Resultados operacionais em melhoria contínua: redução de 0,6 p.p. em perdas e de 0,4 p.p. na PCLD DEC e FEC melhoram 35% e 26%

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1 Rio de Janeiro, 13 de novembro de Resultados operacionais em melhoria contínua: redução de 0,6 p.p. em perdas e de 0,4 p.p. na PCLD DEC e FEC melhoram 35% e 26% O consumo total de energia no 3T14 foi 1,8% inferior ao do mesmo trimestre do ano anterior, com volume de GWh, influenciado pelo decréscimo de 13,0% no segmento industrial. A receita líquida consolidada do trimestre, desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 1.581,1 milhões, 1,5% acima da receita registrada no 3T13. O EBITDA 1 consolidado do trimestre foi de R$ 183,6 milhões, 74,6% abaixo do apurado no 3T13, explicado por (i) maior gasto com compra de energia pela distribuidora e pela geradora; (ii) resultado extraordinário no 3T13, com aporte à vista da CDE ressarcindo custos dos trimestres anteriores de Ajustado pelo ativo regulatório (CVA), o EBITDA ajustado totalizou R$ 250,1 milhões no 3T14, uma retração de 36,3% com relação ao 3T13. O prejuízo líquido no trimestre totalizou R$ 53,1 milhões em comparação com um lucro líquido de R$ 321,5 milhões no terceiro trimestre de Ajustado pelo ativo regulatório (CVA), o prejuízo líquido ajustado teria sido de R$ 9,0 milhões. Este resultado foi impactado pela compra de energia no mercado de curto prazo pela geradora, em função da condição hidrológica desfavorável. As perdas não-técnicas dos últimos 12 meses, calculadas sobre o mercado faturado de baixa tensão (critério Aneel), apresentaram uma redução de 0,6 p.p. quando comparado ao trimestre passado, atingindo 41,3% em setembro de Os indicadores de qualidade operacional DEC e FEC somaram, respectivamente, nos últimos 12 meses, 13,20 horas e 6,73 vezes, com significativa melhora de 35,13% e 26,20%, respectivamente na comparação com o mesmo período do ano anterior. A taxa de arrecadação do trimestre foi de 102,0% do total faturado, 4,1 p.p. acima do índice do mesmo Destaques Operacionais (GWh) 3T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. % Carga Fio* ,1% ,8% Energia Faturada - Cativo ,6% ,5% Consumo na área de concessão ,8% ,2% Energia Transportada - TUSD ,5% ,7% Energia Vendida - Geração ,0% ,5% Energia Comercializada (Esco e Com) ,8% ,3% Destaques Financeiros (R$ MM) 3T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. % Receita Líquida** ,5% ,2% EBITDA ,6% ,4% Margem EBITDA** 11,6% 46,4% -34,8 p.p. 16,5% 27,6% -11,1 p.p. Lucro/prejuízo Líquido (53) ,9% Endividamento Líquido ,5% ,5% Investimentos ,6% ,5% * Carga própria + uso da rede. ** Desconsiderando receita de construção. período do ano passado. A constituição de provisões para crédito de liquidação duvidosa (PCLD) representou 1,6% da receita bruta de faturamento de energia da distribuidora, totalizando R$ 29,8 milhões no 3T14, frente ao valor de R$ 37,1 milhões no 3T13 (2% da receita bruta de faturamento). A Companhia encerrou o mês de setembro com dívida líquida de R$ 5.543,6 milhões, 6,0% acima da dívida líquida de junho de O índice de alavancagem calculado pela relação Dívida Líquida/EBITDA ficou em 3,39x. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 14/11/2014 Tel: +55 (21) /2828/2660 Total de ações: ações Horário: 14h00 Brasil // 11h00 US ET Fax: +55 (21) Free Float Total: ações (47,87%) Telefones: +55 (11) // +1 (646) ri@light.com.br Valor de Mercado (12/11/14): R$ milhões Webcast: ri.light.com.br Website: ri.light.com.br 1 O EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. O EBITDA apresentado é calculado de acordo com a Instrução CVM 527/2012 e representa: lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização. A conciliação é demonstrada no Anexo II. 1

2 Apresentação dos resultados do 3º trimestre de 2013 (período comparativo) Os resultados referentes ao 3º trimestre e acumulado de 2013 foram reclassificados em função da decisão da Administração de apresentar os créditos de PIS e COFINS sobre energia comprada como redutor da conta de despesa com energia comprada ao invés de apresentar como redução do PIS e COFINS incidentes sobre as receitas. Esta reclassificação foi realizada para alinhar este critério de apresentação com as melhores práticas das empresas do setor. A reclassificação teve efeito sobre a Receita Líquida e Custos não Gerenciáveis, mas não alterou o EBITDA e Lucro Líquido. A Administração também reavaliou o critério de apresentação da amortização da dívida contratual com o plano de pensão na demonstração dos fluxos de caixa, proporcionando apenas uma reclassificação relativa ao período de 2013 para fins de comparabilidade. Para mais informações, ver Anexo VII deste release. 2

3 1. A Empresa Desempenho Operacional Distribuição... 5 Balanço Energético... 8 Perdas de Energia Elétrica... 9 Arrecadação Qualidade Operacional Geração Comercialização e Serviços Receita Líquida Consolidado Distribuição Geração Comercialização e Serviços Custos e Despesas Consolidado Distribuição Geração Comercialização e Serviços EBITDA Consolidado Distribuição Geração Comercialização e Serviços Resultado Financeiro Consolidado Endividamento Resultado Líquido Investimentos Projetos de Expansão da Geração Fluxo de Caixa Governança Corporativa Mercado de Capitais Dividendos Eventos Recentes Programa de Divulgação

4 1. A Empresa A Light S.A. é uma holding que controla subsidiárias e empresas coligadas que participam principalmente em três segmentos de negócio: Distribuição, Geração e Comercialização/Serviços de energia. De forma a aumentar a transparência de seus resultados e possibilitar uma melhor avaliação por parte dos investidores, a Light apresenta também seu resultado de forma segmentada. Abaixo, a estrutura organizacional em 30 de setembro de 2014: Em 24 de julho de 2014, a Companhia, alienou a totalidade de sua participação no capital social de CR Zongshen E- Power Fabricadora de Veículos S.A. ( E-Power ), representativa de 20% do capital total da E-Power, para CR Zongshen Fabricadora de Veículos S.A. ( CR Zongshen ), sem quaisquer obrigações remanescentes para as partes signatárias. 4 INDICADORES OPERACIONAIS - DISTRIBUIÇÃO 3T14 3T13 Var. % Nº de Consumidores (Mil) ,4% Nº de Empregados ,9% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh ,3% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (sem impostos) ,8% Custo médio de compra de energia¹ - R$/MWh ,4% INDICADORES OPERACIONAIS - GERAÇÃO 3T14 3T13 Var. % Capacidade Instalada de Geração (MW)* ,0% Garantia Física (MW)* ,2% Perdas internas e Bombeamento (MW) Energia disponível (Mwmédio)* ,4% Geração Líquida (GWh) ,5% Fator de Carga 62,5% 62,4% 0,1 p.p. ¹Não inclui compra no spot *Inclui participação proporcional nas coligadas

5 2. Desempenho Operacional 2.1 Distribuição O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 2 ) no 3T14 foi de GWh, uma redução de 1,8% em relação ao mesmo período de 2013, influenciado pela retração de 13,0% no segmento industrial. No segmento residencial, o consumo totalizou GWh no trimestre, respondendo por 31,5% do mercado total. A temperatura média deste trimestre ficou 0,2ºC acima do 3T13. O segmento comercial representou 31,9% de participação no mercado total, consumindo GWh neste trimestre, crescimento de 2,0% em comparação com o 3T13. A classe comercial vem mantendo crescimento 2 A partir do quarto trimestre de 2013 a energia faturada do cliente livre CSN, voltou a ser considerada, em função do mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária. 5

6 consistente nos últimos anos por fatores como a expansão da base de consumidores e intensificação do uso e posse dos aparelhos de refrigeração nos estabelecimentos comerciais, em especial no comércio varejista. O consumo total dos clientes industriais foi de GWh, com participação de 21,2% no mercado total, apresentando um decréscimo de 13,0% em comparação com o mesmo período do ano passado, em função da retração das indústrias eletrointensivas, com atividades de produção de aço/alumínio e do setor químico. Em relação às demais classes, que representaram 15,5% do mercado total, houve uma redução de 1,1% do consumo em relação ao terceiro trimestre de As classes rural, serviço público e poder público apresentaram um crescimento de 24,7%, 1,4% e 0,1%, respectivamente em relação ao 3T13, enquanto a classe de iluminação pública apresentou um decréscimo de 4,6%, em função de eficientização energética. O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres 3 ) no acumulado do ano foi de GWh, um aumento de 3,2% em relação ao mesmo período do ano de As classes residencial e comercial foram as principais responsáveis para este resultado. 3 A partir do quatro trimestre de 2013 a energia faturada do cliente livre CSN, voltou a ser considerada em função do mercado homologado pela Aneel no processo de Revisão Tarifária. 6

7 O segmento residencial, com consumo de GWh no 9M14 e participação de 34,1% do mercado total, apresentou um aumento de 8,6% comparado ao mesmo período do ano anterior, influenciado pelo forte aumento da temperatura durante o verão de Os clientes da classe comercial consumiram GWh, apresentando um aumento de 4,5% em relação ao 9M13. Assim como na classe residencial, o consumo comercial registrou crescimento em todos os trimestres desse ano. No acumulado 9M14, o consumo total dos clientes industriais foi de GWh, representando um decréscimo de 6,1% em comparação com o mesmo período de 2013, explicado pela retração do consumo dos setores de metalurgia, aço e químico. Descontando-se o efeito da queda desses setores, o consumo industrial teria uma expansão de 2,1% em relação ao mesmo período do ano passado. Em relação às demais classes, que representaram 14,7% do mercado total, no acumulado do ano houve um aumento de 2,5% do consumo em relação a 9M13. As classes rural, poder público e serviço público apresentaram aumento de 3,4%, 2,5% e 2,6%, respectivamente, em relação ao mesmo período de

8 Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a setembro de 2014 PROINFA Residencial 374, ,2 ITAIPU Energia Industrial (CCEE) Faturada Cativos 1.041, ,2 Carga Própria ,7 Light Comercial LEILÕES E.Requerida , ,8 (CCEE) (CCEE) Perdas de 5.736, ,2 Energia(**) Demais 6.477, ,9 NORTE FLU (CCEE) 4.750,9 OUTROS(*) (CCEE) Perdas Rede Básica Perdas DIT(***) 334,4 70, ,4 COTAS 5.507,4 ANGRA I E II 663,7 (*) Outros = Compra no Spot - Venda no Spot. (**) Contempla energia não faturada. (***) Demais Instalações de Transmissão. OBS: 1) Na Light S.A existe eliminação de venda/compra de Energia Elétrica entre as empresas. 2) Dados de compra de energia do dia 07/10/2014 (sujeitos a alteração). Balanço de Energia (GWh) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% = Carga Fio ,1% ,8% - Energia medida transportada para concessionárias ,5% ,6% - Energia medida transportada para clientes livres ,7% ,7% = Carga Própria ,9% ,5% - Consumo mercado cativo ,6% ,5% Mercado Baixa Tensão ,4% ,8% Mercado Média Tensão ,8% ,0% = Perdas + Energia não faturada ,9% ,9% 8

9 Perdas de Energia Elétrica As perdas não-técnicas totalizaram GWh nos últimos 12 meses, representando 41,3% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão (metodologia de cálculo Aneel), com redução de 0,6 p.p. em relação às perdas dos 12 meses encerrados em junho de Em comparação com o período de 12 meses findos em setembro de 2013, houve redução de 2,4 p.p, quando as perdas não-técnicas totalizaram 43,7% sobre o mercado de baixa tensão. As perdas totais da Light SESA somaram GWh, ou 23,3% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado em setembro de Para potencializar a redução das perdas não-técnicas, a Light continua investindo em ações que vão desde os processos convencionais de inspeção de fraude, passando pela modernização da rede e dos sistemas de medição até o projeto APZ (Área de perda zero). Dentre estas ações, destacam-se: Normalizações de unidades consumidoras: Foram realizadas nos segmentos de baixa, média e alta tensão, normalizações no 9M14, contra no 9M13, 5,8% de aumento. Com relação à incorporação de energia no 9M14, o índice foi de 175,3 GWh, comparando com 143,5 GWh do mesmo período de 2013, aumento de 22,1%. A recuperação de energia foi de 103,7 GWh no período, redução de 19,8% quando comparada a 129,3 GWh no 9M13. Número de Normalizações 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% = Total ,8% ,8% - Alta/Média tensão ,1% ,2% - Baixa tensão ,2% ,4% BT direto ,2% ,9% BT indireto ,6% ,0% 9

10 Instalação de medidores eletrônicos com telemedição: A instalação de medidores SMC (sistema de medição centralizada) contempla áreas com alto índice de perdas, podendo contar com o auxílio das UPPs (Unidades de Polícia Pacificadora) ou não. A presença das UPPs viabiliza uma maior atuação da Light no combate à inadimplência ou ao furto de energia. Em áreas de UPP foram instalados medidores eletrônicos no 3T14 e a energia incorporada por esta ação foi de 10,7 GWh. Em áreas fora de UPP foram instalados medidores eletrônicos e a energia incorporada foi de 15,7 GWh. Com isso, o parque de medidores eletrônicos instalados ao final do 3T14 atingiu o montante de 570 mil, um incremento de 39,1% relativo a posição de setembro de Em maio de 2014, a Companhia anunciou que a Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda ( Landis+Gyr ) foi o fornecedor escolhido para prover os equipamentos e serviços para automação de redes áreas e subterrâneas por um Sistema Integrado, utilizando Redes e Dispositivos Inteligentes na Distribuição ( Projeto Smart Grid ). Após a fase de detalhamento ( work statement ), o contrato foi assinado em setembro de 2014 e contempla o fornecimento de aproximadamente 1 milhão de medidores pelos próximos 5 anos, pelo valor total de R$ 750 milhões. Atualmente a Light e a Landis+Gyr estão realizando a adequação do ambiente para receber esta nova tecnologia de comunicação. Áreas de Perda Zero: Em agosto de 2012, foi criado o Projeto APZ, baseado na conjugação de medidores eletrônicos e rede blindada com equipes dedicadas de técnicos e agentes de relacionamento comercial que têm metas e remuneração atreladas à melhoria dos indicadores de perdas e inadimplência da sua respectiva área. Uma APZ tem em média, 17 mil clientes. O projeto, que é conhecido comercialmente como Light Legal e conta com o apoio do SEBRAE para capacitação dos microempresários parceiros, encontra-se com 29 APZs em operação, abrangendo 511 mil clientes na Baixada Fluminense, Zona Sul, Zona Oeste e Zona Norte. 10

11 Até setembro de 2014, já foram instalados 124 mil medidores eletrônicos nas comunidades, e desde o início do projeto, as APZs já inauguradas vêm apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre carga fio de 29,0 p.p. e aumento médio na arrecadação de 8,0 p.p. Seguem abaixo, os resultados acumulados até setembro, das 26 APZs com resultados apurados: Localidade Ano de Implementação Número de clientes Perdas Não Técnicas/Carga Fio * Arrecadação Antes Atual Antes Atual Área de UPP Curicica % 10% 95% 98% N Realengo/Batan 2010/ % 10% 94% 98% N/S Cosmos % 14% 92% 98% N Cosmos % 15% 92% 106% N Sepetiba % 31% 88% 97% N Caxias 1 e % 34% 83% 95% N Belford Roxo 1 e % 23% 88% 96% N Vigário Geral % 12% 94% 101% N Caxias % 16% 96% 96% N Nova Iguaçu % 28% 90% 98% N Nova Iguaçu % 20% 88% 98% N Nilópolis % 28% 90% 96% N Mesquita + Nilópolis Convencional % 17% 84% 98% N Ricardo de Albuquerque % 12% 94% 98% N Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia/Santa Marta % 11% 62% 97% S Coelho da Rocha % 11% 92% 100% N Caxias % 15% 90% 100% N Alemão % 32% 91% 96% S Cidade de Deus % 31% 84% 91% S Tomazinho % 17% 87% 97% N Formiga/Borel/Macaco/Salgueiro/Andaraí % 27% 50% 91% S Monte Líbano % 17% 92,0% 97% N Caxias % 33% 94,0% 93% N Cordovil % 16% 92,7% 98% N Éden % 15% 85,6% 97% N Nova Iguaçu % 31% 89,3% 100% N Total % 20% 90% 98% * O indicador reflete os resultados acumulados até Set/14 a partir do início da implementação de cada APZ. Legenda: N = Não / S = Sim. Complementando as 26 áreas com resultados apurados, a tabela abaixo apresenta as 3 APZ's, em fase de implementação e ainda sem resultados contabilizados, totalizando as 29 áreas em operação. O total de clientes ainda sem resultados somam aproximadamente 53 mil clientes. Localidade Ano de Implementação Perdas Não Técnicas/Carga Fio * Arrecadação Área de UPP 11 Rio das Pedras % 75% N Comunidades Centro % 89% S Vilar dos Teles % 97% N

12 No terceiro trimestre destaca-se a junção das áreas Mesquita e Nilópolis Convencional, que passarão a ser tratadas como uma única APZ e o início de implantação da APZ de Vilar dos Teles 1. Arrecadação A taxa de arrecadação do trimestre atingiu 102,0% do total faturado, 4,1 p.p. acima do índice do mesmo período do ano passado. Esse resultado no trimestre é justificado pelo crescimento na arrecadação do varejo e de grandes clientes, os quais tiveram um aumento de 4,9 e 4,6 p.p., respectivamente, em relação ao mesmo trimestre de No acumulado do ano, a taxa de arrecadação foi de 99,6%, 1,5 p.p. inferior ao mesmo período de Essa queda se justifica principalmente pelo reajuste tarifário extraordinário ocorrido em 24 de janeiro de 2013, quando houve uma redução de 19,63% das tarifas, resultando em uma taxa de arrecadação atípica no primeiro trimestre de A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD) no terceiro trimestre de 2014 representou 1,6% da receita bruta de fornecimento de energia, totalizando R$ 29,8 milhões, R$ 7,3 milhões inferior ao valor de R$ 37,1 milhões provisionado no 3T13, ou 2,0% do faturamento de energia daquele trimestre. No acumulado do ano, a redução na PCLD alcançou redução de R$ 23,4 milhões quando comparado ao mesmo período de Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa - R$ MM 3T14 3T13 Var. (R$) 9M14 9M13 Var. (R$) PCLD 29,8 37,1 (7,3) 91,2 114,6 (23,4) 12

13 Qualidade Operacional No 3T14, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 87 inspeções/manutenções em circuitos de média tensão, 536 substituições de transformadores e podas de árvores. Na rede de distribuição subterrânea foram realizadas inspeções em câmaras transformadoras e em caixas de inspeção, além de manutenção em 45 transformadores, 26 chaves e 357 protetores. A média móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC Duração Equivalente de Interrupção, que é expresso em horas, atingiu o valor de 13,20, representando 35,13% abaixo do mesmo período do ano anterior. A média móvel referente ao FEC Frequência Equivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 6,73, 26,20% abaixo do mesmo período do ano anterior. Em todos os indicadores referentes ao terceiro trimestre de 2014, observa-se um melhor desempenho da rede como resultado da reorganização de processos na diretoria de distribuição e das iniciativas implementadas pelo plano de ação iniciado em junho de O incremento de podas e serviços de manutenção preventiva na rede elétrica vem apresentando impactos positivos nos resultados, permitindo um melhor desempenho da Companhia no que se refere aos indicadores DEC e FEC. 13

14 2.2 Geração LIGHT ENERGIA (GWh) 3T14 3T13 % 9M14 9M13 % Ambiente de Contratação Regulada - 258, ,1 - Ambiente de Contratação Livre 1.151,9 904,4 27,4% 3.395, ,3 22,9% Spot (CCEE) (106,5) 39,0-10,4 102,9-89,9% Total 1.045, ,4-13,0% 3.406, ,3-6,5% O total de venda, líquida da compra de energia, no terceiro trimestre de 2014 foi equivalente a 1.045,4 GWh, apresentando redução de 13,0% em comparação com o 3T13. Em 2014, não houve venda de energia no ambiente de contratação regulada (ACR) devido ao vencimento, em dezembro de 2013 dos últimos contratos existentes nesse ambiente, que passaram a ser comercializados no ambiente de contratação Livre (ACL), justificando o aumento de 27,4% da energia vendida no ACL no 3T14. No 3T14, a compra de energia no mercado spot totalizou 106,5 GWh, contra um total de venda, líquida de compra de 39,0 GWh no terceiro trimestre de Tal resultado no trimestre é decorrente dos baixos valores de GSF (Generation Scaling Factor), em função da pior condição hidrológica do sistema nacional, impactada pelo baixo nível dos reservatórios associado à menor média de chuvas ocorridas no período. Os valores de GSF apurados nos meses de julho, agosto e setembro de 2014, foram de 86,11%, 81,94% e 86,45%, respectivamente, comparados com 102,80%, 102,47% e 101,07%, nos mesmos meses de A média do GSF do 3T14 foi 84,83%, 17,28 p.p. abaixo da média do GSF de 102,11%, registrado no mesmo período de No acumulado de 2014, a energia negociada no ambiente de contratação livre (ACL) foi 22,9% superior do que no mesmo período de Enquanto isso, no mercado spot, observamos redução de 89,9% na venda de energia (líquida de compra), entre os períodos. 14

15 2.3 Comercialização e Serviços No terceiro trimestre de 2014, a comercialização direta de energia elétrica da Light Com e Light Esco referente às fontes convencional e incentivada totalizou 1.329,1 GWh, em comparação a 1.052,1 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior, representando um aumento de 26,3% na venda de energia. No acumulado do ano, a comercialização de energia somou o montante de 3.980,7 GWh, 27,1% acima dos 3.132,6 GWh comercializados no mesmo período de Atualmente a Light Esco possui 7 projetos em implantação, dentre os quais destaca-se a expansão do District Coolling, no Rio Office Park, construído e operado pela Light Esco, desde O objetivo da expansão é abastecer dois hotéis e um edifício comercial, além de preparar infraestrutura para os novos prédios que serão construídos nos próximos anos, uma vez que a região na qual o projeto está localizado passa por um grande crescimento imobiliário. Adicionalmente, neste trimestre, foi fechado mais um projeto de retrofit de uma Central de Água Gelada (CAG), com um hospital de grande porte no Rio de Janeiro. Outro importante destaque foi a geração de energia elétrica pela Central de Cogeração da Light Esco, implantada nas instalações da Rio de Janeiro Refrescos, que no trimestre totalizou 21,8 GWh. Também neste trimestre, a Central iniciou o fornecimento de água gelada ( frio ), completando assim a entrega das cinco utilidades previstas no projeto: energia elétrica, vapor, frio, gás carbônico e nitrogênio. 15

16 3.1 Receita Líquida Consolidado Receita Líquida (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Distribuição Energia vendida 1.188, ,3-2,6% 4.132, ,6 2,9% Energia Não Faturada 12,9 5,8 122,1% (32,1) (114,2) -71,9% Uso da rede (TUSD) 107,4 111,7-3,9% 336,3 382,4-12,1% Curto Prazo (Spot) 36,8 32,9 11,6% 60,5 37,8 60,1% Diversos 14,0 19,0-26,2% 48,6 55,1-11,9% Subtotal (a) 1.360, ,8-2,2% 4.545, ,7 3,9% Receita de Construção¹ 256,6 122,4 109,6% 634,4 455,2 39,4% Subtotal (a') 1.616, ,2 6,8% 5.179, ,9 7,2% Geração Venda Geração (ACR+ACL) 125,4 124,6 0,7% 375,5 385,3-2,5% Curto Prazo - 6,2-100,0% 89,5 19,4 360,8% Diversos 2,2 2,0 10,9% 7,4 5,4 35,1% Subtotal (b) 127,7 132,9-3,9% 472,3 410,2 15,2% Comercialização e Serviços Revenda 217,0 145,7 49,0% 647,3 444,7 45,5% Serviços 9,5 10,0-4,7% 30,8 21,0 46,8% Subtotal (c) 226,5 155,6 45,5% 678,1 465,7 45,6% Outros e Eliminações (d) (133,1) (122,3) 8,9% (394,4) (349,6) 12,8% Total s/ rec. de construção (a+b+c+d) 1.581, ,0 1,5% 5.301, ,0 8,2% Total (a'+b+c+d) 1.837, ,4 9,4% 5.935, ,2 10,8% ¹ A controlada Light SESA contabiliza receitas e custos, com margem zero, relativos a serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. A receita operacional líquida do trimestre foi de 1.837,6 milhões, 9,4% acima da receita apurada no 3T13. Desconsiderando a receita de construção, que tem efeito neutro no resultado, a receita líquida consolidada aumentou 1,5%, totalizando 1.581,1 milhões no 3T14. Os segmentos de Distribuição e Comercialização e Serviços apresentaram crescimento de 6,8% e 45,5%, respectivamente, enquanto o segmento de geração registrou uma retração de 3,9% em sua receita. No acumulado do ano, houve um aumento de 10,8% na receita líquida, e, desconsiderando a receita de construção, a receita líquida consolidada cresceu 8,2% quando comparada com o resultado apurado nos primeiros nove meses de

17 Distribuição A receita líquida do 3T14 totalizou R$ 1.616,6 milhões, representando uma aumento de 6,8% em relação ao 3T13. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.360,1 milhões nesse trimestre 2,2% abaixo da receita verificada no mesmo período do ano passado. Tal resultado pode ser explicado pelo consumo 1,8% menor no trimestre em relação ao mesmo período de Neste trimestre, a receita com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 9,1 milhões e a receita com o diferencial tarifário relativo ao tratamento especial das perdas não técnicas da área de concessão somou o montante de R$ 34,6 milhões, ambos tratados como Obrigações Especiais. Embora sejam faturados, não compõem a receita líquida desde a última revisão tarifária, ocorrida em novembro de A maior predominância no mercado da distribuidora são os segmentos residencial e comercial cativo, que somam 59,9% do consumo e representam 72,8% da receita de energia vendida. No 9M14, a receita líquida da distribuidora, desconsiderando a receita de construção, somou R$ 4.545,2 milhões, 3,9% acima da receita apurada no 9M13, em função, principalmente, do crescimento de consumo do mercado total de 3,2% e do aumento médio da tarifa de energia de 1,3% após o processo de Revisão Tarifária ocorrido em novembro de No acumulado de 2014, a receita de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 37,1 milhões, enquanto a receita tratada como Obrigações Especiais para o combate às perdas somou R$ 120,1 milhões. Geração A Receita Líquida do trimestre totalizou R$ 127,7 milhões, 3,9% menor do que a receita de R$ 132,9 milhões registrada no mesmo período de

18 A redução na receita da geradora é explicada pela queda na venda de energia no mercado de curto prazo quando comparado ao mesmo período de Desta forma, houve necessidade de compra de 106,5 GWh de energia no mercado spot para a geradora cumprir com seus contratos no terceiro trimestre de 2014, enquanto no 3T13 a geradora registrou venda, líquida de compra, de 39,0 GWh. O preço médio de venda praticado para a comercializadora do grupo (ACL), líquido de impostos, foi de R$ 108,9/MWh no 3T14, 1,6% acima do preço de R$ 107,2/MWh, ponderado pelos dois mercados (ACL e ACR), no 3T13. Após descontratação no mercado regulado, a venda a clientes finais passou a ser realizada pela comercializadora. Nos primeiros nove meses de 2014, a geradora obteve uma receita líquida de R$ 472,3 milhões, apresentando um crescimento de 15,2% milhões em relação ao 9M13. Esse resultado pode ser explicado pela maior disponibilidade de energia vendida no mercado spot no primeiro trimestre de 2014, a um preço médio de R$ 658,3/MWh. Comercialização e Serviços A receita líquida do segmento de comercialização e serviços no 3T14, apresentou um aumento de 45,5% em relação ao 3T13, alcançando R$ 226,5 milhões. A receita líquida de revenda de energia, neste trimestre, foi 49,0% maior do que a receita alcançada no terceiro trimestre de 2013, justificado pelo crescimento de 26,3% no volume de energia comercializada no 3T14, quando comparado ao 3T13, em função da recolocação da energia descontratada pela Light Energia, que passou a ser negociada pela comercializadora a clientes finais. O preço médio de venda, líquido de impostos, foi de R$ 163,2/MWh no 3T14, em comparação a um preço de R$ 138,4/MWh no mesmo período do ano passado. O segmento de serviços apresentou no 3T14 uma receita líquida 4,7% inferior à registrada no mesmo período de 2013, devido ao menor número de projetos em implantação neste trimestre, quando comparado ao 3T13. No 9M14, a receita líquida totalizou 678,1 milhões, resultado 45,6% superior ao registrado no 9M13. Esse efeito é decorrente do expressivo crescimento no volume de energia comercializada neste período. 18

19 3.2 Custos e Despesas Consolidado Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Distribuição (1.570,9) (990,3) 58,6% (4.918,4) (4.068,9) 20,9% Distribuição s/ custo de construção (1.314,3) (867,9) 51,4% (4.284,0) (3.613,7) 18,5% Geração (116,5) (41,7) 179,6% (211,2) (123,1) 71,7% Comercialização e Serviços (204,2) (146,3) 39,6% (615,7) (442,3) 39,2% Outros e Eliminações 132,0 121,9 8,3% 386,7 343,1 12,7% Consolidado s/ custo de construção (1.503,0) (934,0) 60,9% (4.724,2) (3.835,9) 23,2% Consolidado (1.759,6) (1.056,4) 66,6% (5.358,6) (4.291,2) 24,9% No terceiro trimestre de 2014, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 1.759,6 milhões, apresentando um crescimento de 66,6% em comparação com o realizado no mesmo período do ano passado. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas consolidados deste trimestre ficaram 60,9% acima do 3T13, explicado principalmente pelo maior volume de compra de energia pela distribuidora e pela geradora. No acumulado, os custos e despesas operacionais consolidados, já desconsiderando os custos de construção, totalizaram R$ 4.724,2 milhões, 23,2% superiores ao apurado no 9M13. Distribuição Custos e Despesas (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (987,8) (556,4) 77,5% (3.304,6) (2.626,7) 25,8% Custos de Compra de Energia (924,7) (814,6) 13,5% (3.171,3) (2.759,3) 14,9% Custos com Encargos e Transmissão (165,2) (102,3) 61,5% (420,2) (406,6) 3,4% Aporte CDE - à vista - 306, ,8 - Outros (Custos Obrigatórios) (3,4) (4,6) -25,7% (9,7) (13,6) -29,3% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 105,6 58,2 81,4% 296,6 246,1 20,5% Custos e Despesas Gerenciáveis (326,6) (311,5) 4,8% (979,4) (987,0) -0,8% PMSO (181,6) (182,5) -0,5% (570,2) (568,8) 0,2% Pessoal (59,9) (65,6) -8,7% (204,2) (203,9) 0,1% Material (3,9) (4,0) -3,4% (13,1) (11,6) 12,5% Serviço de Terceiros (100,3) (97,2) 3,2% (291,9) (294,4) -0,8% Outros (17,6) (15,7) 12,2% (61,0) (58,9) 3,5% Provisões - Contingências (20,3) (3,9) 419,8% (38,3) (38,3) 0,1% Provisões - PCLD (29,8) (37,1) -19,6% (91,2) (114,6) -20,4% Depreciação e Amortização (91,4) (86,0) 6,3% (263,0) (250,5) 5,0% Outras Receitas/Despesas Operacionais (3,4) (1,9) 79,6% (16,7) (14,8) 12,5% Custos Totais s/custo de Construção (1.314,3) (867,9) 51,4% (4.284,0) (3.613,7) 18,5% Custo de Construção (256,6) (122,4) 109,6% (634,4) (455,2) 39,4% Custos Totais (1.570,9) (990,3) 58,6% (4.918,4) (4.068,9) 20,9% 19

20 No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia ficaram 58,6% acima dos custos do mesmo período de Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram um aumento de 51,4% em relação ao 3T13. No acumulado de 2014, o crescimento dos custos da distribuidora foi de 20,9%, enquanto que os custos e despesas totais, desconsiderando o custo de construção, aumentaram 18,5%. Custos e Despesas Não Gerenciáveis No terceiro trimestre de 2014, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 987,8 milhões, apresentando um aumento de 77,5% em relação ao mesmo período de 2013, justificado principalmente pelo aporte à vista da CDE no 3T13 ressarcindo custos de compra de energia de trimestres anteriores de Adicionalmente, no 3T14 houve aumento de 13,5% com custo de compra de energia e de 61,5% com custos com encargos e transmissão. No resultado do trimestre está contemplado a provisão de repasse de recursos da CDE referente aos meses de agosto e setembro de 2014, no montante de R$ 170,8 milhões. O crescimento da compra de energia é explicado por: (i) aumento dos custos com risco hidrológico, uma vez que a média do GSF do 3T14 foi 17,4 p.p. abaixo da média do GSF registrado no 3T13; (ii) contratação nos Leilões A-1, realizado em dezembro de 2013 e A-0, realizado em abril de 2014, com preços de R$ 177,22/MWh e R$ 268,33/MWh, respectivamente, superiores aos preços cobertos pela tarifa; (iii) reajuste anual dos contratos; (iv) elevação do PLD médio de R$ 183,6/MWh no 3T13 para R$ 677,0/MWh no 3T14, que resultou em maiores gastos com os contratos por disponibilidade, em função do despacho de usinas térmicas por ordem do Operador Nacional do Sistema (ONS) para repor o nível dos reservatórios. Os custos com encargos e transmissão apresentaram crescimento de 61,5%, decorrente principalmente do aumento de 69,6% no gasto com transporte de energia, em razão do maior volume de energia contratado junto à rede básica, combinado com o aumento das tarifas de uso do sistema de transmissão. Adicionalmente, neste trimestre ocorreu um custo de R$ 25,9 milhões referente ao Encargo de Serviços do Sistema (ESS), devido ao despacho térmico por segurança energética. 20

21 Os custos não gerenciáveis são repassados na tarifa ao consumidor e o aumento ou redução de tais custos em relação ao nível regulatório formam um saldo de ativo ou passivo regulatório (CVA), a ser considerado no próximo reajuste tarifário, mas que não é registrado na demonstração de resultado, em função das normas brasileiras e internacionais de contabilidade (BR GAAP e IFRS). No 3T14, o ativo regulatório líquido totalizou R$ 66,5 milhões, contra um passivo regulatório de R$ 329,2 milhões no 3T13. O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 164,0/MWh no terceiro trimestre de 2014, 30,0% superior ao custo médio do 3T13 no valor de R$ 126,1/MWh. Considerando as compras no spot, o custo médio de energia comprada foi de R$ 197,8/MWh no 3T14, superior ao custo médio de R$ 126,5/MWh no mesmo trimestre de Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis: Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Custos de Compra de Energia (924,7) (814,6) 13,5% (3.171,3) (2.759,3) 14,9% Itaipu (184,8) (172,3) 7,3% (516,1) (482,2) 7,0% UTE Norte Fluminense (283,4) (272,9) 3,8% (841,0) (810,0) 3,8% Energia de Curto Prazo (Spot) (71,5) 8,8 - (1.588,4) (334,5) 374,9% Leilão de energia (613,3) (345,6) 77,5% (1.819,2) (1.346,3) 35,1% Contratos por Disponibilidade (318,9) (205,0) 55,6% (1.057,7) (667,2) 58,5% Demais (294,4) (140,6) 109,4% (761,5) (679,1) 12,1% Aporte CDE / Conta ACR 170,8 2,0 8325,2% 1.547,9 292,3 429,6% Risco Hidrológico 87,9 2,0 4238,7% 36,8 131,9-72,1% Exposição das Cotas 33, ,8 160,4 682,2% Contratos por Disponibilidade 49, ,1 - - CONER (Energia de Reserva) (12,8) - - Outros 57,4 (34,6) - 45,5 (78,7) - Custos com Encargos e Transmissão (165,2) (102,3) 61,5% (420,2) (406,6) 3,4% Encargos Serviços do Sistema - ESS (25,9) 21,5 - (72,1) (278,9) -74,1% CDE - ESS - (24,7) ,9 - Transporte de Energia (96,2) (56,7) 69,6% (221,5) (160,2) 38,2% Outros Encargos (43,1) (42,4) 1,8% (126,6) (136,4) -7,2% Aporte CDE à vista (Revisão Tarifária 2013) - 306, ,8 - Outros (Custos Obrigatórios) (3,4) (4,6) -25,7% (9,7) (13,6) -29,3% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 105,6 58,2 81,4% 296,6 246,1 20,5% Total (987,8) (556,4) 77,5% (3.304,6) (2.626,7) 25,8% Custos e Despesas Gerenciáveis No terceiro trimestre de 2014, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material, serviços de terceiros, provisões, depreciação, outras receitas/despesas operacionais e outros, totalizaram R$ 326,6 milhões, apresentando acréscimo de 4,8% entre os períodos. 21

22 Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 181,6 milhões no trimestre, 0,5% abaixo do realizado no mesmo período de 2013, explicado, principalmente, pela redução de 8,7% na linha de pessoal, compensada parcialmente pelo crescimento de 3,2% em serviços de terceiros. A redução de 8,7% na linha de pessoal é justificada, principalmente, pelo maior volume de capitalização de mão-deobra em projetos, quando comparado ao 3T13, em função do maior volume de investimentos no trimestre. O aumento de 3,2% nos custos com serviços de terceiros é decorrente da ampliação do programa de Áreas de Perdas Zero APZ, no montante de aproximadamente R$ 8,8 milhões, e do aumento dos custos com a poda de árvores, visando uma melhoria na qualidade dos indicadores operacionais DEC e FEC. A conta de provisões totalizou R$ 50,1 milhões, valor 22,2% superior ao registrado no terceiro trimestre de 2013, devido, principalmente, à constituição de provisões para riscos relacionados a processos cíveis no valor de R$ 16,0 milhões, compensada parcialmente pela redução de 19,6% na PCLD, passando de R$ 37,1 milhões no 3T13, para R$ 29,8 milhões neste trimestre. Em comparação com o mesmo trimestre de 2013, a linha de depreciação/amortização apresentou um crescimento de 6,3%, devido ao aumento no volume de investimentos, com mais ativos incorporados à rede durante o ano de A linha outras receitas/despesas operacionais totalizou no trimestre R$ 3,4 milhões, um aumento de 79,6% frente aos R$ 1,9 milhão registrados no 3T13, decorrente de baixa por desativação de bens do ativo intangível. Geração Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Pessoal (5,3) (5,7) -7,5% (17,8) (17,3) 2,6% Material e Serviço de Terceiros (4,4) (4,9) -10,7% (12,7) (13,7) -7,1% CUSD / CUST / Energia Comprada (87,8) (9,1) 861,0% (119,4) (27,0) 342,4% Depreciação (13,5) (14,4) -6,6% (40,4) (41,9) -3,5% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,3 (0,4) - (0,1) (0,3) -59,1% Outras (inclui provisões) (5,9) (7,1) -17,0% (20,8) (22,9) -9,2% Total (116,5) (41,7) 179,6% (211,2) (123,1) 71,7% No 3T14, os custos e despesas da Light Energia totalizaram R$ 116,5 milhões, 179,6% acima do registrado no terceiro trimestre de 2013, decorrente do aumento no volume de energia comprada no mercado spot, devido aos baixos valores de GSF. Os custos e despesas no 3T14 ficaram assim compostos: pessoal (4,5%), materiais e serviços de terceiros (3,8%), CUSD/CUST/Energia Comprada (75,3%), outros e depreciação (16,4%). O custo de PMSO por MWh gerado pelas usinas da Light Energia, neste trimestre, ficou em R$ 12,8/MWh, frente a um valor de R$ 14,6/MWh no 3T13. 22

23 Comercialização e Serviços Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Pessoal (2,2) (2,1) 4,2% (7,0) (6,0) 15,6% Material e Serviço de Terceiros 1,1 (10,2) - (16,9) (17,3) -2,0% Energia Comprada (201,4) (133,7) 50,6% (580,3) (417,7) 38,9% Depreciação (1,3) (0,0) 2687,5% (2,7) (0,1) 2061,6% Outras Receitas/Despesas Operacionais 0,1 - - (7,0) - - Outras (inclui provisões) (0,4) (0,2) 150,6% (1,8) (1,1) 56,6% Total (204,2) (146,3) 39,6% (615,7) (442,3) 39,2% Os custos e despesas do 3T14 somaram R$ 204,2 milhões, ficando 39,6% acima do realizado no mesmo período de 2013, explicado pelo aumento de 50,6% no custo com energia comprada para revenda, em função da combinação entre o crescimento no volume de energia comercializada e o preço de compra no 3T14. No acumulado de 2014, os custos e despesas dos segmentos de comercialização e serviços cresceram 39,2% frente ao alcançado no mesmo período de 2013, decorrente, principalmente, do aumento no volume de energia comprada para comercialização. 23

24 3.3 EBITDA 4 Consolidado EBITDA Consolidado (R$ MM) 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Distribuição 137,1 608,9-77,5% 524, ,5-48,2% Geração 24,5 104,9-76,7% 295,3 324,4-9,0% Comercialização e Serviços 23,6 9,3 155,0% 88,8 23,5 277,0% Outros e eliminações (1,7) (1,1) 58,4% (32,5) (4,3) 649,1% Total 183,6 722,0-74,6% 875, ,1-35,4% Margem EBITDA (%) 11,6% 46,4% -34,8 p.p 16,5% 27,6% -11,1 p.p. Ativos e Passivos Regulatórios 66,5 (329,2) - 168,6 (108,8) - EBITDA Ajustado 250,1 392,8-36,3% 1.044, ,4-16,2% O EBITDA consolidado do terceiro trimestre de 2014 foi de R$ 183,6 milhões, 74,6% abaixo do apurado no mesmo trimestre de 2013, quando houve repasse da CDE referente a custos de compra de energia de trimestres anteriores. A margem EBITDA 5 decresceu de 46,4%, no 3T13, para 11,6% no mesmo período de Os segmentos de distribuição e geração apresentaram reduções no EBITDA de 77,5% e 76,7%, respectivamente. Em contrapartida, o segmento de comercialização e serviços cresceu 155,0%. O EBITDA neste trimestre pode ser explicado principalmente pelo crescimento com o custo de compra de energia. Tanto a distribuidora quanto a geradora sofreram aumentos relevantes de tais custos, sendo que a distribuidora, na parcela não coberta pelo aporte da Conta ACR. A geradora, por sua vez, foi penalizada pela deterioração da condição hidrológica do sistema e com isso, houve a necessidade da liquidação da diferença no mercado spot para o cumprimento de seus contratos. EBITDA por atividade* 3T14 EBITDA por atividade* 3T13 Distribuição: 74,0% Margem EBITDA: 10,1% *Não considera eliminações Geração: 13,2% Margem EBITDA: 19,2% Comercialização e Serviços: 12,8% Margem EBITDA: 10,4% Distribuição: 84,2% Margem EBITDA: 43,8% *Não considera eliminações Geração: 14,5% Margem EBITDA: 79,0% Comercialização e Serviços: 1,3% Margem EBITDA: 6,0% 4 O EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. O EBITDA apresentado é calculado de acordo com a Instrução CVM 527/2012 e representa: lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização.. A conciliação é demonstrada no Anexo II.. 5 Para o cálculo da margem EBITDA da Distribuição e do Consolidado foi desconsiderada a receita de construção, devido à contabilização de receita e custo com margem zero. 24

25 As atividades de comercialização e serviços aumentaram sua participação no EBITDA consolidado de 1,3% no 3T13 para 12,8% no 3T14, enquanto as atividades de geração e distribuição diminuiram, respectivamente, nesse mesmo período, de 14,5% para 13,2% e de 84,2% para 74,0%. Quando ajustado pela CVA, isto é, os ativos e passivos regulatórios que deverão ser considerados em reajuste tarifário da distribuidora, o EBITDA ajustado seria de R$ 250,1 milhões no 3T14, uma retração de 36,3% frente ao EBITDA ajustado do mesmo trimestre de

26 O EBITDA acumulado do ano foi de R$ 875,8 milhões, 35,4% abaixo do registrado no mesmo período de Considerando a formação de CVA, o EBITDA totalizaria R$ 1.044,4 milhões no 9M14, 16,2% inferior ao do 9M13. Distribuição O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 137,1 milhões no 3T14, 77,5% inferior ao apurado no mesmo trimestre de 2013, explicado principalmente: (i) pelo registro, no 3T13, de repasse da CDE no valor de R$ 306,8 milhões referente a custo com compra de energia de trimestre anteriores; (ii) pela elevação dos custos com compra de energia, sobretudo na parcela não coberta pelos aportes da Conta ACR; e (iii) pela redução do EBITDA regulatório decorrente da última revisão tarifária, homologada em novembro de 2013, onde ocorreu a aplicação do W.A.C.C. regulatório real líquido de 7,50%, inferior ao W.A.C.C. de 9,95% do ciclo anterior (2008 a 2013). A margem EBITDA 6 foi de 10,1%, 33,7 p.p. abaixo da registrada no mesmo período de O EBITDA da Distribuidora ajustado pela CVA seria de R$ 203,7 milhões, 27,2% abaixo do EBITDA ajustado do terceiro trimestre de No acumulado do ano, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 524,3 milhões, redução de 48,2% em relação ao mesmo período do ano passado, devido ao alto custo de compra de energia e aos impactos da revisão tarifária. Considerando os ativos e passivos regulatórios (CVA), o EBITDA da Distribuidora no 9M14 seria de R$ 692,9 milhões, 23,3% menor que o do mesmo período do ano anterior. A margem EBITDA dos primeiros nove meses do ano foi de 11,5%, 11,6 p.p. abaixo do 9M13. Geração No 3T14, o EBITDA da Light Energia totalizou R$ 24,5 milhões, um decréscimo de 76,7% em comparação ao mesmo trimestre de 2013, explicado pela compra de energia no mercado de curto prazo, em razão dos baixos índices do Generation Scaling Factor (GSF) no trimestre, consequência da piora na situação hidrológica do sistema. A margem EBITDA do trimestre foi de 19,2%, 59,8 p.p. inferior à margem EBITDA alcançada no 3T13. No 9M14, o EBITDA foi de R$ 295,3 milhões, 9,0% inferior ao montante apurado no 9M13. Apesar do alto volume de energia vendida no mercado spot nos primeiros meses do ano, a deterioração da situação hidrológica ao longo de 2014 causou o decréscimo do resultado operacional da geradora. A margem EBITDA do acumulado do ano foi de 62,5%, 16,6 p.p. menor do que a margem do 9M13. 6 Para o cálculo da margem EBITDA da Distribuição e do Consolidado, foi desconsiderada a receita de construção, devido à contabilização de receita e custo, com margem zero. 26

27 Comercialização e Serviços O EBITDA dos segmentos de comercialização e serviços totalizou R$ 23,6 milhões neste trimestre, 155,0% superior ao valor apurado no 3T13, justificado pelo crescimento de 26,3% do volume de energia comercializada, combinado com os maiores preços praticados no 3T14. Nos nove primeiros meses de 2014, o EBITDA totalizou R$ 88,8 milhões, 277,0% acima do montante alcançado no mesmo período de A margem EBITDA deste trimestre foi de 10,4%, 4,5 p.p. acima da registrada do 3T13, enquanto a margem EBITDA do acumulado do ano foi de 9,8%, 4,7 p.p. maior do que a margem alcançada no 9M13. 27

28 3.4 Resultado Financeiro Consolidado Resultado Financeiro - R$ MM 3T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% Receitas Financeiras 123,6 78,5 57,5% 217,5 216,8 0,3% Juros sobre Aplicações Financeiras 40,1 39,1 2,6% 84,8 54,6 55,3% Resultado Swap Líquido 70, ,8 - Acréscimo Moratório / Multas sobre débitos 17,0 15,4 10,4% 58,4 60,6-3,7% Outras Receitas Financeiras (3,5) 23,9-74,3 55,8 33,2% Despesas Financeiras (280,4) (199,9) 40,3% (564,9) (572,6) -1,3% Encargos da dívida (155,3) (117,7) 31,9% (402,7) (280,1) 43,8% Variação Monetária e Cambial (106,8) (16,7) 541,2% (57,9) (79,6) -27,3% Resultado Swap Líquido - (8,7) - (24,6) - - Atualização de provisões para contingências (0,6) (2,0) -70,2% (15,7) (27,3) -42,5% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (3,7) (3,3) 13,1% (8,3) (9,3) -11,4% Juros sobre Tributos (0,0) (0,0) -48,4% (0,8) (7,2) -88,5% Parcelamento- multas e juros Lei /09 (REFIS) 1,3 (3,2) - (6,1) (8,7) -29,5% Ajuste a valor presente (0,3) (5,9) -94,4% 3,1 (5,0) - Compensação DIC/FIC (2,7) (7,4) -63,8% (28,9) (45,0) -35,7% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (12,2) (13,8) -11,7% (19,4) (19,4) 0,1% Braslight - (21,2) - (3,5) (91,1) -96,1% Encargos - (15,6) - (3,5) (46,8) -92,4% Variação Monetária - (5,6) - - (44,3) - Total (156,8) (121,4) 29,1% (347,4) (355,8) -2,3% O resultado financeiro do trimestre foi negativo em R$ 156,8 milhões, apresentando uma piora de 29,1% em relação ao resultado financeiro negativo de R$ 121,4 milhões registrado no terceiro trimestre de A receita financeira do trimestre foi de R$ 123,6 milhões, resultado 57,5% acima do verificado no mesmo período de A principal variação foi no resultado do swap que teve uma receita de R$ 70,0 milhões no 3T14, frente a uma despesa de R$ 8,7 milhões no 3T13, decorrente da desvalorização do real diante do dólar no período. Outro impacto relevante ocorreu na linha de Outras Receitas, cujo principal efeito foi o registro negativo de R$ 12,8 milhões referentes a atualização da base de ativos da distribuidora, calculado pelo IGP-M, base para o Valor Novo de Reposição (VNR). A despesa financeira do trimestre somou R$ 280,4 milhões, 40,3% acima da despesa verificada no mesmo período de 2013, justificado principalmente pelo (i) aumento de 541,2% na linha de variação monetária e cambial, devido à desvalorização do real diante do dólar, cujo efeito é mitigado pelo resultado do swap, e (ii) aumento de 31,9% com encargos de dívida devido a realização de novas captações, associado à alta da taxa básica de juros. No acumulado de nove meses, o resultado financeiro ficou negativo em R$ 347,4 milhões, melhora de 2,3% em relação ao resultado do 9M13. 28

29 3.5 Endividamento R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Moeda Nacional 942,4 13,6% 4.861,4 70,4% 5.803,8 84,0% Light SESA 816,3 11,8% 4.247,4 61,5% 5.063,7 73,3% Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% - - 0,0 0,0% Debêntures 7a. Emissão 356,8 5,2% 324,6 4,7% 681,4 9,9% Debêntures 8a. Emissão 57,2 0,8% 430,5 6,2% 487,7 7,1% Debêntures 9a. Emissão - Série A 44,9 0,6% 995,8 14,4% 1.040,7 15,1% Debêntures 9a. Emissão - Série B 14,0 0,2% 639,9 9,3% 653,9 9,5% Debêntures 10a. Emissão 35,6 0,5% 744,5 0,11 780,1 11,3% Eletrobras 1,4 0,0% 5,1 0,1% 6,5 0,1% CCB Bradesco 107,6 1,6% 225,0 3,3% 332,6 4,8% Capital de Giro - Santander 0,0 0,0% 0,0-0,0 0,0% BNDES (CAPEX) 121,2 1,8% 418,1 6,1% 539,3 7,8% BNDES FINEM 69,4 1,0% 137,8 2,0% 207,3 3,0% BNDES Olimpíadas 4,8 0,1% 35,0 0,5% 39,7 0,6% Banco do Brasil 1,9 0,0% 150,0 2,2% 151,9 2,2% Outros 1,7 0,0% 141,1 0,02 142,8 2,1% Light Energia 114,3 1,7% 560,2 8,1% 674,5 9,8% Debêntures 1a. Emissão 94,6 1,4% 84,8 1,2% 179,4 2,6% Debêntures 2a. Emissão 5,8 0,1% 423,8 6,1% 429,7 6,2% Debêntures 3a. Emissão 3,6 0,1% 27,4 0,4% 31,0 0,4% BNDES (CAPEX) 7,0 0,1% 17,4 0,3% 24,4 0,4% BNDES FINEM 3,2 0,0% 6,8 0,1% 9,9 0,1% Outros 0,0 0,0% 0,0-0,0 0,0% Light ESCO 11,8 0,2% 53,7 0,8% 65,5 0,9% BNDES - PROESCO 11,8 0,2% 53,7 0,8% 65,5 0,9% Moeda Estrangeira 165,9 2,4% 936,1 13,6% 1.101,9 16,0% Light SESA 165,0 2,4% 740,0 10,7% 904,9 13,1% Tesouro Nacional 3,1 0,0% 36,5 0,5% 39,7 0,6% Merril Lynch 50,6 0,7% 66,2 1,0% 116,8 1,7% BNP 110,2 1,6% 0,0-110,2 1,6% Citibank 0,9 0,0% 490,2 7,1% 491,1 7,1% Bank Tokyo - Mitsubishi 0,2 0,0% 147,1 2,1% 147,2 2,1% Light Energia 0,9 0,0% 196,1 2,8% 197,0 2,9% Citibank 0,9 0,0% 196,1 2,8% 197,0 2,9% Dívida Bruta 1.108,3 16,0% 5.797,4 84,0% 6.905,7 100,0% Disponibilidades 1.362,1 Dívida Líquida (a) 5.543,6 R$ MM set/13 jun/14 set/14 % set 13 % jun 14 Dívida líquida 4.151, , ,6 33,5% 6,0% Braslight 1.058, Dívida líquida + Braslight 5.210, , ,6 6,4% 6,0% 29

30 A dívida bruta da Companhia em 30 de setembro de 2014 era de R$ 6.905,7 milhões, apresentando crescimento de 1,2% em relação à posição de junho de Quando comparada com setembro de 2013, a dívida bruta aumentou em 16,0%, ou R$ 950,6 milhões, em função das captações realizadas no período, quais sejam: (i) liberações de recursos por parte do BNDES, ao longo dos últimos 12 meses, no montante de R$ 92,7 milhões; (ii) captação em moeda estrangeira de R$ 235,8 milhões, junto ao Citibank, para a Light SESA, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real (fevereiro de 2014); (iii) liberações de recursos por parte da FINEP, em maio de 2014, num valor de R$ 136,0 milhões, com custo de 4% a.a; (iv) 10ª emissão de debêntures da Light SESA no montante total de R$ 750,0 milhões junto ao Banco do Brasil, Itaú e Bradesco, a um custo de 115% do CDI, em maio de Tais recursos foram utilizados para investimentos e, principalmente, capital de giro. As captações mencionadas nos itens ii e iv, são resultado de uma estratégia da Administração da Companhia de Múltiplo para efeito de covenants R$ MM preservação de sua liquidez em função do cenário com elevados custos com compra de energia. set/14 dez/13 Dívida Bruta 6.905, ,3 + Operações de Swap (163,3) (135,1) + Fundo de Pensão ,7 - Disponibilidades 1.362, ,4 = Dívida Líquida para covenants (a) 5.380, ,4 EBITDA (12 meses) 1.217, ,8 + Provisões 187,7 210,9 - Outras Receitas/Despesas Operacionais 74,7 (20,7) + Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) 256,4 (21,0) - CVA Financeira - 5,1 = EBITDA para covenants (b) 1.586, ,4 Dívida Líquida / EBITDA (a/b) 3,39 2,69 A relação dívida líquida/ebitda passou de 2,99x em junho de 2014 para 3,39x em setembro de Para o indicador EBITDA/despesa de juros, o resultado obtido em setembro foi de 2,92x. A Companhia possui covenants para o indicador dívida líquida/ebitda de 3,0x e para o indicador EBITDA/despesa de juros 30

31 de 2,5x, contudo o descumprimento do covenant só se configura em caso de ultrapassagem dos limites estabelecidos para os indicadores por 2 trimestres consecutivos ou 4 intercalados. Vale mencionar que em setembro de 2014 foi alterado o limite dos covenants de índice dívida líquida/ebitda a ser observado pelo Grupo Light para 3,75 vezes, compreendendo 85% das dívidas que possuem covenants, as quais são: (i) empréstimos via Lei nº 4.131/62 com Citibank N.A. (celebrados pela Light SESA e Light Energia) e The Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd. (celebrado pela Light SESA) e para os Contratos de Financiamento do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (celebrados pela Light SESA e Light ESCO), até o vencimento; (ii) 8ª, 9ª e 10ª emissões de debêntures da Light SESA, 2ª e 3ª emissões de debêntures da Light Energia, até dezembro de 2018; (iii) Cédulas de Crédito Bancário (CCB) emitidas pelo Banco Bradesco S.A. em favor da Light SESA até dezembro de 2015; e, (iv) Empréstimo via Lei nº 4.131/62 com Bank of America N.A. (celebrado pela Light SESA), até junho de Em relação aos 15% restantes, a quitação deverá ocorrer no próximo trimestre. O prazo médio de vencimento da dívida é de 3,7 anos e o custo médio da dívida denominada em reais ficou em 10,9% a.a., ambos em linha com o apurado em junho de No fechamento do trimestre, 16,0% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira, mas considerando o resultado das operações de proteção à exposição cambial, a exposição ao risco de moeda estrangeira ficou em 0,3%. A política de proteção à exposição cambial consiste em proteger o fluxo de caixa das dívidas em moeda estrangeira vincendo nos próximos 24 meses (principal e juros), através do instrumento swap sem caixa, com instituições financeiras de primeira linha. As captações realizadas através da Resolução BACEN 4.131, junto ao Merrill Lynch, BNP, Citibank e Bank Tokyo- Mitsubishi, já foram contratadas com swap para todo o prazo da dívida. 31

32 3.6 Resultado Líquido A Light registrou um prejuízo de R$ 53,1 milhões neste trimestre comparado ao lucro líquido de R$ 321,5 milhões no terceiro trimestre de Ajustando pela formação de ativos e passivos regulatórios (CVA) não registrados no resultado, o prejuízo ajustado teria sido de R$ 9,0 milhões, comparado ao lucro líquido de R$ 104,2 milhões registrado no 3T13. Tal resultado pode ser explicado principalmente pela elevação nos custos com compra de energia. No caso da distribuidora, houve um impacto na parcela não coberta pelo aporte da Conta ACR, enquanto a geradora foi penalizada pela deterioração da condição hidrológica do sistema, sendo necessária a liquidação da diferença no mercado spot para cumprir com os seus contratos. Outro impacto relevante foi a redução do EBITDA regulatório decorrente da última revisão tarifária, homologada em novembro de 2013, onde ocorreu a aplicação do W.A.C.C. regulatório real líquido de 7,5%, inferior ao W.A.C.C. de 9,95% do ciclo anterior. RESULTADO e RESULTADO LÍQUIDO Ajustado 9M13/9M14 R$ milhões No acumulado, o lucro líquido foi de R$ 142,7 milhões, 68,9% abaixo do mesmo período em Considerando a formação de CVA, o lucro líquido ajustado totalizaria R$ 254,0 milhões no 9M14, 34,3% inferior ao do 9M13. 32

33 3.7 Investimentos CAPEX (R$MM) 9M14 Partic. % 9M13 Partic. % Var % Distribuição 575,3 91,4% 393,9 81,7% 46,0% Reforço da rede e expansão 339,7 59,1% 253,5 64,3% 34,0% Perdas 227,9 39,6% 133,4 33,9% 70,8% Outros 7,7 1,3% 7,1 1,8% 8,6% Administração 27,8 4,4% 20,3 4,2% 36,5% Comerc./ Eficiência Energética 8,3 1,3% 53,8 11,2% -84,6% Geração 18,1 2,9% 14,1 2,9% 28,2% Total 629,5 100,0% 482,2 100,0% 30,5% No acumulado de 2014, o total investido pela Light somou R$ 629,5 milhões, 30,5% acima do investido no mesmo período de O segmento de distribuição concentrou o maior volume, R$ 575,3 milhões (representando 91,4% do investimento total), apresentando um crescimento de 46,0% frente ao valor investido no 9M13. Dentre os investimentos realizados, se destacam: (i) ao desenvolvimento de redes de distribuição e expansão, num montante de R$ 339,7 milhões, com o intuito de atender ao crescimento de mercado, aumentar a robustez da rede e melhorar a qualidade, incluindo R$ 50,3 milhões destinados a investimentos específicos para a Copa e para as Olimpíadas nesse período, (ii) o avanço no projeto de combate às perdas de energia (blindagem de rede, sistema de medição eletrônica e regularização de fraudes) no qual foi investido o montante de R$ 227,9 milhões. Nos investimentos em comercialização e eficiência energética, houve uma redução de 84,6% em relação a 9M13 para R$ 8,3 milhões no 9M14, devido ao término da construção de um grande projeto de cogeração em abril deste ano. 33

34 Projetos de Expansão da Geração A Companhia tem como um dos pilares do seu Planejamento Estratégico o aumento da participação do segmento de geração de energia nos seus resultados. De modo a cumprir tal objetivo, foram anunciados diversos projetos de geração assegurando o crescimento de sua capacidade instalada, que atualmente é de 961 MW. Com a incorporação dos projetos de expansão programados, o quadro com a posição até 30 de setembro é o seguinte: Parque Gerador Atual Usinas Hidrelétricas Existentes Capacidade Instalada (MW)* Energia Assegurada (MWm)* Início Operacional Data do Ato Ano de Vencimento da Concessão / Autorização Fontes Nova jun Nilo Peçanha jun Pereira Passos jun Ilha dos Pombos jun Santa Branca jun Elevatórias - (87) PCH Paracambi¹ fev Renova² dez Total Projetos de Expansão da Geração Novos Projetos Capacidade Instalada (MW)* Energia Assegurada (MWm)* Início Operacional Ano de Vencimento da Concessão / Autorização SHPP Lajes ³ mai-16 Belo Monte Guanhães¹ Dores de Guanhães Senhora do Porto Jacaré Fortuna II Renova² LER out-14 A jun-15 A jan-17 LER set-15 A mai-18 PPA /2016 Mercado Livre I 5 3 jan-16 Mercado Livre II jan-17 Mercado Livre III 7 4 set-15 Mercado Livre IV** Total *Participação proporcional da Light **Considerando participação de 50% da Cemig GT ¹ 51% da Light ² 21,86% da Light / Considera que Renova detém 60% da Chipley, que por sua vez détem 51% da Brasil PCH ³ Previsão de geração média de 15 MWm 4 2,49% da Light

35 No terceiro trimestre de 2014, ocorreram os seguintes eventos relacionados ao desenvolvimento dos projetos de expansão da capacidade de geração da Light: PCH Lajes O projeto compreende a construção da PCH Lajes, com uma unidade geradora de 17 MW de capacidade instalada, ocupando a localização da antiga UHE Fontes Velha, definitivamente desativada em Para implementação, construção, operação e manutenção da PCH, foi criada a Sociedade de Propósito Específico SPE, denominada Lajes Energia S.A., na forma de Sociedade Anônima de Capital Fechado e subsidiária integral da Light Energia S.A. O projeto não implicará em obras civis significativas envolvendo barragens, contando com a construção de uma adutora a partir da Casa de Válvulas e com adequações na Casa de Força. Além da geração de energia elétrica, a PCH trará expressivo benefício ao abastecimento de água da Região Metropolitana do Rio de Janeiro por meio da melhoria significativa na confiabilidade e flexibilidade operativa do Complexo de Lajes. O projeto básico foi aprovado pela Aneel e, em Junho de 2013, a mesma alterou o regime de exploração do serviço público para produtor independente de energia, com isto a PCH Lajes obteve 50% de redução da TUSD e da TUST. O contrato E.P.C. (Engineering, Procurement, Construction) para construção da PCH foi assinado em Agosto de 2014, o que possibilitou o início das atividades de campo. O início da geração está previsto para o primeiro semestre de 2016, uma vez que a PCH já possui a licença de instalação emitida. Guanhães Energia Em fevereiro de 2012, a Light Energia adquiriu 51% de participação na Guanhães Energia S.A., sendo a Cemig detentora dos demais 49%. A Guanhães é responsável pela implantação e exploração das PCHs Dores de Guanhães (14MW), Senhora do Porto (12MW), Fortuna II (9MW) e Jacaré (9MW), totalizando 44MW de potência instalada. As PCHs estão localizadas nos rios Guanhães e Corrente Grande, no Estado de Minas Gerais. O projeto foi impactado por questões geológicas e ambientais, ocasionando postergação na data originalmente prevista para entrada em operação das PCHs. Belo Monte Em outubro de 2011, a Amazônia Energia, cujos sócios são Light (25,5%) e Cemig (74,5%), adquiriu 9,77% da Norte Energia, empresa responsável pela construção e operação da UHE Belo Monte. Localizada no Rio Xingu, no estado do Pará, a UHE Belo Monte é a quarta maior usina hidrelétrica do mundo e a maior 100% brasileira. Tem capacidade instalada de MW e Garantia Física de MWm, energia suficiente para abastecer, aproximadamente, 18 milhões de residências. A energia gerada pelos Sítios de Pimental e Belo Monte será destinada ao Sistema Interligado Nacional através de uma Linha de Transmissão de 2,1 mil quilômetros entre o Pará e Minas 35

36 Gerais, ainda a ser construída. A concessão para construção da Linha de Transmissão é do consórcio IE Belo Monte, formado pelas empresas Furnas, State Grid Brazil Holding e Eletronorte. Em julho, a Norte Energia começou a montar as Comportas Segmentos do vertedouro do Sítio de Pimental, que terão as funções de manter a vazão na Volta Grande do Xingu e controlar o reservatório principal do rio, de onde o canal de derivação levará água ao reservatório intermediário para alimentar as turbinas do Sítio Belo Monte. No Sítio de Belo Monte, os esforços estão voltados para as obras civis necessárias para a descida do pré-distribuidor das unidades geradoras. Em setembro, a Norte Energia, concluiu o aterro da barragem de fechamento da margem esquerda do reservatório intermediário e estabeleceu o acesso ao topo da Unidade Geradora número 1 da Casa de Força do Sítio Belo Monte. Até o final de setembro de 2014, a frente civil alcançou 58% de realização das obras. Renova Energia ( Renova ) Em julho de 2014, os parques eólicos vencedores do Leilão de Energia de Reserva de 2009 (LER 2009) com 294,4 MW de capacidade instalada entraram em operação comercial. A partir de então, a energia dos parques passou a ser contabilizada nos termos do contrato comercial firmado entre a Renova e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Vale ressaltar, que desde que os parques estavam prontos em junho de 2012, já recebiam a receita referente à quantidade de energia vendida no leilão, conforme previsto em contrato. Em setembro de 2014, foi aprovada a 1ª emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, com garantia real e com garantia adicional fidejussória, em duas séries, para distribuição pública, com esforços restritos de colocação, da controlada indireta da Renova, Renova Eólica Participações S.A. no valor total de até R$ 146,0 milhões. As debêntures irão complementar o financiamento de longo prazo e serão emitidas como debêntures de infraestrutura, tendo em vista o enquadramento dos empreendimentos como projetos prioritários pelo Ministério de Minas e Energia (MME), por meio das portarias expedidas pelo MME. Os recursos serão destinados ao Complexo Alto Sertão II, composto pelo LER 2010 e LEN A , que totalizam 386,1 MW de capacidade instalada. Em 29 de setembro, conforme previsto no Acordo de Investimento celebrado no dia 08 de agosto de 2013, a Cemig Geração e Transmissão S.A. ( Cemig GT ) realizou a subscrição e a integralização de ações ordinárias da Renova, mediante a cessão e integralização dos AFACs realizados, no valor total de R$ ,66. Para a realização do aumento de capital da Cemig GT e nos termos do Acordo de Investimentos, RR e Light Energia cederam os seus respectivos direitos de preferência para a Cemig GT e o preço da emissão de ação da Renova foi de R$ 17,7789 por ação ordinária. Em função da integralização das ações da Cemig GT e conforme previsto no Acordo de Investimento também foi celebrado um novo Acordo de Acionistas entre RR, Light Energia e Cemig GT, tendo como interveniente anuente a Renova. 36

37 4. Fluxo de Caixa R$ MM 3T14 3T13 9M14 9M13 Caixa no Início do Período (1) 1.579, ,3 546,4 230,4 Lucro Líquido (53,1) 321,5 142,7 458,3 IR/CS (26,4) 178,6 79,5 248,4 Lucro Líquido antes IR e CS (79,5) 500,1 222,2 706,7 PCLD 29,8 37,1 91,2 114,6 Depreciação e Amortização 106,2 100,5 306,2 292,6 Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo 7,3 0,3 10,3 9,2 imobilizado baixado Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras 106,8 16,7 57,9 79,6 Juros e Variações monetárias líquidas 157,5 116,9 405,7 288,7 Braslight - 21,2 3,5 91,1 Complemento/ reversão de provisões 17,2 0,3 41,4 56,2 Resultado de Equivalência Patrimonial 0,7 1,5 7,5 2,6 Remuneração de Ativo Financeiro da Concessão 12,8 (14,6) (32,0) (27,7) Outros (70,0) 8,7 24,6 (45,8) Subtotal 289,1 788, , ,7 Capital de Giro 145,8 (162,3) 11,7 34,7 Contingências (28,7) (20,4) (64,3) (58,3) Tributos (12,1) 0,9 (16,7) (7,2) Braslight 0,1 (2,0) (3,3) (3,3) Subvenção CDE (169,0) (303,4) (169,0) (303,4) Outros 9,0 (47,2) (19,6) (161,4) IR/CS pagos (10,4) (7,6) (121,7) (88,1) Juros pagos (67,7) (62,1) (298,4) (209,4) Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) 156,1 184,3 457,1 771,4 Financiamentos Obtidos 31,7 1, , ,7 Dividendos (74,8) Amortização de Empréstimos, Financiamento e Debêntures (152,9) (229,4) (305,4) (887,6) Amortização de Dívida Contratual com Plano de Pensão - (28,3) (1.224,7) (84,8) Atividade de Financiamento (3) (121,2) (256,5) (326,2) 1.387,5 Imobilizado/Intangível/Ativo Financeiro (272,3) (162,8) (543,3) (535,3) Aplicações/Aquisições no Investimento (11,5) (15,0) (28,6) (74,6) Resgate de Aplicações Financeiras 270,7 8,0 Aplicações Financeiras (953,9) - Atividade de Investimento (4) (1.237,7) (177,8) (301,1) (601,9) Caixa no Final do Período ( ) 376, ,3 376, ,3 Variação de Caixa (2+3+4) (1.202,9) (250,0) (170,2) 1.557,0 O saldo de caixa ao final do terceiro trimestre de 2014 foi de R$ 376,2 milhões, 79,0% abaixo do alcançado no mesmo período do ano passado. Neste trimestre, houve uma queda de 15,3% no caixa gerado pelas operações, principalmente pelo impacto do aumento do custo com compra de energia, que foi parcialmente compensado pelo aumento do capital de giro devido a elevação na taxa de arrecadação. Além disso, o aumento nas atividades de investimento decorre da realização de aplicação financeira destinada a: (i) pré-pagamento de dívidas; e (ii) maior investimento em obras na distribuição. 37

38 5. Governança Corporativa Em 30 de setembro de 2014, o capital social da Light S.A. era composto por ações ordinárias. Desse total, encontravam-se em circulação. Segue abaixo, estrutura acionária atual da Light: Na data de 22 de setembro de 2014, o Sr. Luiz Carlos da Silva Cantídio Júnior, renunciou ao cargo de membro efetivo do Conselho de Administração da Companhia. 38

39 6. Mercado de Capitais As ações da Light são listadas no Novo Mercado da BM&FBovespa desde Julho de 2005, em consonância com as melhores práticas de governança corporativa e com os princípios de transparência e equidade, além da concessão de direitos especiais aos acionistas minoritários. As ações da Light S.A. compõem os índices Ibovespa, IGC, IEE, IBrX, ISE, ITAG e IDIV. As ações da Light também são negociadas no mercado de balcão americano (Over-the-Counter - OTC), através de ADR Nível 1, sob o ticker LGSXY. As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 20,68 ao final de setembro de O valor de mercado (n de ações x valor da ação) da Companhia encerrou o trimestre em aproximadamente R$ milhões. BM&F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3 Média Diária 3T14 3T13 9M14 9M13 Quantidade títulos (Mil) Nº de Negócios Volume Negociado (R$ Milhões) 15,3 14,0 17,3 17,2 Cotação por ação (fechamento)* R$ 20,68 R$ 16,77 R$ 20,68 R$ 16,77 Valorização da LIGT3-4,1% 21,7% 2,9% -13,2% Valorização do IEE -1,9% 6,4% 5,1% -6,1% Valorização do Ibovespa 1,8% 10,3% 5,1% -14,1% * Ajustada por proventos Os gráficos abaixo mostram o perfil dos detentores das ações em circulação da Companhia em setembro de

40 O gráfico abaixo apresenta a evolução da ação da Light desde 28 de dezembro de 2012 até 12 de novembro de Dividendos A Companhia tem como política distribuir dividendos no valor mínimo equivalente a 50% do seu lucro líquido ajustado, calculado em conformidade com o artigo 189 da Lei das S.A.s, com as práticas contábeis brasileiras e com as regras da CVM. No dia 24 de abril de 2014, foi aprovada pela Assembleia Geral Ordinária, a proposta de distribuição de dividendos, sendo R$ ,53 (trinta e dois milhões, dezoito mil, setecentos e noventa e três reais e cinquenta e três centavos), referentes ao dividendo mínimo obrigatório, e R$ ,81 (trezentos e trinta e dois milhões, oitocentos e dezenove mil, duzentos e trinta e nove reais e oitenta e um centavos), referentes aos resultados apurados no exercício de 2013, a serem pagos até 31 de dezembro de O valor líquido por ação corresponde a R$ 1,789, sem retenção de imposto de renda na fonte (conforme art. 10 da Lei nº 9.249/95). As transferências de ações a partir de 25 de abril de 2014 foram efetuadas ex dividendos. 40

41 41 Dividendos pagos, dividend yield e Payout