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1 Página Introdução 01 I. Análise do Resultado Consolidado 03 II. Análise do Resultado da Holding 12 III. Informação da Eletrobras 15 IV. Anexo: Informação das Empresas Controladas IV.1 Empresas de Geração e Transmissão 30 Itaipu 31 Furnas 39 Chesf 67 Eletronorte 94 Eletronuclear 112 Eletrosul 115 CGTEE 142 IV.2. Empresas de Distribuição 151 Amazonas Energia 152 Distribuição Acre 166 Teleconferência em Português 17 de novembro de :00h (horário de Brasília) 11:00h (horário de Nova Iorque) 16:00h (horário de Londres) Telefone: (11) Senha: 9532 Teleconferência em Inglês 17 de novembro de :00h (horário de Brasília) 11:00h (horário de Nova Iorque) 16:00h (horário de Londres) Telefone: (11) Senha: 9532 Telefone: (+44) (Londres) (+1 786) (Nova Iorque) Senha: 9532 Contate RI: invest@eletrobras.com Tel: (+55) (21) Distribuição Alagoas 175 Distribuição Piauí 184 Distribuição Rondônia 193 Distribuição Roraima 202 IV.3. Empresa de Participação 211 Eletropar 211 ELET3 & ELET6 EBR & EBR.B LISTED NYSE

2 1. Empresas de Geração e Transmissão Empresa Receita Operacional Líquida (R$ Milhões) Resultado do Serviço (R$ Milhões) Lucro/Prejuízo do Exercício (R$ Milhões) EBITDA (R$ milhões) Margem EBITDA (%) 9M14 9M13 9M14 9M13 9M14 9M13 9M14 9M13 9M14 9M13 Furnas ,27-6,52 Chesf ,48-19,00 Eletronorte ,11 57,12 Eletrosul ,91 51,22 Eletronuclear ,84 26,17 CGTEE ,41-134,80 Capacidade Instalada - MW Empresas Própria SPE Agregação Física Total (a) (b) 2014 (a+b) Furnas Chesf Eletronorte* Itaipu Eletronuclear CGTEE Eletrosul Eletrobras Holding Empresas Distribuidoras Total (b) Participação da empresa no empreendimento, * A agregação fisica do ano de 2014 das empresas distribuidoras se refere a transferência da UTE Electron da Eletronorte para Amazonas Energia. Extensão das Linhas de Transmissão - Km Empresa Própria SPEs Agregação física em Total (a) (b) 2014 (a+b) Furnas Chesf Eletronorte Eletrosul Empresas Distribuidoras Total (b) Participação da empresa no empreendimento. Energia Vendida - MWh 9M14 9M13 Itaipu Furnas* Chesf Eletronorte Eletronuclear Eletrosul* CGTEE Total * Os dados relacionados a energia vendida não contemplam parcela de liquidação CCEE. 30

3 Balanço Patrimonial (Em US$) Ativo CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa Contas a receber de clientes Almoxarifado Obrigações a receber Depósitos judiciais Outras contas a receber TOTAL DO ATIVO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Obrigações a receber Depósitos judiciais Resultado a Compensar De exercícios anteriores Do exercício corrente IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

4 Passivo e Patrimônio Líquido CIRCULANTE Empréstimos e financiamentos Remunerações e ressarcimentos Fornecedores Salários e obrigações sociais Indenizações trabalhistas Provisões para processos judiciais Outras obrigações TOTAL DO PASSIVO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Empréstimos e financiamentos Remunerações e ressarcimentos - - Indenizações trabalhistas Benefícios pós-emprego Provisões para contingências Outras obrigações TOTAL DO PASSIVO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Eletrobras Administracion Nacional de Eletricidad - Ande TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO

5 Demonstração do Resultado (Em US$) Receita Operacional Fornecimento de energia Remuneração por cessão de energia Reembolso de custos - energia não vinculada Total das receitas operacionais DESPESAS OPERACIONAIS REMUNERAÇÕES E RESSARCIMENTOS Rendimentos de capital Remuneração por cessão de energia Energia vinculada Royalties Ressarcimento encargos de adm. e supervisão Energia não vinculada Royalties Ressarcimento encargos de adm. e supervisão DESPESAS GERAIS E ADMINISTRATIVAS Pessoal Provisões atuariais - - Materiais Serviços de terceiros Provisões para processos judiciais Outras despesas operacionais Total das despesas operacionais RESULTADO DO SERVIÇO OUTRAS RECEITAS (DESPESAS) Receitas diversas Despesas diversas Total das receitas (despesas) diversas RECEITAS FINANCEIRAS Renda de aplicações financeiras Acréscimos moratórios em faturas de energia Outras receitas financeiras Total das receitas financeiras DESPESAS FINANCEIRAS Encargos financeiros capitalizáveis Encargos financeiros não capitalizáveis Encargos sobre remunerações e ressarcimentos Variações monetárias Outras despesas financeiras Total das despesas financeiras RESULTADO FINANCEIRO RESULTADO DO EXERCÍCIO

6 Demonstração do Fluxo de Caixa Em US$ DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado do exercício Ajustes do resultado Baixas de ativo imobilizado Variações monetárias empréstimos Variações monetárias - obrigações estimadas Provisões Passivas Encargos financeiros capitalizáveis Encargos financeiros não capitalizáveis Obrigações estimadas RESULTADO AJUSTADO VARIAÇÕES NOS ATIVOS E PASSIVOS Variação no contas a receber de clientes Variação no almoxarifado Variação em outros créditos Variação de remunerações e ressarcimentos Variação em fornecedores e outras obrigações Variação em salários e obrigações sociais Pagamento de obrigações estimadas FLUXO DE CAIXA OPERACIONAL LÍQUIDO Das Atividades de Investimentos Aquisição de imobilizado e intangível Disponibilidades utilizadas nas atividades de investimentos Das Atividades de Financiamentos Empréstimos e financiamentos obtidos Amortização de empréstimos e financiamentos Pagamento de juros sobre empréstimos e financiamentos Disponibilidades utilizadas nas atividades de financiamentos Total dos efeitos no Caixa e Equivalentes de Caixa Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa Saldo final de caixa e equivalentes de caixa Variação no caixa e equivalentes de caixa

7 Dados de Mercado Ativos de Geração e Energia Gerada Ativos Próprios Capacidade Garantia Física Energia Gerada MWh Usina Instalada MW (MW Médio) Itaipu Binacional Usina Participação (%) Localização (Estado) Início da Operação Fim da Operação Itaipu Binacional 50% Brasil (Paraná) e Paraguai (Alto Paraná) 03/ Energia comprada para revenda - NA 3. Energia Vendida Comprador Sistema Eletrobras Outros Total 3.1 Ativos Próprios Tipo de venda US$ US$ US$ MWh MWh Milhões* Milhões* Milhões* MWh A B 741, , , A B 81, , , A B 822, , , A - Através de leilões B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais * Considerado apenas o faturamento da energia assegurada 4. Liquidação CCEE (Spot e MRE) - NA 5. Combustível usado para produção de energia elétrica - NA 6. Perdas na Geração - % 0,70 0,72 0,66 7. Tarifa Média US$ / KW 7.1 Ativos Próprios 22,60 22,60 22,60 8. Extensão das Linhas de Transmissão Km NA 9. Perdas na Transmissão - % - N.A 35

8 10. Principais Investimentos US$ Milhões Projeto Orçado Geração Bens Patrimoniais Móveis 0,9 1,7 0,4 - Demais Investimentos 3,3 7,8 5,6 - Total 4,2 9,5 6,0-11. Investimentos Novos - NA 12. Empréstimos e Financiamentos US$ Milhões Moeda Nacional - MN Saldo em Saldo em Saldo em Taxas e Credor Vencimento Indexadores FIBRA Fundação Itaipu BR 36,8 37,8 33, ,0% + INPC Moeda Estrangeira ME Credor Saldo em Saldo em Saldo em Vencimento Moeda Eletrobras 4.912, , ,7 2014/2021/2023 US$ Tesouro Cessão 8.289, , , US$ Tesouro Reestruturação da dívida externa 256,9 244,9 246, / 2023 US$ CAJUBI Fundação Itaipu PY 70,8 69,4 67, / 2022 US$ ITAU Paraguay - - 2, US$ TOTAL , , ,7 13. Contratos Empréstimos e Financiamentos US$ Milhões Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME+MN) Por atividade Geração 299, , , , , , ,1 Por credor Eletrobras 177,0 596,6 485,1 516,7 550, , ,6 Outros 122,6 645,7 841,1 894,2 954, , ,5 14. Número de Empregados Por tempo Geração Margem Brasileira Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total

9 Margem Paraguaia Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por região Itaipu Binacional Estado da Federação Nº de empregados Usina Hidrelétrica de Itaipu* Paraná Brasil São Paulo Brasil Brasília Brasil Paraguai Total * Localizada em Foz do Iguaçu-Paraná-Brasil e em Hernandárias-Alto Paraná-Paraguai. Margem Brasileira Estado da Federação Nº de empregados Usina Hidrelétrica de Itaipu* Paraná Brasil São Paulo Brasil Brasília Brasil Paraguai Total * Localizada em Foz do Iguaçu-Paraná-Brasil e em Hernandárias-Alto Paraná-Paraguai. Margem Paraguaia Estado da Federação Nº de empregados Usina Hidrelétrica de Itaipu* Paraná Brasil São Paulo Brasil Brasília Brasil Paraguai Total * Localizada em Foz do Iguaçu-Paraná-Brasil e em Hernandárias-Alto Paraná-Paraguai Por lotação Itaipu Binacional Nº de empregados Lotação Campo Administrativo Margem Brasileira Nº de empregados Lotação Campo Administrativo

10 Margem Paraguaia Nº de empregados Lotação Campo Administrativo Mão-de-obra Contratada / Terceirizada NA 16. Índice de Rotatividade - % Itaipu Binacional 0,0109 0,0047 0,0121 Margem Brasileira 0,0112 0,0064 0,0144 Margem Paraguaia 0,0113 0,0124 0,

11 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO CIRCULANTE Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos - principal Títulos e valores mobiliários Dividendos a Receber (Remuneração de participações societárias) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Almoxarifado(Estoque) Ativo Financeiro - - Valores a Receber Lei / Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos - principal Títulos e valores mobiliários - - Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro Valores a Receber Lei / Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

12 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social Instrumentos Financeiros Derivativos - - Obrigações estimadas Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) - - Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil - - Contratos Onerosos - - Concessões a pagar UBP Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores - - Financiamentos e empréstimos principal Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Instrumentos Financeiros Derivativos - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas - - Provisões para contingências Provisão contrato oneroso Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Concessões a pagar UBP Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Adiantamentos para futuro aumento de capital Outros 1 1 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital Reservas de lucros Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

13 Demonstração dos Resultados por atividade (em R$ milhares) DRE Receita Operacional Geração Suprimento Fornecimento Energia Elétrica de Curto prazo Receita de O&M de Usinas Renovadas Receita de Construção de Usinas Retorno do Investimento G - - Transmissão Receita de O&M de Linhas Renovadas Receita de O&M Receita de Construção Transmissão Retorno do Investimento T Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custos Operacionais Energia comprada para revenda Encargos sobre uso de rede elétrica Combustível para produção de energia elétrica - CCC Custo de construção Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Remuneração e ressarcimento Depreciação e amortização Doações e Contribuições Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado de participações societárias Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido do período

14 Demonstração do Fluxo de Caixa (R$ milhões) Fluxo de caixa ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal Provisão para redução ao valor recuperável de ativos / contrato oneroso Encargos da reserva global de reversão Ajuste a valor presente / valor de mercado - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Receita de ativo financeiro pela TIR Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão Recebimento de encargos financeiros Receb. de remuneração de invest. em part. Societárias Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) Recebimento de indenizações do ativo financeiro Pagamento de imposto de renda e contribuição social Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) - - Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Concessão de empréstimos e financiamentos - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias Outros Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

15 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um prejuízo líquido 483,8% superior ao apurado no trimestre anterior, passando de um lucro líquido de R$ 107,1 milhões no 2T14 para um prejuízo de R$ (376,7) milhões no 3T14, principalmente devido aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional Na geração: O suprimento de energia elétrica apresentou aumento de 40,1%, passando de R$ 803,3 milhões no 2T14 para R$ 1.132,4 milhões no 3T14, principalmente devido ao maior volume de energia comercializada no 3T14, pois a energia comercializada no leilão A-0 começou a ser entregue em maio, ou seja, um mês a menos que no 3T14. A energia elétrica de curto prazo apresentou redução de 100%, devido ao fato de não ter havido venda de energia no mercado de curto prazo no 3T14. A receita de operação e manutenção de usinas renovadas apresentou aumento de 6,6%, passando de R$ 131 milhões no 2T14 para R$ 139,2 milhões no 3T14, principalmente devido a ao aumento na receita da Receita Anual de Geração (RAG) no 3T14. Na transmissão: A receita de operação e manutenção apresentou aumento de 24,1%, passando de R$ 194,1 milhões no 2T14, para R$ 240,9 milhões no 3T14, principalmente devido ao aumento na receita do contrato 062/2001. A remuneração do ativo financeiro apresentou aumento de 34,8%, passando de R$ 45,9 milhões no 2T14 para R$ 61,8 milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento na receita de contratos. As outras Receitas apresentaram aumento de 95%, passando de R$ 9,2 milhões no 2T14 para R$ 18 milhões no 3T14, principalmente devido ao aumento das receitas de prestação de serviços. Despesa Operacional As despesas com pessoal, material e serviços de terceiros apresentaram redução de 7,7%, passando de R$ (464,8) milhões no 2T14, para R$ (429,1) milhões no 3T14, principalmente devido à provisão, no 2T14, de R$ 62,1 milhões de reclamações trabalhistas, contra R$ 8,5 milhões do 3T14. A energia elétrica comprada para revenda apresentou aumento de 140,8% passando de R$ (216,3) milhões, no 2T14, para R$ (520,1) milhões, no 3T14, devido principalmente ao aumento da compra de energia devido ao reflexo da apuração negativa na liquidação da CCEE, resultante de exposição no mercado de energia, a partir de junho de O combustível para produção de energia elétrica apresentou redução de 29,8%, passando de R$ (175,7) milhões no 2T14 para R$ (123,4) milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento da compra de combustíveis no 3T14, em função de um aumento de despachos da Termoelétrica de Santa Cruz. As provisões operacionais apresentaram aumento de 175,1%, passando de uma reversão de R$ 72,7 milhões no 2T14 para uma provisão de R$ (54,6) milhões no 3T14, devido principalmente à reversão de provisões ocorridas no 2T14 e a constituição de provisão para perda de ativo financeiro, no 3T14, no valor de R$ 153 milhões. As outras despesas operacionais apresentaram aumento de 122,7%, passando de R$ (33,1) milhões no 2T14 para R$ (73,9) milhões no 3T14, principalmente devido à perda na alienação de bens e aumento nas fianças bancárias. Resultado Financeiro As variações monetárias líquidas apresentaram redução de 49,4%, passando de uma perda de R$ (63,0) milhões no 2T14 para uma perda de R$ (31,9) milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento do ajuste de atualização monetária de depósitos judiciais entre o 2T14 e o 3T14. As outras despesas financeiras apresentaram diminuição de 70,9%, passando de uma despesa de R$ (66,4) milhões no 2T14 para uma despesa de R$ (19,3) milhões no 3T14, devido principalmente a redução nas despesas com parcelamento de impostos. A remuneração das indenizações da Lei /13 apresentou aumento de 22,8%, passando de R$ 63,3 milhões no 2T14 para R$ 77,7 milhões no 3T14, devido principalmente à contabilização de atualizações monetária. Participações Societárias O resultado dos investimentos em participações societárias apresentou redução de ,7%, passando de um ganho de R$ 3,1 milhões no 2T14 para uma perda de R$ (382,4) milhões no 3T14, devido principalmente à redução no resultado de equivalência de Furnas sobre os seus investimentos em SPEs, notadamente na Madeira Energia SA no valor de R$ 790 milhões. 43

16 Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada 1.1. Ativos Próprios Capacidade Instalada Garantia Física Energia Gerada (MWh) Usina (MW) (MW Médio) Furnas Luis Carlos Barreto (Estreito) Mascarenhas de Moraes Porto Colômbia Marimbondo Itumbiara Funil Corumbá I Simplício Batalha 52,50 48, Serra da Mesa (48,46%)* Manso (70%)* Santa Cruz Roberto Silveira (Campos) Neblina ** 6,468 4, Sinceridade ** 1,416 0, Dona Rita ** 2,41 1, * Inclui apenas o percentual de Furnas, para os demais ativos corresponde à energia gerada total da usina. ** Desconsideradas no total de capacidade instalada consolidada da Eletrobras. Usina Localização Início da Fim da (Estado) Operação Operação Furnas MG 03/ /2042 Luis Carlos Barreto (Estreito) SP/MG 01/ /2042 Mascarenhas de Moraes MG 04/ /2023 Porto Colômbia MG/SP 03/ /2042 Marimbondo SP/MG 04/ /2042 Itumbiara GO/MG 02/ /2020 Funil RJ 04/ /2042 Corumbá I GO 04/ /2042 Simplício RJ 06/ /2041 Batalha MG 05/ /2041 Serra da Mesa GO 04/ /2038 Manso MT 10/ /2035 Santa Cruz RJ 03/ /2042 Roberto Silveira (Campos) RJ 04/ /2027 Neblina MG 04/2013 * Sinceridade MG 04/2013 * Dona Rita MG 06/2013 * * Sob responsabilidade de Furnas até a conclusão de nova licitação para concessão das UHEs. 44

17 1.2. SPE SPE Usina Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW Médio) Energia Gerada (MWh) Enerpeixe S.A. UHE Peixe Angical e LT Associada , , ,84 Baguari Geração de Energia S.A. UHE Baguari , , ,00 Retiro Baixo Energética S.A. UHE Retiro Baixo , ,26 - Foz de Chapecó Energia S.A. UHE Foz de Chapecó , , ,29 Serra do Facão Energia S.A. UHE Serra do Facão 212, ,00 Madeira Energia S.A. UHE Santo Antônio* 3.568, , , ,90 Brasventos Miassaba 3 Geradora de Parque Eólico Energia S.A Miassaba 3 68,47 22, , , ,00 Brasventos Eolo Geradora de Parque Eólico Energia S.A. Rei dos Ventos 1 58,45 21, , , ,00 Rei dos Ventos 3 Geradora de Parque Eólico Energia S.A. Rei dos Ventos 3 60,12 21, , , ,00 *26 unidades em operação até o 3T14, totalizando 2.286,08 MW. Usina Participação Localização Início da Fim da (%) (Estado) Operação Operação UHE Peixe Angical 40,0 TO 06/ /2036 UHE Baguari 15,0 MG 09/ /2041 UHE Retiro Baixo 49,0 MG 03/ /2041 UHE Foz de Chapecó 40,0 RS/SC 10/ /2036 UHE Serra do Facão 49,5 GO 07/ /2036 UHE Santo Antônio 39,0 RO 03/ /2043 Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A 24,5 RN 02/ /2045 Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. 24,5 RN 02/ /2045 Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. 24,5 RN 02/ / Energia Comprada para Revenda 2.1. Ativos Próprios Sistema Unidade MWh Eletrobras R$ Milhões Outros Total MWh R$ Milhões 138,10 119,31 208,74 MWh R$ Milhões 138,10 119,31 208, SPE UHE Foz de Chapecó Sistema Unidade Eletrobras MWh R$ Milhões Outros MWh R$ Milhões Total MWh R$ Milhões

18 UHE Santo Antônio Sistema Unidade MWh Eletrobras R$ Milhões MWh , , ,50 Outros R$ Milhões 343,42 363,48 199,89 MWh , , ,50 Total R$ Milhões 343,42 363,48 199,89 UHE Peixe Angical Sistema Unidade Eletrobras MWh R$ Milhões Outros MWh , , ,00 R$ Milhões 14,28 6,02 34,19 Total MWh , , ,00 R$ Milhões 14,28 6,02 34,19 UHE Retiro Baixo Sistema Unidade Eletrobras MWh R$ Milhões Outros MWh R$ Milhões Total MWh R$ Milhões Baguari* Sistema Unidade Eletrobras MWh R$ Milhões 0,07 0,08 0,16 Outros MWh R$ Milhões 3,67 4,03 8,21 Total MWh R$ Milhões 3,74 4,11 8,37 * Houve despesas com compra de energia na CCEE (Mercado Livre) em 2014 apenas por conta da aplicação do GSF e FID (MRA) que reduziu a garantia física nos meses, e não para revenda. 3. Energia Vendida 3.1. Ativos Próprios Energia vendida pelos empreendimentos não afetados pela Lei Comprador Sistema Eletrobras Outros Tipo de venda R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh A 19, , , B 17, , , A 633, , , B 3, , , A 652, , , Total B 21, , , A Venda de energia no ambiente regulado receitas não oriundas das cotas. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. 46

19 Energia vendida pelos empreendimentos afetados pela Lei O&M Comprador Sistema Eletrobras Outros Tipo de venda R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh A 7, ,34 6, ,70 6, ,90 B A 138, ,32 124, ,34 131, B A 146, ,66 130, ,04 138, ,48 Total B A Venda de energia no ambiente regulado receitas oriundas das cotas. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais SPE Enerpeixe S.A. Comprador Sistema Eletrobras Outros Total A - Através de leilões. B - Atrgavés de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. Tipo de Venda R$ Milhões MWh R$ milhões MWh R$ Milhões MWh A B A 121, ,84 110, ,05 115, ,79 B A 121, ,84 110, ,05 115, ,79 B UHE Foz do Chapecó Comprador Sistema Eletrobras Outros Total A - Através de leilões. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. UHE Santo Antônio Comprador Sistema Eletrobras Outros Total A - Através de leilões. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. * Informação não dispoinível. Tipo de Venda R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh A B A 102, ,99 99, ,04 107, ,35 B 71, ,00 75, ,20 76, ,40 A 102, ,99 99, ,04 107, ,35 B 71, ,00 75, ,20 76, ,40 Tipo de 1T14* 2T14 3T14 Venda R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh A 6, ,00 7, ,489 8, ,32 B A 172, ,16 212, ,79 255, ,18 B 394, ,78 434, ,48 455, ,23 A 178, ,16 219, ,28 264, ,51 B 394, ,78 434, ,49 455, ,23 47

20 UHE Serra do Facão Comprador Sistema Eletrobras Outros Total A - Através de leilões. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. UHE Retiro Baixo Comprador Sistema Eletrobras Outros Total A - Através de leilões. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. UHE Baguari Comprador Sistema Eletrobras* Outros Total A - Através de leilões. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. * ED Piauí e ED Alagoas. 4. Liquidação CCEE (Spot e MRE) Venda Compra Tipo de Venda R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh R$ milhões MWh A B A 50, , , B 20, , , A 50, , , B 20, , , Tipo de Venda R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh A B A 13, , , B 0, , , A 13, , , B 0, , , Tipo de Venda R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh A 0,250 0,250 0, , B A 14,229 14,229 13, , B A 14,479 14,479 13, , B Unidade * R$ Milhões 541,87 318,04 - MWh MWmédio R$ Milhões - 128,90 322,87 MWh MWmédio R$ Milhões 541,87 189,14-322,87 Líquido MWh MWmédio Nota: O resultado da liquidação na CCEE é publicado em R$ milhões, contemplando diversas rubricas, e já engloba valores do MRE. 48

21 5. Combustível usado para produção de energia elétrica Tipo Unidade Métrica Quantidade R$ Milhões Quantidade R$ Milhões Quantidade R$ Milhões Óleo Diesel Especial Litro Óleo Combustível Tipo B1 Toneladas Óleo Diesel Comum Litros Gás m , , ,966 Total , , , Perdas na geração - % 7. Tarifa Média R$/MWh 1,05 1,05 1, Ativos Próprios empreendimentos não afetados pela Lei ,55 190,26 192, Ativos Próprios empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M 28,88 25,55 17, SPE SPE Enerpeixe S.A. 191,07 194,90 200,59 Retiro Baixo Energética S.A. 168,59 172,15 176,16 Baguari S.A. 169,19 172,32 176,59 Foz de Chapecó Energia S.A. 184,95 191,55 193,50 Serra do Facão Energia S.A. 181,74 184,56 187,46 Madeira Energia S.A. 134,27 133,71 139,39 8. Extensão das Linhas de Transmissão - Km 8.1. Ativos Próprios Linhas de Transmissão Linhas de Transmissão empreendimentos não afetados pela Lei De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Ibiúna - Bateias Circuito 1 332,0 500 Mar/03 Mai/2031 Ibiúna - Bateias Circuito 2 332,0 500 Mar/03 Mai/2031 Tijuco Preto - Itapeti 3 21,0 345 Jan/13 Abr/2036 Tijuco Preto - Itapeti 4 21,0 345 Jan/13 Abr/2036 Campos - Macaé 3 90,0 345 Jun/10 Mar/

22 De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Batalha Paracatu 85,0 138 Set/13 Ago/2041 Simplício - Rocha Leão 1 119,0 138 Jan/13 Ago/2041 Simplício - Rocha Leão 2 119,0 138 Jan/13 Ago/2041 Total 1.119, Linhas de Transmissão empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Foz do Iguaçu - Ivaiporã 1 322,0 765 Ago/89 Dez/42 Foz do Iguaçu - Ivaiporã 2 323,0 765 Dez/86 Dez/42 Foz do Iguaçu - Ivaiporã 3 331,0 765 Mar/99 Dez/42 Itaberá - Ivaiporã 1 265,0 765 Ago/89 Dez/42 Itaberá - Ivaiporã 2 264,0 765 Out/82 Dez/42 Itaberá - Ivaiporã 3 272,0 765 Mai/00 Dez/42 Itaberá - Tijuco Preto 1 305,0 765 Jul/89 Dez/42 Itaberá - Tijuco Preto 2 304,0 765 Out/82 Dez/42 Itaberá - Tijuco Preto 3 312,0 765 Mai/01 Dez/42 Subtotal 765 kv 2.698,0 Foz do Iguaçu - Ibiúna Bipolo 1 792,0 600 Mar/85 Dez/42 Foz do Iguaçu - Ibiúna Bipolo 2 820,0 600 Ago/87 Dez/42 Subtotal 600 kv 1.612,0 Adrianópolis - Baixada Fluminense 19,0 500 Nov/13 Dez/42 Adrianópolis - Cachoeira Paulista 1 171,0 500 Fev/74 Dez/42 Adrianópolis Grajaú 55,0 500 Dez/77 Dez/42 Adrianópolis Resende 115,0 500 Dez/79 Dez/42 Adrianópolis - São José 33,0 500 Ago/91 Dez/42 Angra - Cachoeira Paulista 103,0 500 Jun/77 Dez/42 Angra - São José 133,0 500 Dez/98 Dez/42 Angra - Zona Oeste 97,5 500 Mar/11 Dez/42 Araraquara Campinas 171,0 500 Jul/76 Dez/42 Araraquara - Poços de Caldas 176,0 500 Abr/76 Dez/42 Baixada Fluminense - Cachoeira Paulista 160,5 500 Nov/13 Dez/42 Cachoeira Paulista - Campinas 223,0 500 Set/77 Dez/42 Cachoeira Paulista - Itajubá 53,0 500 Jul/02 Dez/42 Cachoeira Paulista - Resende 56,0 500 Dez/79 Dez/42 Cachoeira Paulista - Taubaté 83,0 500 Jun/83 Dez/42 Cachoeira Paulista - Tijuco Preto 181,0 500 Nov/88 Dez/42 Campinas - Itatiba 1 26,5 500 Mar/03 Dez/42 Grajaú - Zona Oeste 79,0 500 Mar/11 Dez/42 Gurupi Miracema 255,0 500 Mar/99 Dez/42 Ibiúna - Itatiba 1 86,5 500 Mar/03 Dez/42 Itumbiara - São Simão 166,0 500 Jan/79 Dez/42 Marimbondo - Água Vermelha 172,0 500 Ago/79 Dez/42 Marimbondo - Araraquara 1 195,0 500 Abr/76 Dez/42 Marimbondo - Araraquara 2 194,0 500 Ago/76 Dez/42 Poços de Caldas Itajubá 139,0 500 Jul/02 Dez/42 Serra da Mesa Gurupi 256,0 500 Mar/99 Dez/42 Serra da Mesa - Samambaia 1 249,0 500 Mar/98 Dez/42 Serra da Mesa - Samambaia 2 248,5 500 Jan/99 Dez/42 Tijuco Preto - Taubaté 108,5 500 Mar/84 Dez/42 Subtotal 500 kv 4.005,0 Adrianópolis - Itutinga 1 199,0 345 Mar/68 Dez/42 Adrianópolis - Itutinga 2 199,0 345 Ago/70 Dez/42 Adrianópolis - Jacarepaguá 1 38,0 345 Mar/68 Dez/42 Adrianópolis - Jacarepaguá 2 38,0 345 Ago/70 Dez/42 Adrianópolis - Macaé 177,0 345 Set/02 Dez/42 Adrianópolis - Venda das Pedras 107,0 345 Nov/10 Dez/42 Bandeirantes - Samambaia 1 157,0 345 Fev/99 Dez/42 Bandeirantes - Samambaia 2 155,0 345 Fev/99 Dez/42 Barro Branco - Ouro Preto 59,0 345 Out/13 Dez/42 Barro Branco - Padre Fialho 104,5 345 Out/13 Dez/42 Campinas - Guarulhos 88,0 345 Fev/03 Dez/42 Campinas - Poços de Caldas 126,0 345 Out/72 Dez/42 Campos - Macaé 1 89,0 345 Nov/01 Dez/42 Campos - Macaé 2 89,0 345 Set/02 Dez/42 50

23 De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Campos Viana 199,0 345 Dez/05 Dez/42 Campos Vitória 224,0 345 Out/77 Dez/42 Corumbá - Brasília Sul 254,0 345 Mar/97 Dez/42 Corumbá Itumbiara 79,0 345 Mar/97 Dez/42 Furnas - Estreito 112,0 345 Fev/70 Dez/42 Furnas - Itutinga 1 198,0 345 Mar/68 Dez/42 Furnas - Itutinga 2 199,0 345 Dez/69 Dez/42 Furnas - Mascarenhas de Moraes 104,0 345 Mai/68 Dez/42 Furnas Pimenta 66,0 345 Mar/67 Dez/42 Furnas - Poços de Caldas 1 131,0 345 Set/63 Dez/42 Furnas - Poços de Caldas 2 131,0 345 Abr/65 Dez/42 Guarulhos - Ibiúna 1 75,0 345 Jun/90 Dez/42 Guarulhos - Ibiúna 2 75,0 345 Jul/90 Dez/42 Guarulhos Nordeste 35,0 345 Mar/64 Dez/42 Guarulhos - Poços de Caldas 1 182,0 345 Set/63 Dez/42 Guarulhos - Poços de Caldas 2 184,0 345 Nov/66 Dez/42 Ibiúna - Tijuco Preto 1 97,0 345 Nov/83 Dez/42 Ibiúna - Tijuco Preto 2 97,0 345 Jul/84 Dez/42 Itumbiara - Bandeirantes 1 180,0 345 Jul/73 Dez/42 Itumbiara - Bandeirantes 2 180,0 345 Jul/77 Dez/42 Itumbiara - Porto Colômbia 201,0 345 Jun/73 Dez/42 L.C.Barreto - Estreito 1 24,0 345 Mar/69 Dez/42 L.C.Barreto - Estreito 2 24,0 345 Fev/70 Dez/42 L.C.Barreto - Poços de Caldas 1 198,0 345 Nov/69 Dez/42 L.C.Barreto - Poços de Caldas 2 197,0 345 Set/70 Dez/42 L.C.Barreto - Volta Grande 112,0 345 Jun/73 Dez/42 Macaé - Venda das Pedras 122,0 345 Nov/10 Dez/42 Marimbondo - Porto Colômbia 77,0 345 Out/75 Dez/42 Mascarenhas - Estreito 13,0 345 Mar/69 Dez/42 Mogi Atibaia 64,5 345 Jan/13 Dez/42 Mogi Nordeste 25,0 345 Mar/64 Dez/42 Pimenta Barreiro 198,0 345 Mar/67 Dez/42 Poços de Caldas Atibaia 142,5 345 Jan/13 Dez/42 Porto Colômbia - Volta Grande 45,0 345 Jun/73 Dez/42 Samambaia - Brasília Sul 1 12,5 345 Fev/99 Dez/42 Samambaia - Brasília Sul 2 15,0 345 Fev/99 Dez/42 Viana Vitória 26,0 345 Dez/05 Dez/42 Vitória - Padre Fialho 220,5 345 Abr/13 Dez/42 Subtotal 345 kv 6.144,5 Barro Alto Niquelândia 87,0 230 Out/99 Dez/42 Brasília Geral - Brasília Sul 1 13,0 230 Out/72 Dez/42 Brasília Geral - Brasília Sul 2 13,0 230 Set/07 Dez/42 Barro Alto Águas Lindas 102,0 230 Mar/14 Dez/42 Águas Lindas Brasília Sul 30,0 230 Mar/14 Dez/42 Brasília Sul Pirineus 107,0 230 Set/07 Dez/42 Itumbiara - Cachoeira Dourada 44,0 230 Out/73 Dez/42 Itumbiara - Rio Verde 1 208,0 230 Jan/86 Dez/42 Itumbiara - Rio Verde 2 202,0 230 Abr/92 Dez/42 Manso Nobres 66,0 230 Mai/98 Dez/42 Pirineus Xavantes 40,0 230 Nov/06 Dez/42 Rio Verde - Barra do Peixe 1 240,0 230 Nov/87 Dez/42 Rio Verde - Barra do Peixe 2 240,0 230 Fev/94 Dez/42 Rio Verde - Cachoeira Dourada 1 175,0 230 Dez/86 Dez/42 Rio Verde Rondonópolis 257,0 230 Nov/82 Dez/42 Serra da Mesa - Niquelândia 105,0 230 Out/99 Dez/42 Subtotal 230 kv 1.929,0 Adrianópolis - Cepel 1 1,5 138 Abr/81 Dez/42 Adrianópolis - Cepel 2 1,5 138 Abr/81 Dez/42 Adrianópolis - Magé 1 48,0 138 Abr/73 Dez/42 Adrianópolis - Magé 2 48,0 138 Jan/73 Dez/42 Alcântara - Adrianópolis 1 19,5 138 Jul/76 Dez/42 Alcântara - Adrianópolis 2 20,0 138 Dez/98 Dez/42 Alcântara - Adrianópolis 3 20,0 138 Dez/98 Dez/42 Alcântara - Imbariê - Adrianópolis 19,5 138 Mai/75 Dez/42 Angra - Angra (Ampla) 34,0 138 Abr/71 Dez/42 Angra - Jacuacanga 34,0 138 Out/77 Dez/42 Angra - Santa Cruz 96,0 138 Out/77 Dez/42 Cachoeira Paulista - Volta Redonda 1 105,0 138 Nov/86 Dez/42 Cachoeira Paulista - Volta Redonda 2 105,0 138 Jun/87 Dez/42 51

24 De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Campos - Cachoeiro do Itapemirim 1 106,0 138 Fev/73 Dez/42 Campos - Cachoeiro do Itapemirim 2 106,0 138 Fev/73 Dez/42 Campos Iriri 97,0 138 Ago/73 Dez/42 Campos - Rocha Leão 110,0 138 Fev/73 Dez/42 Couto Magalhães - Parque das Emas 80,5 138 Nov/13 Dez/42 Iriri - Rocha Leão 13,0 138 Ago/73 Dez/42 Jacarepaguá - Ari Franco 10,0 138 Dez/67 Dez/42 Jacarepaguá Cosmos 24,0 138 Dez/67 Dez/42 Jacarepaguá - Mato Alto 16,0 138 Set/73 Dez/42 Jacarepaguá Paciência 23,0 138 Ago/14 Dez/42 Paciência Palmares 5,0 138 Ago/14 Dez/42 Jacarepaguá ZIN 33,0 138 Nov/72 Dez/42 Jacuacanga - Brisamar 44,0 138 Out/77 Dez/42 Manso Nobres 70,0 138 Abr/98 Dez/42 Muriqui - Angra (Ampla) 36,0 138 Abr/71 Dez/42 Muriqui - Brisamar 20,0 138 Abr/71 Dez/42 Palmares - Mato Alto 13,0 138 Set/73 Dez/42 Parque das Emas - Rio Claro 87,5 138 Nov/13 Dez/42 Rio Verde - Cachoeira Dourada 2 174,0 138 Ago/77 Dez/42 Rio Verde - Rio Claro 87,0 138 Nov/13 Dez/42 Rocha Leão - Magé 1 108,0 138 Jan/73 Dez/42 Rocha Leão - Magé 2 108,0 138 Jan/73 Dez/42 Santa Cruz - Brisamar 1 20,0 138 Out/77 Dez/42 Santa Cruz - Brisamar 2 13,0 138 Abr/71 Dez/42 Santa Cruz - Jacarepaguá 38,0 138 Out/72 Dez/42 Santa Cruz - Palmares 1 14,0 138 Nov/72 Dez/42 Santa Cruz - Palmares 2 14,0 138 Set/73 Dez/42 Santa Cruz ZIN 5,0 138 Nov/72 Dez/42 Santa Cruz - ZIN - Ari Franco 31,0 138 Dez/67 Dez/42 Santa Cruz - ZIN - Cosmos 17,0 138 Dez/67 Dez/42 São José - Imbariê 1 18,0 138 Dez/98 Dez/42 São José - Imbariê 2 18,0 138 Dez/98 Dez/42 São José - Magé 1 46,0 138 Jun/01 Dez/42 São José - Magé 2 46,0 138 Jun/01 Dez/42 UTE Campos - Campos 1 1,0 138 Jul/77 Dez/42 UTE Campos - Campos 2 1,0 138 Jul/87 Dez/42 Subtotal 138 kv 2.205,0 Eletrodo de Terra - Foz do Iguaçu 1 16,0 25 Abr/85 Dez/42 Eletrodo de Terra - Foz do Iguaçu 2 15,0 25 Ago/87 Dez/42 Eletrodo de Terra - Ibiúna 1 67,0 25 Abr/85 Dez/42 Eletrodo de Terra - Ibiúna 2 67,0 25 Ago/87 Dez/42 Subtotal 25 kv 165,0 Total , Subestações Subestações empreendimentos não afetados pela Lei Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Localização Início da Operação Término da Operação Zona Oeste 900,00 Rio de Janeiro/Rio de Janeiro Mar/11 Maio/

25 Subestações empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M Subestação Capacidade de Transformação (MVA)* Localização Início da Operação Término da Operação Adrianópolis 3.289,96 Nova Iguaçu/Rio de Janeiro Nov/70 Dez/42 Angra 967,07 Angra dos Reis/Rio de Janeiro Abr/71 Dez/42 Araraquara - Araraquara/São Paulo Abr/76 Dez/42 Bandeirantes 1.433,33 Aparecida de Goiânia/Goiás Out/72 Dez/42 Barro Alto 149,66 Barro Alto/Goiás Mar/82 Dez/42 Brasília Geral 300,00 Brasília/Brasília Fev/60 Dez/42 Brasília Sul 2.094,20 Taguatinga/Brasília Mar/73 Dez/42 Cachoeira Paulista 583,30 Cachoeira Paulista/São Paulo Out/76 Dez/42 Campinas 1.970,00 Campinas/São Paulo Set/72 Dez/42 Campos 1.283,33 Campos dos Goytacazes/Rio de Janeiro Fev/73 Dez/42 Foz do Iguaçu ,00 Foz do Iguaçu/Paraná Dez/82 Dez/42 Grajaú 2.800,00 Rio de Janeiro/Rio de Janeiro Dez/79 Dez/42 Guarulhos - São Paulo/São Paulo Set/63 Dez/42 Gurupi - Gurupi/Tocantins Mar/99 Dez/42 Ibiúna ,40 Ibiúna/São Paulo Abr/84 Dez/42 Imbariê - Duque de Caxias/Rio de Janeiro Out/68 Dez/42 Iriri - Macaé/Rio de Janeiro Out/09 Dez/42 Itabera - Itaberá/São Paulo Set/82 Dez/42 Itutinga - Itutinga/Minas Gerais Abr/67 Dez/42 Ivaiporã ,00 Manoel Ribas/Paraná Out/82 Dez/42 Jacarepaguá 1.350,00 Rio de Janeiro/Rio de Janeiro Dez/67 Dez/42 Macaé - Macaé/Rio de Janeiro Nov/01 Dez/42 Mogi das Cruzes 1.166,66 Mogi das Cruzes/São Paulo Mar/64 Dez/42 Niquelândia - Niquelândia/Goiás Out/99 Dez/42 Pirineus - Anápolis/Goiás Nov/06 Dez/42 Poços de Caldas 1.846,66 Poços de Caldas/Minas Gerais Set/63 Dez/42 Resende - Resende/Rio de Janeiro Abr/09 Dez/42 Rio Verde 333,33 Rio Verde/Goiás Dez/75 Dez/42 Rocha Leão - Rio das Ostras/Rio de Janeiro Dez/72 Dez/42 Samambaia 4.250,00 Brasília/Distrito Federal Mar/98 Dez/42 São José 2.600,00 Belfort Roxo/Rio de Janeiro Ago/91 Dez/42 Simplício - Sapucaia/Rio de Janeiro Ago/06 Dez/42 Usina de São Gonçalo 42,50 São Gonçalo/Rio de Janeiro Jul/77 Dez/42 Tijuco Preto ,70 Mogi das Cruzes/São Paulo Set/82 Dez/42 Viana 750,00 Viana/Espirito Santo Dez/05 Dez/42 Vitória 1.044,20 Serra/Espirito Santo Nov/78 Dez/42 SE da Usina Campos 185,00 Campos dos Goytacazes/Rio de Janeiro Dez/68 Dez/42 SE da Usina Corumbá 556,00 Caldas Novas/Goiás Mar/97 Dez/42 SE da Usina Funil 300,00 Itatiaia/Rio de Janeiro Dez/69 Dez/42 SE da Usina Furnas 1.399,17 São José da Barra/Minas Gerais Set/63 Dez/42 SE da Usina Itumbiara 5.074,99 Araporã/Minas Gerais Mar/73 Dez/42 SE da Usina Luiz C. Barreto 1.333,32 Pedregulho/São Paulo Mar/69 Dez/42 SE da Usina Mascarenhas de 1.820,99 Ibiraci/Minas Gerais Dez/56 Dez/42 Moraes SE da Usina Marimbondo 2.393,32 Fronteira/Minas Gerais Ago/75 Dez/42 SE da Usina Manso 312,50 Chapada dos Guimarães/Mato Grosso Nov/00 Dez/42 SE da Usina Porto Colômbia 425,00 Planura/Minas Gerais Jul/73 Dez/42 SE da Usina Santa Cruz 1.544,00 Rio de Janeiro/Rio de Janeiro Jun/67 Dez/42 SE da Usina Serra da Mesa 1.576,42 Minaçu/Goiás Mar/98 Dez/42 * Capacidade de Transformação Total (MVA Total) = Capacidade em operação + Capacidade reserva + Capacidade em revisão. 53

26 8.2. SPE Linhas de Transmissão SPE Objeto (De Para) Participação (%) Extensão Tensão (km) (kv) Entrada em Operação Fim da Concessão Transirapé Irapé Araçuaí 24,5 65,0 230 Mai/07 Dez/34 Transudeste Itutinga Juiz de Fora 25,0 140,0 345 Fev/07 Out/34 Transleste Montes Claros Irapé 24,5 138,0 345 Dez/06 Fev/34 Enerpeixe S.A. Peixe Angical Peixe 2 40,0 17,0 500 Abr/06 Nov/36 Centroeste de Minas Furnas Pimenta II 49,0 62,7 345 Mar/10 Mar/35 Chapecoense Geração S.A. SE Foz do Chapecó Gurita 40,0 72,6 230 Mar/11 Nov/36 Chapecoense Geração S.A. SE Foz do Chapecó SE Xanxerê 40,0 77,6 230 Mar/11 Nov/36 Chapecoense Geração S.A. UHE Foz do Chapecó SE de Foz do Chapecó 40,0 1,0 230 Mar/11 Nov/36 Retiro Baixo Energética S.A. UHE Retiro Baixo SE Curvelo 49,0 45,0 138 Out/10 Ago/41 Serra do Facão Energia S.A. UHE Serra do Facão SE Celg de Catalão 49,5 32,0 138 Out/10 Nov/36 Baguari Energia S.A. UHE Baguari - SE Baguari 15,0 0, Fev/10 Ago/41 Baguari Energia S.A. SE Baguari - Mesquita Governador Valadares 15,0 2,5 230 Abr/10 Ago/41 Baguari Energia S.A. SE Baguari Mesquita 15,0 69,0 230 Abr/10 Ago/41 Baguari Energia S.A. SE Baguari - Gov. Valadares 15,0 26,0 230 Abr/10 Ago/41 Transenergia Renovável S.A. Barra dos Coqueiros Quirinópolis 49,0 52,3 230 Abr/11 Abr/39 Transenergia Renovável S.A. Quirinópolis - UTE Quirinópolis 49,0 34,4 138 Mai/11 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Quirinópolis - UTE Boavista 49,0 16,7 138 Mai/11 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Chapadão Jataí 49,0 131,5 230 Dez/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Jataí Mineiros 49,0 61,4 138 Dez/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Jataí - UTE Jataí 49,0 51,2 138 Dez/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Jataí - UTE Água Emendada 49,0 32,6 138 Dez/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Mineiros - Morro Vermelho 49,0 45,2 138 Dez/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Morro Vermelho - UTE Morro Vermelho 49,0 31,0 138 Dez/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Morro Vermelho - UTE Alto Taquari 49,0 30,2 138 Jun/13 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Palmeiras Edéia 49,0 57,0 230 Mai/13 Jun/25 Transenergia Renovável S.A. Edéia - UTE Tropical Bionenergia I 49,0 48,7 138 Mai/13 Jun/25 Interligação Elétrica do Madeira S.A. LT Coletora Porto Velho-Araraquara II (Lote D) 24, Ago/13 Fev/39 Goiás Transmissão S.A. Rio Verde Norte Trindade 49, Dez/13 Fev/40 Goiás Transmissão S.A. Trindade Xavantes 49, Dez/13 Fev/40 Goiás Transmissão S.A. Trindade Carajás 49, Out/13 Fev/ Subestações Nome da SPE Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Participação (%) Início da Operação Término da Operação Caldas Novas Transmissão S.A. Corumbá ,90 Ago/13 Jun/41 Transenergia São Paulo S.A Itatiba 800,00 49,00 Ago/12 Nov/39 Transenergia Renovável S.A Edéia 150,00 49,00 Fev/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A Jataí 225,00 49,00 Dez/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A Mineiros - 49,00 Dez/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A Morro Vermelho - 49,00 Dez/12 Jun/25 Transenergia Renovável S.A Quirinópolis 225,00 49,00 Abr/11 Jun/25 Baguari Energia S.A. SE da Usina de Baguari 155,60 15,00 Ago/06 Ago/41 Chapecoense Geração S.A SE da Usina de Foz do Chapecó 978,00 40,00 Nov/01 Nov/36 Enerpeixe S.A. SE da Usina de Peixe Angical 525,00 40,00 Nov/01 Nov/36 Retiro Baixo Energética S.A. SE da Usina de Retiro Baixo 100,00 49,00 Ago/06 Ago/41 Madeira Energia S.A. SE da Usina de Santo Antônio 3.630,00 39,00 Ago/07 Jun/43 Serra do Facão Energia S.A. SE da Usina de Serra do Facão 236,40 49,47 Nov/01 Nov/36 54

27 Capacidade de Término Participação Início da Nome da SPE Subestação Transformação da (%) Operação (MVA) Operação Goiás Transmissão S.A. Trindade 400,00 49,00 Nov/13 Jul/40 9. Perdas na transmissão - % 2,27 2,29 1,98 Nota: O Total de Perdas da Rede Básica é determinado pela diferença entre o Total de Geração e o Total de Consumo apurados no SIN, sendo absorvidas na proporção de 50% para os consumidores e 50% para os geradores participantes do rateio de perdas da Rede Básica. 10. Principais Investimentos da Controladora R$ Projeto 1ª Revisão 2014 Implantação do Ciclo Combinado UTE Santa Cruz (RJ) / Ampliação da Capacidade UTE Santa Cruz (RJ) Implantação UHE Batalha (Paulistas) (MG/GO) Implantação UHE Simplício / PCH Anta (RJ) Modernização UHE Furnas (MG) Modernização UHE Luiz Carlos Barreto de Carvalho (MG) Manutenção do Sistema de Geração Ampliação da Capacidade de Geração Implantação de Parques Eólicos de Geração Implantação da UTE a Biomassa Ampliação da Capacidade de Geração em Diversas Regiões Transmissão Sistema de Transmissão Bom Despacho Ouro Preto Implantação LT Macaé Campos (RJ) Implantação LT Tijuco Preto Itapeti Nordeste (SP) Implantação Sistema Transmissão Mascarenhas Linhares Reforços e Melhorias no Sistema de Transmissão de Energia Elétrica Manutenção do Sistema de Transmissão Ampliação do Sistema de Transmissão em Diversas Regiões Outros Manutenção e Adequação de Bens Imóveis Manutenção e Adequação de Bens Móveis, Veículos, Máquinas e Equipamentos Manutenção e Adequação de Ativos de Informática, Informação e Teleprocessamento Preservação e Conservação Ambiental de Empreendimentos de Geração e Transmissão de Energia Elétrica Investimentos Novos Geração Ativos Próprios Usina UHE Simplício/ PCH Anta Localização (Estado) RJ/MG Investimento (R$ milhões) Total 2.289,51 Base: Dez/08 Realizado Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) ,7 191,3 Início da Operação UHE Simplício: iníciou a operação comercial em jun/2013 PCH Anta: Previsão Máquina 1 Jan/2015 e Máquina 2 Jun/2015 Início da Construção Mar/07 Término da Concessão Ago/41 55

28 SPE SPE Usina Localização (Estado) Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) Início da Operação Início da Construção Término da Concessão Cia. Hidrelétrica Teles Pires UHE Teles Pires MT 1.820,0 915,4 Jan/15 Ago/11 Jun/46 Madeira Energia S.A. UHE Santo Antônio MT 3.568, ,03 Mar/12 Ago/08 Dez/43 Consórcio Terra Nova S.A. UHE São Manoel MT/PA 700,0 421,7 Mai/18 Ago/14 Abr/49 Central Geradora Eólica Famosa I S.A.*Famosa I RN 22,5 11,1 Jul/15 Jul/14 Dez /45 Central Geradora Eólica Pau Brasil S.A. Pau Brasil ** RN 15,0 7,7 Jul/15 Jul/14 Mai/47 Central Geradora Eólica Rosada S.A. Rosada CE 30,0 13,4 Jul/15 Jul/14 Mar/47 Central Geradora Eólica São Paulo S.A. São Paulo ** RN 17,5 8,1 jul/15 Jul/14 Set/48 Energia dos Ventos I ** Goiabeira CE 19,2 9,9 Jan/16 Jul/14 Mar/47 Energia dos Ventos II Ubatuba CE 12,6 5,8 Jan/16 Mar/14 Jun /47 Energia dos Ventos III** Santa Catarina CE 16,0 8,5 Jan/16 Mar/14 Jun /47 Energia dos Ventos IV** Pitombeira CE 27,0 13,9 Jan/16 Mar/14 Jun /47 Energia dos Ventos V** São Januário CE 19,2 9,0 Jan/16 Jul/15 Jun /47 Energia dos Ventos VI** Nossa Senhora de Fátima CE 28,8 12,8 Jan/16 Nov/14 Jun /47 Energia dos Ventos VII** Jandaia CE 28,8 14,1 Jan/16 Abr/15 Ago/47 Energia dos Ventos VIII** São Clemente CE 19,2 9,3 Jan/16 Mai/15 Ago/47 Energia dos Ventos IX** Jandaia I CE 19,2 9,9 Jan/16 Dez/14 Jul /47 Energia dos Ventos X** Horizonte CE 14,4 7,3 Jan/16 Abr/14 Jul /47 Consórcio Bom Jesus Bom Jesus CE 18,0 8,1 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Cachoeira Cachoeira CE 12,0 5,0 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Pitimbu Pitimbu CE 18,0 7,2 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio São Caetano** São Caetano CE 25,2 11,0 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio São Caetano I São Caetano I CE 18,0 7,7 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio São Galvão** São Galvão CE 22,0 9,5 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Carnaúba I Carnaúba I RN 22,0 9,4 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Carnaúba II Carnaúba II RN 18,0 7,3 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Carnaúba III Carnaúba III RN 16,0 7,5 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Carnaúba V Carnaúba V RN 24,0 10,1 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Cervantes I Cervantes I RN 16,0 7,1 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Cervantes II Cervantes II RN 12,0 5,6 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Punaú I Punaú I RN 24,0 11,0 Set/15 Out/14 Mai/49* Consórcio Arara Azul Arara Azul RN 28,0 10,7 Mai/18 Dez/16 Ago/49* Consórcio Bentevi Bentevi RN 14,0 5,7 Mai/18 Dez/16 Ago/49* Consórcio Ouro Verde I Ouro Verde I RN 26,0 10,7 Mai/18 Dez/16 Ago/49* Consórcio Ouro Verde II Ouro Verde II RN 28,0 11,2 Mai/18 Dez/16 Ago/49* Consórcio Ouro Verde III Ouro Verde III RN 24,0 9,4 Mai/18 Dez/16 Ago/49* Consórcio Santa Rosa Santa Rosa CE 20,0 8,4 Mai/18 Dez/16 Ago/49* Consórcio Uirapuru Uirapuru CE 28,0 12,6 Mai/18 Out/16 Ago/49* Consórcio Ventos do Angelim Ventos de CE 22,0 10,3 Mai/18 Dez/16 Ago/49* 56

29 SPE Usina Localização (Estado) Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) Início da Operação Início da Construção Término da Concessão Angelim Consórcio Serra do Mel Serra do Mel I RN 28,0 13,0 Mai/18 Jun/17 Ago/49* Consórcio Serra do Mel Serra do Mel II RN 28,0 12,8 Mai/18 Jun/17 Ago/49* Consórcio Serra do Mel Serra do Mel III RN 28,0 12,5 Mai/18 Jun/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Itaguaçu da Bahia BA 28,0 14,0 Mai/18 Mar/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Ventos de Santa Luiza BA 28,0 14,2 Mai/18 Mar/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Ventos de Santa Madalena BA 28,0 14,7 Mai/18 Mar/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Ventos de Santa Marcella BA 28,0 13,6 Mai/18 Mar/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Ventos de Santa Vera BA 28,0 15,2 Mai/18 Mar/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Ventos de Santo Antônio BA 28,0 16,1 Mai/18 Mar/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Ventos de São Bento BA 28,0 14,4 Mai/18 Mar/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Ventos de São Cirilo BA 28,0 14,7 Mai/18 Mar/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Ventos de São João BA 28,0 15,0 Mai/18 Mar/17 Ago/49* Consórcio Casa dos Ventos I** Ventos de São Rafael BA 28,0 13,8 Mai/18 Mar/17 Ago/49* * Prazo estimado com base no cronograma de eventos previstos no anexo ao Edital do Leilão, tendo em vista que ainda não houve a outorga dos empreendimentos. ** Valores das Capacidades Instaladas retificados SPE SPE Cia. Hidrelétrica Teles Pires Madeira Energia S.A. Empresa de Energia São Manoel S.A. CGE Famosa/Famosa I S.A.* CGE Famosa/ Pau Brasil S.A.* CGE Famosa/ Rosada S.A.* CGE Famosa/ São Paulo S.A.* Usina Investimento (R$ milhões) Total Realizado Cronograma físico da obra realizado (%) Participação (%) UHE Teles Pires 4.452, ,00 92,07 24,5 UHE Santo Antônio , ,00 92,55 39,0 Parceiros Eletrosul (24,5%) Neoenergia (50,10%) Odebrecht Part. Invest. (0,9%) Odebrecth Energia (18,6%) Cemig (10,0%) Andrade Gutierrez (12,4%) Fundo de Invest. e Participações Amazônia Energia (20,0%) UHE São Manoel 2.474,0 n/d n/d 33,333 EDP Energias do Brasil S.A. (66,667%) Famosa I 80,0 3,81 2,5 49,0 Pau Brasil 52,0 2,54 2,5 49,0 Rosada 105,0 4,76 2,5 49,0 São Paulo 75,0 2,86 2,5 49,0 Empresa Brasileira de Desenvolvimento e Participações S.A. (35,70%) Comercial Mineira S.A (15,25%) Ventos Tecnologia Elétrica S.A. (0,05%) Empresa Brasileira de Desenvolvimento e Participações S.A. (35,70%) Comercial Mineira S.A (15,25%) Ventos Tecnologia Elétrica S.A. (0,05%) Empresa Brasileira de Desenvolvimento e Participações S.A. (35,70%) Comercial Mineira S.A (15,25%) Ventos Tecnologia Elétrica S.A. (0,05%) Empresa Brasileira de Desenvolvimento e Participações S.A. (35,70%) Comercial Mineira S.A (15,25%) Ventos Tecnologia Elétrica S.A. (0,05%) Energia dos Ventos I* Goiabeira 62,0 0,33 12,0 49,0 Alupar (50,99%) 57

30 SPE Usina Investimento (R$ milhões) Total Realizado Cronograma físico da obra realizado (%) Participação (%) Parceiros Central Eólica Goiabeira (0,01%) Energia dos Ventos II* Ubatuba 41,0 0,25 12,0 49,0 Alupar (50,99%) Central Eólica Ubatuba (0,01%) Energia dos Ventos III* Santa Catarina 66,0 0,31 12,0 49,0 Alupar (50,99%) Central Eólica Santa Catarina (0,01%) Energia dos Ventos IV* Pitombeira 100,0 0,40 12,0 49,0 Alupar (50,99%) Central Eólica Pitombeira (0,01%) Energia dos Ventos V* São Januário 75,0 0,31 12,0 49,0 Alupar (50,99%) Central Eólica São Januário (0,01%) Alupar (50,99%) Nossa Senhora Energia dos Ventos VI* 100,0 0,36 12,0 49,0 Central Eólica Nossa Senhora de Fátima de Fátima (0,01%) Energia dos Ventos VII* Jandaia 100,0 0,39 12,0 49,0 Alupar (50,99%) Central Eólica Jandaia (0,01%) Energia dos Ventos Alupar (49%) São Clemente 75,0 0,29 12,0 49,0 VIII* Central Eólica São Clemente (0,01%) Energia dos Ventos Alupar (50,99%) Jandaia I 75,0 0,32 12,0 49,0 IX* Central Eólica Jandaia I (0,01%) Fundo de Investimento em Participações Bom Jesus Eólica S.A. Bom Jesus 79,0 14, ,00 Caixa Milão (50,99%) Central Eólica Bom Jesus Ltda. (0,01%) Fundo de Investimento em Participações Cachoeira Eólica S.A. Cachoeira 53,0 9, ,00 Caixa Milão (50,99%) Central Eólica Cachoeira Ltda. (0,01%) Pitimbu Eólica S.A. Pitimbu 79,0 14, ,00 Fundo de Investimento em Participações Caixa Milão (50,99%) Central Eólica Pitimbu Ltda. (0,01%) Fundo de Investimento em Participações São Caetano Eólica S.A. São Caetano 111,0 21, ,00 Caixa Milão (50,99%) Central Eólica São Caetano Ltda. (0,01%) São Caetano I Eólica S.A São Caetano I 79,0 14, ,00 Fundo de Investimento em Participações Caixa Milão (50,99%) Central Eólica São Caetano I Ltda. (0,01%) Fundo de Investimento em Participações São Galvão Eólica S.A. São Galvão 97,0 19, ,00 Caixa Milão (50,99%) Central Eólica São Galvão Ltda. (0,01%) Carnaúba I Eólica S.A. Carnaúba I 91,0 17, ,00 Fundo de Investimento em Participações Caixa Milão (50,99%) Central Geradora Eólica Carnaúba I Ltda. (0,01%) Carnaúba II Eólica S.A. Carnaúba II 75,0 14, ,00 Fundo de Investimento em Participações Caixa Milão (50,99%) Central Geradora Eólica Carnaúba II Ltda. (0,01%) Fundo de Investimento em Participações Carnaúba III Eólica S.A. Carnaúba III 67,0 12, ,00 Caixa Milão (50,99%) Central Geradora Eólica Carnaúba III Ltda. (0,01%) Fundo de Investimento em Participações Carnaúba V Eólica S.A. Carnaúba V 100,0 18, ,00 Caixa Milão (50,99%) Central Geradora Eólica Carnaúba V Ltda. (0,01%) Cervantes I Eólica S.A. Cervantes I 67,0 12, ,00 Fundo de Investimento em Participações Caixa Milão (50,99%) Central Geradora Eólica Cervantes I Ltda. (0,01%) Fundo de Investimento em Participações Cervantes II Eólica S.A. Cervantes II 50,0 9, ,00 Caixa Milão (50,99%) Central Geradora Eólica Cervantes II Ltda. (0,01%) Fundo de Investimento em Participações Punaú I Eólica S.A. Punaú I 100,0 18, ,00 Caixa Milão (50,99%) Central Geradora Eólica Punaú I Ltda. (0,01%) Consórcio Arara Azul Arara Azul 98, ,00 Eólica Tecnologia LTDA (7,0%) 58

31 SPE Usina Investimento (R$ milhões) Total Consórcio Bentevi Bentevi 55,0 Consórcio Ouro Verde I Ouro Verde I 98,0 Consórcio Ouro Verde II Ouro Verde II 106,0 Consórcio Ouro Verde III Ouro Verde III 89,0 Consórcio Santa Rosa Santa Rosa 79,0 Consórcio Uirapuru Uirapuru 107,0 Consórcio Ventos do Angelim Ventos de Angelim 91,0 Consórcio Serra do Mel Serra do Mel I 135,29 Consórcio Serra do Mel Serra do Mel II 135,29 Consórcio Serra do Mel Serra do Mel III 135,29 Geradora Eólica Itaguaçu da Bahia SPE S.A. Geradora Eólica Ventos Santa Luiza SPE S.A. Parque Itaguaçu da Bahia Parque Ventos de Santa Luiza 127,2 Realizado Cronograma físico da obra realizado (%) Participação (%) 90,00 90,00 90,00 90,00 90,00 90,00 90, , , ,00 2,3 1,8 49,00 127,2 2,3 1,8 49,00 Parceiros Ventos Tecnologia Elétrica LTDA (2,99%) Central Eólica Arara Azul Ltda (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (7,0%) Ventos Tecnologia Elétrica LTDA (2,99%) Central Eólica Bentevi Ltda (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (7,0%) Ventos Tecnologia Elétrica LTDA (2,99%) Central Eólica Ouro Verde I Ltda (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (7,0%) Ventos Tecnologia Elétrica LTDA (2,99%) Central Eólica Ouro Verde II Ltda (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (7,0%) Ventos Tecnologia Elétrica LTDA (2,99%) Central Eólica Ouro Verde III Ltda (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (7,0%) Ventos Tecnologia Elétrica LTDA (2,99%) Central Eólica Santa Rosa Ltda (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (7,0%) Ventos Tecnologia Elétrica LTDA (2,99%) Central Eólica Uirapuru Ltda (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (7,0%) Ventos Tecnologia Elétrica LTDA (2,99%) Centrais Eólicas (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (9,99%) Gestamp Eólica Brasil LTDA (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (9,99%) Gestamp Eólica Brasil LTDA (0,01%) Eólica Tecnologia LTDA (9,99%) Gestamp Eólica Brasil LTDA (0,01%) Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Geradora Eólica Ventos Santa Madalena S.A. Geradora Eólica Ventos Santa Marcella S.A. Geradora Eólica Ventos Santa Vera S.A. Geradora Eólica Ventos Santo Antônio S.A. Geradora Eólica Ventos São Bento S.A. Geradora Eólica Ventos São Cirilo S.A. Geradora Eólica Ventos São João S.A. Geradora Eólica Ventos São Rafael S.A. Parque Ventos de Santa Madalena Partque Ventos de Santa Marcella Parque Ventos de Santa Vera Parque Ventos de Santo Antônio Parque Ventos de São Bento Parque Ventos de São Cirilo Parque Ventos de São João Parque Ventos de São Rafael 127,2 2,3 1,8 49,00 127,2 2,3 1,8 49,00 127,2 2,3 1,8 49,00 127,2 2,3 1,8 49,00 127,2 2,3 1,8 49,00 127,2 2,3 1,8 49,00 127,2 2,3 1,8 49,00 127,2 2,3 1,8 49,00 Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Salus Fundo de Investimento em Participações (49,0%) 59

32 SPE Usina Investimento (R$ milhões) Total Realizado Cronograma físico da obra realizado (%) Participação (%) Parceiros Casa dos Ventos Energias Renováveis S.A. (2,0%) Transmissão Ativos Próprios Linhas de Transmissão De Para LT Itapeti Nordeste LT Bom Despacho 3 Ouro Preto 2 * LT Mascarenhas Linhares e SE Linhares *** LT Xavantes Pirineus Total do Investimento (R$ milhões) 166,00 Base: Out/05 120,1 Base: Dez/08 67,20 Base: Nov/09 31,18 Base: Set/11 Invest. Realizado (R$ milhões) Extensão das Linhas (km) * Compreende, além da LT 500 kv Bom Despacho 3 Ouro Preto 2, as SEs Bom Despacho 3 (Cemig) C e Ouro Preto 2 (Cemig) 3A. ** Encontra-se pronta para entrar em operação comercial, aguardando apenas a emissão da Licença de Operação. *** Compreende, além da LT 230 kv Mascarenhas Linhares, as SEs Mascarenhas (Escelsa) e Linhares (Escelsa). Tensão (kv) Início da Operação Término da Concessão 226, Dez/14 Abr/36 146, ** Jan/39 32, Jul/15 Jul/40 17, Nov/15 Dez/ Subestações SE SE Zona Oeste 500 / 138 kv (Leilão 002/2012, Lote E) Total do Investimento (R$ milhões) 43,38 Base: Mar/2012 Invest. Realizado (R$ milhões) 35,49 Capacidade de Transformação Instalação de banco de transformador 500/138 kv (3+1R) x 300 MVA e respectivas conexões de unidades transformadoras Localização Início da Operação Término da Concessão RJ Out/14 Mai/ SPE Linhas de Transmissão SPE Transenergia Goiás S.A. MGE Transmissão S.A. Triângulo Mineiro Transmissora S.A. Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Lago Azul Transmissora S.A. Mata de Santa Genebra Transmissora S.A. Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. Objeto (De-Para) Participação (%) Total do Investimento* (R$ Milhões) Invest. Realizado (R$ Milhões) Extensão das Linhas (km) Tensão (kv) Serra da Mesa Niquelândia ,00 6, Niquelândia - Barro Alto Mesquita - Viana ,69 364,42 Viana 2 Viana Início da Operaç ão Dez/15 Ago/15 Jun/14 Término da Concess ão Nov/39 Jul/40 Marimbondo II - Assis ,84 46,1 296,5 500 Dez/15 Ago/43 Barreiras II - Rio das Éguas 244 Rio das Éguas - Luziânia 24,5 917,58 125,0 373 Luziânia - Pirapora II Mai/16 Mai/43 Barro Alto - Itapaci 49,9 32,63 1, Set/16 Fev/44 Itatiba Bateias 399 Araraquara II - Itatiba 49, ,8 34, Set/17 Fev/44 Araraquara II - Fernão Dias 241 Luziânia - Brasília Leste ,65 Samambaia - Brasília Sul 39,0 15, (Base: Jul/2013) Brasília Sul - Brasília Geral 13,5 230 Jul/16 Out/43 60

33 SPE Objeto (De-Para) Participação (%) Total do Investimento* (R$ Milhões) Invest. Realizado (R$ Milhões) Extensão das Linhas (km) Tensão (kv) Início da Operaç ão Término da Concess ão Belo Monte Transmissora Xingu Estreito de Energia S.A. 24, , Fev/18 Jun/44 * Valor do Total do Investimento na base do Plano de Negócio do empreendimento Subestações Nome da SPE Luziânia Niquelândia Transmissora S.A. Mata de Santa Genebra Transmissora S.A. Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. Belo Monte Transmissora de Energia S.A. SE Participação (%) Total do Investimento (R$ Milhões) Capacidade de Transformação (MVA) SE Luziânia e SE Niquelândia 49,0 39,3 255 SE Santa Bárbara D Oeste 440 kv, Compensador Estático (-300,+300) Mvar SE Itatiba 500 kv, Compensador Estático (-300,+300) Mvar SE 500/440 kv Fernão Dias (9+1R) Localização Luziânia (GO) / Niquelândia (GO) Início da Operação Ago/15 Término da Concessão Mai/42 49, , SP Fev/18 Fev/44 SE Brasília Leste 39,0 269, DF Jul/16 Out/43 Estação Conversora CA/CC,±800 kv, MW, junto a SE 500 kv Xingu Estação Conversora CA/CC, ±800 kv, MW, junto a SE 500 kv Estreito 24, , Xingu(PA) 3300 Estreito(MG) Fev/08 Jun/ Empréstimos e Financiamentos R$ Milhões Moeda Nacional - MN Credor Saldo em Saldo em Saldo em Vencimento Taxas e Indexadores Eletrobras /03/2018 9,5% a.a. Eletrobras /12/2018 7% a.a. Eletrobras /12/2015 7% a.a. Eletrobras /03/2023 IPCA + 7% a.a. Eletrobras /10/2014 6,5% a.a. Eletrobras /06/2030 IPCA + 7 % a.a. Eletrobras /12/2030 IPCA + 7 % a.a. Eletrobras /11/2029 IPCA + 7% a.a. Eletrobras /03/2017 6,5% a.a. Eletrobras /12/2021 IPCA + 7% a.a. Eletrobras /07/2022 IPCA + 7% a.a. Eletrobras /12/2022 IPCA + 7% a.a. Eletrobras /03/2020 6,5% a.a. Eletrobras Eletronet /08/2020 Selic BNDES /07/2026 TJLP + 1,91% a.a. BNDES /12/2025 TJLP + 3% a.a. BNDES /07/2026 TJLP + 2,18% a.a. e e 15/05/2018 TJLP + 6% a.a. FINEP /11/2023 3,5% a.a. FINEP /11/2023 TJLP 1,5% a.a. Caixa Econômica Federal /01/2022 8,7% a.a. e TJLP + 4% a.a. Caixa Econômica Federal /07/ % CDI Caixa Econômica Federal /08/ % CDI Caixa Econômica Federal /10/ % CDI Caixa Econômica Federal /10/ % CDI 61

34 Credor Saldo em Saldo em Saldo em Vencimento Taxas e Indexadores Caixa Econômica Federal /05/ ,7% CDI Banco do Brasil S.A /02/ % CDI Banco do Brasil S.A /10/ ,3% CDI Banco do Brasil S.A /12/ % CDI Basa /07/ ,89% CDI Total Moeda Estrangeira - ME Credor Saldo em Saldo em Saldo em Vencimento Moeda Eletrobras /04/2018 US$ Eletrobras /04/2018 Yen BID /12/2031 US$ Total Contratos Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Controladora Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Total (ME + MN) Por atividade Geração Transmissão Por credor Eletrobras Outros Total SPE (R$) Foz do Chapecó Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade Geração , , , Transmissão Por credor BNDES , , , REPASSADORES , , , SINCRONO , , , Total , , , Santo Antônio Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade Geração , , , Transmissão Por credor BNDES Direto , , , BNDES Repasse , , , Banco da Amazônia - FNO , , , ª Emissão de Debêntures , , ,

35 3ª Emissão de Debêntures , , , Total , , , Teles Pires Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade Geração , , , Transmissão Por credor FI-FGTS , , , Total , , , Centro Oeste de Minas Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade Geração Transmissão , , , Por credor BNDES , , , Total , , , Serra do Facão Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME+MN) Por atividade Geração , , , Transmissão Por credor BNDES , , , Total , , , Interligação Elétrica do Madeira Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME+MN) Por atividade Geração Transmissão , , , Por credor Banco da Amazônia , , ,55 - BNDES , , , Título de Mercado Regulado pela CVM , , , Total , , , Goiás Transmissão Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME + MN) Por atividade Geração Transmissão , , , Por credor Brasil FCO , , , BNDES , , , Total , , ,

36 MGE Transmissão Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME + MN) Por atividade Geração Transmissão , , , Por credor BNDES , , , Total , , , Transenergia São Paulo Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME + MN) Por atividade Geração Transmissão , , , Por credor BNDES LP , , , Total , , , Transenergia Renovável Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME + MN) Por atividade Geração Transmissão , , , Por credor BNDES LP , , , Total , , , Brasventos Eolo Geradora de Energia Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME + MN) Por atividade Geração , , , Transmissão Por credor BNDES LP , , , Total , , , Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME + MN) Por atividade Geração , , , Transmissão Por credor BNDES LP , , , Total , , , Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia 64

37 Empréstimos e Após Total Financiamentos 2018 (ME + MN) Por atividade Geração , , , Transmissão Por credor BNDES LP , , , Total , , , Número de Empregados Por tempo Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por lotação Lotação Administrativo Operacional Total Por região Estado da Federação Distrito Federal Espírito Santo Goiás Minas Gerais Mato Grosso Paraná Rio de Janeiro Rondônia São Paulo Tocantins Total Mão-de-obra Contratada / Terceirizada Operacional 1T14 2T14 2T14 Contratados Índice de Rotatividade - % 65

38 0,27 0,31 0,32 66

39 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial R$ milhões ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos - principal Títulos e valores mobiliários Dividendos a Receber (Remuneração de participações societárias) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Cauções e depósitos vinculados Almoxarifado(Estoque) Ativo Financeiro Valores a Receber Lei / Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos - principal Títulos e valores mobiliários Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) - Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro Valores a Receber Lei / Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

40 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Instrumentos Financeiros Derivativos - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Contratos Onerosos - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores - - Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Instrumentos Financeiros Derivativos - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências Provisão para passivo a descoberto em investidas - - Provisão contrato oneroso Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil - - Concessões a pagar UBP - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Obrigações para desmob. de ativos (Desc. de usinas nucl.) - - Adiantamentos para futuro aumento de capital - - Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital Reservas de lucros - - Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

41 Demonstração do Resultado por atividade Em R$ milhões DRE Receita Operacional Geração Suprimento Fornecimento Energia Elétrica de Curto prazo Receita de O&M de Usinas Renovadas Receita de Construção de Usinas Retorno do Investimento G - - Transmissão Receita de O&M de Linhas Renovadas Receita de O&M Receita de Construção Transmissão Retorno do Investimento T Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custo e Despesas Operacionais Energia comprada para revenda Encargos sobre uso de rede elétrica Combustível para produção de energia elétrica - CCC Custo de construção Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Remuneração e ressarcimento Depreciação e amortização Doações e Contribuições Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado de participações societárias Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido do período

42 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões FLUXO DE CAIXA ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) Outros Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Receita de ativo financeiro pela TIR Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. Societárias Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) Recebimento de indenizações do ativo financeiro Pagamento de imposto de renda e contribuição social Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais Depósitos judiciais Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) - - Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão - - Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias Outros Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

43 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um lucro líquido 587,4% inferior ao apurado no trimestre anterior, passando de um lucro de R$ 47,4 milhões no 2T14 para um prejuízo de R$ 230,8 milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional Na geração: O fornecimento de energia elétrica apresentou aumento de 9,8%, passando de R$ 218,2 milhões no 2T14 para R$ 239,7 milhões no 3T14, devido principalmente ao maior volume de energia vendida com o estabelecimento de novos contratos. A energia elétrica de curto prazo apresentou redução de 18%, passando de R$ (5,6) milhões no 2T14 para R$ (6,7) milhões no 3T14, devido principalmente à redução na geração de energia da Usina de Camaçari. Na transmissão: As receitas de operação e manutenção de linhas renovadas apresentaram aumento de 23,6%, passando de R$ 162,7 milhões no 2T14 para R$ 201,1 milhões no 3T14, devido principalmente a atualização da receita e entrada de novos empreendimentos previamente autorizados. As receitas do ativo financeiro apresentaram aumento de 403,1%, passando de R$ 4,9 milhões no 2T14 para R$ 24,5 milhões no 3T14, devido principalmente a entrada de novos empreendimentos. Despesa Operacional A energia elétrica comprada para revenda apresentou aumento de 131,1%, passando de R$ (105,8) milhões, no 2T14 para R$ (244,6) milhões, no 3T14, devido principalmente a redução na geração das usinas hidrelétricas em função da forte estiagem que atinge a região. O combustível para produção de energia elétrica apresentou redução de 27,3% passando de R$ (108,0) milhões, no 2T14 para R$ (78,6) milhões no 3T14, devido principalmente a redução da operação da usina de Camaçari. As provisões operacionais apresentaram aumento de 350,7%, passando de uma reversão R$ 84,8 milhões no 2T14 para uma provisão de R$ 212,6 milhões no 3T14, devido principalmente ao registro de provisão para perdas na realização de investimento, R$ 44 milhões, e atualização dos estudos realizados pela Companhia para registro de impairment, R$ 368 milhões. Resultado Financeiro As receitas de aplicações financeiras apresentaram redução de 45,2%, passando de R$ 91,9 milhões no 2T14 para R$ 50,3 milhões no 3T14, devido principalmente aos rendimentos de aplicações no fundo extra mercado. As receitas de acréscimo moratório apresentaram redução de 60%, passando de R$ 13,4 milhões no 2T14 para R$ 5,4 milhões no 3T14, devido principalmente à redução no acréscimo moratório de energia vendida. A remuneração das Indenizações Lei /13 apresentou redução de 49%, passando de R$ 69,8 milhões no 2T14 para R$ 35,6 milhões no 3T14, devido principalmente a redução dos valores a receber. Participações Societárias O resultado dos investimentos em participações societárias apresentou ganho de 122,6%, passando de uma perda de R$ (37,0) milhões no 2T14 para um ganho de R$ 8,4 milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento no resultado de equivalência da Chesf sobre os seus investimentos em SPEs. 71

44 Dados de Mercado 1.Ativos de Geração e Energia Gerada 1.1.Ativos Próprios Usina Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MW Médio) Energia Gerada (MWh) Funil 30,00 10, , , ,60 Pedra 20,00 3, , , ,05 Araras 4, Curemas 3,52 1,00 83, Complexo de Paulo Afonso e Piloto 4.281, , , , ,40 Sobradinho 1.050,30 531, , , ,90 Luiz Gonzaga (Itaparica) 1.479,60 959, , , ,58 Boa Esperança (Castelo Branco) 237,30 143, , , ,74 Xingó 3.162, , , , ,07 Camaçari* 346,80 229, , , ,77 *A capacidade instalada da UTE Camaçari é de 346,80 MW quando opera com Gas Natural, que tem uma maior eficiência. Quando utiliza óleo diesel sua capacidade instalada é de aproximadamente 333,80 MW. Energia Assegurada de Funil alterada a partir de 01/01/2014, conforme Reh ANEEL nº 1.577, de 30/07/2013. Usina Localização Início da Fim da (Estado) Operação Operação Funil BA Mar/62 Dez/42 Pedra BA Abr/78 Dez/42 Araras CE Fev/67 Jul/15 Piloto BA Jan/55 Jul/15 Curemas PB Jun/57 Nov/24 Complexo de Paulo Afonso BA Jan/55 Dez/42 Sobradinho BA Abr/79 Fev/22 Luiz Gonzaga (Itaparica) PE Fev/88 Dez/42 Boa Esperança (Castelo Branco) PI Jan/70 Dez/42 Xingó SE Abr/94 Dez/42 Camaçari BA Fev/79 Ago/ SPE SPE Usina Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MW Médio) Energia Gerada MWh Energetica Águas da Pedra S.A. UHE Dardanelos 261,00 159, , , ,47 ESBR Participações S.A. UHE Jirau 3.750, , , , ,35 Pedra Branca S.A. Pedra Branca 30,00 12, , , ,89 São Pedro do Lago S.A. São Pedro do Lago 30,00 13, , , ,43 Sete Gameleiras S.A. Sete Gameleiras 30,00 12, , , ,09 Usina Participação Localização Início da Fim da (%) (Estado) Operação Operação Dardanelos 24,5 MT Ago/11 Jul/42 Jirau* 20,0 RO Set/13 Ago/43 Pedra Branca 49,0 BA Jan/13 Fev/46 São Pedro do Lago 49,0 BA Jan/13 Fev/46 Sete Gameleiras 49,0 BA Jan/13 Fev/46 * A primeira turbina entrou em operação em setembro de 2013 com 75MW de capacidade instalada. No terceiro trimestre de 2014 a empresa totalizou 13 máquinas em operação, resultando numa capacidade instalada em operação de 975 MW. 72

45 2. Energia comprada para revenda 2.1.Ativos Próprios Fornecedor Unidade Sistema Eletrobras MWh R$ milhões 17,3 17,5 17,7 Outros MWh R$ milhões 54,1 53,9 178, SPE Energética Águas da Pedra S.A.* Fornecedor Unidade Sistema Eletrobras MWh R$ milhões Outros MWh R$ milhões - 4,84 17,72 * Devido ao alargamento do período de estiagem, a geração de energia da usina foi afetada precisando recorrer ao mercado de energia de curto prazo (CCEE) para garantir a entrega de energia contratada. 3. Energia Vendida Comprador Sistema Eletrobras Outros Total 3.1. Ativos Próprios Energia vendida pelos empreendimentos não afetados pela Lei Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A B A B 219, , , A B 219, , , A - Através de leilões. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. Comprador Sistema Eletrobras Outros Total Energia vendida pelos empreendimentos afetados pela Lei O&M Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A 24, , , B A 295, , , B A 320, , , B A Venda de energia no ambiente regulado Receitas oriundas das cotas. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. 73

46 3.2. SPE Energética Águas da Pedra S.A. Comprador Sistema Eletrobras Outros Total Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A B A B 52, , , A B 52, , , ESBR Participações S.A. Comprador Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh Sistema A 3, , , Eletrobras B 1, , , Outros A 28, , , B 2, , , Total A 31, , , B 4, , , CCEE 91, , , Pedra Branca S.A. Comprador Sistema Eletrobras Outros Total Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A 2, , , B A 1, , , B A 4, , , B São Pedro do Lago S.A. Comprador Sistema Eletrobras Outros Total Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A 2, , , B A 2, , , B A 4, , , B Sete Gameleiras S.A. Comprador Sistema Eletrobras Outros Total Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A 2, , , B A 1, , , B A 4, , , B

47 4. Liquidação CCEE (Spot e MRE) Venda Compra Líquido Unidade R$ milhões 85,39-5,63-6,67 MWh , ,25 * MWmédio 13,54 3,64 * R$ milhões 6,49 34,44 48,08 MWh , , ,32 MWmédio 14,43 20,51 50,12 R$ milhões 78,90-40,07-54,75 MWh , , ,32 MWmédio 0,89 16,86-50,12 * No 3T14 não houve venda na liquidação CCEE, o movimento negativo é decorrente de ajuste do período anterior. 5. Combustível usado para produção de energia elétrica Tipo Unidade Métrica Quant. R$ Milhões Quant. R$ Milhões Quant. R$ Milhões Óleo Diesel Litro , , ,2 Gás m , , ,3 Total 92,8 108,0 78,6 * A partir do 3T14 a UTE Camaçari passou a operar com apenas uma máquina. As outras quatro máquinas foram suspensas pela ANEEL, por não apresentarem condições de operação. 6. Perdas na geração - % 2,76 2,63 2,40 7. Tarifa Média R$/MWh 7.1. Ativos Próprios - empreendimentos não afetados pela Lei ,92 118,88 122, Ativos Próprios empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M 27,58 27,58 26, SPE Energética Águas da Pedra S.A. 160,99 163,68 168,10 ESBR Participações S.A. 99,31 99,87 109,38 Pedra Branca S.A. 160,86 160,86 160,86 São Pedro do Lago S.A. 160,86 160,86 160,86 Sete Gameleiras S.A. 160,86 160,86 160,86 75

48 8.Extensão das Linhas de Transmissão - Km 8.1.Ativos Próprios Linhas de Transmissão Linhas de Transmissão empreendimentos não afetados pela Lei De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Ibicoara-Brumado, C1 94,5 230 Mar/12 Jun/37 Milagres-Coremas, C2 119,8 230 Jun/09 Fev/35 Milagres-Tauá, C1 208,1 230 Dez/07 Fev/35 Paulo Afonso III- Zebu II, C1 5,4 230 Ago/12 Ago/39 Paulo Afonso III- Zebu II, C2 5,4 230 Ago/12 Ago/39 Paraiso-Açu II, C2 132,8 230 Set/10 Jun/37 Picos-Tauá II, C1 183,2 230 Fev/13 Jun/37 Pirapama II-Suape II, C1 20,9 230 Dez/12 Jun/37 Pirapama II-Suape II, C2 20,9 230 Dez/12 Jun/37 Suape III-Suape II, C1 3,6 230 Dez/12 Jan/39 Suape III-Suape II, C2 3,6 230 Dez/12 Jan/39 C. Mirim II-João Câmara II C1 31,4 230 Fev/14 Nov/40 Extremoz II-C. Mirim II C1 74,5 230 Fev/14 Nov/40 Jardim/Penedo, C1 110,0 230 Mar/14 Mar/38 B. Jesus da Lapa II Igaporã II 115,0 230 Mai/14 Nov/40 Sub-Total Kv 1.129,1 Total 1.129, Linhas de Transmissão empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Angelim II-Recife II, C1 169,1 500 Ago/77 Dez/42 Angelim II-Recife II, C2 170,7 500 Mar/80 Dez/42 Jardim-Camaçari IV, C1 249,6 500 Mai/00 Dez/42 Camaçari II-Camaçari IV, C1 0,3 500 Nov/12 Dez/42 L. Gonzaga-Angelim II, C1 248,4 500 Fev/77 Dez/42 L. Gonzaga-Milagres, C1 230,8 500 Fev/02 Dez/42 L. Gonzaga-Olindina, C1 248,6 500 Mai/76 Dez/42 Luiz Gonzaga-Sobradinho, C1 290,6 500 Out/79 Dez/42 Messias-Suape II, C1 176,6 500 Dez/98 Dez/42 Suape II-Recife II, C1 45,4 500 Dez/98 Dez/42 Milagres-Quixada, C1 268,0 500 Set/03 Dez/42 Olindina-Camacari II, C1 147,2 500 Out/76 Dez/42 Olindina-Camacari II, C2 146,9 500 Set/78 Dez/42 P.Afonso IV-Angelim II, C2 221,5 500 Jul/79 Dez/42 P.Afonso IV-Olindina, C2 212,8 500 Jun/78 Dez/42 P.Afonso IV-L. Gonzaga, C1 37,4 500 Out/79 Dez/42 P.Afonso IV-Xingo, C1 53,8 500 Fev/93 Dez/42 Pres.Dutra II-Teresina II, C1 207,9 500 Mai/00 Dez/42 Pres.Dutra II-Teresina II, C2 207,7 500 Abr/03 Dez/42 Quixada-FortalezaII, C1 136,5 500 Set/03 Dez/42 Sobral III-Pecem II, C1 176,6 500 Mai/00 Dez/42 Pecem II-Fortaleza II, C1 73,1 500 Mai/00 Dez/42 S.J.Piaui-B.Esperanca, C1 233,5 500 Dez/80 Dez/42 Sobradinho-S.J.Piaui, C1 211,0 500 Out/80 Dez/42 Sobradinho-Luiz Gonzaga, C2 316,0 500 Jun/88 Dez/42 Teresina II-Sobral III, C1 334,2 500 Mai/00 Dez/42 U. Luiz Gonzaga-L.Gonzaga, C1 0,6 500 Mai/79 Dez/42 U. Luiz Gonzaga-L.Gonzaga, C2 0,6 500 Mai/79 Dez/42 U. Luiz Gonzaga-L.Gonzaga, C3 0,6 500 Mai/79 Dez/42 Usina IV-P.Afonso IV, C1 0,6 500 Dez/79 Dez/42 Usina IV-P.Afonso IV, C2 0,6 500 Mai/80 Dez/42 Usina IV-P.Afonso IV, C3 0,6 500 Out/80 Dez/42 Usina IV-P.Afonso IV, C4 0,6 500 Jul/81 Dez/42 Usina IV-P.Afonso IV, C5 0,6 500 Dez/81 Dez/42 76

49 De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Usina IV-P.Afonso IV, C6 0,6 500 Mai/83 Dez/42 Usina Xingo Xingo, C1 0,9 500 Out/95 Dez/42 Usina Xingo Xingo, C2 0,9 500 Out/95 Dez/42 Usina Xingo Xingo, C3 0,9 500 Out/95 Dez/42 Usina.Xingo.- Xingo, C4 0,9 500 Out/95 Dez/42 Usina Xingo Xingo, C5 0,8 500 Mar/94 Dez/42 Usina Xingo Xingo, C6 0,8 500 Nov/94 Dez/42 Xingo-Jardim, C1 159,8 500 Mai/00 Dez/42 Xingo-Messias, C1 219,0 500 Fev/93 Dez/42 Sub-Total Kv 5.203,6 Angelim-Messias, C1 78,9 230 Abr/77 Dez/42 Angelim-Messias, C2 78,5 230 Out/76 Dez/42 Angelim-Messias, C3 79,1 230 Ago/86 Dez/42 Angelim-Ribeirão, C1 115,7 230 Jan/53 Dez/42 Angelim-Recife II, C2 171,7 230 Jan/67 Dez/42 Angelim-Recife II, C3 171,7 230 Jan/61 Dez/42 Angelim-Tacaimbó, C1 63,9 230 Mar/63 Dez/42 Angelim-Tacaimbó, C2 64,1 230 Mar/73 Dez/42 Angelim-Tacaimbó, C3 65,7 230 Jun/98 Dez/42 Arapiraca III Rio Largo II, C1 124,7 230 Jan/98 Dez/42 Arapiraca III Penedo, C1 89,6 230 Jan/98 Dez/42 Boa Esperança-Teresina, C1 198,0 230 Mar/70 Dez/42 Boa Esperança-Teresina, C2 198,0 230 Dez/81 Dez/42 Bongi-Açonorte, C1 6,0 230 Ago/76 Dez/42 B.Jesus da Lapa-Barreiras, C1 233,5 230 Dez/90 Dez/42 Banabuiu-Fortaleza, C1 177,2 230 Out/65 Dez/42 Banabuiu-Fortaleza, C2 176,0 230 Jul/78 Dez/42 Aquiraz II-Banabuiu, C1 181,8 230 Ago/78 Dez/42 Aquiraz II-Fortaleza, C1 30,1 230 Ago/78 Dez/42 Banabuiu-Mossoro II, C1 177,2 230 Jul/03 Dez/42 Banabuiu-Russas II, C1 110,4 230 Mai/71 Dez/42 Bom Nome-Milagres, C1 83,7 230 Set/61 Dez/42 Bom Nome-Milagres, C2 84,1 230 Dez/74 Dez/42 Bom Nome-Milagres, C3 83,9 230 Set/79 Dez/42 Cauipe-Sobral, C1 177,4 230 Nov/73 Dez/42 Cicero Dantas-Catu, C1 200,7 230 Mar/68 Dez/42 Cicero Dantas-Catu, C2 201,3 230 Abr/72 Dez/42 Campina Grande-Coteminas, C1 2,5 230 Out/99 Dez/42 Campina Grande-Goianinha, C1 99,3 230 Fev/70 Dez/42 C. Grande II Extremoz II C1 192,8 230 Out/99 Dez/42 Campina Grande II-Natal III, C2 176,5 230 Out/02 Dez/42 Natal III-Natal II, C1 11,6 230 Out/99 Dez/42 Natal III-Natal II, C2 11,6 230 Out/02 Dez/42 Campina Grande II-Paraiso, C1 118,1 230 Mai/79 Dez/42 Campina Grande II-Paraiso, C2 119,0 230 Abr/79 Dez/42 Camaçari-Caraíba Metais, C1 3,2 230 Fev/82 Dez/42 Camaçari-Cqr, C1 7,2 230 Mai/92 Dez/42 Camaçari-Cotegipe, C1 22,9 230 Jun/70 Dez/42 Camaçari-Cotegipe, C2 23,5 230 Out/76 Dez/42 Camaçari-Gov.Mangabeira, C1 83,7 230 Set/82 Dez/42 Camaçari-Gov.Mangabeira, C2 83,7 230 Set/82 Dez/42 Camaçari-Jacaracanga, C1 19,2 230 Jul/77 Dez/42 Camaçari-Jacaracanga, C2 19,2 230 Mar/77 Dez/42 Camaçari-Matatu, C1 47,0 230 Ago/53 Dez/42 Camaçari-Pituaçu, C1 39,2 230 Out/84 Dez/42 Camaçari-Pituaçu, C2 39,2 230 Jan/02 Dez/42 Cotegipe-Jacaracanga, C1 15,2 230 Dez/71 Dez/42 Cotegipe-Matatu, C1 30,0 230 Mai/77 Dez/42 Catu-Camaçari, C1 25,0 230 Jun/70 Dez/42 Catu-Camaçari, C2 25,0 230 Ago/53 Dez/42 Catu-Gov.Mangabeira, C1 77,2 230 Ago/67 Dez/42 Catu-Itabaianinha, C1 143,9 230 Ago/53 Dez/42 Funil-Itapebi, C1 198,1 230 Jul/90 Dez/42 Funil-Itapebi, C2 198,1 230 Jul/90 Dez/42 Fortaleza-Cauipe, C1 58,2 230 Nov/73 Dez/42 Fortaleza II-Delmiro Gouveia, C1 7,1 230 Jun/89 Dez/42 Fortaleza II-Delmiro Gouveia, C2 7,1 230 Jun/89 Dez/42 Fortaleza-Fortaleza II, C1 0,3 230 Fev/00 Dez/42 Fortaleza-Fortaleza II, C2 0,3 230 Fev/00 Dez/42 77

50 De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Fortaleza-Fortaleza II, C3 0,3 230 Out/05 Dez/42 Fortaleza II-Cauipe, C1 58,0 230 Nov/03 Dez/42 Fortaleza II-Cauipe, C2 58,0 230 Nov/03 Dez/42 Fortaleza II-Pici, C1 27,5 230 Mai/09 Dez/42 Fortaleza II-Pici, C2 27,5 230 Mai/09 Dez/42 Goianinha-Santa Rita II, C1 59,0 230 Out/77 Dez/42 Santa Rita II-Mussuré II, C1 17,0 230 Out/77 Dez/42 Goianinha-Mussure, C2 50,6 230 Out/77 Dez/42 Gov.Mangabeira-Sapeaçu, C1 23,5 230 Dez/68 Dez/42 Gov.Mangabeira-Sapeaçu, C2 22,5 230 Fev/84 Dez/42 Gov.Mangabeira-Sapeaçu, C3 22,6 230 Fev/84 Dez/42 Icó-Banabuiú, C1 124,7 230 Dez/77 Dez/42 Itapebi-Eunápolis, C1 47,0 230 Jul/90 Dez/42 Itapebi-Eunápolis, C2 47,0 230 Jul/90 Dez/42 Irecê-Brotas de Macaúba, C1 135,4 230 Set/81 Dez/42 Brotas de Macaúba-B.J Lapa, C1 204,6 230 Set/81 Dez/42 Itabaianinha-Itabaiana, C1 76,8 230 Ago/53 Dez/42 Itabaiana-Jardim, C1 44,0 230 Ago/79 Dez/42 Itabaiana-Jardim, C2 44,0 230 Ago/79 Dez/42 Jacaracanga-Alunordeste, C1 1,8 230 Mai/83 Dez/42 Jacaracanga-Dow, C1 7,9 230 Jul/77 Dez/42 Jacaracanga-Dow, C2 7,8 230 Mar/77 Dez/42 Jardim-Fafen, C1 12,5 230 Ago/81 Dez/42 Jardim-Cia.Vale.Rio Doce, C1 0,8 230 Fev/07 Dez/42 Jaguarari-Sr. do Bonfim II, C1 80,7 230 Jan/80 Dez/42 Juazeiro II-Jaguarari, C1 88,0 230 Jan/80 Dez/42 Juazeiro II-Sr.do Bonfim II, C2 148,6 230 Abr/81 Dez/42 Libra-Libra, C1 1,5 230 Dez/91 Dez/42 Milagres-Banabuiu, C1 225,9 230 Fev/65 Dez/42 Milagres-Ico, C1 103,4 230 Dez/77 Dez/42 Milagres-Banabuiu, C3 225,1 230 Dez/77 Dez/42 Milagres-Coremas, C1 119,4 230 Nov/86 Dez/42 Mirueira-Pau Ferro, C1 23,1 230 Out/99 Dez/42 Mirueira-Goianinha, C1 50,1 230 Dez/89 Dez/42 Messias-Maceió, C1 25,9 230 Nov/96 Dez/42 Messias-Maceió, C2 25,9 230 Nov/96 Dez/42 Messias-Rio Largo, C1 11,9 230 Ago/86 Dez/42 Messias-Rio Largo, C2 11,6 230 Out/76 Dez/42 Messias-Rio Largo, C3 11,6 230 Abr/77 Dez/42 Mossoró-Açu, C1 71,3 230 Jul/87 Dez/42 Natal III - Extremoz II, C1 17,0 230 Fev/14 Dez/42 Olindina-Olindina, C1 0,2 230 Mai/80 Dez/42 Olindina-Olindina, C2 0,2 230 Mai/80 Dez/42 Paulo Afonso-Angelim, C1 221,3 230 Jan/53 Dez/42 Paulo Afonso-Angelim, C2 220,2 230 Jan/67 Dez/42 Paulo Afonso-Angelim, C3 220,2 230 Jan/61 Dez/42 Paulo Afonso-Angelim, C4 221,0 230 Dez/73 Dez/42 Paulo Afonso-Bom Nome, C1 170,1 230 Out/61 Dez/42 Paulo Afonso-Bom Nome, C2 170,7 230 Dez/74 Dez/42 Paulo Afonso-Bom Nome, C3 170,8 230 Nov/78 Dez/42 Paulo Afonso-C. Dantas, C1 134,2 230 Mar/68 Dez/42 Paulo Afonso-C. Dantas, C2 133,8 230 Jun/72 Dez/42 Paulo Afonso-Itabaiana, C2 162,5 230 Abr/87 Dez/42 Paulo Afonso-Itabaiana, C3 162,5 230 Set/85 Dez/42 Paulo Afonso IV-P.Afonso, C1 1,1 230 Out/79 Dez/42 Paulo Afonso IV-P.Afonso, C2 1,4 230 Fev/81 Dez/42 Pau Ferro-Coteminas, C1 123,9 230 Out/99 Dez/42 Pau Ferro-Campina Grande, C2 125,9 230 Out/99 Dez/42 Paraiso-Natal II, C1 96,2 230 Mai/79 Dez/42 Paraiso-Natal II, C2 97,2 230 Abr/79 Dez/42 Piripiri-Sobral, C1 167,4 230 Ago/73 Dez/42 Pituaçu-Narandiba, C1 3,6 230 Nov/83 Dez/42 Pituaçu-Narandiba, C2 3,6 230 Nov/83 Dez/42 Pituaçu-Pituaçu, C1 2,0 230 Jan/77 Dez/42 Recife II-Joairam, C1 7,4 230 Jan/67 Dez/42 Recife II-Joairam, C2 7,4 230 Jan/67 Dez/42 Recife II-Joairam, C3 7,4 230 Jan/61 Dez/42 Joairam-Bongi, C1 6,3 230 Jan/53 Dez/42 Joairam-Bongi, C2 6,4 230 Jan/67 Dez/42 78

51 De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Joairam-Bongi, C3 6,4 230 Jan/61 Dez/42 Recife II-Goianinha, C1 71,4 230 Fev/72 Dez/42 Recife II-Goianinha, C2 71,5 230 Fev/72 Dez/42 Recife II-Mirueira, C1 31,0 230 Jun/80 Dez/42 Recife II-Mirueira, C2 31,5 230 Jun/80 Dez/42 Recife II-Mirueira, C3 31,5 230 Jun/86 Dez/42 Recife II-Pau Ferro, C1 33,2 230 Set/04 Dez/42 Recife II-Pau Ferro, C2 33,2 230 Set/04 Dez/42 Recife II-Pirapama II, C1 27,6 230 Jun/80 Dez/42 Recife II-Pirapama II, C2 27,6 230 Jun/80 Dez/42 Ribeirão-Recife II, C1 56,6 230 Set/94 Dez/42 Rio Largo-Braskem, C1 23,2 230 Jun/76 Dez/42 Russas II-Mossoró II, C1 75,0 230 Abr/81 Dez/42 Sobral III-Sobral II, C1 13,8 230 Mai/09 Dez/42 Sobral III-Sobral II, C2 13,8 230 Mai/09 Dez/42 Sobral II Cccp, 230 Kv, C1 2,9 230 Jun/01 Dez/42 S. Mendes-Picos, C1 99,6 230 Mar/86 Dez/42 S.João Piaui-Eliseu Martins, C1 172,9 230 Fev/98 Dez/42 S.João Piaui-S. Mendes, C1 68,2 230 Jul/85 Dez/42 Sr.do Bonfinal-Irece, C1 214,0 230 Set/81 Dez/42 Sapeaçu-Funil, C1 195,7 230 Dez/68 Dez/42 Sapeaçu- S.Ant.Jesus, C2 32,0 230 Fev/84 Dez/42 Sapeaçu- S.Ant.Jesus, C3 32,0 230 Fev/84 Dez/42 S.Ant.Jesus-Funil, C2 162,1 230 Fev/84 Dez/42 S.Ant.Jesus-Funil, C3 162,6 230 Fev/84 Dez/42 Tacaimbo-C.Grande II, C1 124,7 230 Jun/85 Dez/42 Tacaimbo-C.Grande II, C2 124,7 230 Jun/85 Dez/42 Teresina I-Teresina II, C1 25,3 230 Set/02 Dez/42 Teresina I-Teresina II, C2 25,3 230 Set/02 Dez/42 Teresina-Piripiri, C1 154,7 230 Nov/71 Dez/42 Usina Apol.Sales- P.Afonso, C1 5,8 230 Out/77 Dez/42 Usina Apol.Sales- P.Afonso, C2 5,7 230 Mar/77 Dez/42 Us. B.Esperança-B.Esperança, C1 2,8 230 Dez/80 Dez/42 Sobradinho-Juazeiro II, C1 42,5 230 Jan/80 Dez/42 Sobradinho-Juazeiro II, C2 42,5 230 Abr/81 Dez/42 Usina II-Paulo Afonso, C1 0,7 230 Out/61 Dez/42 Usina II-Paulo Afonso, C3 0,7 230 Mai/67 Dez/42 Usina II-Paulo Afonso, C4 0,7 230 Mai/67 Dez/42 Usina II-Paulo Afonso, C5 0,7 230 Dez/67 Dez/42 Usina III-Paulo Afonso, C1 0,6 230 Out/71 Dez/42 Usina III-Paulo Afonso, C2 0,6 230 Abr/72 Dez/42 Usina III-Paulo Afonso, C3 0,6 230 Abr/74 Dez/42 Usina III-Paulo Afonso, C4 0,6 230 Ago/74 Dez/42 Usina I-Paulo Afonso, C1 0,6 230 Jan/55 Dez/42 Usina I-Paulo Afonso, C2 0,6 230 Jan/55 Dez/42 Sub-Total Kv ,2 C.Grande II-S.Cruz II, C1 117,3 138 Abr/63 Dez/42 C.Grande II-Pilões, C1 79,3 138 Jan/68 Dez/42 Paraíso-Santa Cruz II, C1 8,7 138 Jan/68 Dez/42 Pilões Paraíso, C1 107,9 138 Jan/68 Dez/42 C. Novos-Santana do Matos, C1 38,8 138 Dez/67 Dez/42 Santana do Matos-Açu, C1 49,6 138 Dez/67 Dez/42 Santa Cruz II-C.Novos II, C1 55,0 138 Out/65 Dez/42 Usina II-Zebu, C1 6,0 138 Dez/64 Dez/42 Sub-Total Kv 462,6 Abaixadora-Mulungu, C1 6,5 69 Mai/75 Dez/42 Abaixadora-Moxoto, C1 5,3 69 Out/70 Dez/42 Abaixadora-Zebu, C1 5,4 69 Out/72 Dez/42 Camacari-Camacari, C2 1,4 69 Jun/60 Dez/42 Cotegipe-Catu, C1 48,7 69 Jun/60 Dez/42 Cotegipe-Catu, C2 48,7 69 Jun/60 Dez/42 Jaboatao-Recife II, C1 3,1 69 Jan/65 Dez/42 M.Reduzido-M.Reduzido, C1 0,5 69 Abr/73 Dez/42 Matatu-Pituacu, C1 7,5 69 Jun/60 Dez/42 Matatu-Pituacu, C2 7,4 69 Jun/60 Dez/42 Pirapama II-Recife II, C1 21,3 69 Jan/65 Dez/42 Pituacu-Cotegipe, C1 22,1 69 Jun/60 Dez/42 Pituacu-Cotegipe, C2 21,9 69 Jun/60 Dez/42 Usina de Pedra-Jequié, C1 20,5 69 Nov/78 Dez/42 79

52 De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Vila Zebu-Itaparica, C1 27,0 69 Jul/77 Dez/42 Zebu-Moxoto, C1 7,2 69 Abr/83 Dez/42 Zebu-Xingo, C1 56,5 69 Ago/81 Dez/42 Sub-total 69 kv 311,0 Total , Subestações Subestações Empreendimentos não afetados pela Lei Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Operação SE Elev. Usina de Curemas 5 PB Jan/68 Nov/24 SE Elev. Usina Term. Camaçari 400 BA Set/78 Ago/27 SE Tauá II 102 CE Dez/07 Mar/35 SE Ibicoara 410 BA Jan/11 Jun/37 SE Pilões II - PB Out/12 Dez/42 SE Santa Rita II 300 PB Jul/12 Ago/39 SE Suape III 200 PE Jul/12 Jan/39 SE Coteminas - PB Dez/09 Dez/42 SE Natal III 300 RN Ago/12 Ago/39 SE Zebu II 200 AL Jul/12 Ago/39 SE Brotas de Macaubas - BA Jul/12 Dez/42 SE Brumado 2400 BA Ago/10 Jul/40 SE Camaçari IV - BA Nov/12 Jul/40 SE Sapeaçu - BA Mai/03 Jul/40 SE Suape II 600 PE Dez/12 Jan/39 SE Arapiraca III 100 AL Jun/13 Out/40 SE Extremoz II 150 RN Fev/14 Nov/40 SE João Câmara 360 RN Fev/14 Nov/40 SE Acaraú 200 CE Abr/14 Nov/40 SE Igaporã 300 BA Jun/14 Nov/ Subestações empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Operação SE Elev. Usina Apolonio Sales 480 AL Fev/77 Dez/42 SE Elev. Usina Luiz Gonzaga PE Mai/88 Dez/42 SE Elev. Usina Paulo Afonso I 202,5 BA Jan/55 Dez/42 SE Elev. Usina Paulo Afonso II 495 BA Jan/62 Dez/42 SE Elev. Usina Paulo Afonso III 960 BA Jan/71 Dez/42 SE Elev. Usina Paulo Afonso IV 2700 BA Nov/79 Dez/42 SE Elev. Usina Piloto 3 BA Jan/53 Dez/42 SE Elev. Usina Xingó 3330 SE Nov/94 Dez/42 SE Elev. Usina de Araras 5 CE Fev/60 Dez/42 SE Elev. Usina B. Esperança 280 PI Mar/70 Dez/42 SE Elev. Usina de Sobradinho 1200 BA Out/79 Dez/42 SE Elev. Usina de Funil 43,2 BA Jan/59 Dez/42 SE Elev. Usina de Pedra 27 BA Nov/78 Dez/42 SE Pau Ferro 301 PE Ago/02 Dez/42 SE Paraiso 100 RN Fev/04 Dez/42 SE Bom Nome 388 PE Out/63 Dez/42 SE Irecê 229 BA Set/81 Dez/42 SE Milagres 920 CE Jan/64 Dez/42 SE Mirueira 401 PE Ago/78 Dez/42 SE Moxotó 20 BA Jan/72 Dez/42 SE Mulungú 10 BA Mai/75 Dez/42 SE Sobradinho 600 BA Out/79 Dez/42 SE Sobral II 400 CE Nov/73 Dez/42 SE Tacaimbó 301 PE Jun/85 Dez/42 SE Cícero Dantas 101 BA Mai/56 Dez/42 80

53 Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Operação SE Açu II 378 RN Nov/89 Dez/42 SE Angelim 310 PE Jan/56 Dez/42 SE Angelim II 0 PE Jan/80 Dez/42 SE Bongi 490 PE Mai/56 Dez/42 SE Campina Grande II 640 PB Mai/64 Dez/42 SE Jaguarari - BA Jan/80 Dez/42 SE Itapebi - BA Jan/03 Dez/42 SE Funil 450 BA Jan/56 Dez/42 SE SEnhor Do Bonfim II 333,34 BA Mai/81 Dez/42 SE Eunápolis 300 BA Set/98 Dez/42 SE Picos 173 PI Jul/92 Dez/42 SE Modelo Reduzido 12,5 BA Jan/67 Dez/42 SE Mossoró II 300 RN Jan/77 Dez/42 SE Barreiras 401 BA Jun/96 Dez/42 SE Sto. Antonio de Jesus 201 BA Mar/97 Dez/42 SE Icó 200 CE Mai/97 Dez/42 SE Mussuré II 401 PB Mar/79 Dez/42 SE Paulo Afonso - AL Mar/74 Dez/42 SE Penedo 302 AL Mai/97 Dez/42 SE Cauípe 201 CE Mar/01 Dez/42 SE Pici II 400 CE Mai/05 Dez/42 SE Piripiri 242 PI Ago/73 Dez/42 SE Pituaçu 402 BA Mar/83 Dez/42 SE Santa Cruz II 90 RN Mar/63 Dez/42 SE Banabuiú 121 CE Jan/64 Dez/42 SE Currais Novos II 92 RN Nov/75 Dez/42 SE Santana dos Matos II 50 RN Nov/75 Dez/42 SE Coremas 300 PB Dez/90 Dez/42 SE Fortaleza 405 CE Jan/64 Dez/42 SE Joairam 451 PE Jul/06 Dez/42 SE Juazeiro da Bahia II 302 BA Abr/81 Dez/42 SE Matatu 380 BA Jan/65 Dez/42 SE Natal II 401 RN Jan/79 Dez/42 SE Itabaianinha 73 SE Fev/96 Dez/42 SE Pirapama II 400 PE Fev/72 Dez/42 SE Russas II 300 CE Nov/82 Dez/42 SE Elizeu Martins 101 PI Jan/06 Dez/42 SE Boa Esperança 230 Kv 110 PI Mar/70 Dez/42 SE Boa Esperança 500 Kv 300 PI Nov/80 Dez/42 SE Xingó 500 Kv - SE Nov/94 Dez/42 SE Paulo Afonso IV 1200 AL Jan/79 Dez/42 SE Recife II 2410 PE Jan/79 Dez/42 SE S. João do Piaui 418 PI Nov/80 Dez/42 SE Zebu 38 AL Nov/76 Dez/42 SE Abaixadora 110 BA Out/67 Dez/42 SE Bom Jesus da Lapa 162 BA Set/81 Dez/42 SE Gov. Mangabeira 100 BA Mar/60 Dez/42 SE Quixadá - CE Jul/03 Dez/42 SE Jacaracanga 301 BA Jan/82 Dez/42 SE Ribeirão 300 PE Out/94 Dez/42 SE Rio Largo II 301 AL Dez/62 Dez/42 SE Messias 1201 AL Nov/94 Dez/42 SE Camaçari II 2605 BA Jan/79 Dez/42 SE Catu 300 BA Mai/56 Dez/42 SE Cotegipe 302 BA Jan/56 Dez/42 SE Teresina 600 PI Abr/70 Dez/42 SE Fortaleza II 1800 CE Mai/00 Dez/42 SE Goianinha 300 PE Jan/61 Dez/42 SE Teresina II 600 PI Mai/00 Dez/42 SE Delmiro Gouveia 401 CE Jun/89 Dez/42 SE Maceió 400 AL Set/02 Dez/42 SE Itabaiana 223 SE Mai/57 Dez/42 SE Itaparica 10 PE Jan/83 Dez/42 SE Jardim SE Ago/79 Dez/42 SE Sobral III 1200 CE Abr/00 Dez/42 SE Xingó 69 Kv 12,5 SE Jan/87 Dez/42 SE Olindina 40 BA Abr/80 Dez/42 81

54 Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Operação SE Luiz Gonzaga 500kv - PE Mai/88 Dez/42 * As SEs Bela Vista e Campina Grande I foram transferidas para Energisa, conforme Resolução Autorizativa Aneel 4.462/ SPE Linhas de Transmissão SPE Sistema de Transmissão do Nordeste S.A. INTESA - Integração Transmissora de Energia S.A. Manaus Transmissora de Energia S.A. Interligação Elétrica do Madeira S.A. Objeto (De Para) Teresina II/PI a Sobral/CE e Fortaleza/CE Colinas-Miracema-Gurupi-Peixe Nova-Serra da Mesa 2 (TO / GO) Oriximiná - Silves - Lechuga (AM), SE Silves (ex-itacoatiara) e SE Lechuga (ex-cariri) LT Coletora Porto Velho/ Araraquara II, CS Participação (%) Extensão (km) Tensão (KV) Entrada em Operação Fim da Concessão Jan/06 Fev/ Mai/08 Abr/36 19, Mar/13 Out/38 24, Ago/13 Fev/ Subestações SPE Interligação Elétrica do Madeira S.A. TDG Transmissora Delmiro Gouveia S.A. Subestação Estação Retificadora CA/CC de 500 kv para +/- 600 kv. Estação Inversora CC/CA de +/- 600 kv para 500 kv. SE Pecém II, de 500/230 kv. SE Aquiraz, de 230/69 kv. Capacidade de Transformação (MVA) Localização RO SP CE Início da Operação Mai/14 Out/13 Nov/13 Término da Operação Fev/39 Jul/40 Jul/40 9. Perdas na transmissão % 3,0 2,4 1,8 10. Principais Investimentos da Controladora R$ Milhões Informações orçamentárias Projeto Orçado 2014 Geração 66,03 57,34 50,08 424,73 Manutenção do Sistema de Geração 14,83 25,20 19,32 151,59 Ciclo combinado da UTE Camaçari 0,03 0,05 0,04 1,09 Eólica Casa Nova 25,82 9,22 16,93 86,36 Implantação de Parque Eólicos 0,13 0,95 0,47 42,27 82

55 Ampliação do Sistema de Energia Elétrica ,00 Ampliação Cap. Ger. UHE Luiz Gonzaga (Itaparica) ,62 Implant. Projeto Solar para Geração Energia Elétrica 0,01 0,04 0,03 1,60 Irrigação área de reassentamento Itaparica 25,21 21,88 13,29 140,20 Transmissão 221,01 228,18 185, ,70 Ampliação do sistema 94,94 106,30 91,29 629,14 Reforços e melhorias 93,38 89,85 69,61 433,06 Manutenção do sistema 32,52 31,90 24,71 190,5 Empreendimento Suape II / Suape III 0,17 0,13 0,21 1,00 Outros 12,06 12,22 16,41 162,18 Total 299,10 297,74 252, , Investimentos Novos Geração Ativos Próprios Usina Investimento Capacidade Energia Localização Início da Início da Término da (R$ milhões) Instalada Assegurada (Estado) Operação Construção Concessão Total Realizado (MW) (MW médios) Parque Eólico Casa Nova I BA 692,5 648, ,4 Mar/15 Mai/12 Jan/46 Parque Eólico UEE Casa Nova II BA 102,47 0,9 2 7,1 Mai/18 Fev/15 Jul/49 Parque Eólico UEE Casa Nova III BA 93,04 0,7 24 5,5 Mai/18 Fev/15 Jul/49 83

56 SPE SPE Usina Localização (Estado) Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) Início da Operação Início da Construção Término da Concessão ESBR Participações S.A. UHE Jirau RO 3.750, ,6 Set/13 Dez/09 Ago/43 Norte Energia S.A. UHE B. Monte PA , ,0 Nov/15 Ago/11 Ago/45 Cia Energética Sinop S.A. UHE Sinop MT 400,0 239,8 Mar/17 Dez/13 Fev/49 U.E.E. Caiçara I S.A. UEE Caiçara I CE 30,0 13,5 Jan/16 Jul/14 Jun/47 U.E.E. Caiçara II S.A. UEE Caiçara II CE 21,0 9,3 Jan/16 Jul/14 Jul/47 U.E.E. Junco I S.A. UEE Junco I CE 30,0 12,1 Jan/16 Jul/14 Jul/47 U.E.E. Junco II S.A UEE Junco II CE 30,0 11,1 Jan/16 Jul/14 Jul/47 V. de Santa Joana IX Energia Renováveis S.A. UEE Santa Joana IX PI 30,0 15,8 Set/15 Mar/14 Abr/49 V. de Santa Joana X Energia Renováveis S.A. UEE Santa Joana X PI 30,0 16,0 Set/15 Mar/14 Abr/49 V. de Santa Joana XI Energia Renováveis S.A. UEE Santa Joana XI PI 30,0 16,0 Set/15 Mar/14 Abr/49 V. de Santa Joana XII Energia Renováveis S.A. UEE Santa Joana XII PI 30,0 16,9 Set/15 Mar/14 Abr/49 V. de Santa Joana XIII Energia Renováveis S.A. UEE Santa Joana XIII PI 30,0 16,0 Set/15 Mar/14 Abr/49 V. de Santa Joana XV Energia Renováveis S.A. UEE Santa Joana XV PI 30,0 16,2 Set/15 Mar/14 Abr/49 V. de Santa Joana XVI Energia Renováveis S.A. UEE Santa Joana XVI PI 30,0 17,4 Set/15 Mar/14 Abr/49 Baraúnas I Energética S.A. UEE Baraúnas I BA 29,7 12,4 Set/15 Mar/14 Abr/49 Mussambê Energética S.A. UEE Mussambê BA 29,7 11,5 Set/15 Mar/14 Abr/49 Morro Branco I Energética S.A. UEE Morro Branco I BA 29,7 12,7 Set/15 Mar/14 Abr/49 Caititú 2 Energia S.A. UEE Caititú 2 BA 14,0 5,1 Set/15 Nov/14 Abr/49 Caititú 3 Energia S.A. UEE Caititú 3 BA 14,0 4,7 Set/15 Nov/14 Abr/49 Teiú 2 Energia S.A. UEE Teiú 2 BA 14,0 4,2 Set/15 Nov/14 Abr/49 Arapapá Energia S.A. UEE Arapapá BA 10,0 2,2 Set/15 Nov/14 Abr/49 Carcará Energia S.A. UEE Carcará BA 10,0 4,6 Set/15 Nov/14 Abr/49 Corrupião 3 Energia S.A. UEE Corrupião 3 BA 14,0 4,2 Set/15 Nov/14 Abr/49 Acauã Energia S.A. UEE Acauã BA 12,0 3,1 Set/15 Nov/14 Abr/49 Angical 2 Energia S.A. UEE Angical 2 BA 14,0 5,1 Set/15 Nov/14 Abr/49 Banda de Couro Energética S.A. UEE Banda de Couro BA 29,7 12,9 Mai/18 Jan/15 Jul/49 Baraúnas II Energética S.A. UEE Baraunas II BA 21,6 7,8 Mai/18 Jan/15 Jul/49 Coqueirinho 2 Energia S.A. UEE Coqueirinho 2 BA 20,0 8,5 Jan/16 Nov/14 Jun/49 Papagaio Energia S.A. UEE Papagaio BA 18,0 4,9 Jan/16 Nov/14 Jun/49 Tamanduá Mirim 2 Energia S.A. UEE Tamanduá Mirim 2 BA 24,0 8,0 Mai/18 Nov/14 Jun/49 Eólica Serra das Vacas I S.A. UEE Serra das Vacas I PE 30,0 12,2 Jan/16 Ago/14 Jun/49 Eólica Serra das Vacas II S.A. UEE Serra das Vacas II PE 30,0 9,9 Jan/16 Ago/14 Jun/49 Eólica Serra das Vacas III S.A. UEE Serra das Vacas III PE 30,0 11,0 Jan/16 Ago/14 Jun/49 Eólica Serra das Vacas IV S.A. UEE Serra das Vacas IV PE 30,0 10,5 Jan/16 Ago/14 Jun/49 V. de Santa Joana I Energia UEE Santa Joana I PI 30,0 14,7 Jan/16 Jun/14 Jun/49 84

57 SPE Renováveis S.A. V. de Santa Joana III Energia Renováveis S.A. V. de Santa Joana IV Energia Renováveis S.A. V. de Santa Joana V Energia Renováveis S.A. V. de Santa Joana VII Energia Renováveis S.A. V. de Santo Augusto IV Energia Renováveis S.A. Usina Localização (Estado) Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) Início da Operação Início da Construção Término da Concessão UEE Santa Joana III PI 30,0 14,3 Jan/16 Jun/14 Jun/49 UEE Santa Joana IV PI 30,0 14,2 Jan/16 Jun/14 Jun/49 UEE Santa Joana V PI 30,0 14,1 Jan/16 Jun/14 Jun/49 UEE Santa Joana VII PI 30,0 14,8 Jan/16 Jun/14 Jun/49 UEE Santo Augusto IV PI 30,0 15,7 Jan/16 Jun/14 Jun/ SPE SPE Usina Investimento Cronograma Participação (R$ milhões) físico da obra (%) Total Realizado realizado (%) Parceiros ESBR Participações S.A. UHE Jirau ,40 95,54 20,00 Mizha Energia Suez Energy/ Eletrosul Norte Energia S.A. UHE B. Monte , ,60 58,6 15,00 Eletrobras/Eletronorte Petros/ Belo Monte Part Amazonas Energia e Outros Cia Energética Sinop S.A. UHE Sinop 1.804,81 79,6 10,4 24,50 Eletronorte/ Alupar U.E.E. Caiçara I S.A. UEE Caiçara I 134,0 6, ,00 Envolver Participações U.E.E. Caiçara II S.A. UEE Caiçara II 93,3 4, ,00 Envolver Participações U.E.E. Junco I S.A. UEE Junco I 120,8 6, ,00 Envolver Participações U.E.E. Junco II S.A. UEE Junco II 120,8 6, ,00 Envolver Participações V. de Santa Joana IX Energia UEE Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ 102,94 58, ,00 Renováveis S.A. IX Ventos de Santa Joana V. de Santa Joana X Energia UEE Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ 102,94 56, ,00 Renováveis S.A. X Ventos de Santa Joana V. de Santa Joana XI Energia UEE Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ 102,94 51, ,00 Renováveis S.A. XI Ventos de Santa Joana V. de Santa Joana XII Energia UEE Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ 102,94 64, ,00 Renováveis S.A. XII Ventos de Santa Joana V. de Santa Joana XIII Energia UEE Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ 102,94 56, ,00 Renováveis S.A. XIII Ventos de Santa Joana V. de Santa Joana XV Energia UEE Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ 102,94 77, ,00 Renováveis S.A. XV Ventos de Santa Joana V. de Santa Joana XVI Energia UEE Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ 102,94 62, ,00 Renováveis S.A. XVI Ventos de Santa Joana Baraúnas I Energética S.A. UEE Baraúnas I 103,95 - * 49,00 Brennand Energia S.A./ Brennand Energia Eólica Mussambê Energética S.A. UEE Mussambê 103,95 - * 49,00 Brennand Energia S.A./ Brennand Energia Eólica Morro Branco I UEE Morro Branco Brennand Energia S.A./ 103,95 - * 49,00 Energética S.A. I Brennand Energia Eólica Caititu 2 Energia S.A. UEE Caititú 2 40,16 6,50 * 49,00 Sequóia Caititu 3 Energia S.A. UEE Caititú 3 40,16 6,50 * 49,00 Sequóia Teiú 2 Energia S.A. UEE Teiú 2 40,16 5,20 * 49,00 Sequóia Arapapá Energia S.A. UEE Arapapá 28,69 2,60 * 49,00 Sequóia Carcará Energia S.A. UEE Carcará 28,69 6,50 * 49,00 Sequóia Corrupião 3 Energia S.A. UEE Corrupião 3 40,16 6,50 * 49,00 Sequóia Acauã Energia S.A. UEE Acauã 34,42 3,90 * 49,00 Sequóia Angical 2 Energia S.A. UEE Angical 2 40,16 6,50 * 49,00 Sequóia Coqueirinho 2 Energia S.A. UEE Coqueirinho 2 74,00 0,41 * 49,00 Sequóia Papagaio Energia S.A. UEE Papagaio 66,60 0,26 * 49,00 Sequóia Tamanduá Mirim 2 Energia S.A. UEE Tamanduá Mirim 2 73,20 0,55 * 49,00 Sequóia 85

58 SPE Usina Investimento (R$ milhões) Total Realizado Cronograma físico da obra realizado (%) Participação (%) Baraúnas II Energética S.A. UEE Baraunas II 75,6 - * 49,00 Banda de Couro Energética S.A. Eólica Serra das Vacas I S.A. Eólica Serra das Vacas II S.A. Eólica Serra das Vacas III S.A. Eólica Serra das Vacas IV S.A. V. de Santa Joana I Energia Renováveis S.A. V. de Santa Joana III Energia Renováveis S.A. V. de Santa Joana IV Energia Renováveis S.A. V. de Santa Joana V Energia Renováveis S.A. V. de Santa Joana VII Energia Renováveis S.A. V. de Santo Augusto IV Energia Renováveis S.A. * Obras não iniciadas Transmissão UEE Banda de Couro UEE Serra das Vacas I UEE Serra das Vacas II UEE Serra das Vacas III UEE Serra das Vacas IV 103,95 - * 49,00 Parceiros Brennand Energia/ Brennand Energia Eólica S.A Brennand Energia/ Brennand Energia Eólica S.A 124,4 - * 49,00 PEC Energia 122,6 - * 49,00 PEC Energia 122,6 - * 49,00 PEC Energia 122,6 - * 49,00 PEC Energia UEE Santa Joana I 105,25 17, ,00 UEE Santa Joana III UEE Santa Joana IV 105,25 22, ,00 105,25 13, ,00 UEE Santa Joana V 105,25 12, ,00 UEE Santa Joana VII UEE Santo Augusto IV Ativos Próprios Linhas de Transmissão Linhas Próprias De Para 105,25 14, ,00 105,25 13, ,00 Total do Investimento (R$ Milhões) Extensão da LT (km) Tensão (kv) Contour Global/ SalusFip/ Ventos de Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ Ventos de Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ Ventos de Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ Ventos de Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ Ventos de Santa Joana Contour Global/ SalusFip/ Ventos de Santa Joana Início da Operação Término da concessão Eunápolis/Teixeira Freitas II C1 30, Dez/15 Out/38 Funil/Itapebi C3 41, Fev/16 Abr/37 Eunápolis/Teixeira Freitas II C2 44, Dez/15 Ago/39 Santa Rita II 34,00 96,7 230 Jan/16 Ago/39 Paraiso/Açu II, C3 123 Jul/15 Nov/40 59, Açu/Mossoró II, C2 69 Jul/15 Nov/40 Sobral III/Acaraú II 25, Abr/15 Nov/40 Morro do Chapéu II/Irecê 22, Set/15 Out/41 Paraíso/Lagoa Nova II 33, Abr/15 Out/41 Teresina II/Teresina III 13, Jul/15 Dez/41 Recife II/Suape II, C2 61, Fev/16 Dez/41 Camaçari IV/Sapeaçu Jan/16 Dez/41 84,29 Sapeaçu/Sto.Antonio de Jesus Jan/16 Dez/41 Jardim/ N Sra do Socorro 1,3 230 Fev/15 Mai/42 13,60 Messias/ Maceió II Set/15 Mai/42 Camaçari IV/Pirajá Dez/15 Mai/42 47,07 Pituaçú/Pirajá Dez/15 Mai/42 kv Mossoró II/ Mossoró IV Set/15 Jun/42 Ceará Mirim II/Touros 81,74 56, Ago/15 Jun/42 Russas II/ Banabuiu C Nov/15 Jun/42 Igaporã II Igaporã III C1 e C Mai/15 Jun/42 77,50 Igaporã III Pindaí II Mai/15 Jun/ Subestações Subestação Total do Investimento (R$ milhões) Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Operação SE 230/69 kv Polo 17, BA Dez/14 Out/40 SE 230 kv Morro do Chapéu 24, BA Set/15 Out/41 86

59 SE 230 kv Lagoa Nova 300 RN Abr/15 51,22 SE 230 kv Ibiapina 200 CE Out/15 Out/41 SE 230/69 kv Teresina III 29, PI Jul/15 Dez/41 SE 230/69 kv N.S. Socorro 300 SE Fev/15 SE 230/69 kv Maceió II 94, AL Set/15 Mai/42 SE 230/138 kv Poções II 200 BA Mai/15 SE 230/69 kv Pirajá 30, BA Set/15 Mai/42 SE 230/69 kv Mirueira II 300 Jan/15 68,77 PE SE 230/69 kv Jaboatão II 300 Jan/16 Mai/42 SE 230 kv Touros 150 Ago/15 46,18 RN SE 230 kv Mossoró IV 100 Set/15 Dez/42 SE 500/230 kv Igaporã III SE 230 kv Pindaí II 99, BA Mai/15 Jun/42 SE 230/138 kv Teixeira de Freitas II 17, BA Dez/15 Out/ SPE Linhas de Transmissão SPE TDG Transmissora Delmiro Gouveia S.A. Extremoz Transmissora do Nordeste ETN S.A. Interligação Elétrica Garanhuns S.A. Objeto (De-Para) LT São Luiz II/ São Luiz III LT Ceará Mirim II/João Câmara III, 500 kv. LT Ceará Mirim II/ Campina III, 500 kv. LT Ceará Mirim II/ Extremoz II, 230 kv. LT Campina Grande III/Campina Grande II, 230 kv. LT Luiz Gonzaga/ Garanhuns, 500 kv LT Garanhuns/ Campina Grande III, 500 kv LT Garanhuns/ Pau Ferro, 500 kv LT Garanhuns/ Angelim I, 230 kv. Participação (%) Investimento (R$ milhões) Total Realizado Extensão das linhas (Km) Tensão (kv) Início da Operação Término da Concessão , Mai/15 Jul/ ,9 63, ,70 482, , Jan/15 Fev/15 Out/41 Dez/ Subestações 87

60 Nome da SPE SE SE João Câmara III, 500/138 kv. Extremoz Transmissora SE Campina Grande III, do Nordeste - ETN S.A. 500/230 kv. SE Ceará Mirim II, 500/230 kv. Interligação Elétrica Garanhuns S.A. SE Garanhuns, 500/230 kv SE Pau Ferro, 500/230 kv. * Investimento nas SEs informado em conjunto com as LTs. Total do Investimento (R$ milhões) Investimento Realizado (R$ milhões) * 197,0 127,54 96,80 81,28 60,93 Capacidade de Transformação (KV) 500/ / / / /230 Localização (Estado) RN PB RN Início da Operação Jan/15 Término da Concessão Out/41 PE Fev/15 Dez/ Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Moeda Nacional - MN Saldo em Saldo em Saldo em Taxas e Credor Vencimento Indexadores Eletrobras 41,6 39,3 37,0 30/09/2018 5,0% a.a Eletrobras 0,2 0,2 0,1 30/05/2015 5,0% a.a Eletrobras 0,2 0,2 0,1 30/05/2016 5,0% a.a Eletrobras 4.5 4,1 3,7 28/02/2017 5,0% a.a Eletrobras 0,4 0,4 0,4 30/12/2018 IPCA Eletrobras 5,0 4,6 4,2 30/04/2016 5,0% a.a Banco do Brasil 509,8 510,2 510,9 28/09/ % do CDI Banco do Nordeste Maq/Equip/Benf 270,1 259,3 248,5 30/06/2020 7,5% a.a Banco do Nordeste Finame (PSI-BK) 13,5 12,9 12,3 15/06/2020 4,5% a.a Caixa Econômica Federal 403,9 404,4 404,3 27/02/ % do CDI Total 1.249, , ,5 13. Contratos Moeda Estrangeira - ME - NA Empréstimos e Financiamentos - R$ Milhões Controladora Após Empréstimos e Financiamento Total (MN + ME) 2019 Por atividade Geração

61 Transmissão Comercialização Por credor Eletrobras Outros SPE Sistema de Transmissão Nordeste S.A. Empréstimos e Financiamento Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade 4,5 18,4 19,3 20,4 21,4 22,5 76,8 183,3 Transmissão 4,5 18,4 19,3 20,4 21,4 22,5 76,8 183,3 Por credor 4,5 18,4 19,3 20,4 21,4 22,5 76,8 183,3 Banco do Nordeste do Brasil 4,5 18,4 19,3 20,4 21,4 22,5 76,8 183,3 Integração Transmissora de Energia S.A. Empréstimos e Financiamento Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade 8,2 30,6 30,6 30,6 30,6 30,6 25,5 186,7 Transmissão 8,2 30,6 30,6 30,6 30,6 30,6 25,5 186,7 Por credor 8,2 30,6 30,6 30,6 30,6 30,6 25,5 186,7 BNDES 8,2 30,6 30,6 30,6 30,6 30,6 25,5 186,7 Manaus Transmissora de Energia S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade 11,7 52,1 55,6 56,3 57,6 58,7 580,3 872,3 Transmissão 11,7 52,1 55,6 56,3 57,6 58,7 580,3 872,3 Por credor 11,7 52,1 55,6 56,3 57,6 58,7 580,3 872,3 BNDES 11,7 31,4 31,5 31,2 31,3 31,2 216,0 384,3 BASA - 20,7 24,1 25,1 26,3 27,5 364,3 488,0 Interligação Elétrica do Madeira S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade 138,9 92,5 132,8 143,5 161,0 176, , ,7 Transmissão 138,9 92,5 132,8 143,5 161,0 176, , ,7 Por credor 138,9 92,5 132,8 143,5 161,0 176, , ,7 BNDES 128,6 92,5 123,3 123,3 123,3 123, , ,5 BASA - - 7,6 18,2 18,2 18,2 229,3 291,6 DEBÊNTURES 10,4-1,9 1,9 19,5 35,1 331,1 389,6 Interligação Elétrica Garanhuns S.A. Empréstimos e Financiamento Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade - 27,50 26,71 26,71 26,71 26,71 190,87 325,20 Transmissão - 27,50 26,71 26,71 26,71 26,71 190,87 325,20 Por credor - 27,50 26,71 26,71 26,71 26,71 190,87 325,20 BNDES - 27,50 26,71 26,71 26,71 26,71 190,87 325,20 Norte Energia S.A. 89

62 Empréstimos e Financiamentos Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade ,0 543,0 620, , ,0 Geração ,0 543,0 620, , ,0 Por credor ,0 543,0 620, , ,0 BNDES ,0 326,0 371, , ,0 CEF ,0 169,0 193, , ,0 Outros ,0 49,0 55, , ,0 ESBR Participações S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade 187,1 561,2 561,2 561,2 561,2 561, , ,6 Geração 187,1 561,2 561,2 561,2 561,2 561, , ,6 Por credor 187,1 561,2 561,2 561,2 561,2 561, , ,6 Banco do Nordeste do Brasil 4,1 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 180,2 245,7 Banco do Brasil 26,5 79,4 79,4 79,4 79,4 79, , ,7 BNDES 93,1 279,4 279,4 279,4 279,4 279, , ,6 Banco Itaú BBA 17,9 53,6 53,6 53,6 53,6 53,6 785, ,7 CEF 26,5 79,4 79,4 79,4 79,4 79, , ,7 Bradesco 19,1 57,2 57,2 57,2 57,2 57,2 838, ,2 Energética Águas da Pedra S.A. Empréstimos e Financiamento Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade 8,5 34,0 34,0 33,7 33,4 33,4 235,9 412,9 Geração 8,5 34,0 34,0 33,7 33,4 33,4 235,9 412,9 Por credor 8,5 34,0 34,0 33,7 33,4 33,4 235,9 412,9 BNDES 8,5 34,0 34,0 33,7 33,4 33,4 235,9 412,9 Transmissora Delmiro Gouveia S.A. Empréstimos e Financiamento Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade ,0 Transmissão ,0 Por credor ,0 Banco do Nordeste do Brasil ,0 São Pedro do Lago S.A. Empréstimos e Financiamento Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade 1,3 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 49,5 75,8 Geração 1,3 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 49,5 75,8 Por credor 1,3 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 49,5 75,8 BNDES 1,3 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 49,5 75,8 Pedra Branca S.A. Empréstimos e Financiamento Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade 1,2 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 47,9 73,6 Geração 1,2 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 47,9 73,6 Por credor 1,2 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 47,9 73,6 BNDES 1,2 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 47,9 73,6 Sete Gameleiras S.A. Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (MN + ME) Por atividade 1,2 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 48,1 73,8 90

63 Geração 1,2 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 48,1 73,8 Por credor 1,2 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 48,1 73,8 BNDES 1,2 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 48,1 73,8 Santa Joana IX Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (MN + ME) Por atividade 42, ,2 Geração 42, ,2 Por credor 42, ,2 BNDES 42, ,2 Santa Joana X Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (MN + ME) Por atividade 43, ,3 Geração 43, ,3 Por credor 43, ,3 BNDES 43, ,3 Santa Joana XI Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (MN + ME) Por atividade 42, ,5 Geração 42, ,5 Por credor 42, ,5 BNDES 42, ,5 Santa Joana XII Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (MN + ME) Por atividade 50, ,8 Geração 50, ,8 Por credor 50, ,8 BNDES 50, ,8 Santa Joana XIII Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (MN + ME) Por atividade 42, ,8 Geração 42, ,8 Por credor 42, ,8 BNDES 42, ,8 Santa Joana XV Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (MN + ME) Por atividade 47, ,6 Geração 47, ,6 Por credor 47, ,6 BNDES 47, ,6 Santa Joana XVI Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (MN + ME) Por atividade 50, ,4 Geração 50, ,4 91

64 Por credor 50, ,4 BNDES 50, ,4 14. Número de Empregados Geração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Transmissão Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por região Estado da Federação Nº de empregados Bahia Pernambuco Ceará Piauí Por lotação Lotação Nº de empregados Campo Administrativo Mão-de-obra Contratada / Terceirizada - NA 92

65 16. Índice de Rotatividade - % 0,64 1,

66 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial R$ milhões ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos Títulos e valores mobiliários Dividendos a Receber (Remuneração de participações societárias) - Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Instrumentos Financeiros Derivativos Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados - Almoxarifado(Estoque) Ativo Financeiro Valores a Receber Lei / Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos - Títulos e valores mobiliários Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social - Instrumentos Financeiros Derivativos Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro - Receita Anual Permitida (transmissão) Valores a Receber Lei / Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

67 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Debêntures Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - Instrumentos Financeiros Derivativos Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) Obrigações estimadas Provisões para contingências - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) - Contratos Onerosos Concessões a pagar UBP - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Debêntures Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social Instrumentos Financeiros Derivativos Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) Obrigações estimadas Provisões para contingências Provisão contrato oneroso Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Adiantamentos para futuro aumento de capital Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital Reservas de lucros Dividendo Adicional Proposto - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

68 Demonstração do Resultado por atividade Em R$ milhões DRE Receita Operacional Geração Suprimento Fornecimento Energia Elétrica de Curto prazo Receita de O&M de Usinas Renovadas Receita de Construção de Usinas - - Retorno do Investimento G - - Transmissão Receita de O&M de Linhas Renovadas Receita de O&M Receita de Construção Transmissão Retorno do Investimento T Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custo Operacionais Energia comprada para revenda Encargos sobre uso de rede elétrica Combustível para produção de energia elétrica - CCC Custo de construção Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Remuneração e ressarcimento Depreciação e amortização Doações e Contribuições Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado de participações societárias Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido do período

69 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões FLUXO DE CAIXA ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) Outros Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Receita de ativo financeiro pela TIR Instrumentos financeiros derivativos Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. Societárias Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) Recebimento de indenizações do ativo financeiro Pagamento de imposto de renda e contribuição social Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais Depósitos judiciais Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos principal Pagamento de remuneração aos acionistas Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) - - Outros Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Recebimento de empréstimos e financtos. concedidos Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital Aquisição/aporte de capital em participações societárias Outros Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

70 Análise do Resultado Consolidado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 lucro líquido 171,5% inferior ao apurado no 2T14, passando de um lucro de R$ 434,4 milhões no 2T14 para um prejuízo de R$ 310,6 milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional Na geração: O fornecimento de energia elétrica apresentou redução de 3,7%, passando de R$ 317,8 milhões no 2T14 para R$ 306,1 milhões no 3T14 devido principalmente a redução da demanda de fornecimento em relação ao trimestre anterior. O suprimento de energia elétrica apresentou aumento de 10,5%, passando de R$ 856,6 milhões no 2T14 para R$ 946,5 milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento da demanda. A energia elétrica comercializada no curto prazo apresentou redução de 98,4%, passando de R$ 105,9 milhões no 2T14 para R$ 1,7 milhões no 3T14, devido principalmente a companhia passar da posição de vendedora de energia de curto prazo para a posição de compradora. Na transmissão: A remuneração do ativo financeiro apresentou aumento de 624%, passando de R$ 6,8 milhões no 2T14 para R$ 49,2 milhões no 3T14, devido principalmente a incorporação das receitas das controladas Estação Transmissora de Energia SA e Rio Branco Transmissora de Energia SA. A receita de operação e manutenção de linhas renovadas apresentou aumento de 60,2%, passando de R$ 79,8 milhões no 2T14 para R$ 127,8 milhões no 3T14, devido principalmente ao reajuste pelo IPCA e ao recebimento de parcelas em atraso. Despesa Operacional Os gastos com pessoal, material e serviços de terceiros apresentaram redução de 0,9%, passando de R$ (336,8) milhões no 2T14 para R$ (333,6) milhões no 3T14, não causando impacto relevante sobre o resultado. A energia elétrica comprada para revenda apresentou aumento de 775,8%, passando de R$ (105,1) milhões no 2T14 para R$ (920,3) milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento da compra de energia, reflexo da apuração negativa na liquidação da CCEE. As provisões e reversões operacionais apresentaram redução de 136,2%, passando de uma provisão no 2T14 para uma reversão no 3T14, devido principalmente a reversão da provisão de crédito realizada no 2T14 junto a Boa Vista Energia. Resultado Financeiro As outras receitas financeiras apresentaram redução de 69,4%, passando de R$ 73,1 milhões no 2T14 para R$ 22,3 milhões no 3T14, devido principalmente à variação negativa de R$ 7 milhões dos derivativos e que no trimestre anterior havia registrado R$ 47 milhões em resultado positivo. As outras despesas financeiras apresentaram aumento de 414%, passando de R$ 2,3 milhões no 2T14 para R$ 12 milhões no 3T14, não impactando o resultado de forma significativa. As variações cambiais líquidas apresentaram redução de 87%, passando de R$ 16,4 milhões no 2T14 para R$ 2,1 milhões no 3T14, devido principalmente aos contratos em moeda estrangeira junto a Eletrobras que geraram diferenças cambias líquidas em função da flutuação da cotação da moeda. As remunerações das Indenizações Lei /03 apresentaram aumento de 212,8%, passando de R$ 14,2 milhões no 2T14 para R$ 44,6 milhões no 3T14, devido principalmente ao reconhecimento no mês de agosto de 2014 de juros e multas no montante de R$ 27 milhões referente a ajustes de cálculo dos meses anteriores de Participações Societárias O resultado dos investimentos em participações societárias apresentou redução de 133,8%, passando de R$ 31,2 milhões no 2T14 para R$ 10,6 milhões no 3T14, devido principalmente à redução no resultado de equivalência da Eletronorte sobre os seus investimentos em SPEs. 98

71 Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada 1.1. Ativos Próprios Usina Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW Médio) Energia Gerada (MWh) UHE Coaracy Nunes 78, , , ,70 Complexo de Tucuruí 8.535, , , , ,19 UHE Samuel 216,75 92, , , ,38 UHE Curuá-Uma 30,30 24, , , ,49 UTE Rio Madeira 119, UTE Santana 177, , , ,85 UTE Rio Branco I 18, UTE Rio Branco II 32, UTE Rio Acre 45, ,468 UTE Santarém ,213 UTE Senador Arnon Afonso Farias de Mello* 85, TOTAL 9.350, , , , ,29 * Cedida em comodato para a Boa Vista Energia partir de 10 de fevereiro de Usina Localização Início da Fim da (Estado) Operação Operação UHE Coaracy Nunes AP Out/75 Dez/42 Complexo de Tucuruí PA Nov/84 Jul/24 UHE Samuel RO Jul/89 Set/29 UHE Curuá-Uma PA Jul/77 Jul/28 UTE Rio Madeira RO Abr/68 Set/18 UTE Santana AP Jan/93 Mai/19 UTE Rio Branco I AC Fev/98 Jul/20 UTE Rio Branco II AC Abr/81 Jul/20 UTE Rio Acre AC Abr/94 Out/18 UTE Senador Arnon Afonso Farias de Mello* RR 1ª Unidade (maq. 2) dez/90; 2ª Unidade (maq. 1) jun/91; Ago/24 3ª Unidade (maq. 3) dez/93 UTE Santarém PA Jun/14 Jun/34 * Cedida em comodato para a Boa Vista Energia partir de 10 de fevereiro de SPE SPE Usina Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW Médio) Energia Gerada (MWh) EAPSA - Energia Águas Da Pedra S.A.* UHE Dardanelos 261,00 154, , , ,47 Amapari Energia S.A.* UTE Serra do Navio 23,28 21, , ,86 379,46 Brasventos Miassaba 3* Geradora de Energia S.A Parque Eólico Miassaba 3 68,47 22, , , ,00 Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. Parque Eólico Rei dos Ventos 1 58,45 21, , , ,00 Rei dos Ventos 3 Geradora de Parque Eólico Rei dos Ventos 3 Energia S.A. 60,12 21, , , ,00 * O decréscimo na geração de energia ocorreu devido ao alargamento do período de estiagem,que afetou a geração de energia das usinas. 99

72 Usina Participação (%) Localização (Estado) Início da Operação Fim da Operação EAPSA - Energia Águas da Pedra S.A. UHE Dardanelos 24,50 MT Ago/11 Julho/42 Amapari Energia S.A. - UTE Serra do Navio 49,00 AP Jun/08 Mai/37 Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A 24,50 RN Mai/14 Ago/45 Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. 24,50 RN Mai/14 Dez/45 Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. 24,50 RN Mai/14 Dez/45 2.Energia comprada para revenda 2.1 Ativos Próprios Sistema Unidade Eletrobras MWh R$ Milhões Outros MWh , , ,3 R$ Milhões 22,8 105,0 920,4 Total MWh , , ,3 R$ Milhões 22,8 105,0 920,4 2.2.SPE Sistema Unidade Eletrobras MWh R$ Milhões Outros MWh , ,69 R$ Milhões - 4,84 17,72 Total MWh , ,69 R$ Milhões - 4,84 17,72 3.Energia Vendida Comprador Sistema Eletrobras Outros Total 3.1. Ativos Próprios Energia vendida pelos empreendimentos não afetados pela Lei Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A 44, ,51 52, ,76 51, ,75 B 61, ,48 105, ,07 82, ,27 A 461, ,20 528, ,51 611, ,86 B 506, ,95 475, ,48 475, ,77 A 506, ,71 581, ,26 662, ,61 B 568, ,43 581, ,56 557, ,05 A Venda de energia no ambiente regulado Receitas não oriundas das cotas B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. 100

73 Comprador Sistema Eletrobras Outros Total Energia vendida pelos empreendimentos afetados pela Lei O&M Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A B 18, ,68 17, ,93 22, ,96 A B A B 18, ,68 17, ,93 22, ,96 A Venda de energia no ambiente regulado Receitas oriundas das cotas. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. 3.2.SPE Comprador Tipo de venda Unidade R$ milhões A Sistema MWh Eletrobras R$ milhões B MWh R$ milhões 52,70 50,20 52,90 A MWh , , ,37 Outros R$ milhões 81,38 41,86 37,43 B MWh , , ,43 R$ milhões 52,70 50,20 52,90 A MWh , , ,37 Total R$ milhões 81,38 41,86 37,43 B MWh , , ,43 4. Liquidação CCEE (Spot e MRE) Venda Compra Líquido Unidade 1T14* 2T14 3T14 R$ Milhões 893,56 336,01 228,64 MWh , , ,64 MWmédio 2.785, ,35 517,26 R$ Milhões 204,42 323,32 866,07 MWh , , ,33 MWmédio 184,82 397,8 794,78 R$ Milhões 689,14 12,69-637,43 MWh , , ,69 MWmédio 2.600, ,55-277,52 * Alterados em função da venda feita a CGTEE e da Liquidação CCEE - (Spot e MRE) que anteriormente considerou valores previstos para o mês de março. 5. Combustível usado para produção de energia elétrica Tipo Unidade Métrica Quantidade R$ Milhões Quantidade R$ Milhões Quantidade R$ Milhões Óleo Diesel Especial Litro , , ,90 Total , , ,90 6. Perdas na Geração - % 0,07 0,88 1,06 101

74 7. Tarifa Média R$/MWh 7.1. Ativos Próprios empreendimentos não afetados pela Lei T14* 2T14 3T14 125,47 135,94 139,39 * Alterados em função da venda feita a CGTEE e da Liquidação CCEE - (Spot e MRE) que anteriormente considerou valores previstos para o mês de março Ativos Próprios empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M 1T14* 2T14 3T14 62,68 57,44 64,04 * Alterados em função da venda feita a CGTEE e da Liquidação CCEE - (Spot e MRE) que anteriormente considerou valores previstos para o mês de março. 7.2 SPE SPE EAPSA 160,48 163,68 168,10 Amapari 517, , ,96 Miassaba 3 603,77 383,87 199,48 Eolo 677,83 372,35 200,40 Rei dos Ventos 620,33 377,56 200,79 8. Extensão das Linhas de Transmissão Km 8.1. Ativos Próprios Linhas de Transmissão Linhas de Transmissão empreendimentos não afetados pela Lei De-Para Extensão Tensão (km) (kv) Entrada em Operação Fim da Concessão Sistema Isolado - Total Sistema Isolado - Sistema Interligado São Luiz II - São Luiz III 35, Mai/10 Mar/38 Ribeiro Gonçalves Balsas 95, Dez/11 Jan/39 Porto Velho - Abunã - C2 188, Fev/14 Nov/39 Abunã - Rio Branco - C2 302, Jan/14 Nov/39 Lechuga/Jorge Teixeira C1 29, Fev/14 Jul/40 Lechuga/Jorge Teixeira C2 29, Fev/14 Jul/40 Sub-Total 230 kv 680,02 Total Sistema Interligado 680,02 Total Isolado + Interligado 680, Linhas de Transmissão empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M De-Para Extensão (km) Tensão (kv) Entrada em Operação Fim da Concessão Sistema Isolado Boa Vista- Santa Elena 190, Jun/01 Dez/42 Sub-Total 230 kv 190,20 Coaracy Nunes - Santana - C1 108, Out/75 Dez/42 Coaracy Nunes - Santana - C2 109, Fev/05 Dez/42 Santana Portuária 4, Abr/96 Dez/42 Coaracy Nunes - Tartarugalzinho 87, Jun/00 Dez/42 Sub-Total 138 kv 308,00 Santana - Macapá II 20,00 69 Nov/96 Dez/42 102

75 De-Para Extensão Tensão Fim da Entrada em Operação (km) (kv) Concessão Santana Equatorial 13,00 69 Ago/00 Dez/42 Tartarugalzinho Calçoene 130,00 69 Dez/01 Dez/42 Tartarugalzinho Amapá 17,00 69 Fev/02 Dez/42 Santana - Santa Rita 12,60 69 Dez/07 Dez/42 Equatorial - Santa Rita 5,09 69 Set/08 Dez/42 Sub-Total 69 kv 197,69 Total Sistema Isolado 695,89 Sistema Interligado Colinas Miracema 173, Mar/99 Dez/42 Imperatriz Colinas 342, Mar/99 Dez/42 Imperatriz Marabá - C1 181, Abr/81 Dez/42 Imperatriz Marabá - C2 181, Mar/88 Dez/42 Tucuruí Marabá C1 222, Out/81 Dez/42 Tucuruí Marabá C2 221, Fev/88 Dez/42 Tucuruí - Vila do Conde 327, Dez/81 Dez/42 Tucuruí (Usina) - Tucuruí (Se) Nov/84 a 10, Jul/24 Mai/05 Pres. Dutra - Boa Esparança 205, Jan/00 Dez/42 Imperatriz - Pres. Dutra - C1 386, Out/82 Dez/42 Imperatriz - Pres. Dutra - C2 385, Jan/00 Dez/42 Miranda II - S.Antonio dos Lopes 142, nov/10 Dez/42 S.Antonio dos Lopes - Pres. Dutra 52, nov/10 Dez/42 Miranda II - Pres. Dutra C2 195, mar/86 Dez/42 São Luiz II - Miranda II C1 106, jul/84 Dez/42 São Luiz II - Miranda II C2 106, mar/86 Dez/42 Sub-Total 500 kv 3.243, Dez/42 Altamira Rurópolis 330, Out/88 Dez/42 Guamá - Utinga - C1 19, Dez/81 Dez/42 Guamá - Utinga - C2 19, Dez/81 Dez/42 Tucuruí Altamira 317, Jun/98 Dez/42 Utinga - Castanhal 69, Dez/94 Dez/42 Castanhal - Santa Maria 25, Dez/94 Dez/42 Vila do Conde - Guamá - C1 49, Abr/81 Dez/42 Vila do Conde - Guamá - C2 49, Dez/82 Dez/42 Marabá - Carajás 145, Out/04 Dez/42 Carajás Integradora - C1 83, Ago/08 Dez/42 Carajás Integradora - C2 85, Ago/13 Dez/42 Carajás Integradora - C3 85, Ago/13 Dez/42 Imperatriz - Porto Franco 110, Out/94 Dez/42 São Luiz II - Miranda II 105, Nov/02 Dez/42 São Luiz II - São Luiz I - C1 18, Jan/83 Dez/42 São Luiz II - São Luiz I C2 19, Set/88 Dez/42 Miranda II - Peritoró 94, Dez/02 Dez/42 Pres. Dutra - Peritoró 115, Mar/03 Dez/42 Peritoró - Coelho Neto 223, Jul/06 Dez/42 Coelho Neto - Teresina 127, Set/06 Dez/42 São Luiz II - UTE São Luiz 0, Jan/82 Dez/42 Barra Peixe Rondonópolis C1 217, Out/97 Dez/42 Rondonópolis - Coxipó - C1 187, Set/88 Dez/42 Rondonópolis - Coxipó - C2 187, Jul/84 Dez/42 Coxipó - Nobres 112, Set/96 Dez/42 Nobres Nova Mutum - C1 104, Set/96 Dez/42 Nova Mutum Lucas do Rio Verde - C1 93, Set/96 Dez/42 Lucas do rio Verde - Sorriso C-1 52, Set/96 Dez/42 Sinop - Sorriso C-1 86, Set/96 Dez/42 Barra Peixe Rondonópolis C2 216, Mar/08 Dez/42 Rio Verde (C. Magalhães) 177, Jul/83 Dez/42 Rondonópolis Jauru - Coxipó - C1 366, Jun/03 Dez/42 Jauru - Coxipó - C2 366, Jun/03 Dez/42 Abunã - Rio Branco 302, Nov/02 Dez/42 Ariquemes - Jarú 83, Set/94 Dez/42 Jarú - Ji-Paraná 80, Set/94 Dez/42 Samuel - Ariquemes 151, Ago/94 Dez/42 Samuel - Porto Velho C1 40, Jul/89 Dez/42 Samuel - Porto Velho C2 40, Jul/89 Dez/42 Samuel (Usina) - Samuel (SE) 2, Jul/89 Set/29 103

76 Extensão Tensão Fim da De-Para Entrada em Operação (km) (kv) Concessão Porto Velho - Abunã 188, Mai/02 Dez/42 Ji-Paraná - Pimenta Bueno 117, Jun/08 Dez/42 Pimenta Bueno Vilhena 160, Out/08 Dez/42 Sub-Total 230 kv 5.427,37 Tucuruí-Vila - Cametá 214, Ago/98 Dez/42 Curuá-Uma - Tapajós-Celpa 68, Jan/06 Jul/28 Coxipó - São Tadeu 44, Jul/81 Dez/42 São Tadeu - Jaciara 77, Jul/81 Dez/42 Jaciara - Rondonopolis-Cemat 70, Jul/81 Dez/42 Couto Magalhães - Rondonopolis-Cemat 176, Abr/81 Dez/42 Sub-Total 138 kv 651,10 Tucuruí - Tucuruí Vila 2,30 69 Jul/97 Dez/42 Tucuruí (Usina) - Tucuruí (SE) 1,40 69 Jan/80 Dez/42 Tucuruí (Usina) - Tucuruí (SE) 1,40 69 Dez/85 Dez/42 Sub-Total 69 kv 5,10 Total Sistema Interligado 9.326,89 Total ,78 Total Geral , Subestações Subestações empreendimentos não afetados pela Lei Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Operação Ribeiro Gonçalves 350,00 Maranhão Dez/11 Jan/39 Balsas 100,00 Maranhão Dez/11 Jan/39 São Luis III 300,30 Maranhão Mai/10 Mar/38 Miranda II (ATR1) 450,00 Maranhão Nov/10 Jan/39 Lucas do Rio Verde 75,00 Mato Grosso Abr/13 Jun/41 Nobres 200,00 Mato Grosso Set/13 Dez/41 Total 1.475,30 SPE Estação Transmissora de Energia S.A. (Ações transferidas para a Eletrobrás Eletronorte- Despacho ANEEL 3532, de 23/11/2010) Subestação Estação Conversora 01 CA/CC, 500/±600 KV e à Estação Inversora 01 CC/CA, ±600/500 kv Capacidade de Transformação (MVA) Participação (%) Inicio da Operação Término da operação 7.295,20 100,00 Mar/13 Fev/ Subestações empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Operação Altamira 120,30 Pará Jun/98 Dez/42 Cametá 23,55 Pará Ago/98 Dez/42 Carajás 0,30 Pará Nov/06 Dez/42 Guamá 454,00 Pará Dez/81 Dez/42 Marabá 1.063,80 Pará Out/81 Dez/42 Rurópolis 200,60 Pará Dez/98 Dez/42 Santa Maria 500,15 Pará Set/95 Dez/42 Tucuruí 619,00 Pará Out/81 Dez/42 Transamazônica 60,30 Pará Dez/98 Dez/42 Tucuruí-Vila 58,44 Pará Jun/99 Dez/42 Utinga 602,00 Pará Dez/81 Dez/42 104

77 Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Operação Vila do Conde 3.549,40 Pará Dez/81 Dez/42 São Luis I 401,73 Maranhão Dez/82 Dez/42 São Luis II 2.829,00 Maranhão Dez/82 Dez/42 Miranda II 500,60 Maranhão Jun/98 Dez/42 Peritoró 300,11 Maranhão Dez/82 Dez/42 Presidente Dutra 721,03 Maranhão Dez/82 Dez/42 Coelho Neto 130,00 Maranhão Jan/00 Dez/42 Imperatriz 1.842,17 Maranhão Dez/82 Dez/42 Porto Franco 266,50 Maranhão Fev/94 Dez/42 Colinas 1,50 Tocantins Mar/99 Dez/42 Miracema 362,50 Tocantins Mar/99 Dez/42 Barra do peixe 150,60 Mato Grosso Nov/93 Dez/42 Couto Magalhães 15,11 Mato Grosso Ouit/81 Dez/42 Coxipó 571,20 Mato Grosso Jul/87 Dez/42 Jauru 600,45 Mato Grosso Jun/03 Dez/42 Nova Mutum 60,60 Mato Grosso Set/96 Dez/42 Rondonopolis 200,90 Mato Grosso Jul/83 Dez/42 Sinop 356,00 Mato Grosso Set/96 Dez/42 Sorriso 60,60 Mato Grosso Set/96 Dez/42 Epitaciolândia 22,10 Acre Mar/08 Dez/42 Sena Madureira 18,75 Acre Out/08 Dez/42 Rio Branco 422,95 Acre Nov/12 Dez/42 Ariquemes 120,30 Rondônia Ago/94 Dez/42 Ji-Paraná 380,60 Rondônia Set/94 Jan/42 Porto Velho 525,60 Rondônia Jul/89 Dez/42 Abunã 110,60 Rondônia Mai/02 Dez/42 Samuel 0,30 Rondônia jul/89 Dez/42 Pimenta Bueno 110,60 Rondônia Jun/08 Dez/42 Vilhena 120,60 Rondônia Out/08 Dez/42 Jaru 30,15 Rondônia Set/97 Dez/42 Coaracy Nunes 40,08 Amapá Nov/75 Dez/42 Portuária 20,05 Amapá Abr/96 Dez/42 Amapá 10,08 Amapá Dez/01 Dez/42 Tartarugalzinho 40,22 Amapá Jun/00 Dez/42 Calçoene 10,08 Amapá Mai/02 Dez/42 Santana 120,45 Amapá Out/75 Dez/42 Santa Rita 80,03 Amapá Dez/07 Dez/42 Equatorial 79,95 Amapá Ago/00 Dez/42 Macapá II 53,43 Amapá Nov/96 Dez/42 Boa Vista 201,65 Roraima Jul/01 Dez/42 Total ,99 Total Geral , SPE Linhas de Transmissão SPE Objeto (De-Para) AETE - Amazônia Eletronorte Coxipó-Cuiabá-Rondonópolis (MT), SE Transmissora de Energia S.A. Seccionadora Cuiabá INTESA - Integração Colinas-Miracema-Gurupi-Peixe Nova- Transmissora de Energia S.A. Serra da Mesa 2 (TO / GO) Jauru - Juba C2 (MT) e Maggi - BRASNORTE Transmissora de Nova Mutum (MT), SE Juba e SE Energia S.A. Maggi - 230/138 kv Transmissora Matogrossense LT Jauru / Cuiabá, em 230 kv, Mato de Energia S.A. TME Grosso Manaus Transmissora de Energia S.A. Oriximiná - Silves - Lechuga (AM), SE Silves (ex-itacoatiara) e SE Lechuga (ex-cariri) Participação % Extensão (km) Tensão (kv) Inicio da Término da Operação operação 49, Ago/05 Fev/34 37, Mai/08 Abr/36 49, Set/09 Mar/38 49, Nov/11 Nov/39 30, Mar/13 Out/38 105

78 8.2.2 Subestações N/A 9. Perdas na transmissão - % 3,0 3,0 3,0 10. Principais Investimentos da controladora R$ Projeto Orçado 2014 Geração UHE Coaracy 2ª Etapa Manut.Sist. Geração UHE Curuá-Una-Ampliação Ampl. Sist. Geração Transmissão Implantação LT Rio Branco - Cruzeiro do Sul Reforços Melhor Sistema Isolado ST Norte/Nordeste MA Manutenção do Sistema de Transmissão Reforços Melhor. Sistema Interligado Outros Preserv. e Conserv Infra-estrut-Imóveis Infra-estrut.-Móveis Infra-estrut-Inform Sede Própria Total Investimentos Novos Geração Ativos Próprios - NA SPE SPE Norte Energia S.A. Cia. Energética Sinop S.A. Usina Localização (Estado) Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) Início da Operação Início da Construção Término da Concessão UHE Belo Monte PA ,0 Nov/15 Ago/11 Ago/45 UHE Sinop MT ,8 Mar/17 Dez/13 Fev/ SPE SPE Norte Energia S.A. Cia. Energética Sinop S.A. Usina UHE Belo Monte Investimento Cronograma Patricipação (R$ milhões) físico da obra (%) Total Realizado realizado (%) ,00 Base final de obra , ,60 58,6 19,98 Base abril/10 Parceiros ELETROBRAS / CHESF / PRIVADOS UHE Sinop 1.804,81 79,6 10,4 24,50 CHESF / ALUPAR 106

79 11.2. Transmissão Ativos Próprios Linha de Transmissão De Para Total Investimento (R$ milhões) Realizado Extensão das linhas (Km) Tensão (kv) Início da Operação Término da Concessão Jorge Teixeira Lechuga (AM) 44,2 43, Fev/14 jul/40 Jorge Teixeira Lechuga (AM) SE Lechuga (leilão 02/12 58,0 47, Mai/14* Mai/42 * A Linha encontra-se concluída e disponível para inicio de operação desde maio/14. Todavia, a previsão de conclusão das subestações associadas é para dezembro/14, momento em que o conjunto poderá ser energizado, entrando em operação Subestações SE SE Rio Branco I AT2 230/138/13,8KV SE Nobres AT1/AT2 230/138kV SE Sinop - AT3 230/138kV SE Miracema TR2 500/138/13,8kV Investimento (R$ milhões) Total 10,5 (base dez/2010) 16,9 (base set/2011) Realizado Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Concessão 10,1 55 AC Set/13 Set/43 16,5 100 MT Out/13 Out/41 11, 9 (base jun/11) 11,9 100 MT Set/13 Set/43 25,6 (base dez/10) 24,3 180* MA Out/13 Jun/43 * Composto por 03 fases monofásicas. O transformador totaliza 180 MVA. 107

80 SPE Norte Brasil Transmissora de Energia S.A Linha Verde Transmissora de Energia S.A. Transnorte Energia S.A. Belo Monte Transmissora de Energia S.A SPE Linha de Transmissão Objeto (De-Para) Coletora Porto Velho (RO) Araraquara (SP) Porto Velho (RO) Samuel (RO) Ariquemes (RO) - Ji- Paraná (RO) - Pimenta Bueno (RO) Vilhena (RO) Jauru (MT) Eng. Lechuga (AM) - Equador (RR) e Equador (RR) - Boa Vista (RR), circuito duplo e SEs Equador (RR) Boa Vista (RR) Estação Conversora CA/CC, ±800 kv, MW, junto a SE 500 kv Xingu; Estação Conversora CA/CC, ±800 kv, MW, junto a SE 500 kv Estreito; e Linha de Transmissão em Corrente Contínua de ±800 kv Xingu - Estreito. Participação (%) Total Investimento (R$ milhões) Realizado Extensão das linhas (Km) Tensão (KV) Início da Operação Término da Concessão 24, , , set/14* fev/39 49,00 658,40 526, dez/14 nov/39 49, ,00 216, LT: Set-16 CE: Dez-14 jan/42 24, , fev/18 jun/44 * Data de conclusão da obra ; Licença de Operação emitida em 27/10/2014, pelo IBAMA; Aguardando a liberação pelo ONS para o início da Operação Comercial Subestação Nome da SPE Luziânia Niquelândia Transmissora S.A. SE SE Luziânia e SE Niquelândia Participação (%) Investimento (R$ Milhões) Capacidade de Transformação (MVA) 49,0 39,3 255 Localização (Estado) Luziânia (GO) / Niquelândia (GO) Início Término da da Operação Concessão Ago/15 Mai/42 108

81 12. Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Moeda Nacional MN Credor Saldo em Saldo em Saldo em Taxas e Vencimento Indexadores Eletrobras ECF-2092/01 207,97 202,63 197,30 30/12/2023 RGR+8,42%a.a Eletrobras ECF-2272/02 317,37 298,33 279,29 30/05/2018 RGR+7% a.a. Eletrobras ECF-2273/02 71,20 66,12 61,03 30/09/2017 RGR+7% a.a Eletrobras ECF-2710/08 7,95 7,00 6,04 30/04/2016 RGR+7% a.a Eletrobras ECF-2757/09 127,72 125,40 122,15 30/06/2021 IPCA+7%a.a Eletrobras ECF-2758/08 25,08 24,62 23,98 30/06/2021 IPCA+7% a.a Eletrobras ECF-2794/ , , ,04 30/12/2029 IPCA+7% a.a Eletrobras ECF-2818/10 69,90 68,69 66,94 30/10/2021 IPCA+7% a.a Eletrobras ECF-2934/11 383,89 382,47 377,43 30/01/2023 IPCA+7% a.a. Eletrobras ECF-3038/13 72,87 72,90 72,87 30/07/2020 SELIC BNDES ,06 229,64 204,17 15/09/2016 TJLP+3,5 % a.a BNDES ,24 29,28 28,34 15/11/2024 TJLP+2,5% a.a BNDES ,43 10,19 9,94 15/11/2024 TJLP+2,5% a.a. Banco do Brasil 7,72 7,20 6,70 01/01/2018 8,5 % a.a Banco do Nordeste 67,64 66,53 65,58 03/06/2031 8,5% a.a Banco do Brasil 6,54 6,55 6,55 01/12/2026 8,5% a.a. Banco da Amazônia 24,26 23,72 23,33 01/01/2029 8,5% a.a BNDES ,62 134,00 131,41 15/03/2027 TJLP+2,12 e 1,72 a.a BNDES ETE 496,32 490,98 482,56 15/11/2028 TJLP+2,12 a.a BANCO DA AMAZÔNIA-ETE 242,10 222,99 244,77 10/07/2031 8,5% a.a BASA / DEBENDURES - 222,99 226,53 15/10/2031 TJLP+1,5 a.a BNDES ,21 15/10/2028 TJLP+3,05 e 3,05% a.a BNDES ,98 15/08/2028 TJLP+3,05 e 3,05% a.a BNDES ,45 15/03/2028 TJPL+3,05 e 3,05% a.a Moeda Estrangeira ME Credor Saldo em Saldo em Saldo em Taxas e Vencimento Indexadores Eletrobras ECR-257/97 BID 350,65 319,61 363,51 06/04/2025 US$+6,83% a.a Eletrobras ECR-259/98 CAF 18,07 17,77 13,05 04/08/2015 Libor+3,58%a.a Eletrobras ECR 260/98 Eximbank 144,98 135,79 141,09 06/04/2025 Yen+3,5 % a.a Credit National 121/0118 0,00 0,00 0,00 31/12/2016 EUR+3,5% a.a Credit National 121/0122 0,04 0,03 0,03 31/12/2016 EUR+3,5% a.a D.M.L.P Tesouro Nacional 0,47 * * 15/04/2014 US$+8% a.a * O contrato encerrou em Contratos Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Controladora Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (MN + ME) Por atividade Geração 73,03 299,53 286,18 218,02 178, , ,39 Transmissão 89,46 182,88 180,33 174,62 159, , ,86 Comercialização 0,08 12,96 13,04 Por credor Eletrobras 81,91 293,89 305,53 305,21 251, , ,99 Outros 80,66 201,48 160,98 87,43 85,60 880, ,30 109

82 SPE - R$* Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade Geração , , , Transmissão , , , Por credor BNDES , , , OUTROS , , , Total , , , * As SPE s apresentam projeção do saldo devedor até Número de Empregados Por tempo Geração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Transmissão Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por lotação Lotação Administrativo Operacional Total Por região 110

83 Estados da Federação Acre Amazonas Amapá Maranhão Mato Grosso Pará Rondônia Roraima São Paulo Tocantins Tucuruí Distrito Federal Total Mão-de-obra Contratada / Terceirizada Operacional Contratados Índice de Rotatividade 0,23 0,05 0,29 111

84 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos - - Títulos e valores mobiliários Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Almoxarifado(Estoque) Estoque de combustível nuclear Ativo Financeiro - - Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) - - Financiamentos e empréstimos - - Títulos e valores mobiliários - - Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) - - Imposto de Renda e Contribuição Social - - Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Cauções e depósitos vinculados Estoque de combustível nuclear Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS - - IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

85 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos - principal Financiamentos e empréstimos - encargos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Contratos Onerosos - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) - - Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores - - Financiamentos e empréstimos - principal Tributos e contribuições sociais - - Imposto de Renda e Contribuição Social - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências Provisão contrato oneroso - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) - - Obrigações para desmob. de ativos (Desc. de usinas nucl.) Adiantamentos para futuro aumento de capital - - Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital - - Reservas de lucros - - Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

86 Demonstração dos Resultados (em R$ milhares) DRE Receita Operacional Suprimento Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custo Operacionais Encargos sobre uso de rede elétrica Combustível para produção de energia elétrica - CCC Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Depreciação e amortização Doações e Contribuições - - Provisões Plano de readequação do quadro de pessoal Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido do período

87 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões FLUXO DE CAIXA ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial - - Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) Outros - - Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Receita de ativo financeiro pela TIR - - Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. Societárias - - Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) - - Recebimento de indenizações do ativo financeiro - - Pagamento de imposto de renda e contribuição social Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) - - Outros Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão - - Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias - - Outros Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

88 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um lucro 110,4% superior ao apurado no trimestre anterior, passando de um prejuízo de R$ (166,2) milhões no 2T14 para um lucro de R$ 17,3 milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional O suprimento de energia elétrica apresentou uma redução de 4,2%, passando de R$ 541,9 milhões no 2T14 para R$ 519,4 milhões no 3T14, devido principalmente ao ajuste negativo da previsão de receita complementar a RAG (Receita Anual de Geração). Despesas Operacionais As despesas com pessoal, material e serviços de terceiros apresentaram aumento de 22%, passando de R$ (255,3) milhões no 2T14 para R$ (311,6) milhões no 3T14, devido principalmente a efetivação das despesas relacionadas ao Programa de Incentivo ao Desligamento da companhia. Os gastos com Programa de Incentivo ao Desligamento (PID) apresentaram redução de 207,1%, passando de uma despesa de R$ (49,5) milhões no 2T14 para uma receita de R$ 53 milhões no 3T14, devido principalmente à reversão da provisão que ocorre à medida que acontecem os desligamentos de pessoal. O combustível para produção de energia elétrica apresentou redução de 15,9%, passando de R$ (73,5) milhões no 2T4 para R$ (61,9) milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento no consumo de combustível no 3T14. As provisões operacionais apresentaram redução de 118,1%, passando de uma provisão de R$ (67,5) milhões no 2T14 para uma reversão de R$ 12,2 milhões no 3T14, devido principalmente à reversão de provisão do PID de R$ 48 milhões relativo ao desligamento de empregados em agosto e setembro. Resultado Financeiro As variações cambiais líquidas apresentaram redução de 112%, passando de uma despesa de R$ (18,7) milhões no 2T14 para uma receita R$ 2,2 milhões no 3T14, devido principalmente a variações monetárias sobre dívida com fornecedores do exterior no 3T14. As outras receitas financeiras apresentaram redução de 443,5%, passando de uma despesa de R$ (8,5) milhões no 2T14 para uma receita R$ 29,3 milhões no 3T14, devido principalmente a remuneração do fundo de descomissionamento do 3T14 em função da valorização do dólar no trimestre. 116

89 Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada Usina Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW Médio) Energia Gerada (MWh) Angra I , , , ,52 Angra II , , , ,78 Total , , ,586,30 Usina Localização Início da Fim da Licença para Operação CNEN = (Estado) Operação Vida Útil Econômica Prevista Atual Angra I Rio de Janeiro Jan/85 Dez/24 Angra II Rio de Janeiro Set/00 Ago/39 2.Energia comprada para revenda - NA 3.Energia Vendida Comprador Sistema Eletrobras Outros Total Tipo de Venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A B 15, ,136 15, ,195 14, ,107 A B 542, , , , , ,623 A B 558, , ,72 519, ,73 A - Através de leilões B - Através de contratos no mercado livre ou contratos 4.Liquidação CCEE (Spot e MRE) - NA 5. Combustível usado para produção de energia elétrica Tipo Kg R$ Milhões Kg R$ Milhões Kg R$ Milhões Urânio , , ,9 6. Perdas na geração - % 2,11 2,38 2,12 7. Tarifa Média R$/MWh 143,76 157,69 189,12 8. Extensão das Linhas de Transmissão - Km NA 9. Perdas na transmissão % - NA 10. Principais Investimentos R$ Mil 117

90 Projeto Orçado 2014 Geração Angra 1 e 2 (Manutenção) , , , ,7 Angra , , ,6 Outros* 9.602, , , ,6 Total , , , ,9 * Os valores são do segmento Geração e referem-se a obras de instalações de infraestrutura comum as duas usinas, programas de computadores e equipamentos em geral. 11. Investimentos Novos Usina Geração Localização (Estado) Investimento (R$ milhões) Total Realizado Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) Início da Operação Início da Construção Término da Licença de Operação RJ - Angra dos Angra ** 5.039, ,2 Dez/18 Jul/08 Mar/58* Reis * Ainda não há licença de operação para Angra 3. Considera-se 40 anos (mar 2058) por analogia de Angra 2. ** Considera apenas custos diretos. 12. Empréstimos e Financiamentos R$ Milhões Moeda Nacional - MN Credor Saldo em Saldo em Saldo em Vencimento Taxas e Indexadores Eletrobras 1.083, , , %aa/UFIR BNDES 2.118, , , ,72%aa+TJLP CEF 264,0 760,8 773, ,7% aa 13. Contratos Empréstimos e Financiamento Moeda Estrangeira ME - NA 13.1 Empréstimos e Financiamentos R$ Milhões Após 2018 Total (ME + MN) Por atividade Geração Por credor Eletrobras BNDES CEF

91 14. Número de Empregados 14.1 Por tempo Geração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por região Estado da Federação Nº de empregados Rio de Janeiro Distrito Federal Por lotação Lotação Nº de empregados Campo Administrativo Mão-de-obra Contratada / Terceirizada NA 16.Índice de Rotatividade - % 0,0043 0,0081 0,

92 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO Consolidado Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos Títulos e valores mobiliários Dividendos a Receber (Remuneração de participações societárias) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Cauções e depósitos vinculados Almoxarifado(Estoque) Ativo Financeiro Valores a Receber Lei / Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos Títulos e valores mobiliários Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social - - Instrumentos Financeiros Derivativos - - Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro - Receita Anual Permitida (transmissão) Valores a Receber Lei / Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

93 PASSIVO Consolidado CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social Instrumentos Financeiros Derivativos - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Contratos Onerosos - - Concessões a pagar UBP Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores - - Financiamentos e empréstimos - principal Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências Provisão para passivo a descoberto em investidas Provisão contrato oneroso Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil - - Concessões a pagar UBP Adiantamentos para futuro aumento de capital Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital - - Reservas de lucros Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

94 Demonstração dos Resultados por atividade (em R$ milhares) DRE Consolidado Receita Operacional Geração Suprimento Fornecimento Energia Elétrica de Curto prazo Transmissão Receita de O&M de Linhas Renovadas Receita de O&M Receita de Construção - Transmissão Retorno do Investimento T Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custo Operacionais Energia comprada para revenda Encargos sobre uso de rede elétrica Combustível para produção de energia elétrica - CCC - - Custo de construção Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Remuneração e ressarcimento Depreciação e amortização Doações e Contribuições Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado de participações societárias Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido do período

95 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões FLUXO DE CAIXA ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) Outros Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas Receita de ativo financeiro pela TIR Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros Recebimento de remuneração de invest. em part. Societárias Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) Recebimento de indenizações do ativo financeiro Pagamento de imposto de renda e contribuição social Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos principal Pagamento de remuneração aos acionistas Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) - - Outros Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital Aquisição/aporte de capital em participações societárias Outros Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

96 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 prejuízo líquido 167,9% inferior ao apurado no trimestre anterior, passando um lucro de R$ 61,4 milhões no 2T14 para um prejuízo R$ (41,7) milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional Na geração: O suprimento de energia elétrica apresentou aumento de 5,7%, passando de R$ 77,0 milhões no 2T14 para R$ 81,4 milhões no 3T14. O fato decorre de reajustes contratuais, assim como da sazonalização dos contratos de venda. A receita com comercialização de energia elétrica apresentou redução de 869% em razão da redução da garantia física das usinas em razão da ocorrência de GSF (Generation Scaling Factor). Na transmissão: As receitas de operação e manutenção de linhas renovadas apresentaram aumento de 24%, passando de R$ 111 milhões no 2T14 para R$ 137,6 milhões no 3T14, devido principalmente ao reajuste no valor da RAP do ciclo 2014/2015 e ajustes relativos à parcela variável e rateios do sistema. As receitas com operação e manutenção apresentaram aumento de 20,4%, passando de R$ 45,7 milhões no 2T14, para R$ 55 milhões no 3T14, principalmente devido à redução no percentual de operação e manutenção pelo reajuste do valor da RAP do ciclo 2014/2015. As outras receitas operacionais apresentaram aumento de 15%, passando de R$ 6,8 milhões no 2T14 para R$ 7,9 milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento na prestação de serviços. Despesa Operacional As despesas com pessoal, material e serviços apresentaram redução de 2,9%, passando de R$ 123 milhões no 2T14 para R$ 119,5 milhões no 3T14, devido principalmente ao reajuste salarial ocorrido no segundo trimestre e que reflete em todas as provisões contábeis, como férias, décimo terceiro-salário e encargos correspondentes. A energia elétrica comprada para revenda apresentou aumento de 2,6%, passando de R$ 15,3 milhões no 2T14 para R$ 15,8 milhões no 3T14, devido principalmente à compra decorrente do Power Purchase Agreement - PPA, firmado com a SPE Energia Sustentável do Brasil (UHE Jirau). As Provisões Operacionais reduziram 15,8%, passando de uma reversão de R$ 130,3 milhões no 2T14 para uma reversão de R$ 109,8 milhões no 3T14, devido principalmente a reversão de provisão de contratos onerosos da UHE Jirau. Enquanto no 2T14 a reversão foi de R$ 132,0 milhões, no 3T14 foi de R$ 108,1 milhões. Resultado Financeiro As receitas financeiras apresentaram redução de 33,6%, passando de R$ 15,7 milhões no 2T14 para R$ 10,4 milhões no 3T14, devido principalmente a variações no saldo de caixa e equivalente de caixa. Os encargos sobre remuneração dos acionistas apresentaram redução de 35%, passando de R$ 11,1 milhões no 2T14 para R$ 7,2 milhões no 3T14, devido principalmente à atualização pela SELIC, no 2T14, dos dividendos adicionais propostos relativos a todo o primeiro semestre. As variações monetárias líquidas apresentaram aumento de 64,7%, passando de R$ 14,3 milhões no 2T14 para R$ 23,5 milhões no 3T14, devido principalmente a variação sobre empréstimos e financiamentos junto à Eletrobras e que são atualizados pelo IPCA, bem como de atualização de contingências. Participações Societárias O resultado dos investimentos em participações societárias apresentou redução de 248,8%, passando de uma perda de R$ (44,8) milhões no 2T14 para uma perda de R$ (156,3) milhões no 3T14, devido principalmente ao pior resultado apresentado pelas empresas investidas da companhia. 124

97 Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada 1.1. Ativos Próprios Usina Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW Médio) Energia Gerada (MWh) UHE Passo São João 77,00 41, , , ,70 UHE Mauá* 177,9 96, , , ,40 UHE São Domingos 48,00 36, , , ,50 PCH Barra do Rio Chapéu 15,15 8, , , ,90 PCH João Borges 19,00 10, , , ,30 Eólica Cerro Chato I 30,00 11, , , ,60 Eólica Cerro Chato II , , , ,50 Eólica Cerro Chato III 30,00 11, , , ,30 Megawatt Solar 0, ,10 171,50 * Os valores reportados fazem referência a participação da Companhia no empreendimento (Consorcio Mauá 49% Eletrosul). Usina Localização (Estado) Início da Operação Fim da Operação UHE Passo São João RS Mar/12 Ago/41 UHE Mauá* PR Nov/12 Jul/42 UHE São Domingos MS Jun/13 Dez/37 PCH Barra do Rio Chapéu SC Fev/13 mai/34 PCH João Borges SC Jul/13 Dez/35 Eólica Cerro Chato I RS Nov/11 Ago/45 Eólica Cerro Chato II RS Set/11 Ago/45 Eólica Cerro Chato III RS Mai/11 Ago/45 Megawatt Solar SC Mai/14 - * Consorcio Mauá (49% Eletrosul) 1.2.SPE SPE Usina Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW Médio) Energia Gerada (MWh) ESBR UHE Jirau* 3.750, , , , ,35 Eólica Livramento Parques eólicos** 78,0 29, , , ,8 *A UHE Jirau está operando com 975 MW de capacidade. ** Os parque eólicos referem-se a usinas da Holding Livramento, operando com 18 MW de capacidade instalada. Usina Participação % Localização (Estado) Início da Operação Fim da Operação UHE Jirau* 20 RO Set/13 Ago/43 Eólica Livramento Holding SA** 49 RS Nov/13 Mar/47 125

98 2. Energia comprada para revenda 2.1. Ativos Próprios Sistema Unidade Eletrobras MWh R$ milhões Outros* MWh , , R$ milhões 4,51 1,857 21,61 TOTAL MWh , , R$ milhões 4,51 1,857 21,61 * Inclui ressarcimento à Klabin (PCH Salto Mauá). Conforme o Contrato de Concessão nº 001/2007-MME-UHE Mauá, o empreendimento Mauá deverá ressarcir à Klabin S.A. pela perda de geração na Central Hidrelétrica Salto Mauá SPE Livramento Holding S.A. Sistema Unidade Eletrobras MWh , , ,63 R$ milhões 11,537 27,363 25,702 Outros MWh R$ milhões TOTAL MWh , , ,63 R$ milhões 11,537 27,363 25, Energia Vendida 3.1. Ativos Próprios Energia vendida pelos empreendimentos não afetados pela Lei (não oriunda das cotas) Comprador Sistema Eletrobras Outros Total Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A B A 76, ,7 69, ,5 73, ,0 B* 7, ,9 7, ,5 7, ,4 A 76, ,7 69, ,5 73, ,0 B 7, ,9 7, ,5 7, ,4 A Venda de energia no ambiente regulado. B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. * Inclui ressarcimento à Klabin (PCH Salto Mauá). Conforme o Contrato de Concessão nº 001/2007-MME-UHE Mauá, o empreendimento Mauá deverá ressarcir à Klabin S.A. pela perda de geração na Central Hidrelétrica Salto Mauá. 126

99 Comprador Sistema Eletrobras Outros Total Energia vendida pelos empreendimentos afetados pela Lei O&M - NA 3.2. SPE ESBR Participações S.A. Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A 3, , , B 1, , , A 28, , , B 2, , , A 31, , , B 4, , , TOTAL CCEE 91, , , A Venda de energia no ambiente regulado B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais. Comprador Sistema Eletrobras Outros* Total Livramento Holding S.A. Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A 0, ,232 1, ,74 0, ,85 B A 6, ,768 13, ,47 2, ,14 B A 7, ,000 14, ,21 3, ,99 B A - Através de leilões B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais 4. Liquidação CCEE (Spot e MRE) Líquido Unidade R$ milhões -10,33-10,30-0,04 MWh , , ,74 MWmédio -54,19 23,82 76,72 5. Combustível usado para produção de energia elétrica - NA 6. Perdas na geração - % 3,31 3,35 3,17 *Considerado Rede Básica e Perdas Internas. 7. Tarifa Média R$/MWh 7.1. Ativos Próprios empreendimentos não afetados pela Lei ,11 168,50 173, Ativos Próprios empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M - NA 127

100 7.2. SPE SPE ESBR Participações S.A. 99,31 99,87 109,38 Livramento Holding S.A. 274,85 232,66 50,01 8. Extensão das Linhas de Transmissão - Km 8.1. Ativos Próprios Linhas de Transmissão empreendimentos não afetados pela Lei De-Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Blumenau Biguaçu /Campos Novos 357,8 525 Set/06 Mar/35 Salto Santiago/Ivaiporã 168,5 525 Out/05 Fev/34 Ivaiporã/Cascavel Oeste 203,4 525 Out/05 Fev/34 Campos Novos(SC)/Nova S. Rita(RS) 257,4 525 Mai/09 Abr/36 Sub/Total 525 kv 987,1 Coletora Porto Velho / P. Velho (RO) 44,0 500/230 Ago/12 Fev/39 Sub/Total 500/230 kv 44,0 Presidente Médice/Santa Cruz 237,4 230 Jan/10 Mar/38 Monte Claro /Garibaldi 33,5 230 Set/13 Out/40 Sub/Total 230 kv 270,9 Total geral 1.302, Linhas de Transmissão empreendimentos renovados nos termos da Lei Regime de O&M De/Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Areia/Bateias 220,3 525 Jun/00 Dez/42 Areia/Campos Novos 176,3 525 Set/82 Dez/42 Areia/Curitiba 235,8 525 Jun/00 Dez/42 Areia/Ivaiporã 173,2 525 Mai/82 Dez/42 Areia / /Segredo 57,8 525 Ago/92 Dez/42 Blumenau / /Curitiba 135,7 525 Dez/83 Dez/42 Campos Novos / /Machadinho 50,2 525 Jan/02 Dez/42 Campos Novos / /Caxias 203,3 525 Dez/01 Dez/42 Caxias / /Gravataí 78,7 525 Dez/01 Dez/42 Caxias / /Itá 256,0 525 Fev/02 Dez/42 Curitiba Bateias 33,5 525 Jun/00 Dez/42 Itá Nova Santa Rita 314,8 525 Abr/06 Dez/42 Gravataí Nova Santa Rita 29,1 525 Abr/06 Dez/42 Itá / /Machadinho 70,1 525 Jan/02 Dez/42 Itá / /Salto Santiago 186,8 525 Set/87 Dez/42 Ivaiporã / /Londrina 121,9 525 Abr/88 Dez/42 Ivaiporã / /Salto Santiago 165,6 525 Mai/82 Dez/42 Ivaiporã Eletrosul / Ivaiporã Furnas 0,8 525 Set/82 Dez/42 Ivaiporã Eletrosul / Ivaiporã Furnas 0,8 525 Fev/92 Dez/42 Ivaiporã Eletrosul / Ivaiporã Furnas 0,8 525 Jun/04 Dez/42 Salto Santiago //Segredo 60,9 525 Ago/92 Dez/42 Salto Santiago //Segredo 2,1 525 Ago/92 Dez/42 Areia / /Gov. Bento Munhoz 10,7 525 Set/80 Dez/42 Areia / /Gov. Bento Munhoz 10,9 525 Ago/81 Dez/42 Cascavel D'Oeste /Guaíra 126,2 525 Abr/01 Dez/42 Campos Novos / /Machadinho 2 39,9 525 Jan/02 Dez/42 Ivaiporã / /Londrina 2 122,1 525 Abr/88 Dez/42 Itá / /Salto Santiago 2 187,6 525 Set/87 Dez/42 Sub/Total 525 kv 3.071,9 128

101 De/Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Anastácio Dourados 210,9 230 Ago/94 Dez/42 Areia / Ponta Grossa Norte 181,6 230 Out/76 Dez/42 Areia / Salto Osório 156,3 230 Jan/77 Dez/42 Areia / Salto Osório 156,2 230 Dez/76 Dez/42 Areia / São Mateus do Sul 129,0 230 Jul/90 Dez/42 Assis / Londrina Copel 114,3 230 Mar/79 Dez/42 Blumenau Jorge Lacerda B 129,5 230 Out/80 Dez/42 Biguaçu Blumenau 2 116,4 230 Jun/79 Dez/42 Blumenau Itajaí 37,5 230 Jan/02 Dez/42 Blumenau Itajaí 37,5 230 Mar/02 Dez/42 Blumenau Joinville 67,0 230 Set/79 Dez/42 Blumenau Joinville Norte 72,8 230 Abr/79 Dez/42 Blumenau Palhoça 133,9 230 Jan/84 Dez/42 Campo Mourão / Apucarana 114,5 230 Fev/76 Dez/42 Campo Mourão /Maringá 79,9 230 Fev/76 Dez/42 Campo Mourão /Salto Osório 1 181,2 230 Fev/76 Dez/42 Campo Mourão /Salto Osório 2 181,3 230 Mai/76 Dez/42 Canoinhas /São Mateus do Sul 47,7 230 Fev/88 Dez/42 Cascavel /Cascavel D'Oeste 9,9 230 Abr/01 Dez/42 Caxias / Caxias 5 22,5 230 Jun/09 Dez/42 Curitiba Joinville 99,7 230 Jun/77 Dez/42 Curitiba /São Mateus do Sul 116,7 230 Jul/90 Dez/42 Farroupilha /Caxias 5 17,9 230 Out/05 Dez/42 Monte Claro Passo Fundo 211,5 230 Set/04 Dez/42 Farroupilha /Monte Claro 31,0 230 Set/04 Dez/42 Farroupilha /Monte Claro2 31,0 230 Set/04 Dez/42 Monte Claro Nova Prata 30,9 230 Set/04 Dez/42 Jorge Lacerda A /Jorge Lacerda 0,8 230 Dez/79 Dez/42 Jorge Lacerda "B"/ Palhoça 120,6 230 Ago/05 Dez/42 Jorge Lacerda / Siderópolis 1 49,4 230 Jun/79 Dez/42 Jorge Lacerda / Siderópolis 2 47,3 230 Ago/79 Dez/42 Londrina(Eletrosul) / Assis 156,5 230 Mai/05 Dez/42 Londrina(Eletrosul) / Maringá 95,3 230 Mai/05 Dez/42 Londrina Apucarana 40,4 230 Abr/88 Dez/42 Londrina Eletrosul / Londrina Copel 31,6 230 Abr/88 Dez/42 Atlândida 2 / Osório 2 36,0 230 Mai/07 Dez/42 Passo Fundo / Nova Prata 2 199,1 230 Nov/92 Dez/42 Passo Fundo Xanxerê 79,3 230 Mai/75 Dez/42 Passo Fundo Xanxerê 79,2 230 Nov/79 Dez/42 Passo Fundo / Passo Fundo 1 0,4 230 Mar/73 Dez/42 Passo Fundo / Passo Fundo 2 0,4 230 Mai/73 Dez/42 Salto Osório / Pato Branco 85,9 230 Dez/79 Dez/42 Salto Osório Xanxerê 162,0 230 Out/75 Dez/42 Salto Osório / Salto Osório (1 a 6) 2,2 230 Nov/75 Dez/42 Lajeado Grande / Forquilhinha 116,5 230 Set/03 Dez/42 Lajeado Grande / Caxias 5 65,6 230 Out/05 Dez/42 Xanxerê / Pato Branco 79,6 230 Dez/79 Dez/42 Joinville / Vega do Sul 1 44,1 230 Nov/02 Dez/42 Joinville / Vega do Sul 2 44,1 230 Nov/02 Dez/42 Gravataí 2/ / Gravataí 3 2,1 230 Nov/07 Dez/42 Complexo Industrial Automotivo Gravataí /Gravataí 3 2,1 230 Dez/07 Dez/42 Jorge Lacerda A / Jorge Lacerda B 2 0,8 230 Out/07 Dez/42 Jorge Lacerda B / Jorge Lacerda C 1 0,5 230 Fev/97 Dez/42 Jorge Lacerda B / Jorge Lacerda C 2 0,5 230 Fev/97 Dez/42 Biguaçu Palhoça 2,7 230 Out/08 Dez/42 Biguaçu Palhoça (Circuito Duplo) 17,7 230 Out/08 Dez/42 Biguaçu Desterro Circiuto Duplo 17,7 230 Dez/08 Dez/42 Biguaçu Desterro (Continente) 21,0 230 Dez/08 Dez/42 Biguaçu Desterro (Marítimo) 4,3 230 Dez/08 Dez/42 Biguaçu Desterro (Ilha) 13,6 230 Dez/08 Dez/42 Curitiba /Joinville Norte (Circuito Duplo) 1,0 230 Nov/76 Dez/42 Curitiba /Joinville Norte (Circuito Simples) 95,4 230 Nov/76 Dez/42 129

102 De/Para Extensão Tensão Entrada em Fim da (km) (kv) Operação Concessão Joinville Joinville Norte (Circuito Duplo) 1,0 230 Nov/76 Dez/42 Joinville Joinville Norte (Circuito Simples) 4,3 230 Nov/76 Dez/42 Dourados Guaíra (Estaiada) 209,6 230 Nov/91 Dez/42 Dourados Guaíra (Circiuto Duplo) 16,9 230 Nov/91 Dez/42 Atlântida 2/Gravataí 3 64,2 230 Abr/08 Dez/42 Atlântida 2/Gravataí 3 (Circuito Duplo) 36,0 230 Abr/08 Dez/42 Livramento / Rivera 1,9 230 Jan/01 Dez/42 El Dorado / Guaíra 16,9 230 Out/82 Dez/42 Siderópolis / Forquilhinha 27,6 230 Out/11 Dez/42 Campos Novos / Barra Grande 34,6 230 Set/05 Dez/42 Sub/Total 230 kv 4.847,3 Blumenau / Ilhota 40,2 138 Out/88 Dez/42 Campo Grande / Mimoso 2 108,3 138 Out/83 Dez/42 Biguaçu Camboriú Morro do Boi 50,3 138 Fev/02 Dez/42 Biguaçu Florianópolis 19,5 138 Fev/02 Dez/42 Campo Grande / Mimoso 3 108,3 138 Set/83 Dez/42 Campo Grande / Mimoso 4 108,3 138 Set/83 Dez/42 Dourados das Nações / Ivinhema 94,7 138 Dez/83 Dez/42 Florianópolis / Itajaí Fazenda 58,4 138 Out/90 Dez/42 Florianópolis / Palhoça 1 9,6 138 Nov/83 Dez/42 Florianópolis / Palhoça 2 9,6 138 Nov/83 Dez/42 Blumenau / Gaspar 29,0 138 Set/89 Dez/42 Ilhota Picarras 14,8 138 Abr/94 Dez/42 Ilhota / Itajaí 1 7,9 138 Mar/02 Dez/42 Ilhota / Itajaí 2 7,9 138 Jan/02 Dez/42 Itajaí / Camboriú Morro do Boi 13,3 138 Fev/02 Dez/42 Itajaí / Itajaí Fazenda 5,4 138 Mar/02 Dez/42 Ivinhema / Porto Primavera 91,0 138 Mar/82 Dez/42 Jorge Lacerda A / Imbituba 45,7 138 Out/80 Dez/42 Jorge Lacerda A / Palhoça 108,6 138 Out/83 Dez/42 Joinville / Joinville Santa Catarina 11,0 138 Out/99 Dez/42 Joinville Santa Catarina / Picarras 50,0 138 Out/99 Dez/42 Jupiá Mimoso 2 218,7 138 Fev/92 Dez/42 Jupiá Mimoso 3 218,7 138 Jan/82 Dez/42 Jupiá Mimoso 4 218,7 138 Jan/82 Dez/42 Palhoça Imbituba 74,0 138 Out/83 Dez/42 Anastácio / Aquidauana 1 11,1 138 Nov/06 Dez/42 Anastácio / Aquidauana 2 11,1 138 Nov/06 Dez/42 LI Araquari/Joinville GM 19,3 138 Mai/12 Dez/42 Biguaçu/ Florianópolis 2 19,5 138 Mai/11 Dez/42 Ilhota/Araquari Hyosung 47,7 138 Set/11 Dez/42 Ilhota/Gaspar 11,2 138 Out/88 Dez/42 Joinville/Joinville GM 8,7 138 Mai/12 Dez/42 Sub/Total 138 kv 1.850,5 Conversora de Uruguaiana / Passo de Los Libres 12,5 132 Set/94 Dez/42 Salto Osório / Salto Santiago 56,2 69 Out/78 Dez/42 Sub/Total (132 e 69 kv) 68,7 Total geral 9.838,4 130

103 Subestações Subestações empreendimentos não afetados pela Lei Subestação Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Operação SE Missões 150 RS Nov/10 Jan/39 SE Biguaçu SC Abr/08 Mar/35 SE Foz do Chapecó * 100 RS Dez/12 Out/40 SE Caxias RS Ago/12 Out/40 SE Ijuí RS Abr/13 Out/40 SE Lageado Grande * 75 RS Nov/12 Out/40 SE Nova Petrópolis 2 83 RS Nov/12 Out/40 SE Coletora Porto Velho 800 RO Ago/12 Fev/39 SE Biguaçu ampliação 150 SC Out/12 Dez/42 SE Tapera 2 - ampliação 83 RS Nov/12 Dez/42 SE Joinville Norte - ampliação 150 SC Set/13 Dez/42 SE Nova Santa Rita ampliação 672 RS Dez/13 Dez/42 Total * Transformadores instalados em subestações de terceiros Subestações empreendimentos renovados nos termos da Lei O&M Subestação Capacidade de Transformação Localização Início da Término da (MVA) (Estado) Operação Operação SE - Campos Novos SC Set/1982 Dez-42 SE Caxias RS Dez/2001 Dez-42 SE Gravataí RS Set/1982 Dez-42 SE - Nova Santa Rita RS Ago/2009 Dez-42 SE Blumenau SC Abr/1979 Dez-42 SE Curitiba PR Out/1980 Dez-42 SE Londrina PR Abr/1988 Dez-42 SE - Santo Ângelo RS Dez/1999 Dez-42 SE Biguaçu 300 SC Abr/2008 Dez-42 SE Joinville 691 SC Nov/1974 Dez-42 SE Areia 672 PR Ago/1980 Dez-42 SE Xanxerê 600 SC Jun/1983 Dez-42 SE Itajaí 525 SC Jan/2002 Dez-42 SE - Jorge Lacerda "A" 399,8 SC Jun/1973 Dez-42 SE Palhoça 384 SC Jan/1984 Dez-42 SE - Canoinhas 375 SC Fev/1988 Dez-42 SE Siderópolis 352 SC Abr/1975 Dez-42 SE - Assis * 336 SP Mar/1979 Dez-42 SE - Joinville Norte 300 SC Jun/2009 Dez-42 SE Dourados 300 MS Nov/1987 Dez-42 SE - Atlântida RS Mai/2007 Dez-42 SE - Caxias 5 * 215 RS Jun/2005 Dez-42 SE - Passo Fundo 168 RS Nov/1992 Dez-42 SE - Tapera RS Mar/2005 Dez-42 SE - Gravataí RS Nov/2007 Dez-42 SE Desterro 150 SC Dez/2008 Dez-42 SE Anastácio 150 MS Ago/1994 Dez-42 Conver. frequência de Uruquaiana 109,7 RS Set/1994 Dez-42 SE Ilhota 100 SC Dez/1976 Dez-42 SE Alegrete 66 RS Mai/1971 Dez-42 SE Charqueadas 88 RS Jan/1972 Dez-42 SE Farroupilha 88 RS Jun/1973 Dez-42 SE Salto Santiago 15 PR Nov/1980 Dez-42 SE Florianópolis 75 SC Dez/1974 Dez-42 SE Salto Osório 33,3 PR Out/1975 Dez-42 SE Itararé 42 SC Mai/2013 Dez-42 Total ,8 * Transformadores instalados em subestações de terceiros. 131

104 8.2. SPE Linhas de transmissão Etau Uirapuru SPE Transmissora Sul Brasileira de Energia TSBE Costa Oeste Objeto (De Para) Linha de transmissão (Campos Novos (SC) Barra Grande (SC) Lagoa Vermelha (RS) Santa Marta (RS)) Linha de transmissão (Ivaiporã (PR) Londrina (PR)) LT 525 KV 188 Km Salto Santiago Itá LT 525KV 307 Km Itá Nova Santa Rita LT Cascavel Oeste Umuarama, CS Participação (%) Extensão (km) Tensão (kv) Entrada em Operação Fim da Concessão 27, Jul/05 Dez/32 75, Jul/06 Mar/35 80, Fev/14 Mai/ Jul/14 Mai/42 49, Ago/14 Jan/42 Nome da SPE Subestações Subestação Participação (%) Capacidade de Transformação (MVA) Início da Operação Término da Operação Ampliação SE 525 KV Salto Transmissora Sul Santiago - Fev/14 Mai/42 Brasileira de Ampliação SE 525 kv Itá e 80,0 Energia TSBE Ampliação SE 525/230kV - Jul/14 Mai/42 Nova Santa Rita Costa Oeste* Subestação Umuarama 230/138 kv 2X150 MVA 49, Jul/14 Jan/42 *Operação comercial por compartilhamento com a Copel (LT Caiuá). 9. Perdas na transmissão - % - NA 10. Principais Investimentos da controladora R$ Milhões Projeto 1ª Revisão 2014 Geração 1,7 18,4 4,2 134,2 Implantação do Complexo Hidrelétrico São Domingo ,4 Implantação do Projeto Megawatt Solar 0,3 2,5 0,3 0,3 Manut. Sist. de Geração de Energ. Elétrica 0,5 14,8 1,2 17,3 Implantação do Complexo Hidrelétrico Alto da Serra com 37,0 MW e Sistema de Transmissão Associado em 138 KV, com 54 0,9 1,2 2,7 116,1 Preservação e Conservação Ambiental em Empreendimentos ,1 Transmissão 11,1 16,0 16,9 195,9 Ampliação Sistema de Transmissão no Sul 6,2 9,3 10,0 153,8 Reforços e Melhorias do Sistema de Transmissão na Região Sul e Mato Grosso do Sul 0,1 0,4 0,5 5,9 Interligação Elétrica Brasil- Uruguai - (Atividades Eletrosul) 4,7 5,7 6,2 30,2 Manut. Sist. de Transmissão de Energ. Elétrica 0,0 0,6 0,2 6,1 Infraestrutura 0,6 2,2 1,8 47,9 Total 13,4 36,6 22,9 378,0 132

105 11. Investimentos Novos Geração Ativos Próprios Usina Localização (Estado) Investimento (R$ milhões) Total Realizado Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) Início da Operação Início da Construção Término da Concessão PCH Santo Cristo* SC 183,4 16,87 19,5 10,5 - - Jun/42 PCH Coxilha Rica** SC 141,0 10,08 18,0 10,1 - - Jun/42 * Em fase de Licença de Instalação. Início da Operação previsto para 22 meses após emissão da Licença de Instalação **Início da construção e operação indefinido em função de parecer negativo do Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional IPHAN. SPE ESBR Participações S/A Teles Pires Participações S.A. Eólica Chuí Holding SA Eólica Livramento Holding SA Eólica Santa Vitória do Palmar AS Hermenegildo I Hermenegildo II Hermenegildo III SPE Usina Localização (Estado) Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) Início da Operação Início da Construção Término da Concessão UHE Jirau RO ,6 Set/13 Dez/09 Ago/43 UHE Teles Pires MT ,4 Jan/15 Ago/11 Jun/46 Parques eólicos de Chuí I a V, (98MW) e Minuano VI e VII (46MW). Parques eólicos de Cerro Chato IV, V, VI, Ibirapuitã e Trindade Parques eólicos Geribatu de I a X RS ,8 Nov/14 Fev/14 Abr/47 RS 78 29,0 Nov/13 Jan/12 Mar/47 RS ,0 Nov/14 Nov/12 Abr/47 Parques eólicos Verace 24 a 27 RS 57,3 27,4 Abr/15 Ago/14 Jun/49 Parques eólicos Verace 28 a 31 RS 57,3 26,6 Jun/15 Ago/14 Jun/49 Parques eólicos Verace 34 a 36 RS 48,3 22,2 Mai/15 Ago/14 Jun/49 Chuí IX Parque eólico Chuí IX R$ 17,9 7,8 Abr/15 Ago/14 Mai/49 Coxilha Seca Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês. RS 48,0 18,7 Mai/15 Mar/14 Mai/49 *Em operação comercial: 675MW. Em fase de teste: 75 MW. **Em operação comercial: 30 MWm. Em fase de teste: 12 MWm SPE SPE ESBR Participações S/A Teles Pires Participações S.A. Eólica Chuí Holding AS Eólica Livramento Holding AS Usina Investimento (R$ milhões) Total Realizado Cronograma físico da obra realizado (%) UHE Jirau , ,4 95,54 20,00 UHE Teles Pires 4.452, ,0 92,07 24,70 Parques eólicos de Chuí I a V, (98MW) e Minuano VI e VII (46MW). Parques eólicos de Cerro Chato IV, V, VI, Ibirapuitã e Trindade Participação (%) Parceiros Suez 40%, Chesf 20%e Mitsui 20% Neoenergia 50,6% e Furnas 24,7% 805,6 248,0 55,7 49,00 Rio Bravo Investimentos 51% 490,3 338,0 89,7 52,53 Rio Bravo Investimentos - 41%e Fundação Elos 6,47% 133

106 SPE Eólica Santa Vitória do Palmar SA Hermenegildo I Hermenegildo II Hermenegildo III Usina Parques eólicos Geribatu de I a X Investimento (R$ milhões) Total Realizado Cronograma físico da obra realizado (%) Participação (%) Parceiros 1.099,10 874,0 95,0 49,00 Brave Winds Geradora 51% Parques eólicos Verace 24 a ,26 19,1 * 99,99 Renobrax 0,01% Parques eólicos Verace 28 a ,26 8,5 * 99,99 Renobrax 0,01% Parques eólicos Verace 34 a ,9 6,4 * 99,99 Renobrax 0,01% Chuí IX Parque eólico Chuí IX 81,6 8,7 * 99,99 Renobrax 0,01% Coxilha Seca Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês. 270,0 0,5 * 99,99 Renobrax 0,01% * Construção com início recente Transmissão Ativos Próprios Linhas de Transmissão De Para Total do Investimento (R$ milhões) Invest. Realizado (R$ milhões) Extensão das linhas (Km) Tensão (kv) Início da Operação Término da Concessão Secc. LT JLA PAL, na SE GAROPABA 7,61 0,70 5,4 138 Prevista Dez/15 Dez/42 Secc. LT JLA PAL, na SE PALHOÇA Prevista 5,48 2,50 3,7 138 PINHEIRA Set/15 Dez/42 LT Passo Fundo / Monte Claro 230Kv 9,29 4,93 11,0 230 Prevista Mar/15 Dez/42 Secc. LT 138 KV Araquari Hyosung Prevista 3,55 0,18 1,0 138 Joinville GM, na SE Joinville SC Set/15 Dez/42 Seccionamento da LT 138 kv Porto Prevista Primavera - Ivinhema, na SE 3,42 0,02 3,5 138 Jan/16 IVINHEMA 2, circuito duplo Jan/44 Seccionamento da LT 138 kv PORTO Prevista PRIMAVERA - IVINHEMA, na SE NOVA 10,93 0,06 11,0 138 Jan/16 ANDRADINA (Enersul) Dez/42 Interligação Elétrica Brasil Uruguai LT Candiota-Melo 51,66 48,59 60,0 525 Nov/14* Fev/40 Interligação Elétrica Brasil Uruguai LT Presidente Médici-Candiota 5,43 6,92 2,8 230 Nov/14* Fev/40 Seccionamento da LT 230 kv Prevista 15,81 0,01 2,0 230 Blumenau - Palhoça, na SE Gaspar 2 Set/16 Jan/44 *Empreendimento concluído em Set/14, contudo a operação comercial depende da conclusão da SE Candiota, prevista para Nov/

107 Subestações SE Total do Investimento (R$ milhões) Invest. Realizado (R$ milhões) Capacidade de Transformação Localização Início da Operação Término da Concessão SE Garopaba Implantação de dois Prevista 6,23 0,62 0,00 SC módulos de EL Dez/15 Dez/42 SE Pinheira Implantação de dois Prevista 5,20 3,14 0,00 SC módulos de EL Set/15 Dez/42 SE Nova Prata 2 Implatação de 2 Prevista 9,31 4,52 0,00 RS módulo de EL Mar/15 Dez/42 SE Joinville Norte Ampliação D Prevista Instalação de 2 bancos de 12,31 3, SC Fev/15 capacitores 230kV 2x100MVA Dez/42 SE Foz do Chapecó Ampliação Prevista 11,79 1, RS B º3 Trafo / 230/138kV Mai/15 Jun/44 SE Alegrete Transf. trafo Prevista 7,56 3,35 66 RS /69/13,8/13,8kV 17MVA Dez/14 Dez/42 SE Joinville SC Implantação de Prevista 5,13 0,10 0,00 SC dois módulos de entrada de linha Set/15 Dez/42 Subestação Ivinhema 2 (ampliação Prevista 24,90 0, MS / 230/138 kv) Jan/16 Jan/44 SE Siderópolis ampliação K Prevista implantação de um módulo de 1,53 0,04 0,00 SC Dez/15 entrada de linha em 69 KV Dez/42 SE Foz do Chapecó ampliação D Prevista implantação de um módulo de 1,69 0,22 0,00 RS Dez/15 entrada de linha em 138 KV Jun/44 SE Biguaçu Ampliação G Prevista 14,68 0, SC 230/138/13,8 KV Abr/16 Dez/42 SE Biguaçu - Ampliação "J" 46,91 0, SC Set/16 Mar/35 SE Canoinhas - Ampliação "G" 50 MVAR 7,24 0,03 50 SC Set/16 Dez/42 SE Desterro - Ampliação "A" 11,92 0, SC Set/16 Dez/42 SE Joinville Norte - Ampliação "E" 13,23 0, SC Set/16 Dez/42 Reforços em SEs: Gravataí, Gravataí 2, Salto Osório, Curitiba, 3,40 1,87 0,00 PR Jun/15 Dez/42 Areia Reforços em SEs: Farroupilha, Florianópolis, Ilhota, Palhoça, Areia 1,47 0,02 0,00 RS e SC 2016 Dez/42 135

108 SPE Linhas de Transmissão SPE Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. Marumbi Transmissora Sul Brasileira de Energia SA Objeto (De-Para) LT Coletora Porto Velho (RO) Araraquara 2 (SP), em CC LT 525 KV Curitia / Curitiba Leste (PR) LT de 230KV Nova Santa Rita Camaquã, LT 230KV Camaquã Quinta, Participação (%) Total do Investimento (R$ milhões) Invest. Realizado (R$ milhões) Extensão das linhas - Km Tensão (kv) Início da Operação Término da Concessão 24, , , Nov/14 Fev/ ,47 45, Mar/15 Mai/ ,92 167, LT Nova santa Rita Povo Novo, CS Transmissora LT Povo Novo Sul Litorânea Marmeleiro, CS ,48 419,32 de Energia LT Marmeleiro S/A* Santa Vitória do Palmar LT Santo Ângelo/Maçambará, em 230 kv Fronteira LT Pinhalzinho/Foz Oeste do Chapecó, Transmissora 51 95,87 4,79 circuito simples, C1 de Energia e C2 S.A.** Seccionamento LT 138KV Alegrete 1 Santa Maria 1 *A LT Nova Santa Rita-Povo Novo está prevista para out/14. As demais, para nov/14. **A LT Santo Ângelo-Maçambará está prevista para jan/16 enquanto o Seccionamento está previsto para jul/15. Nov/14 Nov/14 Mar/16 Mai/42 Ago/42 Jan/44 136

109 Subestações Nome da SPE Marumbi Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A. * SE SE Curitiba Leste 1 banco 3x224MVA 525/230kV SE Povo Novo525/230 kv, 672 MVA (4 unidades monofásicas de 224 MVA) e Ampliação SE Nova Santa Rita SE Marmeleiro kv / Compensador Síncrono ±200 Mvar SE Santa Vitória 2 do Palmar 525/138 kv, 75 MVA (1 unidade trifásica) SE Camaquã 3 230/69Kv 2x83MVA e ampliação da SE 230 kv Quinta SE Pinhalzinho, em 230/138 kv (ATF1), SE Pinhalzinho, em 230/138 kv (ATF 2 e ATF3) e ampliações SE Maçarambá, Foz do Chapecó e Santo Angelo Ampliação da SE Santa Maria 3, 230/138 kv Participação (%) Total do Investimento (R$ Milhões) Capacidade de Transformação (MVA) Localização (Estado) Início da Operação Término da Concessão 20 56, PR Mar/15 Mai/ , RS Nov/14 Ago/42 175, RS Dez/14 Ago/42 48,54 75 RS Nov/14 Ago/ , RS Nov/14 Abr/ , RS Jan/16 Jan/44 23, RS Ago/15 Jan/44 *As ampliações das SEs Maçambará e Santo Ângelo estão previstas para Mai/16 e a Ampliação da SE Foz do Chapecó está prevista para Mar/ Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Moeda Nacional - MN Credor Saldo em Saldo em Saldo em Vencimento Taxas e Indexadores BNDES/BRDE 22,7 21,4 20,8 15/05/2019 TJLP + 4,5% aa BNDES 1.116, , ,8 Até 15/08/2028 Cesta de moedas + 4% aa BNDES/Banco do 354,8 377,2 365,7 Brasil Até 15/01/2028 TJLP + 2,65% aa Banco do Brasil 251,1 251,1 251,3 15/11/ % do CDI Eletrobras 1.114,3 1,117, ,4 Até 30/03/2030 RGR/IPCA + 7% a.a/selic + 0,5%a.a 137

110 Moeda Estrangeira - ME Saldo em Saldo em Saldo em Taxas e Credor Vencimento Indexadores Eletrobras 186,1 178,6 184,7 Dez/2042 Euros 13. Contratos Empréstimos e Financiamentos Controladora R$ milhões Empréstimos e Financiamento Após 2018 Total (ME + MN) Por atividade 394,0 89,8 276,2 284,4 283, , ,7 Geração 189,1 43,1 132,6 136,5 136,2 810, ,0 Transmissão 204,9 46,7 143,6 147,9 147,6 878, ,7 Por credor 394,0 89,8 276,2 284,4 283, , ,7 Eletrobras 228,5 24,5 92,9 101,2 105,1 763, ,1 Outros 165,5 65,3 183,2 183,2 178,7 924, , SPE R$ milhões Uirapuru Transmissora de Energia S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade 1,6 5,8 5,8 5,8 5,8 1,4 Geração Transmissão 1,6 5,8 5,8 5,8 5,8 1,4 Por credor 1,6 5,8 5,8 5,8 5,8 1,4 BRDE 1,6 5,8 5,8 5,8 5,8 1,4 Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade 464, Geração - - Transmissão 464, Por credor 464, Santander 206, Banco ABC Brasil 134, Banrisul 123, Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade 4,9 19,7 19,7 19,7 19,7 180,3 Geração Transmissão 4,9 19,7 19,7 19,7 19,7 180,3 Por credor 4,9 19,7 19,7 19,7 19,7 180,3 BNDES 4,9 19,7 19,7 19,7 19,7 180,3 138

111 Teles Pires Participações Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade - 185, ,5 Geração - 185, ,5 Transmissão Por credor - 185, ,5 BNDES (Repasse/Direto) - 185, ,5 Santa Vitória do Palmar Holding S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade - 19,0 38,0 38,0 38,0 475,9 Geração - 19,0 38,0 38,0 38,0 475,9 Transmissão Por credor - 19,0 38,0 38,0 38,0 475,8 BNDES - 12,6 25,3 25,3 25,3 316,8 BRDE - 6,4 12,7 12,7 12,7 159,1 Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade 17,6 190,12 120,11 107,01 95,19 533,13 Geração Transmissão* 17,6 190,12 120,11 107,01 95,19 533,13 Por credor 17,6 190,12 120,11 107,01 95,19 533,13 BNDES 17,6 190,12 120,11 107,01 95,19 533,13 Marumbi Transmissora de Energia S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade Geração Transmissão Por credor BRDE Livramento Holding S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade 2,5 10,2 10,2 10,2 10,2 118,0 Geração 2,5 10,2 10,2 10,2 10,2 118,0 Transmissão Por credor 2,5 10,2 10,2 10,2 10,2 118,0 BNDES 2,5 10,2 10,2 10,2 10,2 118,0 Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade 3,5 7,0 7,0 7,0 0,5 - Geração Transmissão 3,5 7,0 7,0 7,0 0,5 - Por credor 3,5 7,0 7,0 7,0 0,5 - BNDES 3,5 7,0 7,0 7,0 0,5-139

112 ESBR Participações S.A. Empréstimos e Financiamento Após 2019 Total (MN + ME) Por atividade 187,1 561,2 561,2 561,2 561,2 561, , ,6 Geração 187,1 561,2 561,2 561,2 561,2 561, , ,6 Transmissão Comercialização Por credor 187,1 561,2 561,2 561,2 561,2 561, , ,6 Banco do Nordeste do Brasil 4,1 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 180,2 245,7 Banco do Brasil 26,5 79,4 79,4 79,4 79,4 79, , ,7 BNDES 93,1 279,4 279,4 279,4 279,4 279, , ,6 Banco Itaú BBA 17,9 53,6 53,6 53,6 53,6 53,6 785, ,7 BASA CEF 26,5 79,4 79,4 79,4 79,4 79, , ,7 Bradesco 19,1 57,2 57,2 57,2 57,2 57,2 838, ,2 Chuí Holding S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade 10,2 100, Geração 10,2 100, Transmissão Por credor 10,2 100, Banco ABC Brasil S.A SPEs 10, Banco ABC - 50, Banrisul - 50, Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade 0,3 4,3 4,1 4,0 3,8 18,4 Geração Transmissão 0,3 4,3 4,1 4,0 3,8 18,4 Por credor 0,3 4,3 4,1 4,0 3,8 18,4 BNDES 0,3 4,3 4,1 4,0 3,8 18,4 Chuí IX, Hermenegildo I, II e III e Coxiha Seca Empréstimos e Financiamentos Após 2018 Por atividade Geração Transmissão Por credor BNDES Número de Empregados Por tempo Geração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total

113 Transmissão Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por lotação Lotação Campo Administrativo Por região Estados da Federação Santa Catarina Rio Grande do Sul Paraná Mato Grosso do Sul Rondônia Mão de obra Contratada Terceirizada - NA 16. Índice de Rotatividade 0,04 0,00 0,18 141

114 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanços Patrimoniais Em milhares de reais ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Financiamentos e empréstimos - - Títulos e valores mobiliários - - Dividendos a Receber (Remuneração de participações societárias) - - Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social - - Cauções e depósitos vinculados - - Almoxarifado(Estoque) Ativo Financeiro - - Valores a Receber Lei / Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) - - Financiamentos e empréstimos - - Títulos e valores mobiliários - - Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social - - Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro - - Valores a Receber Lei / Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS - - IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

115 INFORME AOS INVESTIDORES PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) Obrigações estimadas Provisões para contingências Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Contratos Onerosos - - Concessões a pagar UBP - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores - - Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais - - Imposto de Renda e Contribuição Social - - Instrumentos Financeiros Derivativos - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas - - Provisões para contingências - - Provisão contrato oneroso - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) - - Adiantamentos para futuro aumento de capital Incentivo ao desligamento de pessoal Outros - - TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital - - Reservas de lucros Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

116 INFORME AOS INVESTIDORES Demonstração do Resultado Em R$ milhões DRE Receita Operacional Suprimento Fornecimento - - Energia Elétrica de Curto prazo - - Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custos Operacionais Energia comprada para revenda Encargos sobre uso de rede elétrica Combustível para produção de energia elétrica - CCC Custo de construção - - Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Remuneração e ressarcimento - - Depreciação e amortização Doações e Contribuições - - Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes - - Imposto de renda e contribuição social diferidos - - Lucro líquido do período

117 INFORME AOS INVESTIDORES Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões Fluxo de caixa ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Amortização de intangível - Distribuição / Transmissão - - Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial - - Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal - - Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) - Outros - - Provisão contrato oneroso - - Provisão para perda de ativo financeiro - - Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas Perda/(Ganho) na alienação de ativos (somar no Outros) - - Receita de ativo financeiro pela TIR - - Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. societárias - - Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) - - Recebimento de indenizações do ativo financeiro - - Pagamento de imposto de renda e contribuição social - - Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão - - Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias - - Outros - - Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

118 INFORME AOS INVESTIDORES Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um prejuízo líquido 60% inferior ao apurado no trimestre anterior, passando de R$ (162,9) milhões no 2T14 para R$ (65,1) milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional O suprimento de energia elétrica apresentou aumento de 16,7%, passando de R$ 90,6 milhões no 2T14 para R$ 105,7 milhões no 3T14, devido principalmente ao novo contrato de compra de energia com a Eletronorte que possibilitou que a empresa passasse a ser credora na CCEE no 3T14. Despesa Operacional As despesas com pessoal, material e serviço de terceiros apresentaram redução de 15,4%, passando de R$ (84,9) milhões no 2T14 para R$ (71,8) milhões no 3T14, devido principalmente à redução dos serviços de terceiros em função da menor necessidade de manutenção das usinas no 3T14. A energia elétrica comprada para revenda apresentou redução de 85,7%, passando de R$ (85,6) milhões no 2T14 para R$ (12,2) milhões no 3T14, devido principalmente a redução da exposição na CCEE em virtude dos contratos celebrados com a Eletronorte de compra de energia. Resultado Financeiro As variações cambiais líquidas apresentaram aumento de 513,4%, passando de uma despesa de R$ (3,2) milhões no 2T14 para uma receita de R$ 13,2milhões no 3T14, devido principalmente a variação cambial ocorrida no período que afeta os compromissos estabelecidos em dólares relativos a compra de equipamentos da UTE Candiota III. Os encargos de dívida apresentaram aumento de 18,4%, passando de R$ (45) milhões no 2T14 para R$ (53,2) milhões no 3T14, devido principalmente ao maior saldo de empréstimos no 3T

119 INFORME AOS INVESTIDORES Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada Usina Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MW Médio) Energia Gerada (MWh) P. Médici (Candiota) , , ,14 Candiota III Fase C , , ,85 S. Jerônimo (Candiota) Nutepa (Candiota) Total , , ,99 Usina Localização (Estado) Início da Operação Fim da Operação P. Médici (Candiota) RS Jan/74 Jul/15 Candiota III Fase C RS Jan/11 Jul/41 S. Jerônimo (Candiota) RS Abr/53 Jul/15 Nutepa (Candiota) RS Fev/68 Jul/15 2. Energia comprada para revenda Eletrobras Outros Total Sistema Unidade 3. Energia Vendida Comprador Sistema Eletrobras Outros Total MWh , , ,000 R$ milhões 14,700 64,690 47,773 MWh R$ milhões MWh , , ,000 R$ milhões ,690 47,773 Tipo de venda R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh A 1ºLEN 120, , , , , ,000 A 2ºLEE 28, ,421 26, ,578 27, ,329 A 4ºLEE 10, ,024 9, ,220 9, ,344 B A B A 160, , , ,64 164, ,673 B A - Através de leilões B - Através de contratos no mercado livre ou contratos bilaterais 147

120 INFORME AOS INVESTIDORES 4. Liquidação CCEE (Spot e MRE) Venda Compra Líquido Unidade R$ Milhões - 61,647 78,551 MWh , ,793 MWmédio - 80,007 45,856 R$ Milhões -93, MWh , MWmédio 64, R$ Milhões 93,527 61,647 78,551 MWh , , ,793 MWmédio 64,704 80,007 45, Combustível usado para produção de energia elétrica Tipo Unidade métrica Quant. R$ Quant. R$ Quant. R$ Carvão T , , , , , ,86 Óleo Combustível Kg , , , , , ,53 Óleo Diesel L , , , , ,02 Total , , ,41 6. Perdas na geração - % P. Médici (Candiota) 25,82 28,47 25,65 Candiota III Fase C 12,08 11,47 11,43 S. Jerônimo Nutepa Tarifa Média R$/MWh 150,23 153,30 156,54 8. Extensão das Linhas de Transmissão - Km - NA 9. Perdas na transmissão - % - NA 10. Principais Investimentos - R$ mil Projeto Orçado 2014 Geração - Manutenção de Sistema de Geração - MSGEE Adequação Ambiental Revitalização Fase A/B UPME Outros Total Investimentos Novos NA 148

121 INFORME AOS INVESTIDORES 12. Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Moeda Nacional MN Credor Saldo em Saldo em Saldo em Vencimento Indexador Eletrobras /12/2021 IPCA + Spread Eletrobras /6/2016 IPCA + Spread Eletrobras /12/2022 IPCA + Spread Eletrobras /1/2017 5% a.a. Eletrobras /5/2018 5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2024 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /3/2017 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /3/2017 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /4/2018 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /4/2016 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /2/2016 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /3/2017 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /5/2016 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /5/2018 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /6/2018 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /09/2022 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2021 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /06/2022 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /12/2020 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /09/2022 Selic + 0.5% a.a. Eletrobras /06/2022 Selic + 0.5% a.a. 13. Contratos Moeda Estrangeira ME NA 13.1 Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Empréstimos e Financiamento Por atividade Após 2019 Total (ME + MN) Geração Por credor Eletrobras

122 INFORME AOS INVESTIDORES 14. Número de Empregados Por tempo Geração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por lotação Lotação Nº de empregados Campo Administrativo Por região Nº de empregados Estado da Federação Rio Grande do Sul Mão de obra Contratada / Terceirizada Contratados Índice de Rotatividade ,55 150

123 2. Empresas de Distribuição Empresa Receita Operacional Líquida (R$ Milhões) Resultado do Serviço (R$ Milhões) Lucro/Prejuízo do Exercício (R$ Milhões) EBITDA (R$ Milhões) Margem EBITDA (%) 9M14 9M13 9M14 9M13 9M14 9M13 9M14 9M13 9M14 9M13 Amazonas Energia ,88-6,68 Distribuição Alagoas ,66-12,41 Distribuição Piauí ,22-7,98 Distribuição Rondônia ,01-0,86 Distribuição Roraima ,37 20,01 Distribuição Acre ,97 9,63 Distribuição do Sistema Eletrobras Empresa Extensão das Linhas de Nº de Clientes Nº de municípios Nº de Distribuição (Km) assistidos atendidos subestações Amazonas Energia Distribuição Acre Distribuição Alagoas Distribuição Piauí Distribuição Rondônia Distribuição Roraima Extensão das Linhas de Transmissão Km Empresas Próprio SPE Agregação Física Total (a) (b) 2014 (a+b) Amazonas Energia Geradoras / Transmissoras Total (b) Participação da empresa no empreendimento Capacidade Instalada - MW Empresas Próprio SPE Agregação Física Total (a) (b) 2014 (a+b) Amazonas Energia Distribuição Rondônia 2, Eletrobras Holding Geradoras/Transmissoras Total (b) Participação da empresa no empreendimento Energia Vendida MWh* 9M14 Amazonas Energia** Distribuição Acre Distribuição Alagoas Distribuição Piauí Distribuição Roraima Distribuição Rondônia Total * Não considera o valor de Consumo Próprio. ** Não considera a energia de curto prazo. 9M13 151

124 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social - - Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados - - Almoxarifado(Estoque) Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro - Receita Anual Permitida (transmissão) Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

125 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Conta de Consumo de Combustível - CCC - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil Contratos Onerosos - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais - - Imposto de Renda e Contribuição Social - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências Provisão contrato oneroso Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil Concessões a pagar UBP - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) - - Outros Resultados abrangentes Adiantamentos para futuro aumento de capital Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital - - Reservas de lucros - - Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

126 Demonstração do Resultado Em R$ milhões DRE Receita Operacional Fornecimento Geração Energia Elétrica de Curto prazo Receita de Construção de Usinas Fornecimento de Energia Elétrica - Distribuição Receita de Construção Distribuição Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custos Operacionais Energia comprada para revenda Encargos sobre uso de rede elétrica Custo de construção Combustível Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Remuneração e ressarcimento Depreciação e amortização Doações e Contribuições - - Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes - - Imposto de renda e contribuição social diferidos - - Lucro líquido do período

127 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões Fluxo de caixa ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Amortização de intangível - Distribuição / Transmissão - - Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial - - Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal - - Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) - Outros - - Provisão contrato oneroso - - Provisão para perda de ativo financeiro - - Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Perda/(Ganho) na alienação de ativos (somar no Outros) - - Receita de ativo financeiro pela TIR - - Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. societárias - - Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) - - Recebimento de indenizações do ativo financeiro - - Pagamento de imposto de renda e contribuição social - - Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. - principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) - - Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias Outros - - Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

128 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um prejuízo líquido 15,6% superior ao apurado no trimestre anterior, passando de R$ (251,7) milhões no 2T14 para R$ (290,8) milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional Na geração: O fornecimento de energia elétrica na geração apresentou aumento de 6,4%, passando de R$ 270,2 milhões no 2T14 para R$ 287,5 milhões no 3T14 em função do aumento do volume de energia comercializada. A energia elétrica de curto prazo apresentou redução de 45,5%, passando de R$ 563,5 milhões no 2T14 para R$ 307,4 milhões no 3T14, devido principalmente à redução na energia comercializada na liquidação financeira (PLD). Na distribuição: O fornecimento de energia elétrica na distribuição apresentou aumento de 13,1%, passando de R$ 148,9 milhões no 2T14 para R$ 168,4 milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento do volume de energia comercializada. Despesa Operacional As despesas com pessoal, material e serviços apresentaram aumento de 6,9%, passando de R$ (147,9) milhões no 2T14 para R$ (158,2) milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento do gasto com pessoal e serviços de terceiros. A energia elétrica comprada para revenda apresentou redução de 67,5% passando de R$ (542,6) milhões no 2T14 para R$ (176,1) milhões no 3T14, devido principalmente em decorrência da redução da exposição financeira ao mercado de curto prazo e o menor valor do PLD. A despesa com combustível apresentou aumento de 50,2%, passando de R$ (21,1) milhões no 2T14 para R$ (31,8) milhões no 3T14, devido principalmente a maior geração termelétrica. As provisões operacionais apresentaram aumento de 255%, passando de uma reversão de R$ 41,1 milhões no 2T14 para uma provisão de R$ (65) milhões no 3T14, devido principalmente ao não pagamento de energia comprada para revenda de produtores independentes. Resultado Financeiro Os encargos de dívida apresentaram aumento de 16,0%, passando de R$ (38,2) milhões no 2T14 para R$ (44,3) milhões no 3T14, devido principalmente ao empréstimo celebrado com a Eletrobras no 3T14. As despesas com encargos de leasing apresentaram redução de 25,7%, passando de R$ (68,4) milhões no 2T14 para R$ (50,8) milhões no 3T14, devido principalmente à variação do IGP-M. As outras receitas financeiras apresentaram redução de 31,3%, passando de R$ 31,6 milhões no 2T14 para R$ 21,7 milhões no 3T14, devido principalmente à redução das multas sobre venda de energia elétrica. As outras despesas financeiras apresentaram aumento de 36,8%, passando de R$ (209,2) milhões no 2T14 para R$ (286,1) milhões no 3T14, devido principalmente à multa referente a atrasos junto a Cigás. 156

129 Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada Ativos Próprios Usina Combustível Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MW Médio) Energia Gerada (MWh) Parintins Biodiesel BS ,16 10, Itacoatiara Biodiesel BS ,83 6, ,572 Manacapuru Biodiesel BS ,93 10, Barreirinha Biodiesel BS1800 3,71 0, ,483 Coari Biodiesel BS ,85 7, Maués Biodiesel BS ,43 3, Humaitá Biodiesel BS ,37 4, Urucará Biodiesel BS1800 4,67 1, Benjamin Constant Biodiesel BS1800 7,32 2, Tefé Biodiesel BS ,2 6, Manicoré Biodiesel BS1800 7,67 2, Autazes Biodiesel BS1800 6,07 1, Codajás Biodiesel BS , Eirunepé Biodiesel BS ,62 1, Nova O. do Norte Biodiesel BS1800 6,52 1, Atalaia do Norte Biodiesel BS1800 1,19 0, Barcelos Biodiesel BS1800 4,87 1, Lábrea Biodiesel BS1800 9,54 2, São P. de Olivença Biodiesel BS1800 3,79 0, Santo Antônio do Içá Biodiesel BS1800 3,22 1, Carauari Biodiesel BS1800 7,18 2, Fonte Boa Biodiesel BS1800 6,23 1, Boca do Acre Biodiesel BS1800 8,22 2, São G. da Cachoeira Biodiesel BS1800 8,42 3, Itapiranga Biodiesel BS1800 3,06 0, Anori Biodiesel BS1800 4,16 1, Silves Biodiesel BS1800 2,5 0, Augusto Montenegro Biodiesel BS1800 0,6 0, Nhamundá Biodiesel BS1800 4,58 0, Tabatinga Biodiesel BS ,43 5, Novo Aripuanã Biodiesel BS1800 5,69 1, Borba Biodiesel BS1800 3,6 1, Santa I.do Rio Negro Biodiesel BS1800 2,42 0, Jutaí Biodiesel BS1800 6,18 1, Novo Airão Biodiesel BS1800 5,27 1, Ipixuna Biodiesel BS1800 3,04 0, Envira Biodiesel BS1800 3,38 0, Cucuí Biodiesel BS1800 0,57 0, Japurá Biodiesel BS1800 0,18 0, Maraã Biodiesel BS1800 3,69 0, Juruá Biodiesel BS1800 2,49 0, Tapauá Biodiesel BS1800 3,71 1, Canutama Biodiesel BS1800 2,23 0, Pauini Biodiesel BS1800 2,62 0, Careiro Biodiesel BS1800 2,5 0, Amaturá Biodiesel BS1800 1,8 0, Estirão do Equador Biodiesel BS1800 0,72 45, Palmeiras Biodiesel BS1800 0,72 0, Ipiranga Biodiesel BS1800 0,42 0, Vila Bittencourt Biodiesel BS1800 0,57 0, Iauaretê Biodiesel BS , São S. do Uatumã Biodiesel BS1800 2,64 0, Tonantins Biodiesel BS1800 3,46 0, Alvarães Biodiesel BS1800 2,72 0, Beruri Biodiesel BS1800 2,97 0, Caapiranga Biodiesel BS1800 2,06 0, Uarini Biodiesel BS1800 1,94 0, Urucurituba Biodiesel BS1800 2,84 0, Pedras Biodiesel BS1800 0,57 0,

130 Usina Combustível Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MW Médio) Energia Gerada (MWh) Anamã Biodiesel BS1800 1,73 0, Itamarati Biodiesel BS1800 2,56 0, Castanho Biodiesel BS ,72 4, Rio Preto da Eva Biodiesel BS ,21 3, Limoeiro Biodiesel BS1800 1,79 0, Boa Vista do Ramos Biodiesel BS1800 2,31 0, Manaquiri Biodiesel BS1800 3,01 1, Caviana Biodiesel BS1800 0,58 0, Campinas Biodiesel BS1800 0,43 0, Caiambé Biodiesel BS1800 0,88 0, Murituba Biodiesel BS1800 0,3 0, Apuí Biodiesel BS1800 7,19 1, Mocambo Biodiesel BS1800 0,89 0, Belém do Solimões Biodiesel BS1800 0,84 0, Itapeaçú Biodiesel BS1800 0,85 0, Caborí Biodiesel BS1800 0,78 0, Cametá Biodiesel BS1800 0,612 0, Sacambú Biodiesel BS1800 0,448 0, Novo Remanso Biodiesel BS1800 4,06 1, Tuiué Biodiesel BS1800 0,71 0, Jacaré Biodiesel BS1800 0,34 0, Novo Céu Biodiesel BS , Zé Açú Biodiesel BS Vila Amazônia Biodiesel BS1800 2,08 0, Terra Nova Biodiesel BS Axinim Biodiesel BS1800 0,66 0, Vila Urucurituba Biodiesel BS1800 0,38 0, Arara Biodiesel BS1800 0,332 0, Feijoal Biodiesel BS1800 0,778 0, Lindoia Biodiesel BS , Moura Biodiesel BS1800 0,52 0, Santana Biodiesel BS1800 0,31 0, Sucunduri Biodiesel BS1800 0,16 0, Carvoeiro Biodiesel BS1800 0,33 0, Itapuru Biodiesel BS1800 0,31 0, Betânia Biodiesel BS1800 0,43 0, Vila de Matupí Biodiesel BS1800 1,85 0, Auxiliadora Biodiesel BS1800 0,468 0, Tamaniquá Biodiesel BS1800 0,468 0, Santa Rita Well Biodiesel BS1800 0,62 0, Parauá Biodiesel BS1800 0,568 0, Belo Monte Biodiesel BS1800 0,246 0, Vila de Alterosa Biodiesel BS1800 0,33 0, Camaruã UHE Balbina Água 277,5 132, UTE Aparecida OCTE, GN 282,5 150, UTE Mauá Bloco 1 - OC1A / Bloco 3 Gás Natural (Alternativo OCTE) / Bloco4 OPGE / Bloco 5 Biodiesel / Bloco 738,1 311, Biodiesel / Bloco 7 - Biodiesel UTE Electron OCTE 121,1 18, UT CO Cidade Nova Diesel/Biodiesel 29,6 19, UT AS São José Diesel/Biodiesel 73,4 47, UT FO Flores Diesel/Biodiesel 124,7 78, UTE Distrito Biodiesel (B S1800) 51,3 38, UTE Iranduba Diesel/Biodiesel 66,6 47, Total 2.204, ,

131 Usina Localização Início da Fim da (Estado) Operação Operação Parintins Amazonas Dez/65 Indefinido Itacoatiara Amazonas Set/66 Indefinido Manacapuru Amazonas Jan/67 Indefinido Barreirinha Amazonas Jun/67 Indefinido Coari Amazonas Set/67 Indefinido Maués Amazonas Dez/67 Indefinido Humaitá Amazonas Jul/68 Indefinido Urucará Amazonas Jun/68 Indefinido Benjamin Constant Amazonas Ago/68 Indefinido Tefé Amazonas Ago/68 Indefinido Manicoré Amazonas Mai/69 Indefinido Autazes Amazonas Jun/69 Indefinido Codajás Amazonas Set/69 Indefinido Eirunepé Amazonas Set/69 Indefinido Nova Olinda do Norte Amazonas Out/69 Indefinido Atalaia do Norte Amazonas Mar/70 Indefinido Barcelos Amazonas Jul/70 Indefinido Lábrea Amazonas Ago/70 Indefinido São Paulo de Olivença Amazonas Jan/71 Indefinido Santo Antônio do Içá Amazonas Jan/71 Indefinido Carauari Amazonas Jan/71 Indefinido Fonte Boa Amazonas Jan/71 Indefinido Boca do Acre Amazonas Fev/71 Indefinido São Gabriel da Cachoeira Amazonas Mar/71 Indefinido Itapiranga Amazonas Out/71 Indefinido Anori Amazonas Out/71 Indefinido Silves Amazonas Out/71 Indefinido Augusto Montenegro Amazonas Out/71 Indefinido Nhamundá Amazonas Nov/71 Indefinido Tabatinga Amazonas Nov/71 Indefinido Novo Aripuanã Amazonas Jun/72 Indefinido Borba Amazonas Mai/72 Indefinido Santa Isabel do Rio Negro Amazonas Out/72 Indefinido Jutaí Amazonas Mai/72 Indefinido Novo Airão Amazonas Jul/73 Indefinido Ipixuna Amazonas Jul/73 Indefinido Envira Amazonas Ago/73 Indefinido Cucuí Amazonas Out/73 Indefinido Japurá Amazonas Out/73 Indefinido Maraã Amazonas Out/73 Indefinido Juruá Amazonas Out/73 Indefinido Tapauá Amazonas Dez/73 Indefinido Canutama Amazonas Dez/73 Indefinido Pauini Amazonas Set/74 Indefinido Careiro Amazonas Set/74 Indefinido Amaturá Amazonas Nov/74 Indefinido Estirão do Equador Amazonas Dez/74 Indefinido Palmeiras Amazonas Dez/74 Indefinido Ipiranga Amazonas Jan/75 Indefinido Vila Bittencourt Amazonas Dez/75 Indefinido Iauaretê Amazonas Abr/75 Indefinido São Sebastião do Uatumã Amazonas Abr/75 Indefinido Tonantins Amazonas Abr/75 Indefinido Alvarães Amazonas Mai/75 Indefinido Beruri Amazonas Dez/75 Indefinido Caapiranga Amazonas Jan/75 Indefinido Uarini Amazonas Fev/76 Indefinido Urucurituba Amazonas Jan/75 Indefinido Pedras Amazonas Ago/76 Indefinido Anamã Amazonas Jan/76 Indefinido Itamarati Amazonas Fev/76 Indefinido Castanho Amazonas Dez/79 Indefinido Rio Preto da Eva Amazonas Jun/04 Indefinido Limoeiro Amazonas Nov/82 Indefinido Boa Vista do Ramos Amazonas Mar/86 Indefinido Manaquiri Amazonas Jun/84 Indefinido Caviana Amazonas Jul/86 Indefinido 159

132 Usina Localização Início da Fim da (Estado) Operação Operação Campinas Amazonas Jul/86 Indefinido Caiambé Amazonas Ago/76 Indefinido Murituba Amazonas Ago/86 Indefinido Apuí Amazonas Set/86 Indefinido Mocambo Amazonas Mar/87 Indefinido Belém do Solimões Amazonas Mar/87 Indefinido Itapeaçú Amazonas Mar/87 Indefinido Caborí Amazonas Set/92 Indefinido Cametá Amazonas Set/92 Indefinido Sacambú Amazonas Dez/92 Indefinido Novo Remanso Amazonas Ago/98 Indefinido Tuiué Amazonas Set/98 Indefinido Jacaré Amazonas Ago/98 Indefinido Novo Céu Amazonas Ago/98 Indefinido Zé Açú Amazonas Set/98 Indefinido Vila Amazônia Amazonas Set/98 Indefinido Axinim Amazonas Out/98 Indefinido Vila Urucurituba Amazonas Mai/99 Indefinido Arara Amazonas Abr/00 Indefinido Feijoal Amazonas Fev/00 Indefinido Lindoia Amazonas Jul/00 Indefinido Moura Amazonas Abr/04 Indefinido Santana Amazonas Jul/05 Indefinido Sucunduri Amazonas Out/06 Indefinido Carvoeiro Amazonas Mar/06 Indefinido Itapuru Amazonas Out/10 Indefinido Betânia Amazonas Jul/06 Indefinido Vila de Matupí Amazonas Ago/06 Indefinido Auxiliadora Amazonas Out/06 Indefinido Santa Rita Well Amazonas Nov/06 Indefinido Parauá Amazonas Set/03 Indefinido Belo Monte Amazonas Out/06 Indefinido Vila de Alterosa Amazonas Out/06 Indefinido UHE Balbina Amazonas Jan/89 Mar/27 UTE Aparecida Amazonas Fev/84 Indefinido UTE Mauá Amazonas Abr/73 Indefinido UTE Electron Amazonas Jun/05 Indefinido UT CO Cidade Nova Amazonas Ago/08 Indefinido UT AS São José Amazonas Fev/08 Indefinido UT FO Flores Amazonas Ago/08 Indefinido UTE Distrito Amazonas Out/10 Indefinido UTE Iranduba Amazonas Nov/10 Indefinido 2. Energia comprada para revenda Sistema Unidade 1T14* 2T14* 3T14 Eletrobras (Guajará) MWh R$ milhões 3,1 - -1,5 Outros (PIE'S/Prod.Idepen./Auto MWh produtor) R$ milhões 21,7 24,3 26,7 Total MWh R$ milhões 24,8 24,3 25,2 *Não considera a energia comercializada no mercado de curto prazo. 160

133 3.Energia Vendida Distribuição para R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh Residencial 124, , , Industrial 80, , , Comercial, serviços e outras atividades 76, , , Rural 3, , , Poder Público 29, , , Iluminação Pública 4, , , Serviço Público 8, , , Outros CCEE 264, , , Total 591, ,00 900, ,00 758, ,00 4. Número de Unidades Consumidoras Atendidas Expansão da Rede número de novas ligações Quantidade de Subestações * 7. Combustível usado para produção de energia elétrica Unidade Tipo métrica Quant. R$ Milhões Quant. R$ Milhões Quant. R$ Milhões Óleo Diesel Litro , , , ,1 8. Perdas - % Técnica Comercial Técnica Comercial Técnica Comercial 2,44 35,42 1,5 37,08 1,00 39,20 9. Extensão da linha de transmissão em De/Para Extensão (km) Tensão (kv) Entrada em Operação Fim da Concessão Balbina Cristiano Rocha 158, Nov/06 Mar/27 Manaus Cristiano Rocha 22, Nov/06 Mar/27 Ramal de Transmissão Presidente Figueiredo 0, Set/08 Mar/27 Balbina Manaus I 180, Mai/89 Mar/27 Balbina Balbina Circuito 1 0, Fev/89 Mar/27 Balbina Balbina Circuito 2 0, Abr/89 Mar/27 Balbina Balbina Circuito 3 0, Abr/89 Mar/27 Balbina Balbina Circuito 4 0, Set/89 Mar/27 Balbina Balbina Circuito 5 0, jul/89 Mar/27 161

134 Subtransmissão Extensão Tensão Entrada em Fim da Linha (Km) (kv) Operação Concessão Manaus I São José 7, Fev/01 Jul/15 Manaus I Mauá 11, Out/91 Jul/15 Manaus I Distrito I Circuito 1 4, Out/91 Jul/15 Manaus I Distrito I Circuito 2 4, Nov/06 Jul/15 Manaus I V8 Circuito 1 1, Out/91 Jul/15 Manaus I V8 Circuito 2 1, Out/91 Jul/15 Manaus I Cachoeirinha 6, Jul/92 Jul/15 Manaus I Seringal Mirim Circuito 1 6, Set/97 Jul/15 Manaus I Seringal Mirim Circuito 2 7, Out/97 Jul/15 Manaus I Flores Circuito 1 4, Fev/89 Jul/15 Manaus I Flores Circuito 2 4, Nov/01 Jul/15 Manaus I Flores Circuito 3 4, Dez/07 Jul/15 Manaus I Cidade Nova 7, Jan/96 Jul/15 Manaus I Santo Antônio 9, Abr/05 Jul/15 Flores Redenção 1, Nov/08 Jul/15 Redenção Ponta Negra 4, Nov/08 Jul/15 Flores Ponta Negra 5, Dez/07 Jul/15 Aparecida Ponta Negra 8, Jul/83 Jul/15 Aparecida Seringal Mirim 3, Fev/97 Jul/15 Aparecida Cachoeirinha 3, Abr/05 Jul/15 Aparecida El Paso 0, Nov/99 Jul/15 Mauá Distrito I Circuito 1 7, Abr/77 Jul/15 Mauá Distrito I Circuito 2 6, Abr/99 Jul/15 Mauá Distrito II Circuito 1 4, Nov/97 Jul/15 Mauá Distrito II Circuito 2 4, Abr/04 Jul/15 Mauá Marapatá 6, Nov/11 Jul/15 Marapatá Cachoeirinha 2, Nov/11 Jul/15 Mauá Cidade Nova 26, Ago/06 Jul/15 Mauá Mauá Geração Circuito 1 0, Fev/04 Jul/15 Mauá Mauá Geração Circuito 2 0, Fev/04 Jul/15 Mauá El Paso 0, Mar/04 Jul/15 Mauá Geração São José 8, Mar/04 Jul/15 Mauá Geração Consumidores Especiais 9, Jul/04 Jul/15 Eletro Cachoeirinha 0, Jan/81 Jul/15 Distrito I Consumidores Especiais 7, Mar/96 Jul/15 Distrito II Cachoeirinha Circuito 1 7, Nov/97 Jul/15 Distrito II Cachoeirinha Circuito 2 7, Set/11 Jul/15 Seringal Mirim Cachoeirinha 3, Fev/97 Jul/15 Santo Antônio Sivam 5, Mar/95 Jul/15 Ponta Do Ismael Iranduba 18, Jun/06 Jul/15 Flores Ambev 0, Mar/03 Jul/15 Iranduba Manacapuru 70, Ago/12 Jul/15 Total 308, Extensão das linhas de distribuição Km DEC/ Duração das paralisações em horas 13,28 14,61 16, FEC Frequencia de paralisações quantidade de paralisações 8,72 10,31 10,39 162

135 12. TMA Tempo médio de atendimento em minutos 296,01 257,95 282, Tarifa Média R$/MWh 277,64 278,10 278, Principais Investimentos R$ milhões Projeto Orçado 2014 Distribuição 68,64 73,71 62,86 733,36 Implantação do Sistema de Distribuição 22,96 28,67 20,10 319,11 Urbana Luz para todos 24,94 29,18 25,92 173,44 Manutenção dos Sist. Dist. Energia 9,67 6,85 8,90 150,17 Manutenção de Rede Urbana 11,07 9,01 7,92 90,64 Outros (Infraestrutura) 2,89 1,88 6,43 24,47 Geração 0,79 0,46 0,43 16,26 Total 72,32 76,05 69,72 774,09 15.Investimentos Novos 15.1.Geração Ativos Próprios Usina UTE Mauá 3 Localização (Estado) Investimento (R$ milhões) Total Realizado Capacidade Instalada (MW) Ciclo Aberto Ciclo Combinado Energia Assegurada (MW médios) Ciclo Ciclo Aberto Combinado Início da Operação Ciclo Aberto Ciclo Combinado Início da Construção AM 1.114,33 527,4 379,76 589,61 375,0 570,4 Set/15 Maio/16 Set/ Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Saldo em Saldo em Saldo em Taxas e Credor Vencimento Indexadores Eletrobras 1.455, , , RGR 17. Obrigações contratuais em Empréstimos e Financiamentos (R$ milhões) Após ,2 72,2 206,7 213,8 146,6 312,2 Contratos de Compra de Energia Após 2018 R$ milhões 584, , , , , ,085 MWh , , , , , ,00 163

136 18. Inadimplência faturas com atraso de mais de 90 dias Classe R$ Serviços de Utilidade Pública Industrial ,19 Residencial ,52 Comercial, serviços e outras atividades ,69 Rural ,20 Poder Público ,52 Iluminação Pública ,09 Serviço Público ,85 Outros 2.357,15 Total , Número de Empregados 19.1.Por tempo Geração e Transmissão Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Distribuição Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por região Nº de empregados Estados da Federação Amazonas

137 19.3. Por lotação Lotação Nº de empregados Campo Administrativo Mão de obra Contratada / Terceirizada Índice de Rotatividade - % 0,37 0,61 0,19 165

138 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Almoxarifado(Estoque) Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro - Receita Anual Permitida (transmissão) Outros 86 - Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS - - IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

139 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Debêntures - - Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil - - Contratos Onerosos - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Instrumentos Financeiros Derivativos - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas - - Provisões para contingências Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Encargos Setoriais (taxas regulamentares) - - Adiantamentos para futuro aumento de capital Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital Reservas de lucros - - Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes - - Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

140 Demonstração dos Resultados (em R$ milhares) DRE Receita Operacional Fornecimento de Energia Elétrica Distribuição Receita de Construção Distribuição Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custos Operacionais Energia comprada para revenda Custo de construção Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Encargos sobre uso de rede elétrica Depreciação e amortização Doações e Contribuições - - Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido do período

141 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões Fluxo de caixa ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Amortização de intangível - Distribuição / Transmissão - - Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial - - Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal - - Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) - Outros Provisão contrato oneroso - - Provisão para perda de ativo financeiro - - Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Perda/(Ganho) na alienação de ativos (somar no Outros) - - Receita de ativo financeiro pela TIR - - Instrumentos financeiros - derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. societárias - - Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) - - Recebimento de indenizações do ativo financeiro - - Pagamento de imposto de renda e contribuição social Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais - - Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. - principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) - - Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias - - Outros -8 - Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

142 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um lucro líquido 12,1% superior ao apurado no trimestre anterior, passando de R$ 6,2 milhões no 2T14 para R$ 7,0 milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional O fornecimento de energia elétrica apresentou aumento de 0,6%, passando de R$ 115,4 milhões no 2T14 para R$ 116 milhões no 3T14, não gerando significativos impactos no resultado da companhia. Despesa Operacional Os gastos com pessoal, material e serviços de terceiros apresentaram redução de 27,6%, passando de R$ (27,8) milhões no 2T14 para R$ (20,2) milhões no 3T14, devido principalmente ao reajuste salarial oriundo do acordo coletivo A energia elétrica comprada para revenda apresentou aumento de 14,2%, passando de R$ (23,6) milhões no 2T14 para R$ (27) milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento no valor PLD. As provisões operacionais apresentaram redução de 109,3%, passando de uma provisão de R$ (2,2) milhões no 2T14 para uma reversão de R$ 0,2 milhões no 3T14, devido principalmente a reversão da provisão relativa ao ICMS. As outras despesas operacionais apresentaram redução de 73,8%, passando de R$ (5,2) milhões no 2T14 para R$ (9,1) milhões no 3T14, devido principalmente a efetivação do contrato de parcelamento de ICMS. Resultado Financeiro As variações monetárias líquidas apresentaram redução de 177,5%, passando de uma despesa de R$ (5,2) milhões no 2T14 para uma despesa de R$ (14,3) milhões no 3T14, devido principalmente à atualização monetária dos títulos pendentes junto ao fornecedor de óleo diesel. As outras despesas financeiras apresentaram redução de 90% passando de R$ (8,2) milhões no 2T14 para R$ (0,8) milhões no 3T14, devido principalmente à devolução de recursos, decorrente de violação de indicadores no período, para os clientes da companhia. 170

143 Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada NA 2. Energia comprada para revenda Sistema Unidade Eletrobras (SIN)* MWh n/d R$ milhões n/d Eletrobras Eletronorte MWh n/d R$ milhões n/d Outros MWh n/d R$ milhões n/d Total MWh n/d R$ milhões n/d * SIN - Sistema Interligado Nacional. 3. Energia Vendida Distribuição para R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh R$ Milhões MWh Residencial 56, , , Industrial 4, , , Comercial, serviços e outras atividades 27, , , Rural 3, , , Poder Público 12, , , Iluminação Pública 3, , , Serviço Público 2, , , Consumo Próprio 0, , , Outros 0, , , Total 111, ,00 107, ,00 117, ,00 4. Número de Unidades Consumidoras Atendidas Expansão da Rede número de novas ligações Quantidade de Subestações Combustível usado para produção de energia elétrica Tipo Unidade métrica Quant. R$ Quant. R$ Quant. R$ Óleo diesel Litro , , ,58 Total: , , ,58 171

144 8.Perdas - % Técnica Comercial Técnica Comercial Técnica Comercial 9,85 13,65 9,85 13,05 9,85 13,54 9. Extensão da linha de distribuição Km DEC- Duração das paralisações em horas 24,61 13,82 11, FEC Frequência de paralisações quantidade de paralisações 11,26 9,33 9, TMA Tempo médio de atendimento em minutos 13. Tarifa Média R$/MWh 649,51 441,06 365,46 516,35 500,27 532, Principais Investimentos R$ mil Projeto Orçado 2014 Distribuição ,321 Ampliação RD Rural Distrib.Luz p/todos ,058 Ampliação RD Urbana Distribuição ,809 Manutenção Sistema de Distribuição ,308 Energia nos Sistemas Isolados Modernização e Adequação de Sistema Comercial e de Distribuição ,145 Outros ,941 Manutenção de bens móveis, imóveis. maq. veíc. ativos informativa ,941 Total 12, , Investimentos Novos - NA 172

145 16.Empréstimos e Financiamentos R$ mil Saldo em Saldo em Saldo em Credor Vencimento Indexadores Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , RGR Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , IPCA Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , RGR Eletrobras , , , RGR Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , R$ Eletrobras , , R$ Eletrobras , , , R$ Eletrobras , , , R$ Total , , ,39 17.Obrigações contratuais em NA Contratos de Compra de Energia Após 2018 R$ milhões MWh Inadimplência faturas com atraso de mais de 90 dias Classe R$ milhões Serviços de Utilidade Pública - Industrial 3,60 Residencial 24,40 Comercial, serviços e outras atividades 11,00 Rural 4,60 Poder Público 11,90 Iluminação Pública 6,51 Serviço Público 0,67 Outros - Total 62,68 173

146 19. Número de Empregados Por tempo Distribuição Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por região Nº de empregados Estados da Federação Acre Por lotação Lotação Nº de empregados Campo Administrativo Mão-de-obra Contratada / Terceirizada Operacional Contratados Índice de Rotatividade - % 2,18 2,18 0,36 174

147 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Títulos e valores mobiliários Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados - - Almoxarifado(Estoque) Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

148 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social Instrumentos Financeiros Derivativos - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil - - Contratos Onerosos - - Concessões a pagar UBP - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos principal Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Instrumentos Financeiros Derivativos - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas - - Provisões para contingências Provisão contrato oneroso - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Encargos Setoriais (taxas regulamentares) - - Adiantamentos para futuro aumento de capital Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital - - Reservas de lucros - - Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

149 Demonstração dos Resultados (em R$ milhares) DRE Receita Operacional Fornecimento de Energia Elétrica Distribuição Receita de Construção Distribuição Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custos Operacionais Energia comprada para revenda Custo de construção Encargos sobre uso de rede elétrica Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Depreciação e amortização Doações e Contribuições Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes - - Imposto de renda e contribuição social diferidos - - Lucro líquido do período

150 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões FLUXO DE CAIXA ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Amortização de intangível - Distribuição / Transmissão - - Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial - - Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal - - Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) - Outros - - Provisão contrato oneroso - - Provisão para perda de ativo financeiro - - Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Perda/(Ganho) na alienação de ativos (somar no Outros) - - Receita de ativo financeiro pela TIR - - Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. Societárias - - Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) - - Recebimento de indenizações do ativo financeiro - - Pagamento de imposto de renda e contribuição social - - Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias - - Outros Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

151 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um lucro líquido 105,8% superior ao apurado no trimestre anterior, passando de um prejuízo R$ (131,4) milhões no 2T14 para um lucro de R$ 7,7 milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional O fornecimento de energia elétrica apresentou aumento de 6,9%, passando de R$ 298,8 milhões no 2T14 para R$ 319,3 milhões no 3T14, devido principalmente ao reajuste tarifário em agosto de 2014, Resolução Homologatória nº da ANEEL. Despesa Operacional A energia elétrica comprada para revenda apresentou aumento de 15,6%, passando de R$ (15,7) milhões no 2T14 para R$ (18,2) milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento do PLD devido ao maior despacho térmico. As provisões operacionais apresentaram aumentou de 139,6%, passando de uma reversão de R$ 13,3 milhões no 2T14 para uma provisão de R$ (5,3) milhões no 3T14, devido principalmente ao registro de provisão relativa ao fornecimento de energia elétrica para a CODEVASF. Resultado Financeiro Os encargos de dívida apresentaram redução de 23,1%, passando de R$ (19,2) milhões no 2T14 para R$ (14,8) milhões no 3T14, devido principalmente à repactuação dos contratos de recursos ordinários nesse período. Os acréscimos moratórios apresentaram aumento de 120%, passando de R$ 4,9 milhões no 2T14 para R$ 10,8 milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento dos parcelamentos de contas de energia no período. As outras despesas financeiras líquidas apresentaram redução de 87,3%, passando de R$ (13,6) milhões no 2T14 para R$ (1,7) milhões no 3T14, devido principalmente à correção monetária da ação referente a venda de energia para a CODEVASF. 179

152 Dados de Mercado 1.Ativos de Geração e Energia Gerada NA 2.Energia comprada para revenda Sistema Unidade Eletrobras MWh R$ milhões 37,4 48,3 25,2 Outros MWh R$ milhões 138,1 189,9 107,2 Total MWh R$ milhões 175,5 238,2 132,4 3.Energia Vendida Distribuição para R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh Residencial 132, , , Industrial 31, , , Comercial, serviços e outras atividades 72, , , Rural 12, , , Poder Público , , Iluminação Pública , , Serviço Público 11, , , Consumo Próprio Outros Total 283, , , Número de Unidades Consumidoras Atendidas Expansão da Rede número de novas ligações Quantidade de Subestações Combustível usado para produção de energia elétrica - NA 8.Perdas - % Técnica Comercial Técnica Comercial Técnica Comercial 10,34 15,13 10,34 14,84 10,34 14,83 180

153 9.Extensão das linhas de distribuição Km DEC- Duração das paralisações em horas 10,29 10,70 7,12 11.FEC Frequência de paralisações quantidade de paralisações 6,17 5,53 4,57 12.TMA Tempo médio de atendimento em minutos Tarifa Média R$/MWh * 250,68 257,92 280,65 * Resolução Homologatória da ANEEL nº 1782 de 26/08/2014 que reajustou as tarifas a partir do dia 28/08/2014 a 27/08/ Principais Investimentos R$ milhões Projeto Orçado 2014 Distribuição 16,0 17,1 16,2 249,4 Ampliação do Sistema de Distrib. Rural de Energia Elétrica - Luz p/todos 1,2 0,2 0,1 41,7 Ampliação do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica 4,4 4,2 Manutenção do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica 5,0 4,1 2,5 42,2 Adequação do Sist. Comerc. e Distrib. Energia Elétrica Redução de Perdas 5,4 8,6 10,5 101,5 Outros 1,1 0,7 0,5 45,9 Manutenção e Adequação de bens imóveis - 0,1 0,1 6,0 Manutenção e Adequação de bens móveis, veículos, maq.e equipamentos - 0,1-4,1 Manutenção e Adeq. ativos de informática, informação e teleprocessamento 1,1 0,5 0,4 35,8 Total 17,1 17,8 16,7 295,3 3,1 64,0 15.Investimentos Novos NA 16.Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Credor Saldo em Saldo em Saldo em Vencimento Taxas e Indexadores Eletrobras Diversos Selic Faceal INPC Caixa Econômica Federal CDI/OVER Banco do Brasil CDI/OVER Lloyds Bank DOLAR 181

154 17.Obrigações contratuais em Empréstimos e financiamentos R$ milhões Após Contratos de Compra de Energia Após 2018 R$ milhões MWh Inadimplência faturas com atraso de mais de 90 dias em Residencial Classe R$ mil Industrial Comercial, serviços e outras atividades Rural Poder Público Iluminação Pública Serviço Público Outros - Total Número de Empregados 19.1.Por tempo Distribuição Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total

155 19.2.Por região Estados da Nº de empregados Federação Alagoas Por lotação Lotação Nº de empregados Campo Administrativo Mão-de-obra Contratada / Terceirizada Índice de Rotatividade - % 0,19 0,14 0,14 183

156 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados - - Almoxarifado(Estoque) Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro - Receita Anual Permitida (transmissão) Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

157 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Contratos Onerosos - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores - - Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas - - Provisões para contingências Provisão para passivo a descoberto em investidas - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Adiantamentos para futuro aumento de capital Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital - - Reservas de lucros - - Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

158 Demonstração dos Resultados Em R$ milhões DRE Receita Operacional Fornecimento de Energia Elétrica Distribuição Receita de Construção Distribuição Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custos Operacionais Encargos sobre uso de rede elétrica Custo de construção Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Energia comprada para revenda Depreciação e amortização Doações e Contribuições - - Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos - - Lucro líquido do período

159 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões Fluxo de caixa ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Amortização de intangível - Distribuição / Transmissão - - Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial - - Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) - Outros - - Provisão contrato oneroso - - Provisão para perda de ativo financeiro - - Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Perda/(Ganho) na alienação de ativos (somar no Outros) - - Receita de ativo financeiro pela TIR - - Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros - - Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. societárias - - Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) - - Recebimento de indenizações do ativo financeiro - - Pagamento de imposto de renda e contribuição social Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais Depósitos judiciais - - Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias - - Outros - - Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

160 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um prejuízo líquido 118,7% superior ao apurado no trimestre anterior, passando de um prejuízo de R$ (23,6) milhões no 2T14 para um prejuízo de R$ (51,5) milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional Na distribuição: O fornecimento de energia elétrica apresentou aumento de 16,4%, passando de R$ 258,5 milhões no 2T14 para R$ 301,1 milhões no 3T14, devido principalmente devido ao reajuste médio da tarifa no 3T14 em 25,81%, conforme Resolução Homologatória ANEEL 1.781/2014. Despesa Operacional Os gastos com pessoal, material e serviços de terceiros apresentaram redução de 23,0%, passando de R$ (76,6) milhões no 2T14 para R$ (59,0) milhões no 3T14, devido principalmente ao reajuste salarial oriundo do acordo coletivo no 2T14. A energia elétrica comprada para revenda apresentou aumento de 14,5%, passando de R$ (112,2) milhões no 2T14 para R$ (128,5) milhões no 3T14, devido principalmente ao encerramento dos contratos do 1º leilão de energia existente e valor elevado do PLD. Os encargos de uso da rede elétrica apresentaram aumento de 191,6%, passando de R$ (7,2) milhões no 2T14 para R$ (21,1) milhões no 3T14, devido principalmente ao aumento dos encargos do serviço do sistema (ESS) e da TUSD. As provisões operacionais apresentaram redução de 224,3%, passando de uma reversão de R$ 11,3 milhões no 2T14 para uma provisão de R$ (14) milhões no 3T14, devido principalmente a variação provocada pelas reversões ocorridas nos contratos de parcelamentos nas classes poder público, iluminação pública e serviço público no 2T14, e ao registro de provisões para contingências no 3T14. As outras despesas operacionais apresentaram aumento de 175,2%, passando de R$ 10,2 milhões no 2T14 para R$ 28,1 milhões no 3T14, devido principalmente às perdas nas desativações de bens. Resultado Financeiro As variações monetárias líquidas apresentaram aumento de 101,8%, passando de R$ (6,1) milhões no 2T14 para R$ (12,4) milhões no 3T14, devido principalmente às atualizações de tributos vencidos e de empréstimos. 188

161 Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada - NA 2. Energia comprada para revenda Sistema Unidade Eletrobras MWh , , ,943 R$ milhões 20 21,1 28,9 Outros MWh , , ,75 R$ milhões 108,7 116,3 87,7 Total MWh , , ,69 R$ milhões 128,70 137,4 116,6 3. Energia Vendida Distribuição para R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh Residencial 144, , , Industrial 15, , , Comercial, serviços e outras atividades 60, , , Rural 8, , , Poder Público 18, , , Iluminação Pública 11, , , Serviço Público 10, , , Consumo Próprio 0, , , Outros Total 269, , , Número de Unidades Consumidoras Atendidas Expansão da Rede Número de Novas Ligações Quantidade de Subestações Combustível usado para produção de energia elétrica - NA 8. Perdas - % Técnica Comercial Técnica Comercial Técnica Comercial 13,01 12,76 12,49 17,26 13,51 17,07 9. Extensão da linha de distribuição Km

162 10. DEC / Duração das paralisações em horas 12,11 6,13 7, FEC Frequência de paralisações quantidade de paralisações 6,37 4,83 4, TMA Tempo médio de atendimento em minutos Tarifa Média R$/MWh 338,46 346,44 360, Principais Investimentos R$ Milhões Projeto Orçado 2014 Distribuição Ampliação RD Rural Distribuição: Luz p/todos 10, , , , Ampliação RD Urbana Distribuição 6, , , , Manutenção Sistema de Distribuição 9, , , , Modernização e Adequação de Sistema Comercial e de Distribuição 9, , , , Outros , Manutenção e Adequação de bens móveis 0, , , , Total 36, , , , Investimentos Novos -NA 16. Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Credor Saldo em Saldo em Saldo em Vencimento Taxas e Indexadores BB 0,399 0, IGPM + 8,46% a.a. Eletrobras 811, , , FINEL/RGR + 5% a.a. RO + 11,4% a.a. Morgan 7,758 7,320 8, Dólar + 6% a.a. CEF , % a.a. 17. Obrigações contratuais em Empréstimos e Financiamentos (R$ milhões) Após , , , ,027 50, ,414 Contratos de Compra de Energia Após 2018 R$ milhões , , , , , ,74 MWh , , , ,38 190

163 18. Inadimplência faturas com atraso de mais de 90 dias Classe R$ milhões Serviços de Utilidade Pública 103,604 Industrial 18,570 Residencial 35,171 Comercial, serviços e outras atividades 22,536 Rural 7,550 Poder Público 4,441 Iluminação Pública 1,157 Serviço Público 0,246 Outros 14,018 Total 207, Número de Empregados 19.1.Por tempo Distribuição Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por região Nº de empregados Estados da Federação Piauí Por lotação Lotação Nº de empregados Campo Administrativo Mão-de-obra Contratada - Terceirizada

164 21. Índice de Rotatividade - % 0,38 0,47 0,43 192

165 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Almoxarifado(Estoque) Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro - Receita Anual Permitida (transmissão) Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

166 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Arrendamento Mercantil - - Contratos Onerosos - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores - - Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Provisões para contingências Provisão contrato oneroso - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) Adiantamentos para futuro aumento de capital Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital - - Reservas de lucros - - Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes - - Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

167 Demonstração dos Resultados (em R$ milhares) DRE Receita Operacional Fornecimento de Energia Elétrica Distribuição Receita de Construção Distribuição Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custos Operacionais Energia comprada para revenda Custo de construção Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Encargos sobre uso de rede elétrica Depreciação e amortização Doações e Contribuições Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos - - Lucro líquido do período

168 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões Fluxo de caixa ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Amortização de intangível - Distribuição / Transmissão - - Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial - - Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal - - Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) - Outros - - Provisão contrato oneroso Provisão para perda de ativo financeiro - - Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Perda/(Ganho) na alienação de ativos (somar no Outros) - - Receita de ativo financeiro pela TIR - - Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. societárias - - Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) - - Recebimento de indenizações do ativo financeiro - - Pagamento de imposto de renda e contribuição social - - Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital Aquisição/aporte de capital em participações societárias - - Outros - - Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

169 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um prejuízo líquido 150,9% superior ao apurado no trimestre anterior, passando de um lucro de R$ 69,0 milhões no 2T14 para um prejuízo de R$ (35,1) milhões no 3T14, devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional O fornecimento de energia elétrica apresentou aumento de 6%, passando de R$ 312,7 milhões no 2T14, para R$ 331,7 milhões no 3T14, principalmente devido a um aumento no consumo faturado e crescimento do número de consumidores. Despesa Operacional As despesas com pessoal, material e serviço de terceiros apresentaram redução de 1,0%, passando de R$ (67,0) milhões no 2T14 para R$ (66,3) milhões no 3T14, devido principalmente ao reajuste salarial oriundo do acordo coletivo no 2T14. A energia elétrica comprada para revenda apresentou redução de 263,8%, passando de R$ (50,2) milhões no 2T14 para R$ (182,8) milhões, no 3T14, devido principalmente ao aumento do PLD e ao aumento do volume de energia comprada. Resultado Financeiro As variações monetárias líquidas apresentaram redução de 121,9%, passando de uma perda de R$ (6,7) milhões no 2T14 para um ganho de R$ 1,5 milhões no 3T14, devido principalmente à atualização dos depósitos legais. As outras receitas financeiras apresentaram redução de 81,1%, passando de R$ 10,4 milhões no 2T14 para R$ 2,0 milhões no 3T14, devido principalmente ao ajuste de exposição financeira junto a CCEE. As outras despesas financeiras apresentaram aumento de 147,7%, passando de R$ (3,6) milhões no 2T14 para R$ (9,0) milhões no 3T14, devido principalmente à contabilização de juros relativo aos contratos com a Petrobras. 197

170 Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada Ativos Próprios Usina PCH Rio Vermelho Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MW Médio) Energia Gerada (MWh) 2,6 2, , ,19 - Usina Localização (Estado) Início da Operação Fim da Operação PCH Rio Vermelho RO 11/ /12 2. Energia comprada para revenda Sistema Unidade Eletrobras (SIN) MWh R$ milhões ,8 Outros MWh R$ milhões ,3 Total MWh R$ milhões ,6 220,1 3. Energia Vendida Distribuição para R$ R$ R$ MWh MWh milhões milhões milhões MWh Residencial 135, , , Industrial 45, , , Comercial, serviços e outras atividades 70, , , Rural 22, , , Poder Público 19, , , Iluminação Pública 9, , , Serviço Público 3, , , Consumo Próprio 0, , ,5 988 Outros -1,4-19,8-12,3 - Total 304, , , Número de Unidades Consumidoras Atendidas Expansão da Rede número de novas ligações Quantidade de Subestações

171 7. Combustível usado para produção de energia elétrica Unidade Tipo métrica Quant. R$ Milhões Quant. R$ Milhões Quant. R$ Milhões Óleo diesel Litro , , ,48 8. Perdas - % Técnica Comercial Técnica Comercial Técnica Comercial 11,15 11,27 11,15 12,04 11,15 12,75 9. Extensão da linha de distribuição Km DEC- Duração das paralisações em horas 6,80 3,97 3, FEC Frequência de paralisações quantidade de paralisações 6,23 4,25 3, TMA Tempo médio de atendimento em minutos 13. Tarifa Média R$/MWh 279,0 263,1 257,23 352,49 336,94 350, Principais Investimentos R$ milhões Projeto Orçado 2014 Distribuição Ampliação RD Rural Distrib.Luz p/todos 0,43 1,13 0,02 100,00 Ampliação RD Urbana Distribuição 24,58 26,23 26,99 268,02 Manutenção Sistema de Distribuição 17,78 8,09 9,66 38,73 Energia nos Sistemas Isolados 0,00 0,00 0,00 0,00 Modernização e Adequação de Sistema Comercial e de Distribuição 2,69 4,48 5,21 89,77 Outros Manutenção e Adequação de bens móveis 0,55 2,72 1,11 11,02 Total 46,03 42,65 42,99 507, Investimentos Novos NA 199

172 16. Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Saldo em Saldo em Saldo em Taxas e Credor Vencimento Indexadores Eletrobras 512,1 554,7 630, IPCA/FINEL/RGR + 5 % a.a. 17. Obrigações contratuais em Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Após ,4 327,9 90,4 88,9 40,6 75,6 Contratos de Compra de Energia Após 2018 R$ milhões MWh Inadimplência com atraso de mais de 90 dias Classe R$ milhões Residencial 18,0 Industrial 17,6 Comercial, serviços e outras atividades 8,5 Rural 6,0 Poder Público 7,1 Iluminação Pública 7,8 Serviço Público 24,5 Outros - Total 89,5 19. Número de Empregados 19.1 Por tempo Distribuição Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total

173 19.2. Por região Nº de empregados Estados da Federação Rondônia Por lotação Lotação Nº de empregados Campo Administrativo Mão-de-obra Contratada / Terceirizada Índice de Rotatividade - % 0,38 0,26 0,52 201

174 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social - - Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados - - Almoxarifado(Estoque) Outros TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Direito de ressarcimento - CCC (Lei ) Cauções e depósitos vinculados Ativo Financeiro - Receita Anual Permitida (transmissão) Outros Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS - - IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

175 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) - - Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) - - Contratos Onerosos - - Concessões a pagar UBP - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) - - Incentivo ao desligamento de pessoal Outros TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores - - Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais - - Imposto de Renda e Contribuição Social - - Obrigações de ressarcimento - CCC (Lei ) Adiantamento de clientes (Venda antecipada de energia) - - Obrigações estimadas - - Provisões para contingências Provisão contrato oneroso - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) Encargos Setoriais (taxas regulamentares) - - Adiantamentos para futuro aumento de capital - - Outros TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital - - Reservas de lucros - - Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

176 Demonstração dos Resultados (em R$ milhares) DRE Receita Operacional Suprimento Fornecimento de Energia Elétrica Distribuição Receita de Construção Distribuição Outras Receitas Operacionais Deduções da Receita Receita operacional líquida Custos Operacionais Energia comprada para revenda Encargos sobre uso de rede elétrica - - Custo de construção Combustível Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Depreciação e amortização Doações e Contribuições - - Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes - - Imposto de renda e contribuição social diferidos - - Lucro líquido do período

177 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões Fluxo de caixa ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Amortização de intangível - Distribuição / Transmissão - - Variações monetárias/cambiais líquidas Encargos financeiros Resultado da equivalência patrimonial - - Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal - - Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) Outros - - Provisão contrato oneroso - - Provisão para perda de ativo financeiro - - Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado (somar no Outros) - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Perda/(Ganho) na alienação de ativos (somar no Outros) - - Receita de ativo financeiro pela TIR - - Instrumentos financeiros derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. Societárias - - Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) - - Recebimento de indenizações do ativo financeiro - - Pagamento de imposto de renda e contribuição social - - Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais - - Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos Pagamento de empréstimos e financiamentos principal Pagamento de remuneração aos acionistas - - Pagamento de refin. de impostos e contrib. principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) - - Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível Aquisição de ativos de concessão Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias - - Outros - - Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

178 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 3T14 um lucro líquido 27,2% inferior ao apurado no trimestre anterior, passando de R$ 39,9 milhões no 2T14 para R$ 29,1 milhões no 3T14,devido principalmente aos fatores abaixo descritos. Receita Operacional Na distribuição: O fornecimento de energia elétrica apresentou redução de 2,2%, não apresentando impacto significativo sobre o resultado. Despesa operacional Os gastos com pessoal, material e serviços de terceiros apresentaram redução 21,9%, passando de R$ (24,8) milhões no 2T14 para R$ (19,3) milhões no 3T14, devido principalmente ao reajuste salarial ocorrido no 2T14. A energia elétrica comprada para revenda apresentou aumento de 8,1%, passando de R$ (23,3) milhões no 2T14 para R$ (25,1) milhões no 3T14, devido ao aumento na demanda no 3T14. As provisões operacionais apresentaram aumento de 14,9%, passando de R$ (7,7) milhões no 2T14 para R$ (8,9) milhões no 3T14, devido principalmente à constituição de provisão de multa da ANEEL no 3T14. Resultado Financeiro As variações monetárias líquidas apresentaram redução de 367%, passando de uma receita de R$ 3,2 milhões no 2T14 para uma despesa de R$ 8,4 milhões no 3T14, devido principalmente à atualização de dívida junto à Eletronorte. 206

179 Dados de Mercado 1. Ativos de Geração e Energia Gerada (Produtores Independentes) Usina Capacidade Energia Gerada Instalada (MW) Início da operação Fim da Concessão Floresta 40MW Abr/2010 Abr/2015 Distrito 20MW Abr/2010 Abr/ Energia comprada para revenda Sistema Unidade Eletrobras MWh R$ milhões 40,5 40,5 43,0 Outros MWh R$ milhões Total MWh R$ milhões 40,5 40,5 43,0 3. Energia Vendida Distribuição para R$ milhões MWh R$ milhões MWh R$ milhões MWh Residencial 26, , , Industrial 0, , , Comercial, serviços e outras atividades 10, , , Rural 1, , , Poder Público 3, , , Iluminação Pública 1, , , Serviço Público 0, , , Consumo Próprio 0, , ,1 699 Outros Total , , Número de Unidades Consumidoras Atendidas Expansão da Rede número de novas ligações Quantidade de Subestações Combustível usado para produção de energia elétrica Tipo Unidade Métrica Quantidade R$ milhões Quantidade R$ milhões Quantidade R$ milhões Óleo Diesel Lt/milhões 11,4 33,8 10,3 30,5 11,2 33,1 207

180 8. Perdas - % Técnica Comercial Técnica Comercial Técnica Comercial 7,04 4,67 7,04 2,49 7,04 5,98 9. Extensão da linha de distribuição Km DEC/ Duração das paralisações em horas 2,28 2,08 3, FEC Frequência de paralisações quantidade de paralisações 3,92 2,43 4, TMA Tempo médio de atendimento em minutos 76,06 84,67 85, Tarifa Média R$/MWh 263, , , Principais Investimentos R$ milhões Projeto Orçado 2014 Distribuição 2,01 4,08 3,54 55,48 Ampliação RD Rural Distrib.Luz p/todos - - 0,11 8,81 Ampliação RD Urbana Distribuição 1,13 0,99 1,62 14,88 Manutenção Sistema de Distribuição 0,65 1,23 1,00 5,8 Modernização e Adequação de Sistema Comercial e de Distribuição 0,23 1,86 0,81 25,99 Outros 0,02 0,17 0,24 13,46 Manutenção e Adequação de bens imóveis ,89 Manutenção e Adequação de bens móveis - - 0,24 1,43 Manutenção e Adequação de ativ de informática 0,02 0,17-11,14 Total 2,03 4,25 3,78 68, Investimentos Novos Projeto Orçado 2014 Ampliação RD Urbana Distribuição - 1,5 0,9 6, Empréstimos e Financiamentos R$ milhões Saldo em Saldo em Saldo em Credor Vencimento Taxas e Indexadores Eletrobras 23,48 41,27 38,78 Até 2019 Conforme ECF (Diversos) 208

181 17. Obrigações contratuais em Empréstimos e Financiamento R$ milhões Após ,11 21,78 4,06 1,76 1,82 2,25 Contratos de Compra de Energia Após 2018 R$ milhões MWh Inadimplência faturas com atraso de mais de 90 dias Classe R$ milhões Serviços de Utilidade Pública 11,86 Industrial 0,06 Residencial 0,95 Comercial 0,22 Outros 27,19 Total 40,28 19.Número de Empregados 19.1.Por tempo Distribuição Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Administração Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por região Nº de empregados Estados da Federação Roraima Por lotação Lotação Nº de empregados Campo Administrativo

182 20. Mão de obra Contratada / Terceirizada Índice de Rotatividade - % 0,00 0,01 0,

183 Demonstrações Financeiras para Fins de Consolidação Balanço Patrimonial (em milhares de reais) ATIVO Circulante Disponibilidades Clientes (Consumidores e revendedores) - - Financiamentos e empréstimos - - Títulos e valores mobiliários Dividendos a Receber (Remuneração de participações societárias) Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social - - Cauções e depósitos vinculados - - Almoxarifado(Estoque) - - Ativo Financeiro - - Outros - 9 TOTAL DO CIRCULANTE Não Circulante Clientes (Consumidores e revendedores) - - Financiamentos e empréstimos - - Títulos e valores mobiliários - - Ativos fiscais diferidos (Impostos e contribuições) Imposto de Renda e Contribuição Social - - Cauções e depósitos vinculados Outros - - Adiantamentos para participação societária INVESTIMENTOS IMOBILIZADO INTANGÍVEL TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE TOTAL DO ATIVO

184 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos - - Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social Instrumentos Financeiros Derivativos - - Remuneração aos acionistas (dividendos a pagar) - - Obrigações estimadas Provisões para contingências - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) - - Arrendamento Mercantil - - Contratos Onerosos - - Outros - - TOTAL DO CIRCULANTE NÃO CIRCULANTE Fornecedores - - Financiamentos e empréstimos - - Debêntures - - Tributos e contribuições sociais Imposto de Renda e Contribuição Social Instrumentos Financeiros Derivativos - - Obrigações estimadas - - Provisões para contingências - - Provisão para passivo a descoberto em investidas - - Provisão contrato oneroso - - Benefício pós emprego (Prev. Complementar) - - Encargos Setoriais (taxas regulamentares) - - Adiantamentos para futuro aumento de capital - - Outros - - TOTAL DO NÃO CIRCULANTE PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de capital - - Reservas de lucros Dividendo Adicional Proposto - - Lucros/Prejuízos acumulados Outros Resultados abrangentes Participação de acionistas não controladores - - TOTAL DO PATRIMÔNIO LIQUIDO TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

185 Demonstração dos Resultados (em R$ milhares) DRE Receita Operacional Receita de Participações Societárias Total da Receita Operacional Custo e Despesas Operacionais Pessoal, material e serviços de terceiros Depreciação e amortização Doações e Contribuições - - Provisões Outros Custos e Despesas Operacionais Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro Resultado financeiro Resultado antes do IR / CSLL Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos - - Lucro líquido do período

186 Demonstração do Fluxo de Caixa Em R$ milhões Fluxo de caixa ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social Depreciação e amortização Amortização de intangível - Distribuição / Transmissão - - Variações monetárias/cambiais líquidas - - Encargos financeiros - - Resultado da equivalência patrimonial Provisão para passivo a descoberto - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - Provisão para contingências Provisão para plano de readequação do quadro de pessoal - - Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (impairment) - Outros Provisão contrato oneroso - - Provisão para perda de ativo financeiro - - Encargos da reserva global de reversão - - Ajuste a valor presente / valor de mercado - - Participação minoritária no resultado - - Encargos sobre recursos de acionistas - - Perda/(Ganho) na alienação de ativos - - Receita de ativo financeiro pela TIR - - Instrumentos financeiros - derivativos - - Outras (Acréscimos) decréscimos nos ativos / passivos operacionais Caixa proveniente das atividades operacionais Pagamento de encargos financeiros - - Pagamento de encargos da reserva global de reversão - - Recebimento de encargos financeiros - - Recebimento de remuneração de invest. em part. societárias Recebimento de receita anual permitida (ativo financeiro) - - Recebimento de indenizações do ativo financeiro - - Pagamento de imposto de renda e contribuição social Pagamento de previdência complementar - - Pagamento de contingências judiciais - - Depósitos judiciais - - Caixa líquido das atividades operacionais ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO - - Empréstimos e financiamentos obtidos - - Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal - - Pagamento de remuneração aos acionistas Pagamento de refin. de impostos e contrib. - principal - - Recebimento de adto para futuro aumento de capital (AFAC) - - Outros - - Caixa líquido das atividades de financiamento ATIVIDADES DE INVESTIMENTO - - Aquisição de ativo imobilizado Aquisição de ativo intangível - - Aquisição de ativos de concessão - - Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital - - Aquisição/aporte de capital em participações societárias Outros - - Caixa líquido das atividades de investimento Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício - 31/12/ Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício - 31/03/

187 Análise do Resultado 3T14 x 2T14 A Empresa apresentou no 2T14 um lucro 2.075% superior ao apurado no trimestre anterior, passando de um prejuízo de R$ (0,3) milhões no 2T14 para um lucro de $ 6,3 milhões no 3T14, principalmente devido aos fatores abaixo descritos. Receitas de Participações Societárias O Resultado dos Investimentos em Participações Societárias apresentou uma aumento de 1,396%, passando de uma perda de R$ 0,5 milhões no 2T14 para um ganho de R$ 6,8 milhões no 3T14 devido a reversão de provisão relativa a EMAE. Despesa Operacional As outras despesas operacionais apresentaram aumento de 117% em virtude do registro de perda na subscrição de ações da CTEEP no 3T

188 Dados de Mercado 1. Investimentos Empresa Tipo Quantidade Participação (%) CTEEP PN ,65 Eletropaulo PNB ,25 EMAE PN ,42 Energias do Brasil ON ,31 CPFL Energia ON ,18 2. Número de Empregados 2.1.Por tempo Tempo de trabalho na empresa (Anos) Até a a a a mais de Total Por região Estado da Nº de empregados Federação RJ Mão-de-obra Contratada / Terceirizada Índice de Rotatividade - %