangível (154,4) (61,2) (363,8) (234,0) Aplicações/Aquisições no investimento permanente - Aporte de investidas (15,1) (35,1) (134,1) (139,8) Resgate de aplicações financeiras - - 2,6 13,4 Caixa Líquido aplicado nas Atividades de Financiamento 30,9 (90,0) (31,2) (604,7) Dividendos pagos (41,0) Captação de empréstimos, financiamentos e debêntures 500,2 163, ,6 538,5 Amortização de empréstimos, financiamentos e debêntures (469,3) (253,6) (1.921,8) (1.102,2) Aumento (redução) de Caixa e Equivalentes de Caixa (10,2) 401 (416,6) (504,5) Caixa e equivalentes de caixa no início do período (7,6) 0,0 668,3 447,4 Caixa e equivalentes de caixa no final do período (696,0) (244,1) 251,7 951,9 38

101 Fluxo de Caixa Consolidado Light SESA R$ milhões LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A. DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA PARA OS PERÍODOS DE NOVE MESES FINDOS EM 30 DE SETEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) 3T17 3T16 9M17 9M16 Caixa Líquido gerado (aplicado nas) das Atividades Operacionais 48,7 434,6 (93,2) 1.168,6 Caixa gerado pelas operações 279,1 389, , ,2 Prejuízo líquido antes do imposto de renda e da contribuição social 128,1 (146,7) (162,3) (269,4) Provisão para créditos de liquidação duvidosa 22,7 71,9 397,0 189,6 Depreciação e amortização 116,0 109,5 342,9 322,9 Perda na venda ou baixa de intangível / imobilizado 0,9 1,9 39,8 23,5 Perdas (ganhos) cambiais e monetárias de atividades financeiras 42,5 22,3 15,1 (184,2) Provisões (reversão) para contingências, depósitos judiciais e atualizações 52,0 110,3 140,7 86,0 Ajuste a valor presente e antecipações de recebíveis (6,4) 1,3 (7,2) (3,2) Despesa de juros sobre empréstimos, financiamentos e debêntures 167,2 152,6 446,3 439,9 Encargos e variação monetária de obrigações pós-emprego 0,8 1,1 2,8 4,2 Valor justo do ativo indenizável da concessão (18,2) (23,4) (54,2) (118,5) Variação swap 77,1 167,0 144,9 313,6 Constituição e atualização de ativos e passivos financeiros do setor (303,6) (78,1) 77,7 436,9 - Variações nos Ativos e Passivos (230,5) 45,1 (1.476,7) (72,5) Títulos e valores mobiliários (0,3) (0,7) (5,3) (1,1) Consumidores, concessionárias e permissionárias (155,0) (212,8) (538,9) (112,3) Tributos, contribuições e impostos a compensar (16,4) 67,1 4,7 1,4 Ativos e passivos financeiros do setor (146,4) 155,9 (442,5) 524,6 Estoques 2,3 0,9 1,3 (3,1) Serviços prestados a receber 2,9 (19,5) 12,2 (28,9) Despesas pagas antecipadamente 1,4 1,3 3,5 (4,6) Depósitos vinculados a litígios (19,0) (15,3) (38,0) (21,7) Outros ativos 27,7 (23,0) 115,1 236,8 Fornecedores 113,0 159,2 41,3 (95,2) Obrigações estimadas 14,3 15,2 15,0 17,5 Tributos, contribuições e impostos a pagar 212,2 54,9 18,9 (29,6) Provisões (34,2) (107,9) (87,7) (64,7) Benefícios pós-emprego 46,5 119,3 0,1 0,2 Outros passivos 93,7 210,3 (203,2) (98,2) Juros pagos (373,1) (325,7) (373,1) (359,7) Imposto de renda e contribuição social pagos - (34,0) - (34,0) Caixa Líquido aplicado nas Atividades de Investimento (192,2) 65,4 (372,7) (124,6) Aumento de capital 10,6 149,6-125,0 Aquisições de bens do ativo imobilizado 160,7 142,1 (9,3) (23,4) Aquisições de bens do ativo intangível (363,4) (226,3) (363,4) (226,3) Caixa Líquido aplicado nas Atividades de Financiamento 119,8 54,9 (48,2) (399,8) Captação de empréstimos, financiamentos e debêntures 402,2 200, ,5 576,2 Amortização de empréstimos, financiamentos e debêntures (282,4) (145,3) (1.352,7) (976,0) Aumento (redução) de Caixa e Equivalentes de Caixa (23,7) 554,9 (514,1) 644,2 Caixa e equivalentes de caixa no início do período ,8 257,6 Caixa e equivalentes de caixa no final do período (23,7) 554,9 47,7 901,8 39

102 Fluxo de Caixa Consolidado Light Energia R$ milhões LIGHT ENERGIA S.A. DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA PARA OS PERÍODOS DE NOVE MESES FINDOS EM 30 DE SETEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) 3T17 3T16 9M17 9M16 Caixa Líquido aplicado nas Atividades Operacionais 113,0 171,3 191,7 331,4 Caixa gerado (aplicado) nas operações (16,0) 103,2 206,6 334,4 Lucro líquido antes do imposto de renda e da contribuição social (67,5) 45,6 118,8 73,2 Depreciação e amortização 13,6 14,2 40,9 42,0 Perda na venda de intangível / Imobilizado 0,1 1,6 0,6 2,8 Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras (7,1) 2,4 (10,6) (114,5) Provisão (reversão) de contingências, depósitos judiciais e atualizações 0,0 (0,1) 0,0 (0,6) Ajuste a valor presente (0,0) 68,4 (0,1) 68,4 Despesa de juros sobre empréstimos, financiamentos e debêntures 25,1 (43,3) 83,8 - Variação swap (19,9) 2,3 (34,7) 155,2 Encargos e variação monetária de obrigações pós-emprego 0,0 (0,8) 0,2 (0,5) Resultado de equivalência patrimonial 39,6 12,7 7,7 108,6 - Variações nos Ativos e Passivos 129,0 68,1 (14,9) (3,0) Títulos e valores mobiliários (0,1) 7,2 0,0 - Concessionárias e permissionárias (69,9) 85,2 (105,7) 61,7 Tributos, contribuições e impostos 9,2 67,8 19,5 67,8 Estoques (0,0) (69,1) (0,2) (0,2) Despesas pagas antecipadamente 0,6 0,4 1,6 0,3 Depósitos vinculados a litígios (0,0) (0,6) (0,0) (0,5) Outros ativos (4,7) (34,5) 30,5 (34,7) Fornecedores 208,7 75,3 265,0 47,1 Obrigações estimadas 1,0 (14,8) (0,5) 1,3 Tributos, contribuições e impostos (8,8) (53,7) (33,6) (53,7) Provisões 0,3 54,0 0,3 - Benefícios pós-emprego 0,0 0,0 0,0 0,0 Outros passivos 31,1 6,9 36,0 6,9 Juros pagos (30,6) (87,6) (93,6) (83,9) Imposto de renda e contribuição social pagos (7,8) 27,2 (134,3) (15,0) Caixa Líquido (aplicado) nas Atividades de Investimento (18,4) 18,4 (128,8) (51,1) Aquisições de bens do ativo imobilizado (10,4) (14,4) (21,0) (36,9) Aquisições de bens do ativo intangível (0,0) (0,2) (0,1) (4,2) Aplicações financeiras - 52,3-49,4 Aplicações/Aquisições no investimento (8,0) (19,4) (107,8) (59,4) Caixa Líquido (aplicado) nas Atividades de Financiamento (85,8) (348) 26,5 (351,5) Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos (488,1) (191) - (192,6) Captação de empréstimos, financiamentos e debêntures 961, ,1 113,0 Amortização de empréstimos, financiamentos e debêntures (559,6) (126) (559,6) (116,4) Mútuos a receber - partes relacionadas - (156) - (155,5) Aumento de Caixa e Equivalentes de Caixa 8,9 (158,3) 89,4 (71,2) Caixa e equivalentes de caixa no início do período ,1 88,7 Caixa e equivalentes de caixa no final do período 8,9 (158) 157,5 17,5 40

103 ANEXO IV Resultado Financeiro Consolidado R$ milhões 41

104 ANEXO V Balanço Patrimonial Consolidado Light S.A. - R$ milhões ATIVO 30/09/ /12/2016 Circulante 3.234, ,5 Caixa e equivalentes de caixa 251,7 668,3 Títulos e valores mobiliários 26,8 13,5 Contas a receber 2.336, ,9 Estoques 39,2 38,9 Tributos a recuperar 216,3 201,3 Ativo financeiro setorial 21,00 - Despesas pagas antecipadamente 24,4 29,5 Outros ativos circulantes 318,5 389,1 Não Circulante , ,8 Contas a Receber 610,8 418,1 Tributos Diferidos 470,5 592,5 Despesas Antecipadas 0,1 0,1 Ativo financeiro setorial 15,00 - Ativo financeiro de concessões 3.308, ,3 Outros Ativos Não Circulantes 339,6 433,3 Investimentos 708,8 664,4 Imobilizado 1.609, ,4 Intangível 3.729, ,5 Ativo Total , ,2 PASSIVO 30/09/ /12/2016 Circulante 5.195, ,4 Fornecedores 1.637, ,8 Obrigações Fiscais 169,2 445,2 Empréstimos e Financiamentos 1.533, ,7 Debêntures 1.068,5 378,6 Parcela A e outros itens financeiros 195,9 440,5 Outras Obrigações 590,6 697,5 Dividendos e JCP a pagar 0,0 0,0 Não Circulante 5.461, ,0 Empréstimos e Financiamentos 1.605, ,0 Debêntures 2.787, ,4 Outras Obrigações 432,2 405,4 Passivo Financeiro Setorial 0,0 84,2 Tributos Diferidos 178,0 200,1 Provisões 458,3 417,9 Patrimônio Líquido 3.371, ,8 Capital Social Realizado 2.225, ,8 Reservas de Lucros 843,8 843,8 Ajustes de Avaliação Patrimonial 357,1 370,0 Outros resultados abrangentes (101,5) (85,9) Lucros/Prejuízos Acumulados 45,7 - Passivo Total , ,2 42

105 Balanço Patrimonial Consolidado Light SESA - R$ milhões ATIVO 30/09/ /12/2016 Circulante 2.715, ,4 Caixa e equivalentes de caixa 47,7 561,8 Títulos e valores mobiliários 13,1 7,8 Contas a receber 2.061, ,5 Estoques 32,3 33,6 Tributos a Recuperar 206,6 192,0 Ativo financeiro setorial 21,0 0,0 Despesas Pagas Antecipadamente 24,1 27,6 Outros Ativos Circulantes 308,5 354,1 Não Circulante 8.614, ,4 Contas a Receber 530,7 343,9 Tributos Diferidos 458,2 577,0 Ativo financeiro setorial 15,0 0,0 Ativo financeiro de concessões 3.308, ,3 Outros Ativos Não Circulantes 335,8 411,7 Investimentos 24,1 24,3 Imobilizado 219,2 248,5 Intangível 3.722, ,6 Ativo Total , ,8 PASSIVO 30/09/ /12/2016 Circulante 3.962, ,5 Fornecedores 1.158, ,7 Obrigações Fiscais 109,9 289,6 Empréstimos e Financiamentos 1.135, ,2 Debêntures 810,2 163,8 Passivo financeiro setorial 195,9 440,5 Outras Obrigações 553,0 663,7 Não Circulante 4.992, ,3 Empréstimos e Financiamentos 1.493, ,9 Debêntures 2.625, ,9 Outras Obrigações 220,9 151,9 Passivo financeiro setorial 0,0 84,2 Tributos e Contribuições 198,0 169,8 Provisões 454,7 414,7 Patrimônio Líquido 2.375, ,0 Capital Social Realizado 2.314, ,4 Reservas de Lucros 261,5 261,5 Reservas de Capital 7,3 7,3 Outros resultados abrangentes (97,1) (97,1) Lucros/Prejuízos Acumulados (110,8) 0,0 Passivo Total , ,8 43

106 Balanço Patrimonial Consolidado Light Energia - R$ milhões ATIVO 30/09/ /12/2016 Circulante 503,4 202,4 Caixa e equivalentes de caixa 157,5 68,1 Títulos e valores mobiliários 2,8 2,9 Contas a receber 185,4 79,7 Estoques 3,1 2,9 Tributos a Recuperar 6,1 3,5 Despesas Pagas Antecipadamente 0,2 1,9 Outros Ativos Circulantes 3,5 32,5 Mútuos a Receber 144,7 10,9 Não Circulante 1.619, ,7 Mútuos a Receber 0,0 120,00 Outros Ativos Não Circulantes 1,9 17,2 Investimentos 328,7 305,7 Imobilizado 1.283, ,1 Intangível 4,8 5,6 Ativo Total 2.122, ,0 PASSIVO 30/09/ /12/2016 Circulante 1.296,9 945,9 Fornecedores 437,5 172,5 Obrigações Fiscais 39,0 120,1 Empréstimos e Financiamentos 531,4 414,3 Debêntures 258,3 214,8 Outras Obrigações 30,7 24,1 Não Circulante 435,5 673,4 Empréstimos e Financiamentos 78,3 157,1 Debêntures 162,3 232,5 Outras Obrigações 13,4 80,5 Tributos Diferidos 178,0 200,1 Provisões 3,5 3,2 Patrimônio Líquido 390,0 329,7 Capital Social Realizado 77,4 77,4 Reservas de Lucros 25,5 25,5 Ajustes de Avaliação Patrimonial 357,1 370,0 Outros resultados abrangentes (3,7) 11,9 Lucros/Prejuízos Acumulados (66,4) (155,1) Passivo Total 2.122, ,0 44

107 ANEXO VI Conciliação EBITDA CVM - R$ milhões 45