Perdas Não-Técnicas reduzem 1,0 p.p., atingindo 39,88% EBITDA Consolidado cresce 9,2%

Rio de Janeiro, 08 de maio de 2015. Consolidado Perdas Não-Técnicas reduzem 1,0 p.p., atingindo 39,88% EBITDA Consolidado cresce 9,2% A receita líquida consolidada no 1T15, desconsiderando a receita de construção, foi de R$ 2.972,7 milhões, apresentando crescimento de 40,3% em relação ao 1T14, explicado principalmente pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia que no 1T14 foram reduzidos das despesas não gerenciáveis através dos aportes da Conta-ACR. O EBITDA 1 consolidado do 1T15 foi de R$ 494,4 milhões, 9,2% e 13,7% acima do EBITDA reportado e do EBITDA ajustado no 1T14, respectivamente, explicado, principalmente, pelo aumento de 17,8% no segmento de distribuição e 129,7% no segmento de comercialização e serviços. O lucro líquido no 1T15 foi de R$ 128,5 milhões, 28,8% menor do que no 1T14, explicado principalmente pela piora de 125,9% no resultado financeiro devido aumento da taxa básica de juros. A Companhia encerrou o mês de mar/15 com dívida líquida de R$ 6.298,8 milhões, 3,7% acima da dívida líquida de dez/14. O índice de alavancagem calculado pela relação Dívida Líquida/EBITDA ficou em 3,74x, para fins de covenants. Distribuição O consumo total de energia cresceu 0,6% trimestre contra trimestre, alcançando 7.422 GWh, influenciado pelo crescimento de 2,0% no segmento residencial e 3,7% no comercial, parcialmente compensado pela retração de 5,3% no segmento industrial. As perdas não-técnicas dos últimos 12 meses, calculadas sobre o mercado faturado de baixa tensão (critério Aneel), apresentaram uma redução de 1,0 p.p. quando comparado ao 4T14, atingindo 39,88% em março de 2015. Os indicadores de qualidade operacional DEC - Duração Equivalente de Interrupção e FEC - Frequência Equivalente de Interrupção somaram, respectivamente, nos últimos 12 meses, 13,20 horas e 6,70 vezes, com melhora de 15,1% e 11,8%, na comparação com o mesmo período do ano anterior. A taxa de arrecadação foi de 90,0% do total faturado LIGHT S.A. Destaques Financeiros (R$ MM) 1T15 1T14 Var. % Receita Líquida** 2.973 2.119 40,3% EBITDA 494 453 9,2% Margem EBITDA** 16,6% 21,4% -4,7 p.p. Lucro/prejuízo Líquido 129 181-28,8% Endividamento Líquido 6.299 5.342 17,9% Investimentos 171 176-2,8% ** Desconsiderando receita de construção da Distribuidora LIGHT SESA Destaques Operacionais (GWh) 1T15 1T14 Var. % Carga Fio* 10.733 10.944-1,9% Energia Faturada - Cativo 6.207 6.117 1,5% Consumo na área de concessão 7.422 7.374 0,6% Energia Transportada - TUSD 1.215 1.257-3,4% Destaques Financeiros (R$ MM) 1T15 1T14 Var. % Receita Líquida** 2.699 1.747 54,5% EBITDA 300 255 17,8% Margem EBITDA** 11,1% 14,6% -3,5 p.p. Lucro/prejuízo Líquido 38 74-48,4% Endividamento Líquido 5.383 4.581 18,2% Investimentos 159 158 0,7% * Carga própria + uso da rede. ** Desconsiderando receita de construção. no 1T15, 4,6 p.p. abaixo do 1T14, explicado pelo efeito matemático resultante do aumento de tarifário. A constituição de provisões para crédito de liquidação duvidosa (PCLD) representou 1,2% da receita bruta de faturamento de energia da distribuidora no 1T15. 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. BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Contatos RI: OTC: LGSXY Data: 11/05/2015 Tel: +55 (21) 2211-2814/2828/2660 Total de ações: 203.934.060 ações Horário: 15h00 Brasil // 14h00 US ET Fax: +55 (21) 2211-2787 Free Float Total: 97.629.475 ações (47,87%) Telefones: +55 (11) 2188 0155 // +1 (646) 843 6054 E-mail: ri@light.com.br Valor de Mercado (06/05/15): R$ 3.661 milhões Webcast: ri.light.com.br Website: ri.light.com.br

A receita líquida da Distribuidora no 1T15, desconsiderando a receita de construção, foi de R$ 2.698,8 milhões, apresentando crescimento de 54,5% em relação ao 1T14, explicado principalmente pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia que no 1T14 foram reduzidos das despesas não gerenciáveis através dos aportes da Conta-ACR. O EBITDA 1 da Distribuidora no 1T15 foi de R$ 300,2 milhões, 17,8% e 26,9% acima do EBITDA reportado e do EBITDA ajustado no 1T14, respectivamente, explicado, principalmente, por reversões de processos cíveis e fiscais no valor de R$ 40 milhões. O lucro líquido no 1T15 foi de R$ 38,1 milhões, 48,4% menor do que no 1T14, explicado principalmente pela piora de 150,9% no resultado financeiro. A Distribuidora encerrou o mês de março com dívida líquida de R$ 5.383,1 milhões, 4,3% acima da dívida líquida de dez/14. Geração O total de venda, líquida da compra de energia, no primeiro trimestre de 2015 foi equivalente a 1.302,6 GWh, apresentando aumento de 2,9% em comparação com o 1T14. A receita líquida da Geradora no 1T15 foi de R$ 187,2 milhões, 11,4% menor que no 1T14, explicado, principalmente, pela redução do preço da energia no mercado spot, em função da revisão do seu limite máximo. O EBITDA 1 da Geradora no 1T15 foi de R$ 162,2 milhões, LIGHT ENERGIA Destaques Operacionais (GWh) 1T15 1T14 Var. % Energia Vendida - Geração 1.303 1.266 2,9% Destaques Financeiros (R$ MM) 1T15 1T14 Var. % Receita Líquida 187 211-11,4% EBITDA 162 183-11,3% Margem EBITDA 86,7% 86,5% 0,1 p.p. Lucro/prejuízo Líquido 71 96-26,0% Endividamento Líquido 921 825 11,6% 11,3% menor que no 1T14. Investimentos 5 4 40,9% O lucro líquido no 1T15 foi de R$ 71,1 milhões, 26,0% menor do que no 1T14, explicado principalmente pela piora de 59,2% no resultado financeiro. A Geradora encerrou o mês de mar/15 com dívida líquida de R$ 920,9 milhões, 1,8% acima da dívida líquida de dez/14. Comercialização e Serviços A comercialização direta de energia elétrica da Light Com e Light Esco referente às fontes convencional e incentivada totalizou 1.341,9 GWh, praticamente em linha com os 1.338,0 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior. A receita líquida no 1T15 foi de R$ 229,4 milhões, 22,0% menor que no 1T14. O EBITDA 1 no 1T15 foi de R$ 40,2 milhões, 129,7% maior que no 1T14. O lucro líquido no 1T15 foi de R$ 27,3 milhões, 117,9% maior do que no 1T14. LIGHT ESCO E LIGHT COM Destaques Operacionais (GWh) 1T15 1T14 Var. % Energia Comercializada (Esco e Com) 1.342 1.338 0,3% Destaques Financeiros (R$ MM) 1T15 1T14 Var. % Receita Líquida 229 294-22,0% EBITDA 40 18 129,7% Margem EBITDA 17,5% 6,0% 11,5 p.p. Lucro/prejuízo Líquido 27 13 117,9% Investimentos - 10-2

Índice 1. A Light S.A.... 4 2.1 Distribuição... 5 Perdas de Energia Elétrica... 6 Arrecadação... 10 Qualidade Operacional... 11 2.2 Geração... 12 2.3 Comercialização e Serviços... 12 3. Desempenho Financeiro... 14 3.1 Receita Líquida... 14 Consolidado... 14 Distribuição... 15 Geração... 16 Comercialização e Serviços... 16 3.2 Custos e Despesas... 17 Consolidado... 17 Distribuição... 17 Geração... 20 Comercialização e Serviços... 20 3.3 EBITDA... 21 Consolidado... 21 Distribuição... 22 Geração... 22 Comercialização e Serviços... 22 3.4 Resultado Financeiro Consolidado... 23 3.5 Endividamento... 24 3.6 Lucro Líquido... 26 3.7 Investimentos... 27 Projetos de Expansão da Geração... 28 4. Fluxo de Caixa... 31 6. Mercado de Capitais... 33 7. Eventos Recentes... 36 8. Programa de Divulgação... 38 ANEXO I... 39 ANEXO II... 40 ANEXO III... 41 ANEXO IV... 42 ANEXO V... 43 3

1. A Light S.A. A Light S.A. é uma holding que controla subsidiárias e empresas coligadas que participam principalmente em três segmentos de negócio: distribuição, geração e comercialização/serviços de energia. De forma a aumentar a transparência de seus resultados e possibilitar uma melhor avaliação por parte dos investidores, a Light apresenta também seu resultado de forma segmentada. Abaixo, a estrutura organizacional em 31 de março de 2015: INDICADORES OPERACIONAIS - DISTRIBUIÇÃO 1T15 1T14 Var. % Nº de Consumidores (Mil) 4.253 4.155 2,4% Nº de Empregados 4.237 4.258-0,5% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh 517 430 20,1% Tarifa média de fornecimento - R$/MWh (sem impostos) 360 296 21,5% Custo médio de compra de energia¹ - R$/MWh 185 151 22,4% INDICADORES OPERACIONAIS - GERAÇÃO 1T15 1T14 Var. % Capacidade Instalada de Geração (MW)* 990 961 3,0% Garantia Física (MW)* 703 698 0,7% Perdas internas e Bombeamento (MW) 87 87 - Energia disponível (Mwmédio)* 616 611 0,8% Geração Líquida (GWh) 808 1.101-26,6% Fator de Carga 63,0% 61,9% 1,1 p.p. ¹Não inclui compra no spot *Inclui participação proporcional nas coligadas 4

2. Desempenho Operacional 2.1 Distribuição O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres) no 1T15 foi de 7.422 GWh, um aumento de 0,6% em relação ao mesmo período de 2014, influenciado pelo desempenho do mercado residencial (+2,0%) e comercial (+3,7%), enquanto o consumo do mercado industrial segue em declínio. Vale mencionar que o crescimento de consumo de 0,6% neste trimestre é sobre uma base alta, devido ao forte crescimento (+7,8%) ocorrido no 1T14. No segmento residencial, o consumo totalizou 2.806 GWh no trimestre, respondendo por 37,8% do mercado total, e apresentando crescimento de 2,0% em comparação ao 1T14. No mês de janeiro de 2015 as temperaturas diárias foram mais elevadas em comparação a janeiro de 2014, influenciando no consumo residencial, com uso intenso de ar condicionado. Nos meses de fevereiro e março não houve o efeito positivo da temperatura no consumo residencial e a temperatura média do trimestre foi de 0,4ºC abaixo do 1T14. No período, o consumo médio residencial atingiu patamar de 240,8 kwh/mês. O segmento comercial representou 31,7% de participação no mercado total, consumindo 2.351 GWh neste trimestre, crescimento de 3,7% em comparação com o 1T14. O consumo desta classe manteve-se acima do consumo do mesmo período do ano passado em todos os meses do 1T15. As migrações para o mercado livre de clientes que consumiam como cativo representaram 14 GWh no trimestre. 5

O consumo total dos clientes industriais foi de 1.259 GWh, com participação de 17,0% no mercado total, apresentando um decréscimo de 5,3% em comparação com o mesmo período do ano passado, em função da retração de setores como metalurgia, químico, borracha e material plástico e minerais não metálicos. Em relação às demais classes, que representaram 13,6% do mercado total, houve uma redução de 1,8% do consumo em relação ao primeiro trimestre de 2014. As classes rural e serviço público apresentaram um crescimento de 3,9% e 1,8%, respectivamente, enquanto a classe poder público apresentou redução de 6,1% em relação ao 1T14. Balanço Energético BALANÇO ENERGÉTICO DE DISTRIBUIÇÃO - GWh Posição: janeiro a março de 2015 PROINFA 1,4% Residencial 122,3 2.805,8 ITAIPU Energia Industrial 14,0% (CCEE) Faturada Cativos 342,2 1.258,6 Carga Própria 6.207,1 Light Comercial LEILÕES E.Requerida 8.803,8 2.110,5 27,4% (CCEE) (CCEE) Perdas de 2.458,8 8.981,0 Energia(**) Demais 2.596,7 948,7 NORTE FLU (CCEE) 17,4% 1.566,7 Perdas Rede Básica 148,0 OUTROS(*) (CCEE) 1.298,2 14,5% Perdas DIT(***) 29,1 COTAS 22,9% 2.056,5 ANGRA I E II 219,8 2,4% (*) 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 08/04/2015 (sujeitos a alteração). Balanço de Energia (GWh) 1T15 1T14 Var.% = Carga Fio 10.733 10.944-1,9% - Energia medida transportada para concessionárias 656 614 6,7% - Energia medida transportada para clientes livres 1.273 1.284-0,8% = Carga Própria 8.804 9.046-2,7% - Consumo mercado cativo 6.207 6.117 1,5% Mercado Baixa Tensão 4.311 4.230 1,9% Mercado Média Tensão 1.896 1.887 0,5% = Perdas + Energia não faturada 2.597 2.929-11,3% 6

Perdas de Energia Elétrica As perdas não-técnicas totalizaram 5.818 GWh nos últimos 12 meses, representando 39,88% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão (metodologia de cálculo Aneel), com redução de 1,0 p.p. em relação às perdas dos 12 meses encerrados em dezembro de 2014. Em comparação com o período de 12 meses findos em março de 2014, houve redução de 2,5 p.p, quando as perdas não-técnicas totalizaram 42,37% sobre o mercado de baixa tensão. As perdas técnicas totalizaram 2.883 GWh nos últimos 12 meses, representando 7,6% da carga fio, redução de 0,1 p.p. em relação às perdas técnicas 12 meses encerrados em dezembro de 2014. Em comparação com o período de 12 meses findos em março de 2014, houve um aumento de 0,2 p.p., quando as perdas técnicas totalizaram 7,4% da carga fio. As perdas totais da Light SESA somaram 8.701 GWh, ou 23,0% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado em março de 2015. Para potencializar a redução das perdas não-técnicas, a Light vem investindo continuadamente em ações que vão desde os processos convencionais de inspeção de fraude, passando pela modernização da rede e dos sistemas de medição até o projeto APZ (Área de perda zero). Dentre estas ações, destacam-se: Normalizações de unidades consumidoras: Foram realizadas nos segmentos de baixa, média e alta tensão, 14.824 normalizações no primeiro trimestre de 2015, contra 14.495 no mesmo período de 2014, 2,3% de aumento. Com relação à incorporação de energia no 1T15, o volume foi de 46,5 GWh, comparando com 33,9 GWh no 1T14, aumento de 37%. A recuperação de energia foi de 39,2 GWh no período, aumento de 4,0% quando comparada a 37,7 GWh no 1T14. Número de Normalizações 1T15 1T14 Var. % = Total 14.824 14.495 2,3% - Alta/Média tensão 255 234 9,0% - Baixa tensão 14.569 14.261 2,2% BT direto 11.585 12.037-3,8% BT indireto 2.984 2.224 34,2% 7

Instalação de medidores eletrônicos com telemedição: A instalação de medidores eletrônicos com SMC (sistema de medição centralizada) contempla áreas com alto índice de perdas, podendo contar com o auxílio das UPPs (Unidades de Polícia Pacificadora) ou não. A presença das UPPs viabiliza uma maior atuação da Light, seja no combate à inadimplência ou ao furto de energia. Em áreas de UPP foram incorporados 5,4 GWh e em áreas fora de UPP foram incorporados 12,7 GWh de energia. O parque total de medidores eletrônicos instalados até março de 2015 atingiu o montante de 655 mil unidades. Em 2014, a Companhia assinou contrato com a Landy+Gyr Equipamentos de Medição Ltda. para o fornecimento de aproximadamente 1 milhão de medidores pelos próximos 5 anos, pelo valor total de R$ 750 milhões a serem utilizados no Projeto de Smart Grid. Atualmente, o Projeto está em campo na fase de implementação da rede de comunicação (nuvem), executando instalações de equipamentos nas subestações e de rádios em diversos pontos da área de concessão em postes. Além disso, segue a implementação do novo ambiente de tecnologia da informação (desenvolvimento e adequação de sistemas e instalação de hardware) que deve ser integrado aos sistemas técnicos e comerciais. Áreas de Perda Zero: Em agosto de 2012, foi criado o Projeto APZ, baseado na conjugação de medidores eletrônicos e rede blindada com equipes dedicadas de técnicos e agentes de relacionamento comercial que têm metas e remuneração atreladas à melhoria dos indicadores de perdas e inadimplência da sua respectiva área. Uma APZ tem em média, 17 mil clientes. O projeto, que é conhecido comercialmente como "Light Legal" e conta com o apoio do SEBRAE para capacitação dos microempresários parceiros, atualmente encontra-se com 37 APZs em operação, abrangendo 653 mil clientes na Baixada Fluminense, Zona Sul, Zona Oeste e Zona Norte. 8

No 1T15, foram instalados 2.713 medidores eletrônicos nas comunidades, e desde o início do projeto, as APZs já inauguradas há mais de 12 meses vêm apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre carga fio de 32 p.p. e aumento médio na arrecadação de 7,0 p.p. Seguem abaixo, os resultados acumulados até março, das 26 APZs com resultados apurados: Localidade Ano de Implementação Número de clientes Antes Atual Antes Atual Curicica 2010 13.534 38% 9% 95% 96% N Realengo/Batan 2010/2013 28.002 38% 10% 94% 97% N/S Cosmos 1 2012 22.328 49% 9% 92% 96% N Cosmos 2 2012 20.470 46% 9% 92% 101% N Sepetiba 2012 21.253 57% 31% 88% 95% N Caxias 1 e 2 2012 14.702 59% 37% 83% 93% N Belford Roxo 1 e 2 2013 22.213 63% 24% 88% 96% N Vigário Geral 2012 18.211 35% 9% 94% 95% N Caxias 3 2013 17.812 43% 13% 96% 95% N Nova Iguaçu 1 2013 20.472 49% 24% 90% 97% N Nova Iguaçu 2 2013 22.510 46% 15% 88% 96% N Nilópolis 2013 11.340 42% 20% 90% 95% N Mesquita + Nilópolis Convencional 2010 20.129 51% 15% 84% 97% N Ricardo de Albuquerque 2013 26.386 35% 7% 94% 95% N Cabritos/Tabajaras/Chapéu Mangueira/Babilônia/Santa Marta 2012 17.043 51% 31% 62% 96% S Coelho da Rocha 2013 19.851 68% 11% 92% 97% N Caxias 4 2013 20.245 41% 13% 90% 97% N Cidade de Deus 2011 20.596 52% 29% 84% 91% S Tomazinho 2013 12.789 43% 11% 87% 97% N Formiga/Borel/Macaco/Salgueiro/Andaraí 2012 18.449 51% 17% 50% 92% S Monte Líbano 2014 11.509 36% 8% 92% 97% N Caxias 5 2014 22.833 49% 18% 94% 94% N Cordovil 2014 12.762 28% 12% 93% 94% N Éden 2014 18.034 55% 12% 86% 95% N Alemão 2014 13.329 63% 25% 91% 92% S Rio das Pedras 2014 16.569 83% 54% 75% 89% N Total 483.371 49% 17% 89% 96% * O indicador reflete os resultados acumulados até Mar/14 a partir do início da implementação de cada APZ. Legenda: N = Não / S = Sim. Perdas Não Técnicas/Carga Fio * Arrecadação Área de UPP A APZ Nova Iguaçu 3 já tem seus resultados apurados, porém tem menos de 12 meses de operação. Esta APZ vem apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre carga fio de 19,0 p.p. e aumento médio na arrecadação de 3,0 p.p. conforme tabela abaixo: Localidade Ano de Implementação Número de clientes Perdas Não Técnicas/Carga Fio Arrecadação Antes Atual Antes Atual Nova Iguaçu 3 2014 22.450 49% 30% 89% 92% N Total 22.450 49% 30% 89% 92% Área de UPP 9

Complementando as 27 áreas com resultados apurados, a tabela abaixo apresenta as 10 APZ's, em fase de implementação e ainda sem resultados contabilizados, totalizando as 37 áreas em operação. O total de clientes ainda sem resultados é de aproximadamente 155 mil clientes. Localidade Ano de Implementação Número de clientes Perdas Não Técnicas/Carga Fio Arrecadação Área de UPP Comunidades Centro 2014 17.093 62% 89% S Vilar dos Teles 1 2014 14.905 61% 97% N Comunidades Estácio 2014 12.645 70% 90% S Rosali 1 2014 14.525 41% 94% N Rosali 2 2014 16.194 33% 97% N Rosali 3 2014 17.301 25% 97% N Rosali 5 2014 15.591 54% 98% N Caxias 6 2014 16.569 39% 96% N Areia Branca 1 2014 18.798 65% 96% N Areia Branca 5 2014 11.627 40% 95% N Total 155.248 Arrecadação A taxa de arrecadação do trimestre atingiu 90,0% do total faturado, 4,6 p.p. abaixo do índice do mesmo período do ano passado. Esse resultado é justificado principalmente pela distorção do indicador decorrente da divisão entre a arrecadação no trimestre pelo faturamento do período (efeito matemático), este último influenciado pelo: (i) início das bandeiras tarifárias (jan/15); (ii) reajuste no valor das bandeiras tarifárias (mar/15); e (iii) revisão tarifária extraordinária com aumento médio de 22,48% (mar/15). 10

A constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD) no primeiro trimestre de 2015 representou 0,7% da receita bruta de fornecimento de energia 2, totalizando R$ 24,2 milhões, 1,2 milhão inferior ao valor de R$ 25,3 milhões provisionado no 1T14. No acumulado de 12 meses, a PCLD representou 1,2% da receita bruta de fornecimento de energia, 0,5 p.p. menor que no mesmo período do ano passado que era 1,7%. Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa - R$ MM 1T15 1T14 Var. (R$) PCLD 24,2 25,3 (1,2) Qualidade Operacional No 1T15, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 109 inspeções/manutenções em circuitos de média tensão, 980 substituições de transformadores e 29.210 podas de árvores. Na rede de distribuição subterrânea foram realizadas 4.805 inspeções em câmaras transformadoras e 10.843 em caixas de inspeção, além de manutenção em 51 transformadores, 18 chaves e 290 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, uma redução de 15,11% em relação ao mesmo período do ano anterior. A média móvel referente ao FEC Frequência Equivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa ao mesmo período, foi de 6,70, 11,84% abaixo do mesmo período do ano anterior. 2 Para o cálculo da PCLD, é considerada a receita bruta do mercado cativo + TUSD + Energia não faturada. 11

2.2 Geração LIGHT ENERGIA (GWh) 1T15 1T14 % Ambiente de Contratação Livre 1.142,6 1.131,1 1,0% Spot (CCEE) 160,0 134,5 19,0% Total 1.302,6 1.265,6 2,9% O total de venda, líquida da compra de energia, no primeiro trimestre de 2015 foi equivalente a 1.302,6 GWh, apresentando aumento de 2,9% em comparação com o 1T14. Após descontratação completa no mercado regulado, ocorrida em dezembro de 2013, a venda a clientes finais passou a ser realizada pela comercializadora, concentrando os atuais contratos da Light Energia no ambiente de contratação livre (ACL). No primeiro trimestre de 2015, a energia negociada no ACL foi 1,0% superior do que no mesmo período de 2014. No 1T15, a venda de energia no mercado spot totalizou 160,0 GWh, 19,0% superior ao total de venda, líquida de compra, de 134,5 GWh no 1T14. Tal resultado no trimestre é decorrente da sazonalização dos contratos neste período em comparação ao 1T14, aumentando a diferença entre os volumes de energia verificada e energia contratada. Os valores de GSF apurados nos meses de janeiro, fevereiro e março de 2015, foram de 80,64%, 78,60% e 78,26%, respectivamente, comparados com 96,32%, 98,29% e 93,79%, nos mesmos meses de 2014. A média do GSF do 1T15 foi 79,17%, 16,97 p.p. abaixo da média do GSF registrado no mesmo período de 2014, de 96,14%.. 2.3 Comercialização e Serviços No primeiro trimestre de 2015, a comercialização direta de energia elétrica da Light Com e Light Esco referente às fontes convencional e incentivada totalizou 1.341,9 GWh, praticamente em linha com os 1.338,0 GWh comercializados no mesmo período do ano anterior. A Light Com vendeu no 1T15 19,5 GWh no ambiente de comercialização regulado (ACR), produto do 18º Leilão de Ajuste realizado no dia 15 de janeiro de 2015, com contratos de duração de 1º de janeiro de 2015 até dia 31 de março de 2015. 12

No 1º trimestre de 2015 houve o início de dois projetos de retrofit em Centrais de água Gelada (CAG): em um importante hospital, pertencente a uma das maiores redes de hospitais do Brasil; e em um grande shopping, o qual terá a venda de energia, pela Light ESCO, no mercado livre, sendo ambos localizados no Rio de Janeiro. Neste trimestre houve a conclusão das obras de quatro projetos: dois de eficiência energética em sistema de ar condicionado em shoppings centers, um em São Paulo e outro na cidade do Rio de Janeiro; a modernização do sistema de ar condicionado de um edifício comercial e finalização da construção de uma linha de transmissão de 138 kv para uma grande mineradora nacional. 13

3. Desempenho Financeiro 3.1 Receita Líquida Consolidado Receita Líquida (R$ MM) 1T15 1T14 Var.% Distribuição Energia vendida 1.982,6 1.601,2 23,8% Energia Não Faturada 95,1 16,1 490,7% Uso da rede (TUSD) 122,8 115,2 6,6% Conta CCRBT 88,4 - - Aporte Conta ACR 545,0 - - CVA (160,3) - - Diversos 25,2 14,2 77,5% Subtotal (a) 2.698,8 1.746,7 54,5% Receita de Construção¹ 189,0 163,5 15,6% Subtotal (a') 2.887,8 1.910,2 51,2% Geração Venda Geração (ACR+ACL) 134,7 130,3 3,4% Curto Prazo 50,0 78,4-36,2% Diversos 2,5 2,5 0,0% Subtotal (b) 187,2 211,2 Comercialização e Serviços -11,4% - Revenda 221,6 285,6-22,4% Serviços 7,7 8,4-8,3% Subtotal (c) 229,4 294,0-22,0% Outros e Eliminações (d) (142,7) (133,2) 7,1% Total s/ rec. de construção (a+b+c+d) 2.972,7 2.118,7 40,3% Total (a'+b+c+d) 3.161,7-2.282,2-38,5% 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 3.161,7 milhões, 38,5% acima da receita apurada no 1T14. Desconsiderando a receita de construção, que tem efeito neutro no resultado, a receita líquida consolidada aumentou 40,3%, totalizando 2.972,7 milhões no 1T15. O segmento de Distribuição apresentou crescimento de 51,2%, enquanto os segmentos de Geração e Comercialização e Serviços registraram uma retração de 11,4% e 22,0% em sua receita, respectivamente. 14

Distribuição A receita líquida do 1T15 totalizou R$ 2.887,8 milhões, representando um aumento de 51,2% em relação ao 1T14. Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 2.698,8 milhões nesse trimestre 54,5% acima da receita verificada no mesmo período do ano passado. Conforme previsto nos contratos de concessão das distribuidoras, em casos de desequilíbrio econômico-financeiro nos contratos resultante de alterações nos custos não gerenciáveis, as concessionárias podem entrar com um pedido de Revisão Tarifária Extraordinária. Com isso, em 27 de fevereiro, a Aneel aprovou um índice médio de reajuste tarifário extraordinário de 22,48% para a controlada Light SESA, vigente desde 02 de março de 2015, sendo que a percepção desse aumento para consumidores residenciais foi de 21,06%. Os itens que impactaram nesse reajuste foram (i) as Novas Quotas CDE (18,19%) e (ii) a Tarifa de Itaipu e demais contratos de energia (4,29%). Devido à condição hidrológica desfavorável, a partir de janeiro/15 entraram em vigor as bandeiras tarifárias para cobrir, as despesas previstas, incorridas pelas concessionárias de distribuição, em decorrência de: exposição involuntária no mercado de curto prazo, e despacho termoelétrico vinculado aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade - CCEAR-D, Riscos Hidrológicos (Cotas e Itaipu) e gastos referentes à geração térmica com custo de combustível superior ao PLD. Os recursos provenientes das bandeiras serão revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (CCRBT), criada pela Resolução Normativa 649/2015 da ANEEL. O repasse das distribuidoras à conta e vice-versa será realizado pelo resultado líquido entre as receitas faturadas e os custos passíveis de cobertura, como despesas com térmicas, ESS, exposição involuntária, entre outros. O aumento de 51,2% da receita da Distribuidora pode ser explicado, principalmente pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia que no 1T14 foram reduzidos das despesas não gerenciáveis através dos aportes da Conta-ACR. Entre o reconhecimento tarifário do 1T15 estão: (i) o aporte de R$ 545,0 milhões da Conta ACR 3, referentes as liquidações no mercado de curto prazo com competência de novembro e dezembro de 2014 (Despacho nº 773, de 27 de março de 2015). ; (ii) os R$ 168,7 milhões provenientes do sistema de bandeiras tarifárias faturados na área de concessão da Light SESA; (iii) o recebimento de R$ 88,4 milhões oriundos da CCRBT (competência de janeiro e fevereiro de 2015); e (iv) os aumentos médios das tarifas de 19,23% a partir de 07 de novembro de 2014 (reajuste anual), e de 22,48% a partir de 02 de março de 2015 (revisão tarifária extraordinária). Neste trimestre, a receita com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 17,6 milhões e a receita com o diferencial tarifário relativo ao tratamento especial das perdas não técnicas da área de concessão 3 A Conta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, criada pelo Decreto nº 8.221/2014, teve como finalidade cobrir, total ou parcialmente, as despesas incorridas pelas concessionárias de distribuição, no período de fevereiro a dezembro de 2014, em decorrência de Exposição involuntária no Mercado de Curto Prazo e Despacho termoelétrico vinculado aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade - CCEAR-D. A partir de 10 de dezembro de 2014, quando foi assinado o quarto termo aditivo ao contrato de concessão para distribuição pela Companhia, os aportes da Conta-ACR passaram a ser reconhecidos na Receita. 15

somou o montante de R$ 64,6 milhões, ambos tratados como Obrigações Especiais. Embora sejam faturados, não compõem a receita líquida desde a última revisão tarifária, ocorrida em novembro de 2013. A maior predominância no mercado da distribuidora são os segmentos residencial e comercial cativo, que somam 66,2% do consumo e representam 77,5% da receita de energia vendida. Geração A receita líquida do trimestre totalizou R$ 187,2 milhões, 11,4% abaixo da receita de R$ 211,2 milhões registrada no mesmo período de 2014. Apesar do aumento no volume de energia comercializada, a redução na receita da geradora é explicada pela redução do preço médio de venda de R$ 658,3/MWh no 1T14 para R$ 388,5/MWh no 1T15, em função do novo limite máximo do PLD estabelecido pela Aneel, conforme Resolução Homologatória nº 1.832/2014. O preço médio de venda praticado para a comercializadora do grupo (ACL), líquido de impostos, foi de R$ 117,9/MWh no 1T15, 2,3% acima do preço de R$ 115,2/MWh no 1T14. Após descontratação completa no mercado regulado, ocorrida em dezembro de 2013, a venda a clientes finais passou a ser realizada pela comercializadora. Comercialização e Serviços A receita líquida do segmento de comercialização e serviços no 1T15 apresentou um decréscimo de 22,0% em relação ao 1T14, alcançando R$ 229,4 milhões. A receita líquida de revenda de energia, neste trimestre, foi 22,4% menor do que a receita alcançada no primeiro trimestre de 2014, justificado pela redução do preço médio de venda, líquido de impostos, de R$ 213,5/MWh no 1T14 para R$ 165,2/MWh no 1T15, em função do novo limite máximo do PLD estabelecido pela Aneel. 16

3.2 Custos e Despesas Consolidado Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 1T15 1T14 Var.% Distribuição (2.684,8) (1.740,8) 54,2% Distribuição s/ custo de construção (2.495,8) (1.577,3) 58,2% Geração (30,2) (38,4) -21,4% Comercialização e Serviços (190,6) (276,5) -31,1% Outros e Eliminações 139,1 130,2 6,8% Consolidado s/ custo de construção (2.577,5) (1.762,1) 46,3% Consolidado (2.766,6) (1.925,6) 43,7% No primeiro trimestre de 2015, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 2.766,6 milhões, apresentando um crescimento de 43,7% em comparação com o realizado no mesmo período do ano passado. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas consolidados deste trimestre ficaram 46,3% acima do 1T14, explicado principalmente pelo maior dispêndio com compra de energia pela distribuidora, além de um aumento significativo nos custos com encargos e transmissão. Distribuição Custos e Despesas (R$ MM) 1T15 1T14 Var.% Custos e Despesas Não Gerenciáveis (2.165,7) (1.226,7) 76,5% Custos de Compra de Energia (2.098,0) (1.189,1) 76,4% Custos com Encargos e Transmissão (209,1) (129,4) 61,6% Outros (Custos Obrigatórios) (0,9) (3,1) -71,0% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 142,2 94,8 50,0% Custos e Despesas Gerenciáveis (330,1) (350,6) -5,8% PMSO (210,9) (187,8) 12,3% Pessoal (83,0) (69,0) 20,3% Material (3,2) (5,2) -38,5% Serviço de Terceiros (106,2) (90,8) 17,0% Outros (18,5) (22,7) -18,5% Provisões - Contingências 13,9 (40,0) - Provisões - PCLD (24,2) (25,3) -4,3% Depreciação e Amortização (97,2) (85,4) 13,8% Outras Receitas/Despesas Operacionais (11,7) (12,1) -3,3% Custos Totais s/custo de Construção (2.495,8) (1.577,3) 58,2% Custo de Construção (189,0) (163,5) 15,6% Custos Totais (2.684,8) (1.740,8) 54,2% 17

No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia ficaram 54,2% acima dos custos do mesmo período de 2014. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram um aumento de 58,2% em relação ao 1T14. Custos e Despesas Não Gerenciáveis No primeiro trimestre de 2015, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 2.165,7 milhões, apresentando um aumento de 76,5% em relação ao mesmo período de 2014, justificado principalmente pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia na receita do 1T15, enquanto que no 1T14 foram reduzidos das despesas não gerenciáveis através dos aportes da CDE e Conta-ACR. O crescimento na compra de energia é explicado por: (i) aumento dos custos com risco hidrológico proveniente das cotas, devido ao maior déficit do GSF e inclusão, a partir de janeiro/15, do risco hidrológico referente à energia de Itaipu do mês corrente; (ii) contratação nos Leilão A-1 (dezembro de 2014), Leilão A-0 (abril de 2014), e Leilão de Ajuste (janeiro de 2015); (iii) reajuste anual dos contratos; (iv) valorização do dólar, que se refletiu nas despesas relativas a Itaipu; e (v) gastos com contratos por disponibilidade referentes a geração térmica. No 1T15, os custos com encargos e transmissão apresentaram crescimento de 61,6%, decorrente: (i) do aumento de 204,1% dos gastos com Encargo de Serviço do Sistema referentes à geração térmica com custo de combustível superior ao PLD; e (ii) do aumento de 42,1% 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. O custo médio de energia comprada, desconsiderando as compras no spot, foi de R$ 184,6/MWh no primeiro trimestre de 2015, 29,7% superior ao custo médio do 1T14 no valor de R$ 142,3/MWh. Considerando as compras no spot, o custo médio de energia comprada foi de R$ 220,8/MWh no 1T15, inferior ao custo médio de R$ 256,4/MWh no mesmo trimestre de 2014. Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis: 18

Custos e Despesas Não Gerenciáveis (R$ MM) 1T15 1T14 Var.% Custos de Compra de Energia (2.098,0) (1.189,1) 76,4% Itaipu (339,9) (168,0) 102,3% UTE Norte Fluminense (302,9) (277,3) 9,2% Energia de Curto Prazo (Spot) (583,3) (1.245,7) -53,2% Risco Hidrológico (70,0) 38,6 - Demais (513,4) (1.284,3) -60,0% Leilão de energia (871,9) (650,8) 34,0% Contratos por Disponibilidade (268,3) (218,9) 22,6% Demais (603,6) (432,0) 39,7% Aporte CDE / Conta ACR* - 1.161,0 - Outros Créditos** - (8,2) - Custos com Encargos e Transmissão (209,1) (129,4) 61,6% Encargos Serviços do Sistema - ESS (81,2) (26,7) 204,1% Transporte de Energia (88,8) (62,5) 42,1% Outros Encargos (39,0) (40,2) -3,0% Outros (Custos Obrigatórios) (0,9) (3,1) -71,0% Crédito de PIS/COFINS sobre compra de Energia 142,2 94,8 50,0% Total (2.165,7) (1.226,7) 76,5% * No 1T14, refere-se ao Decreto nº 8.203/14 e Decreto nº 8.221/14 (Incluindo Despacho 1.256/14 e Despacho 1.443/14) ** No 1T14, refere-se à ajuste do aporte de Risco Hidrológico do mês de dez/13. Custos e Despesas Gerenciáveis No primeiro trimestre de 2015, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material, serviços de terceiros, provisões, depreciação, outras receitas/despesas operacionais e outros, totalizaram R$ 330,1 milhões, apresentando decréscimo de 5,8% entre os períodos. Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 210,9 milhões no trimestre, 12,3% acima do realizado no mesmo período de 2014, explicado, principalmente, pelo aumento de 20,3% na linha de pessoal, e 17,0% na linha de serviços de terceiros. O aumento de 20,3% na linha de pessoal é justificado pelos seguintes fatores: (i) acordo coletivo a partir de junho de 2014; (ii) rescisão de três diretores que foram destituídos dos seus cargos no 1T15; e (iii) menor volume de capitalização de mão-de-obra em projetos de investimentos no trimestre. O aumento de 17,0% na conta de serviços de terceiros é justificado principalmente por: (i) maior gasto com consultorias para melhoria de processos operacionais e êxito de processos judiciais, no montante aproximado de R$ 5,1 milhões; (ii) ampliação do programa de Áreas de Perdas Zero APZ, aproximadamente de R$ 4 milhões; (iii) reajustes contratuais. A conta de provisões totalizou R$ 10,3 milhões, 84,3% abaixo do registrado no primeiro trimestre de 2014 devido, principalmente, a reversões de processos cíveis e fiscais no valor de R$ 40 milhões. 19

Em comparação com o mesmo trimestre de 2014, a linha de depreciação/amortização apresentou um crescimento de 13,8% em função do aumento da base de ativos depreciáveis do 1T15 em relação ao 1T14. Geração Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 1T15 1T14 Var.% Pessoal (6,5) (5,7) 14,0% Material e Serviço de Terceiros (4,1) (3,7) 10,8% CUSD / CUST / Energia Comprada (4,7) (7,8) -39,7% Depreciação (13,9) (13,5) 3,0% Outras (inclui provisões) (1,0) (7,7) -87,0% Total (30,2) (38,4) -21,4% No 1T15, os custos e despesas da Light Energia totalizaram R$ 30,2 milhões, 21,4% abaixo do registrado no primeiro trimestre de 2014, decorrente da redução de 87,0% em outros, devido a uma mudança na contabilização da da CFURH (Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos), que no 1T14 era considerada despesa, e no 1T15 passou a ser redutora de receita, conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico 2015. Os custos e despesas no 1T15 ficaram assim compostos: pessoal (21,5%), materiais e serviços de terceiros (13,6%), CUSD/CUST/Energia Comprada (15,6%), outros e depreciação (49,3%). O custo de PMSO por MWh gerado pelas usinas da Light Energia, neste trimestre, ficou em R$ 9,8/MWh, redução de 31,9% em relação ao valor de R$ 14,4/MWh no 1T14, impactada pela mudança na contabilização da CFURH. Desconsiderando esse efeito, o PMSO por MWh seria de R$ 14,3/MWh no 1T15, em linha com o 1T14.. Comercialização e Serviços Custos e Despesas Operacionais (R$ MM) 1T15 1T14 Var.% Pessoal (2,2) (2,6) -15,4% Material e Serviço de Terceiros 0,5 (11,9) - Energia Comprada (187,2) (261,5) -28,4% Depreciação (1,4) (0,0) - Outras (inclui provisões) (0,3) (0,4) -25,0% Total (190,6) (276,5) -31,1% Os custos e despesas do 1T15 somaram R$ 190,6 milhões, ficando 31,1% abaixo do realizado no mesmo período de 2014, explicado por uma reversão na linha de material e serviços de terceiros, e pela redução de 28,4% no custo com energia comprada para revenda, em função da redução do limite máximo do PLD. 20

3.3 EBITDA 4 Consolidado EBITDA Consolidado (R$ MM) 1T15 1T14 Var.% Distribuição 300,2 254,8 17,8% Geração 162,2 182,8-11,3% Comercialização e Serviços 40,2 17,5 129,7% Outros e eliminações (8,2) (2,2) 272,7% Total 494,4 452,9 9,2% Margem EBITDA (%) 16,6% 21,4% -0,3 p.p. Ativos e Passivos Regulatórios - (18,3) - EBITDA Ajustado 494,4 434,7 13,7% O EBITDA consolidado do primeiro trimestre de 2015 foi de R$ 494,4 milhões, 9,2% e 13,7% acima EBITDA reportado e do EBITDA ajustado no 1T14, respectivamente. Esse crescimento se deu principalmente nos segmentos de Distribuição e Comercialização e Serviços que apresentaram crescimento de 17,8% e 129,7%, respectivamente. A margem EBITDA decresceu de 21,4%, no 1T14, para 16,6% no mesmo período de 2015. O EBITDA do trimestre pode ser explicado, principalmente, por reversões de processos cíveis e fiscais no valor de R$ 40 milhões. 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. 21

Distribuição O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 300,2 milhões no 1T15, 17,8% superior ao apurado no mesmo trimestre de 2014, explicado principalmente por reversões de processos cíveis e fiscais no valor de R$ 40 milhões. Geração No 1T15, o EBITDA da Light Energia totalizou R$ 162,2 milhões, decréscimo de 11,3% em comparação ao mesmo trimestre de 2014. Esse resultado deve-se a redução de 36,2% da receita da geradora no mercado spot, em função da redução do preço médio de venda de energia neste mercado. Comercialização e Serviços O EBITDA dos segmentos de comercialização e serviços totalizou R$ 40,2 milhões neste trimestre, 129,7% superior ao valor apurado no 1T14, justificado pela redução de 28,4% no custo com energia comprada para revenda, em função do menor preço do PLD praticado no 1T15. 22

3.4 Resultado Financeiro Consolidado Resultado Financeiro - R$ MM 1T15 1T14 Var.% Receitas Financeiras 323,9 97,0 233,9% Juros sobre Aplicações Financeiras 13,3 16,5-19,4% Resultado Swap Líquido 222,0 - - Acréscimo Moratório / Multas sobre débitos 26,5 21,4 23,8% Atualização da parcela A e outros itens financeiros 12,7 - - Atualização a VNR do ativo financeiro 39,0 46,6-16,3% Outras Receitas Financeiras 10,3 12,5-17,6% Despesas Financeiras (501,8) (175,8) 185,4% Encargos da dívida (142,3) (116,4) 22,3% Variação Monetária (26,6) (13,7) 94,2% Variação Cambial (301,2) 38,0 - Resultado Swap Líquido - (47,3) - Atualização de provisões para contingências (5,3) (5,8) -8,6% Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (2,7) (2,1) 28,6% Juros sobre Tributos (1,3) (0,0) - Parcelamento- multas e juros Lei.11.941/09 (REFIS) (3,7) (3,7) 0,0% Ajuste a valor presente - Compensação DIC/FIC (16,8) (19,3) -13,0% Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (2,1) (1,9) 10,5% Braslight - (3,5) - Total (178,0) (78,8) 125,9% O resultado financeiro do trimestre foi negativo em R$ 178,0 milhões, apresentando uma piora de 125,9% em relação ao resultado financeiro negativo de R$ 78,8 milhões registrado no primeiro trimestre de 2014. A receita financeira do trimestre foi de R$ 323,9 milhões, resultado 233,9% acima do verificado no mesmo período de 2014, justificado principalmente pela variação no resultado do swap, que teve uma receita de R$ 222,0 milhões no 1T15, frente a uma despesa de R$ 47,3 milhões no 1T14, decorrente da valorização do dólar acrescida da variação do CDI sobre a ponta passiva do swap no período. A despesa financeira do trimestre somou R$ 501,8 milhões, 185,4% acima da despesa verificada no mesmo período de 2014, justificado principalmente pelo (i) aumento significativo na linha de variação cambial, devido à forte desvalorização do real diante do dólar, cujo efeito é parcialmente mitigado pelo resultado do swap, e (ii) aumento de 22,3% com encargos de dívida devido ao aumento do CDI no período, uma vez que 71,4% da dívida da Light está atrelada a este indexador. 23

3.5 Endividamento R$ MM Circulante % Não Circulante % Total % Moeda Nacional 545,8 7,7% 4.691,9 66,0% 5.237,7 73,7% Light SESA 511,9 7,2% 4.159,5 58,5% 4.671,4 65,7% Debêntures 4a. Emissão 0,0 0,0% - - 0,0 0,0% Debêntures 8a. Emissão 57,9 0,8% 430,5 6,1% 488,4 6,9% Debêntures 9a. Emissão - Série A 46,1 0,6% 996,1 14,0% 1.042,3 14,7% Debêntures 9a. Emissão - Série B 13,9 0,2% 674,6 9,5% 688,5 9,7% Debêntures 10a. Emissão 38,0 0,5% 745,0 10,5% 783,1 11,0% Eletrobras 1,4 0,0% 4,4 0,1% 5,8 0,1% CCB Bradesco 88,3 1,2% 150,0 2,1% 238,3 3,4% BNDES (CAPEX) 253,1 3,6% 815,2 11,5% 1.068,2 15,0% BNDES Olimpíadas 9,7 0,1% 52,6 0,7% 62,4 0,9% Banco do Brasil 2,1 0,0% 150,0 2,1% 152,1 2,1% Outros 1,4 0,0% 141,1 2,0% 142,5 2,0% Light Energia 20,0 0,3% 470,5 6,6% 490,5 6,9% Debêntures 2a. Emissão 6,1 0,1% 424,0 6,0% 430,1 6,0% Debêntures 3a. Emissão 3,7 0,1% 27,4 0,4% 31,1 0,4% BNDES (CAPEX) 10,2 0,1% 19,1 0,3% 29,3 0,4% Outros 0,0 0,0% 0,0 (0,00) 0,0 0,0% Light ESCO 13,8 0,2% 61,9 0,9% 75,8 1,1% BNDES - PROESCO 13,8 0,2% 61,9 0,9% 75,8 1,1% Moeda Estrangeira 473,9 6,7% 1.397,8 19,7% 1.871,7 26,3% Light SESA 469,8 6,6% 805,6 11,3% 1.275,4 17,9% Tesouro Nacional 4,1 0,1% 42,0 0,6% 46,2 0,6% Merril Lynch 45,9 0,6% 57,7 0,8% 103,7 1,5% Citibank 1,2 0,0% 641,6 9,0% 642,8 9,0% Bank Tokyo - Mitsubishi 192,9 2,7% 64,2 0,9% 257,0 3,6% Itaú 83,3 1,2% 0,0 0,0% 83,3 1,2% Santander 142,4 2,0% 0,0 0,0% 142,4 2,0% Light Energia 4,1 0,1% 592,3 8,3% 596,4 8,4% Citibank 1,2 0,0% 256,6 3,6% 257,8 3,6% BNP 1,5 0,0% 175,1 2,5% 176,6 2,5% Itaú 1,4 0,0% 160,6 2,3% 162,0 2,3% Dívida Bruta 1.019,7 14,3% 6.089,7 85,7% 7.109,4 100,0% Disponibilidades 810,6 Dívida Líquida (a) 6.298,8 R$ MM mar/14 dez/14 mar/15 % mar 14 % dez 14 Dívida líquida 5.341,8 6.076,5 6.298,8 17,9% 3,7% Braslight 0,0 32,0 32,1-0,4% Dívida líquida + Braslight 5.341,8 6.108,4 6.330,9 18,5% 3,6% 24

A dívida bruta da Companhia em 31 de março de 2015 era de R$ 7.109,4 milhões, apresentando um aumento de 8,0% em relação à posição de dezembro de 2014. Quando comparada com março de 2014, a dívida bruta aumentou em 17,5%, ou R$ 527,1 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$ 475,0 milhões; (ii) liberações de recursos por parte da FINEP, no valor de R$ 136,0 milhões, com custo de 4% a.a.; (iii) 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 2014; (iv) captação em moeda estrangeira de R$ 156 milhões, junto ao BNP Paribas, para a Light Energia, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (v) captação em moeda estrangeira de R$ 51 milhões, junto ao Bank Tokyo-Mitsubishi, para a Light SESA, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (vi) captação em moeda estrangeira de R$ 200 milhões junto ao Banco Itaú, sendo R$ 68 milhões, para a Light SESA, e R$ 132 milhões para a Light Energia, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real; (vii) captação em moeda estrangeira de R$ 120 milhões, junto ao Banco Santander, para a Light SESA, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real. Tais recursos foram utilizados para investimentos e principalmente capital de giro. Múltiplo para efeito de covenants R$ MM A relação dívida líquida/ebitda passou de 3,70x em dezembro de 2014 para 3,74x em março de 2015. Para o indicador EBITDA/despesa de juros, o resultado obtido em março de 2015 foi de 2,67x. A Companhia possui covenants para o indicador dívida líquida/ebitda de 3,75x e para o indicador mar/15 2014 2013 Dívida Bruta 7.109,4 6.582,3 5.815,3 + Operações de Swap (288,5) (194,5) (135,1) + Fundo de Pensão 32,1 32,0 1.224,7 - Disponibilidades 810,6 505,8 1.790,4 = Dívida Líquida para covenants (a) 6.042,4 5.913,9 5.114,4 EBITDA (12 meses) 1.851,2 1.809,7 1.696,8 - Equivalência Patrimonial 124,1 134,6 (5,5) - Provisões (160,9) (216,3) (210,9) - Outras Receitas/Despesas Operacionais (40,9) (41,3) 81,3 + Ativos e Passivos Regulatórios (CVA) (315,9) (334,2) (21,0) - CVA Financeira - - 5,1 = EBITDA para covenants (b) 1.613,0 1.598,5 1.805,7 Dívida Líquida / EBITDA (a/b) 3,74 3,70 2,83 25

EBITDA/despesa de juros 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. O prazo médio de vencimento da dívida é de 4,2 anos e o custo médio nominal da dívida ficou em 11,9% a.a. No fechamento do trimestre, 26,3% 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 0,65%. A política de proteção à exposição cambial consiste em proteger o fluxo de caixa das dívidas em moeda estrangeira vincendo nos próximos 24 meses (principal e juros), através do instrumento swap sem caixa, com instituições financeiras de primeira linha. As captações realizadas através da Resolução BACEN 4.131, junto ao Merrill Lynch, BNP, Citibank, Bank Tokyo-Mitsubishi, Santander e Itaú, já foram contratadas com swap para todo o prazo da dívida. 3.6 Lucro Líquido A Light registrou lucro líquido de R$ 128,5 milhões neste trimestre, em comparação ao lucro de R$ 180,5 milhões do primeiro trimestre de 2014, representando uma redução de 28,8%. Tal resultado é explicado principalmente pela piora de 125,9% no resultado financeiro. 26

3.7 Investimentos CAPEX (R$MM) 1T15 Partic. % 1T14 Partic. % Var % Distribuição 159,4 93,5% 158,3 90,2% 0,7% Reforço da rede e expansão 86,6 54,3% 106,6 67,4% -18,8% Perdas 72,1 45,2% 48,9 30,9% 47,4% Outros 0,8 0,5% 2,8 1,7% -71,4% Administração 6,2 3,6% 3,3 1,9% 87,9% Comerc./ Eficiência Energética 0,0 0,0% 10,5 6,0% -100,0% Geração 5,0 2,9% 3,5 2,0% 42,9% Total 170,6 100,0% 175,6 100,0% -2,8% No 1T15, o total investido pela Light somou R$ 170,6 milhões, 2,8% abaixo do investido no 1T14, em função da redução do plano de investimentos da Companhia para o ano de 2015. O segmento de distribuição concentrou o maior volume, R$ 159,4 milhões (representando 93,5% do investimento total), apresentando um crescimento de 0,7% frente ao valor investido no primeiro trimestre de 2014. Dentre os investimentos realizados, se destacam: (i) o desenvolvimento de redes de distribuição e expansão, num montante de R$ 86,6 milhões, com o intuito de atender ao crescimento de mercado, aumentar a robustez da rede e melhorar a qualidade, dos quais R$ 6,9 milhões foram 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$ 72,1 milhões. Os investimentos em geração cresceram 42,9%, principalmente, em função do início das obras da PCH Lajes. 27

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 990 MW. Com a incorporação dos projetos de expansão programados, o quadro com a posição até 31 de março 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 132 104 1942 jun-96 2026 Nilo Peçanha 380 335 1953 jun-96 2026 Pereira Passos 100 51 1962 jun-96 2026 Ilha dos Pombos 187 115 1924 jun-96 2026 Santa Branca 56 32 1999 jun-96 2026 Elevatórias - (87) - - - PCH Paracambi¹ 13 10 2012 fev-01 2031 Renova² 122 56 2008 dez-03 2033 Total 990 616 Projetos de Expansão da Geração Novos Projetos Capacidade Instalada (MW)* Energia Assegurada (MWm)* Início Operacional Ano de Vencimento da Concessão / Autorização SHPP Lajes ³ 17 15 mai-16 Belo Monte 4 280 114 2016 Guanhães¹ 22 13 2015 Dores de Guanhães 7 4 - Senhora do Porto 6 3 - Jacaré 5 3 - Fortuna II 5 3 - Renova² 276 136 A-3 2011 16 8 set-15 A-5 2012 3 2 jan-17 LER 2013 25 12 set-15 A-5 2013 56 29 mai-18 A-5 2014 17 9 jan-19 PPA 64 35 2015/2016 Mercado Livre I 3 2 jan-16 Mercado Livre II 16 8 jan-17 Mercado Livre III 5 3 set-15 Mercado Livre IV** 54 23 - LER 2014 (Eólica) 7 3 out-17 LER 2014 (Solar) 8 2 out-17 HÍBRIDO-SOLAR 1 0 jan-16 Total 596 278 *Participação proporcional da Light **Considerando participação de 50% da Cemig GT ¹ 51% da Light ² 15,87% 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 2026 2045 2032 2032 2032 2031 2047 2048 2050 2050 2038 2051 2051 2052 2050 2031 2037 2037 2051 28

No primeiro trimestre de 2015, ocorreram os seguintes eventos relacionados ao desenvolvimento dos projetos de expansão da capacidade de geração da Light: PCH Lajes O projeto compreende a construção da PCH Lajes, com uma unidade geradora de 17 MW de capacidade instalada, ocupando a localização da antiga UHE Fontes Velha, definitivamente desativada em 1989. 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 isso, a PCH Lajes obteve 50% de redução da TUSD e da TUST. O contrato E.P.C. (Engineering, Procurement, Construction) para construção da PCH foi assinado em Agosto de 2014. Com o início dos trabalhos em campo, foram concluídas as seguintes atividades: (i) implantação do Canteiro de obra; (ii) desmontagem das unidades 7 e 8 da Casa de Força; (iii) desmontagem da voluta da unidade 7 e 8; (iv) retirada do conduto forçado da unidade 7 e 8 no Trecho do Porão da Usina; (v) Desmontagem e remoção das comportas das Unidades 7 e 8; (vi) retirada das Comportas Basculante, Vagão e Cilindros de Acionamento das unidades 1 a 6; (vii) limpeza (jateamento) na Calha da CEDAE; (viii) desmontagem e retirada dos transformadores de isolamento da subestação de 6kV. 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 29

Pará, a UHE Belo Monte é a quarta maior usina hidrelétrica do mundo e a maior 100% brasileira. Tem capacidade instalada de 11.233 MW e Garantia Física de 4.571MWm, 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 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. Nos primeiros meses de 2015, a Norte Energia concluiu a concretagem do muro divisor lateral esquerdo e realizou 50% da montagem das comportas segmento do Vertedouro do Sítio Pimental. Já no Sítio de Belo Monte, o teste de pressão na caixa espiral da unidade geradora (UG) 1 foi concluído e iniciada a sua concretagem marco importante para posterior montagem da turbina e do gerador. Além disso, ainda na Casa de Força Principal, o pré-distribuidor da UG 4 foi instalado e a montagem da caixa espiral da UG 2 concluída. Até março de 2015, a frente civil alcançou 75% de realização das obras. O principal marco neste início de ano foi a solicitação da Licença de Operação ( LO ) do empreendimento. A LO autoriza o enchimento dos reservatórios para início da operação e é concedida pelo IBAMA, condicionada à vistoria que certifica o cumprimento de todas as exigências. Renova Energia ( Renova ) No dia 04 de março de 2015, quatro parques, do total de nove, que comercializaram energia no LEN A-3 2011 iniciaram a operação comercial. Os nove parques continuam concatenados, e o contrato iniciará em até 30 dias após a entrada em operação da linha de transmissão. Do dia 04 de março de 2015 (início da operação comercial) até a data de entrada em operação do contrato, os parques, de acordo com nota técnica emitida pela ANEEL, receberão pela energia efetivamente gerada conforme preço de contrato. 30

4. Fluxo de Caixa R$ MM 1T15 1T14 Caixa e Equivalentes de Caixa no Início do Período (1) 401,1 546,4 Lucro Líquido 128,5 180,5 IR/CS 75,3 94,6 Lucro Líquido antes IR e CS 203,9 275,1 PCLD 24,2 25,3 Depreciação e Amortização 112,5 99,0 Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo imobilizado baixado 25,5 - Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras 327,7 (24,3) Juros e Variações monetárias líquidas 144,9 116,9 Braslight - 3,5 Complemento/ reversão de provisões (10,1) 39,5 Resultado de Equivalência Patrimonial 13,3 2,7 Remuneração de Ativo Financeiro da Concessão (39,0) (46,6) Parcela A e outros itens financeiros (661,8) - Outros (222,0) 47,3 Subtotal (80,9) 538,4 Capital de Giro (714,0) 666,3 Contingências (17,8) (21,4) Tributos 63,6 (34,1) Parcela A e outros itens financeiros 809,4 - Braslight 0,0 (3,6) Subvenção CDE (10,6) (971,6) Outros 284,5 86,8 IR/CS pagos (46,3) (93,4) Juros pagos (73,9) (54,7) Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) 213,9 112,7 Financiamentos Obtidos 191,8 258,6 Amortização de Empréstimos, Financiamento e Debêntures (70,6) (71,2) Amortização de Dívida Contratual com Plano de Pensão - (1.224,7) Atividade de Financiamento (3) 121,2 (1.037,3) Imobilizado/Intangível/Ativo Financeiro (86,6) (140,2) Aplicações/Aquisições no Investimento (8,3) (12,0) Resgate de Aplicações Financeiras - 1.224,7 Atividade de Investimento (4) (95,0) 1.072,5 Caixa e Equivalentes de Caixa no Final do Período (1+2+3+4) 641,3 694,4 Variação de Caixa e Equivalentes de Caixa (2+3+4) 240,1 148,0 O saldo de Caixa e Equivalentes ao final do primeiro trimestre de 2015 foi de R$ 641,3 milhões, 7,7% abaixo do alcançado no mesmo período do ano passado. Neste trimestre, o ganho de capital de giro, juntamente com a contabilização da CVA a partir do 4T14 e menor subvenção CDE contribuíram para uma melhora de 89,7% no caixa gerado pelas operações em relação ao 1T14. 31

5. Governança Corporativa Em 31 de março de 2015, o capital social da Light S.A. era composto por 203.934.060 ações ordinárias. Desse total, 78.488.667 encontravam-se em circulação. Segue abaixo, estrutura acionária atual da Light: BTG PACTUAL 14,29% SANTANDER VOTORANTIM 2,74% 28,57% 5,50% 28,57% 5,50% FIP CEMIG REDENTOR 75% 19,23% 25% 6,41% BANCO DO BRASIL 28,57% 5,50% MINORITÁRIOS PARATI 3,19% 0,42% 96.81% 100% 25,64%* REDENTOR ENERGIA ESTRANGEIRO 75,48% 24,52% NACIONAL 100% 13,03% CEMIG RME LEPSA BNDESPAR MERCADO 26,06% 13,03% 13,03% 9,39% 38,49% GRUPO CONTROLADOR 52,1% Light S.A. (Holding) FREE FLOAT 47.9% Percentual em laranja: participação indireta na Light * 12,61% (RME) + 13.03 (LEPSA) Em 05 de fevereiro de 2015 foi deliberada, em Assembleia Geral Extraordinária e em Reunião do Conselho de Administração da Companhia, a eleição de membros para o Conselho de Administração da Light S.A., que passou a ser assim constituído: (i) Membros efetivos: Nelson José Hubner Moreira, Giles Carriconde Azevedo, Fernando Henrique Schüffner Neto, Marcello Lignani Siqueira, Marco Antônio de Rezende Teixeira, Ana Marta Horta Veloso, Fabiano Macanhan Fontes, Oscar Rodríguez Herrero, Guilherme Narciso de Lacerda, Silvio Artur Meira Starling, Carlos Alberto da Cruz; (ii) Membros Suplentes: Samy Kopit Moscovitch, César Vaz de Melo Fernandes, Fabiano Maia 32

Pereira, Eduardo Lima Andrade Ferreira, Rogério Sobreira Bezerra, José Augusto Gomes Campos, Carlos Antonio Decezaro, Marcelo Pedreira Oliveira, Jálisson Lage Maciel, Eduardo Maculan Vincentini, Magno dos Santos Filho. O Conselho, por unanimidade, aprovou a eleição do Conselheiro Nelson José Hubner Moreira, para exercer função de Presidente do Conselho de Administração da Companhia, com mandato até a primeira reunião que se realizará após a Assembleia Geral Ordinária de 2016. Por unanimidade, o conselho destituiu o Diretor de Gestão Empresarial, Sr. Paulo Carvalho Filho, e o Diretor de Comunicação, Sr. Luiz Otávio Ziza Mota Valadares, na mesma data. Tendo em vista a destituição dos mesmos e do Diretor de Energia e, cumulativamente, Diretor de Desenvolvimento de Negócios em 21 de janeiro de 2015, o Conselho, por unanimidade, elegeu, pelo prazo restante do mandato, a encerrar-se em 07/08/2015, os seguintes diretores: (i) para o cargo de Diretor de Gestão Empresarial, o Sr. Ailton Fernando Dias; (ii) para o cargo de Diretor de Energia, o Sr. Luís Fernando de Almeida Guimarães; (iii) para o cargo de Diretor de Comunicação, o Sr. Luiz Antônio Rodrigues Elias; (iv) para o cargo de Diretor de Desenvolvimento de Negócios, o Sr. Cláudio Bernardo Guimarães de Moraes. 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$ 14,40 ao final de março de 2015. O valor de mercado (n de ações x valor da ação) da Companhia encerrou o trimestre em aproximadamente R$ 2.937 milhões. BM&F BOVESPA (mercado à vista) - LIGT3 Média Diária 1T15 1T14 Quantidade títulos (Mil) 1.095 1.167 Nº de Negócios 4.690 4.055 Volume Negociado (R$ Milhões) 15,7 20,9 Cotação por ação (fechamento)* R$ 14,40 R$ 18,75 Valorização da LIGT3-15,4% -15,2% Valorização do IEE 1,3% -5,4% Valorização do Ibovespa 2,3% -2,1% * Ajustada por proventos Os gráficos abaixo mostram o perfil dos detentores das ações em circulação da Companhia em março de 2015: 33

dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 Estrangeiros Composição do Free Float* Europa 36,9% Pessoa Física 12,7% EUA 54,3% Ásia 4,3% Oceania 1,9% Américas (ex. EUA) 2,5% Estrangeiros 75,5% Institucional Nacional 11,8% * Não considera a participação da BNDESPAR O gráfico abaixo apresenta a evolução da ação da Light desde 30 de dezembro de 2013 até 06 de maio de 2015. 2013 LIGT3 1,4% IEE -8,8% IBOV -15,5% Light x Ibovespa x IEE Base dezembro/13 = 100 até 06/05 /2015 2014 IEE 3,5% IBOV - 2,9% LIGT3-15,3% 120 110 100 18,4% IEE 10,9% Ibovespa 90 80 70 60 50 R$/ação 30/12/13 20,09 06/05/15 17,95-18,9% Light 34

Dividendos Foi aprovada, em AGOE, no dia 10 de abril de 2015 pelo Conselho de Administração, a proposta de distribuição de R$ 157.422.432,59, R$ 0,7719 por ação, de dividendos, referentes ao resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2014, que representam um dividend yield de 5,8% e correspondem a um payout equivalente ao mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido do ano ajustado pela reserva legal. Conforme critério do Conselho de Administração da Companhia, tal distribuição é compatível com a falta de previsibilidade da situação hidrológica e com a atual condição do setor elétrico brasileiro. As transferências de ações a partir de 13 de abril de 2014 foram efetuadas ex-dividendos. Dividendos pagos, dividend yield e Payout 12,4% 11,6% 16,2% 9,5% 8,7% 4,9% 11,3% 5,8% 87 795 87 554 595 469 351 107 92 365 157 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Dividendos JCP Dividend Yeld* *Baseado no preço de fechamento do dia anterior ao anúncio. 35