Rio de Janeiro, 12 de novembro de 2015.

LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A.

3º TRIMESTRE DE 2015

1. Desempenho Operacional

O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres) no

3T15 foi de 6.081 GWh, um crescimento de 2,5% em relação ao mesmo período de 2014, influenciado pelo

desempenho do mercado industrial (+9,7%), outros (+5,2%) e comercial (+1,4%), parcialmente compensado pela

queda no segmento residencial (-2,5%).

No segmento residencial, o consumo totalizou 1.821 GWh no trimestre, respondendo por 29,9% do mercado total, e

apresentando um decréscimo de 2,5% em comparação ao 3T14. A redução do consumo pelas famílias foi impactada

pelo (i) reajuste anual ocorrido em novembro de 2014; (ii) início das bandeiras tarifárias em janeiro de 2015; (iii)

reajuste extraordinário em março de 2015; e (iv) anúncio da campanha publicitária intitulada de “Uso Consciente de

Energia - Use o bom senso” na televisão, rádio e internet, promovida pelo Governo Federal. No trimestre, a

temperatura média foi 1,6ºC acima da registrada no 3T14, e o consumo médio residencial atingiu patamar de 154,8

kWh/mês.

O segmento comercial representou 31,5% de participação no mercado total, consumindo 1.916 GWh neste

trimestre, crescimento de 1,4% em comparação com o 3T14, influenciado principalmente pela reclassificação de um

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grande cliente que antes pertencia a classe do poder público. Desconsiderando esta reclassificação, o segmento

comercial no trimestre teria um decréscimo de 0,1% em comparação ao mesmo trimestre do ano anterior.

O consumo total dos clientes industriais foi de 1.377 GWh, com participação de 22,6% no mercado total,

apresentando um crescimento de 9,7% em comparação com o mesmo período do ano passado, em função da

redução da autoprodução de um grande cliente do setor de metalurgia.

Em relação às demais classes, que representaram 15,9% do mercado total, houve um crescimento de 5,2% do

consumo em relação ao terceiro trimestre de 2014. As classes rural e serviço público apresentaram um crescimento

de 22,3% e 0,4%, respectivamente, enquanto a classe de poder público apresentou um decréscimo de 7,1% em

relação ao 3T14.

O consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres) no

9M15 foi de 19.951 GWh, 0,8% acima do mesmo período de 2014, influenciado pelo desempenho do mercado

comercial (+2,7%), outros (+1,3%) e industrial (+0,9%), enquanto a classe residencial apresentou queda (-1,3%).

No segmento residencial, o consumo totalizou 6.656 GWh no acumulado do ano, respondendo por 33,4% do

mercado total, e apresentando uma redução de 1,3% em comparação ao 9M14. Nos resultados mensais do período,

apenas os meses de janeiro e agosto de 2015 tiveram desempenho positivo, influenciados pelas temperaturas diárias

elevadas em comparação a 2014, com uso intenso de ar condicionado. Nos outros meses do ano, observa-se uma

redução do consumo influenciada principalmente pelo aumento das tarifas. No 9M15, o consumo médio residencial

atingiu patamar de 189,7 kWh/mês.

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O segmento comercial representou 31,8% de participação no mercado total, consumindo 6.342 GWh no acumulado

do ano, crescimento de 2,7% em comparação com o 9M14. O crescimento deu-se principalmente devido a

reclassificação de grande cliente anteriormente classificado como Poder Público. Desconsiderando esta

reclassificação, o crescimento no segmento comercial seria de 1,2%.

O consumo total dos clientes industriais foi de 4.008 GWh, com participação de 20,1% no mercado total,

apresentando um crescimento de 0,9% em comparação com o mesmo período do ano passado, em função da

redução da autoprodução de um grande cliente do setor de metalurgia.

As demais classes, que representaram 14,8% do mercado total, apresentaram um aumento de 1,3% do consumo em

relação aos nove primeiros meses de 2014. As classes rural e serviço público apresentaram um crescimento de 2,1%

e 0,9%, respectivamente, enquanto o poder público apresentou uma redução de 6,1% em relação ao 9M14.

O consumo dos níveis de tensão do mercado cativo no 3T15, quando comparados a 3T14, cresceu 1,7% no mercado

de baixa tensão e reduziu 3,8% e 2,7% nos mercados de média e alta tensão, respectivamente. No acumulado no

ano, quando comparado ao 9M14, houve crescimento de 0,6% no mercado de baixa tensão e queda de 0,7% e 0,2%

nos mercados de média e alta tensão, respectivamente.

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Balanço Energético

1 Balanço de energia = Carga própria – consumo mercado cativo

Perdas = Balanço de energia + Variação da Energia Não faturada

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Perdas de Energia Elétrica

As perdas não-técnicas totalizaram 5.798 GWh nos últimos 12 meses, representando 39,80% sobre a energia

faturada no mercado de baixa tensão (metodologia de cálculo Aneel), com aumento de 0,17 p.p. em relação às

perdas dos 12 meses encerrados em junho de 2015. Em comparação com o período de 12 meses findos em

setembro de 2014, houve redução de 1,51 p.p., quando as perdas não-técnicas totalizaram 41,31% sobre o mercado

de baixa tensão.

As perdas técnicas totalizaram 2.901 GWh nos últimos 12 meses, representando 7,7% da carga fio, aumento de 0,1

p.p quando comparado as perdas técnicas 12 meses encerradas em junho de 2015. Em comparação com o período

de 12 meses findos em setembro de 2014, houve um aumento de 0,1 p.p., quando as perdas técnicas totalizaram

7,6% da carga fio.

As perdas totais da Light SESA somaram 8.699 GWh, 23,0% sobre a carga fio, no período de doze meses encerrado

em setembro 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,

12.854 normalizações no terceiro trimestre de 2015, contra 17.348 no mesmo período de 2014, uma

redução de 25,9%. Com relação à incorporação de energia no 9M15, o volume foi de 239,6 GWh,

comparando com 175,3 GWh no 9M14, aumento de 36,7%. A recuperação de energia foi de 165,4 GWh no

período, aumento de 59,6% quando comparada a 103,7 GWh no 3T14.

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Instalação de medidores eletrônicos com telemedição: A

instalação de medidores eletrônicos com SMC (sistema de

medição centralizada) contempla áreas com alto índice de

perdas, podendo contar com o auxílio das UPPs (Unidades de

Polícia Pacificadora) ou não. A presença das UPPs viabiliza uma

maior atuação da Light, seja no combate à inadimplência ou ao

furto de energia. Em áreas de UPP foram incorporados 12,4 GWh

e em áreas fora de UPP foram incorporados 22,2 GWh de

energia. O parque total de medidores eletrônicos instalados até

junho de 2015 atingiu o montante de 770 mil unidades.

Em 2014, a Companhia assinou contrato com a Landy+Gyr

Equipamentos de Medição Ltda. para o fornecimento de aproximadamente 1 milhão de medidores pelos próximos 5

anos, pelo valor total de R$ 750 milhões a serem utilizados no Projeto de Smart Grid. Atualmente, o Projeto está em

campo na fase de implementação da rede de comunicação (nuvem), executando instalações de equipamentos nas

subestações e de rádios em diversos pontos da área de concessão em postes. Além disso, segue a implementação do

novo ambiente de tecnologia da informação (desenvolvimento e adequação de sistemas e instalação de hardware)

que deve ser integrado aos sistemas técnicos e comerciais.

Áreas de Perda Zero: Em agosto de 2012, foi criado o Projeto APZ, baseado na conjugação de medidores

eletrônicos e rede blindada com equipes dedicadas de técnicos e agentes de relacionamento comercial que têm

metas e remuneração atreladas à melhoria dos indicadores de perdas e inadimplência da sua respectiva área. Uma

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APZ tem em média, 17 mil clientes. O projeto, que é conhecido comercialmente como "Light Legal" e conta com o

apoio do SEBRAE para capacitação dos microempresários parceiros, atualmente encontra-se com 39 APZs em

operação, abrangendo 746 mil clientes na Baixada Fluminense, Zona Sul, Zona Oeste e Zona Norte.

No 3T15, foram instalados 60.675 medidores eletrônicos nas comunidades, e desde o início do projeto, as APZs já

inauguradas há mais de 12 meses vêm apresentando uma redução média de perdas não-técnicas sobre carga fio de

32 p.p. e aumento médio na arrecadação de 5,0 p.p. Seguem abaixo, os resultados acumulados até junho, das 27

APZs com resultados apurados:

Complementando as 27 áreas com resultados apurados, a tabela abaixo apresenta as 12 APZ's, em fase de

implementação e ainda sem resultados contabilizados, totalizando as 39 áreas em operação. O total de clientes

ainda sem resultados é de aproximadamente 219 mil clientes.

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Arrecadação

A taxa de arrecadação do trimestre

atingiu 98,1% do total faturado, 3,9 p.p.

abaixo do índice do mesmo período do

ano passado. Esse resultado é justificado

principalmente pela redução de 9,1 p.p.

na arrecadação do poder público.

No acumulado do ano, a taxa de

arrecadação foi de 95,3%, 4,3 p.p. inferior

ao mesmo período de 2014.

A constituição de Provisões para Crédito

de Liquidação Duvidosa (PCLD) no terceiro

trimestre de 2015 representou 1,3% da

receita bruta de fornecimento de

energia1, totalizando R$ 45,7 milhões,

15,9 milhões superior ao valor de R$ 29,8

milhões provisionado no 3T14. No

acumulado de 12 meses, a PCLD

representou 1,0% da receita bruta de

fornecimento de energia, 0,4 p.p. menor

que nos 12 meses findos no 3T14.

1 Para o cálculo da PCLD, é considerada a receita bruta do mercado cativo + TUSD + Energia não faturada.

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Qualidade Operacional

No 3T15, na rede de distribuição aérea, foram realizadas 310

inspeções/manutenções em circuitos de média tensão, 430

substituições de transformadores e 30.303 podas de árvores. Na

rede de distribuição subterrânea foram realizadas 4.936 inspeções

em câmaras transformadoras e 15.064 em caixas de inspeção,

além de manutenção em 60 transformadores, 20 chaves e 285

protetores.

A média móvel dos últimos doze meses, referente ao DEC –

Duração Equivalente de Interrupção, que é expresso em horas,

atingiu o valor de 13,32, uma redução de 0,7% em relação ao

mesmo período do ano anterior. A média móvel referente ao FEC –

Frequência Equivalente de Interrupção, expressa em vezes, relativa

ao mesmo período, foi de 6,60, 3,1% abaixo do mesmo período do

ano anterior.

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2. Desempenho Financeiro

2.1 Receita Líquida

A receita líquida do 3T15 totalizou R$ 2.259,1 milhões, representando um aumento de 39,7% em relação ao 3T14.

Desconsiderando a receita de construção, a receita líquida do segmento de distribuição foi de R$ 1.949,2 milhões

nesse trimestre, 43,3% acima da receita verificada no mesmo período do ano passado, explicado pelo

reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia. Entre o reconhecimento tarifário do 3T15 estão: (i) R$

247,8 milhões provenientes do sistema de bandeiras tarifárias faturados na área de concessão da Light SESA; (ii) o

recebimento de R$ 152,5 milhões oriundos da Conta Centralizadora de Recursos da Bandeira Tarifária (“CCRBT”) -

competência de junho a agosto de 2015; e (iii) os aumentos médios das tarifas de 19,23% a partir de 07 de novembro

de 2014 (reajuste anual) e de 22,48% a partir de 02 de março de 2015 (revisão tarifária extraordinária).

Neste trimestre, a receita com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 11,1 milhões e a

receita com o diferencial tarifário relativo ao tratamento especial das perdas não técnicas da área de concessão

somou o montante de R$ 46,6 milhões, ambos tratados como Obrigações Especiais. Embora sejam faturados, não

compõem a receita líquida desde a última revisão tarifária, ocorrida em novembro de 2013. A maior predominância

no mercado da distribuidora são os segmentos residencial e comercial cativo, que somam 58,0% do consumo e

representam 71,5% da receita de energia vendida.

Receita Líquida (R$ MM) 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.%

Energia vendida 1.730,3 1.187,6 45,7% 5.542,8 4.134,5 34,1%

Energia Não Faturada 54,0 14,4 275,0% 20,2 (34,9) -

Uso da rede (TUSD) 158,4 107,3 47,6% 432,5 336,5 28,5%

Curto Prazo (Spot) - 36,8 - - 60,6 -

Conta CCRBT 152,5 - - 1.027,6 - -

CVA (158,7) - - (409,3) - -

Diversos 12,7 14,0 -9,3% 63,2 48,6 30,0%

Subtotal (a) 1.949,2 1.360,1 43,3% 6.677,2 4.545,2 46,9%

Receita de Construção¹ 309,9 256,6 20,8% 707,4 634,4 11,5%

Total (a') 2.259,1 1.616,6 39,7% 7.384,5 5.179,6 42,6%

¹ Light SESA contabiliza receitas e custos, com margem zero, relativos a serviços de construção ou melhoria da

infraestrutura util izada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica.

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Nos nove primeiros meses do ano, a receita líquida da distribuidora, desconsiderando a receita de construção,

somou R$ 6.677,2 milhões, 46,9% acima da receita apurada no 9M14, em função do crescimento de 34,1% na receita

de energia vendida explicado pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia que no 9M14 foram

reduzidos das despesas não gerenciáveis através dos aportes da Conta-ACR. Entre o reconhecimento tarifário do

9M15 estão: (i) aporte de R$ 545,0 milhões da Conta ACR2 referente às liquidações no mercado de curto prazo com

competência de novembro e dezembro de 2014; (ii) R$ 693,8 milhões provenientes do sistema de bandeiras

tarifárias faturados na área de concessão da Light SESA; (iii) recebimento de R$ 482,6 milhões oriundos da CCRBT

(competência de janeiro a agosto de 2015); e (iv) aumentos médios das tarifas de 19,23% a partir de 07 de novembro

de 2014 (reajuste anual) e de 22,48% a partir de 02 de março de 2015 (revisão tarifária extraordinária).

A receita de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos totalizou R$ 42,7 milhões, enquanto a receita

tratada como Obrigações Especiais para o combate às perdas somou R$ 155,5 milhões.

2 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.

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2.2 Custos e Despesas

No trimestre, os custos e despesas da atividade de distribuição de energia ficaram 34,7% acima dos custos do mesmo

período de 2014. Desconsiderando o custo de construção, os custos e despesas totais apresentaram um aumento de

37,4% em relação ao 3T14. No acumulado de 2015, o crescimento dos custos da distribuidora foi de 41,9%,

enquanto os custos e despesas totais, desconsiderando o custo de construção, aumentaram 46,4%.

Custos e Despesas Não Gerenciáveis

No terceiro trimestre de 2015, os custos e despesas não gerenciáveis

foram de R$ 1.397,3 milhões, apresentando um aumento de 43,0%

em relação ao mesmo período de 2014, justificado pelo aumento

custos com compra de energia na receita do 3T15.

O crescimento na compra de energia é explicado por: (i) aumento

dos custos com risco hidrológico proveniente das cotas, devido ao

maior déficit do GSF e inclusão, a partir de janeiro/15, do risco

hidrológico referente à energia de Itaipu do mês corrente; (ii)

contratação no Leilão A-1 (dezembro de 2014); e (iii) reajuste anual

dos contratos.

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No 3T15, os custos com encargos e transmissão apresentaram

crescimento de 5,3%, decorrente do aumento de 95,8% dos

gastos com Encargo de Serviço do Sistema referentes à

geração térmica com custo de combustível superior ao PLD,

parcialmente compensado pela queda de 19,0% nos custos

com transporte de energia devido a redução na contratação

junto à rede básica.

O custo médio de energia comprada, desconsiderando as

compras no spot, foi de R$ 179,9/MWh no terceiro trimestre

de 2015, 7,2% superior ao custo médio do 3T14 no valor de R$

167,8/MWh. Considerando as compras no spot, o custo médio

de energia comprada foi de R$ 195,2/MWh no 3T15, inferior ao custo médio de R$ 198,9/MWh no mesmo trimestre

de 2014. Segue abaixo a abertura dos custos não gerenciáveis:

No acumulado do ano, os custos e despesas não gerenciáveis foram de R$ 5.176,9 milhões, apresentando um

aumento de 56,9% em relação ao mesmo período de 2014, justificado principalmente pelo reconhecimento tarifário

dos custos com compra de energia na receita do 9M15, enquanto que no 9M14 foram reduzidos das despesas não

gerenciáveis através dos aportes da CDE e Conta-ACR.

O crescimento na compra de energia é explicado por: (i) aumento dos custos com risco hidrológico proveniente das

cotas, devido ao maior déficit do GSF e inclusão, a partir de janeiro/15, do risco hidrológico referente à energia de

Itaipu do mês corrente; (ii) contratação no Leilão A-1 (dezembro de 2014), no Leilão A-0 (abril de 2014) e no Leilão

de Ajuste (janeiro de 2015); (iii) reajuste anual dos contratos; e (iv) gastos com contratos por disponibilidade

referentes a geração térmica.

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Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A (CVA)

Conforme Nota Técnica nº 373/2014 – SRE/Aneel referente ao reajuste tarifário da Light em 07 de novembro de

2014, o valor de CVA homologado foi de R$ 565,8 milhões, a ser pago pelos consumidores até 06 de novembro de

2015.

Entre 07 de novembro e 31 de dezembro de 2014, houve amortização da CVA no montante de R$ 135,5 milhões,

restando um saldo do valor homologado de R$ 430,3 milhões. Adicionalmente, foi constituída CVA de R$ 589,5

milhões, finalizando 2014 com um saldo de CVA de R$ 1.019,8 milhões.

No primeiro trimestre de 2015, houve uma amortização de R$ 159,9 milhões, restando um saldo de R$ 270,4 milhões

referente ao valor homologado no reajuste. No mesmo período, a distribuidora formou uma CVA de R$ 659,2

milhões, e recebeu R$ 633,4 milhões referentes aos aportes da Conta-ACR e CCRBT, gerando um saldo de CVA no

montante de R$ 885,7 milhões.

No segundo trimestre de 2015, a amortização da CVA totalizou R$ 169,3 milhões, restando um saldo de R$ 101,1

milhões a ser recebido até o próximo reajuste. No 2T15, a distribuidora constituiu uma CVA de R$ 344,8 milhões, e

recebeu R$ 241,6 milhões referentes a CCRBT, totalizando um saldo de CVA de R$ 819,6 milhões.

No terceiro trimestre de 2015, a amortização da CVA totalizou R$ 71,2 milhões, restando um saldo de R$ 29,9

milhões a ser recebido até o próximo reajuste. No 3T15, a distribuidora constituiu uma CVA de R$ 83,0 milhões, e

recebeu R$ 152,5 milhões referentes a CCRBT, totalizando um saldo de CVA de R$ 678,8 milhões.

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Custos e Despesas Gerenciáveis

No terceiro trimestre de 2015, os custos e despesas operacionais gerenciáveis, representados por pessoal, material,

serviços de terceiros, provisões, depreciação, outras receitas/despesas operacionais e outros, totalizaram R$ 398,0

milhões, apresentando crescimento de 20,9% entre os períodos.

Os custos e despesas de PMSO (pessoal, material, serviços e outros) somaram R$ 190,6 milhões no trimestre, 5,0%

acima do realizado no mesmo período de 2014, explicado, principalmente, pelo aumento de 13,0% na linha de

serviços de terceiros.

A redução de 0,7% na linha de pessoal é explicada por um maior volume de capitalização de mão de obra em

projetos de investimento.

A queda de 10,3% na linha de material é explicada por um atraso na contratação de materiais.

O aumento de 13,0% na linha de serviços de terceiros é justificado principalmente pela ampliação do programa de

Áreas de Perda Zero – APZ, no montante de aproximadamente R$ 8,7 milhões.

A redução de 18,8% na conta de outros é justificada principalmente pela manutenção de licença de softwares no

3T14, que em 2015 foi realizada no segundo trimestre.

A conta de provisões totalizou R$ 33,8 milhões, 66,5% acima o do registrado no terceiro trimestre de 2014, devido à

constituição de provisões para riscos relacionados a processos cíveis e trabalhistas no valor de R$ 18,9 milhões e

R$9,6 milhões, respectivamente.

Em comparação com o mesmo trimestre de 2014, a linha de depreciação/amortização apresentou um crescimento

de 8,4% em função do aumento da base de ativos depreciáveis do 3T15 em relação ao 3T14.

A linha de outras receitas/despesas operacionais aumentou em R$ 19,5 milhões devido à baixa por desativação de

bens do ativo intangível.

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2.3 EBITDA3

O EBITDA da Distribuidora totalizou R$ 253,0 milhões no 3T15, apresentando um aumento de 74,6% quando

comparado ao EBITDA reportado no 3T14, quando não havia reconhecimento da CVA na receita. Em relação ao

EBITDA ajustado do 3T14, houve aumento de 19,7%, explicado principalmente pela variação cambial de Itaipu,

reconhecida na receita através da CVA, com a contrapartida apresentada na despesa financeira. A margem EBITDA foi de

13,0%, 2,3 p.p. acima da registrada do 3T14.

Nos primeiros nove meses do ano, o EBITDA da distribuidora foi de R$ 666,1 milhões, aumento de 33,2% em relação

ao EBITDA reportado no 9M14, quando não havia reconhecimento da CVA na receita. O EBITDA ajustado do 9M15

manteve-se em linha com 9M14. A margem EBITDA do 9M15 foi de 10,0%, 1,0 p.p. abaixo do 9M14.

3 EBITDA calculado de acordo com a Instrução CVM 527/2012 e representa: lucro líquido + imposto de renda e contribuição social + despesas

financeiras, líquidas + depreciação e amortização.

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2.4 Resultado Financeiro

O resultado financeiro do trimestre foi negativo em R$ 214,7 milhões, apresentando uma piora de R$ 71,6 milhões

em relação ao resultado financeiro negativo de R$ 143,1 milhões registrado no terceiro trimestre de 2014.

A receita financeira do trimestre foi de R$ 373,0 milhões, resultado R$ 270,7 milhões acima do verificado no mesmo

período de 2014, justificado principalmente (i) pela receita de swap líquido, que é parcialmente compensada pelas

linhas de variação cambial e encargos da dívida (moeda estrangeira) apresentadas na despesa financeira; (ii) pela

atualização da parcela A e outros itens financeiros, influenciada pelo aumento da Selic; e (iii) pela atualização do

ativo financeiro pelo IGP-M acumulado do trimestre.

A despesa financeira do trimestre somou R$ 587,7 milhões, R$ 342,3 milhões acima da despesa verificada no mesmo

período de 2014, justificado principalmente (i) pela variação cambial e encargos da dívida (moeda estrangeira),

parcialmente compensados pela receita de swap líquido; (ii) pelo ajuste a valor de mercado do swap4; (iii) aumento

do CDI e IPCA; e (iv) pela variação cambial de Itaipu entre a data da fatura e a data do efetivo pagamento.

4 De acordo com o IFRS, o valor dos instrumentos de derivativos deve ser registrado a valor de mercado e não pela curva dos instrumentos. Diante disso, foi

registrada uma despesa de ajuste de valor a mercado. O valor de mercado do ativo líquido de swap ficou abaixo da curva principalmente pelo aumento do

cupom cambial, que é a taxa de desconto utilizada nesse cálculo, ocorrido no mês de setembro de 2015. No caso de uma redução do cupom cambial durante os

próximos meses, a perda reconhecida em setembro pelo ajuste de valor a mercado poderá ser parcial ou totalmente revertida. Aproximadamente 99% da dívida

em moeda estrangeira possui hedge, fazendo com que a variação do dólar tenha impacto irrelevante no resultado financeiro até liquidação dos contratos.

Resultado Financeiro - R$ MM 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.%

Receitas Financeiras 373,0 102,3 264,6% 695,7 201,7 244,9%

Juros sobre Aplicações Financeiras 12,8 31,3 -59,1% 28,3 68,1 -58,4%

Resultado Swap Líquido 263,7 56,1 370,1% 364,9 0,0 -

Acréscimo Moratório / Multas sobre débitos 28,5 17,0 67,6% 86,4 58,4 47,9%

Atualização da parcela A e outros itens financeiros 20,9 - - 71,2 - -

Atualização a VNR do ativo financeiro 38,6 (12,8) - 122,0 32,0 281,3%

Outras Receitas Financeiras 8,5 10,6 -19,8% 22,9 43,2 -47,0%

Despesas Financeiras (587,7) (245,4) 139,5% (1.121,3) (466,9) 140,2%

Encargos da dívida (Moeda Nacional) (133,9) (126,0) 6,3% (362,1) (322,4) 12,3%

Encargos da dívida (Moeda Estrangeira) (13,9) (7,3) 90,4% (33,3) (20,1) 65,7%

Variação Monetária (6,6) (3,7) 78,4% (52,7) (29,6) 78,0%

Variação Cambial (360,9) (83,3) 333,3% (532,4) (19,6) 2616,3%

Variação Cambial Itaipu (52,3) (10,4) 402,9% (78,4) (4,6) 1604,3%

Atualização de provisões para contingências (3,1) (0,6) 416,7% (11,1) (15,7) -29,3%

Atualização pela Selic P&D/PEE/FNDCT (3,5) (3,6) -2,8% (9,3) (8,0) 16,3%

Juros sobre Tributos (0,0) 0,0 - (3,7) (0,8) 362,5%

Parcelamento- multas e juros Lei.11.941/09 (REFIS) (4,3) 1,3 - (11,8) (6,1) 93,4%

Outras Despesas Financeiras (inclui IOF) (9,4) (11,8) -20,3% (23,7) (14,8) 60,1%

Braslight 0,1 - - (2,7) (3,4) -20,6%

Total (214,7) (143,1) 50,0% (425,7) (265,2) 60,5%

19

2.5 Endividamento

A dívida bruta da Companhia em 30 de setembro de 2015 era de R$ 6.606,6 milhões, um decréscimo de 5% em

relação a junho de 2015. As captações realizadas no período foram: (i) liberações de recursos por parte do BNDES, ao

longo dos últimos 12 meses, no montante de R$ 445,0 milhões; (ii) captação em moeda estrangeira de R$ 51

milhões, junto ao Bank Tokyo-Mitsubishi, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para Real

(novembro de 2014); (iii) captação em moeda estrangeira de R$ 68 milhões junto ao Banco Itaú, com proteção à

exposição cambial através de operação de swap para Real (dezembro de 2014); (iv) captação em moeda estrangeira

de R$ 120 milhões, junto ao Banco Santander, com proteção à exposição cambial através de operação de swap para

Real (fevereiro de 2015); (v) captação em moeda estrangeira de R$ 80 milhões, junto ao BNP Paribas, com proteção à

exposição cambial através de operação de swap para Real; (vi) captação de capital de giro de R$ 100 milhões, junto a

Caixa Econômica Federal; e (vii) Notas Promissórias junto ao Itaú, Bradesco e Caixa Econômica Federal, no montante

de R$ 275,0 milhões. Tais recursos foram utilizados principalmente para capital de giro, visando a cobertura dos

custos de compra de energia não cobertos pela tarifa, que constituem a CVA da Light SESA.

O prazo médio de vencimento da dívida é de 3,9 anos e o custo médio da dívida denominada em reais ficou em

13,72% a.a. No fechamento do trimestre, 25,1% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira,

R$ MM Circulante %Não

Circulante% Total %

Moeda Nacional 4.945,1 74,9% 0,0 0,0% 4.945,1 74,9%

Debêntures 8a. Emissão 450,9 6,8% 0,0 0,0% 450,9 6,8%

Debêntures 9a. Emissão - Série A 1.051,5 15,9% 0,0 0,0% 1.051,5 15,9%

Debêntures 9a. Emissão - Série B 710,5 10,8% 0,0 0,0% 710,5 10,8%

Debêntures 10a. Emissão 791,0 12,0% 0,0 0,0% 791,0 12,0%

Eletrobras 5,1 0,1% 0,0 0,0% 5,1 0,1%

CCB Bradesco 243,3 3,7% 0,0 0,0% 243,3 3,7%

BNDES (CAPEX) 948,3 14,4% 0,0 0,0% 948,3 14,4%

BNDES Olimpíadas 57,8 0,9% 0,0 0,0% 57,8 0,9%

CCB Banco do Brasil 152,4 2,3% 0,0 0,0% 152,4 2,3%

3ª Nota Promissória 286,9 4,3% 0,0 0,0% 286,9 4,3%

Mútuo - 2015 104,8 1,6% 0,0 0,0% 104,8 1,6%

FINEP - Inovação e Pesquisa 141,3 2,1% 0,0 0,0% 141,3 2,1%

Outros 1,4 0,0% 0,0 0,0% 1,4 0,0%

Moeda Estrangeira 1.661,5 25,1% 0,0 0,0% 1.661,5 25,1%

Tesouro Nacional 57,2 0,9% 0,0 0,0% 57,2 0,9%

Merril Lynch 107,6 1,6% 0,0 0,0% 107,6 1,6%

BNP 99,1 1,5% 0,0 0,0% 99,1 1,5%

Citibank 796,1 12,1% 0,0 0,0% 796,1 12,1%

Bank Tokyo - Mitsubishi 318,3 4,8% 0,0 0,0% 318,3 4,8%

Itaú 104,547 1,6% 0,0 0,0% 104,5 1,6%

Santander 178,672 2,7% 0,0 0,0% 178,7 2,7%

Dívida Bruta 6.606,6 100,0% 0,0 0,0% 6.606,6 100,0%

Disponibilidades 258,5

Dívida Líquida (a) 6.348,2

Braslight (b) 35,0

Dívida Líquida Ajustada (a+b) 6.383,2

20

mas considerando o resultado das operações de proteção à exposição cambial, a exposição ao risco de moeda

estrangeira ficou em 0,91%. 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.

2.6 Resultado Líquido

A Light SESA registrou um prejuízo líquido de R$ 38,9 milhões neste trimestre, em comparação ao prejuízo de R$

59,2 milhões no terceiro trimestre de 2014, explicado pelo aumento da Despesa Operacional e pela piora do Resultado

Financeiro. No 9M15, o prejuízo líquido foi de R$ 35,4 milhões, contra R$ 17,9 milhões no 9M14.

2.7 Investimentos

O segmento de distribuição concentrou o maior volume, R$ 555,5 milhões (representando 90,7% do investimento

total), apresentando uma redução de 3,4% frente ao valor investido no mesmo período de 2014. Dentre os

investimentos realizados, se destacam: (i) o desenvolvimento de redes de distribuição e expansão, num montante de

R$ 291,9 milhões, com o intuito de atender ao crescimento de mercado, aumentar a robustez da rede e melhorar a

qualidade, dos quais R$ 41,2 milhões foram destinados a investimentos específicos para 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$ 261,2 milhões.

CAPEX (R$MM) 9M15 Partic. % 9M14 Partic. % Var %

Reforço da rede e expansão 291,9 52,5% 339,7 59,1% -14,1%

Perdas 261,2 47,0% 227,9 39,6% 14,6%

Outros 2,5 0,5% 7,7 1,3% -67,1%

Acumulado 555,5 100,0% 575,3 100,0% -3,4%

21

2.8 Fluxo de Caixa

O saldo de caixa e equivalentes de caixa ao final do terceiro trimestre de 2015 foi de R$ 25,2 milhões, R$ 150,4

milhões abaixo do alcançado no mesmo período do ano passado. Nesse trimestre, o caixa operacional foi R$ 326,5

milhões acima do 3T14, principalmente pelo recebimento das bandeiras tarifárias e pela amortização da CVA. O caixa

de investimentos foi impactado pela aplicação financeira destinada à pré-pagamento de dívidas e maior

investimento em obras de distribuição no 3T14.

R$ MM 3T15 3T14 9M15 9M14

Caixa no Início do Período (1) 53,6 1.246,3 252,1 375,2

Lucro Líquido (38,9) (59,2) (35,4) (17,9)

IR/CS 21,9 30,5 18,4 10,3

Lucro Líquido antes IR e CS (60,8) (89,7) (53,9) (28,2)

PCLD 45,7 29,8 100,0 91,2

Depreciação e Amortização 99,1 91,4 294,3 263,0

Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo

imobilizado baixado2,2 3,0 24,0 3,0

Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras 367,4 87,0 585,1 49,2

Juros e Variações monetárias líquidas 151,5 135,3 409,9 345,0

Braslight (2,8) - - 3,4

Complemento/ reversão de provisões 29,3 17,2 48,3 40,9

Remuneração de Ativo Financeiro da Concessão (38,6) 12,8 (122,0) (32,0)

Constituição e atualização da Parcela A e outros itens financeiros (81,4) - (1.094,3) -

Outros (263,7) (56,1) (364,9) 21,7

Subtotal 247,9 230,8 (173,6) 757,2

Capital de Giro (117,6) 126,5 (927,4) (6,3)

Contingências (17,9) (28,7) (62,5) (64,3)

Tributos 47,3 (12,4) (114,6) (16,7)

Parcela A e outros itens financeiros 235,2 - 1.466,9 -

Braslight - 0,1 - (3,2)

Subvenção CDE e CCRBT 79,0 (76,3) (43,9) (169,0)

Outros 7,3 (90,3) 210,9 (25,4)

IR/CS pagos - - - (4,3)

Juros pagos (45,8) (40,9) (288,8) (233,1)

Caixa Líquido Gerado pelas Operações (2) 435,3 108,8 67,1 235,0

Financiamentos Obtidos (0,0) 11,2 730,7 1.160,6

Dividendos - (15,0) - (15,0)

Amortização de Empréstimos, Financiamento e Debêntures (165,2) (147,3) (350,4) (290,9)

Amortização de Dívida Contratual com Plano de Pensão - - - (1.209,9)

Atividade de Financiamento (3) (165,2) (151,1) 380,3 (355,1)

Imobilizado/Intangível/Ativo Financeiro (277,9) (253,9) (547,7) (514,8)

Resgate de Aplicações Financeiras 192,1 - 192,1 1.209,9

Aplicações Financeiras (212,7) (774,5) (318,7) (774,5)

Atividade de Investimento (4) (298,5) (1.028,4) (674,3) (79,4)

Caixa no Final do Período (1+2+3+4) 25,2 175,6 25,2 175,6

Variação de Caixa (2+3+4) (28,4) (1.070,7) (226,9) (199,6)

22

Aviso

As informações operacionais e as referentes às expectativas da Administração quanto a desempenho futuro da Companhia não

foram revisadas pelos auditores independentes.

As declarações sobre eventos futuros estão sujeitas a riscos e incertezas. Tais declarações têm como base crenças e suposições de

nossa Administração e informações a que a Companhia atualmente tem acesso. Declarações sobre eventos futuros incluem

informações sobre nossas intenções, crenças ou expectativas atuais, assim como aquelas dos membros do Conselho de

Administração e Diretores da Companhia. As ressalvas com relação às declarações e informações acerca do futuro também

incluem informações sobre resultados operacionais possíveis ou presumidos, bem como declarações que são precedidas, seguidas

ou que incluem as palavras “acredita”, “poderá”, “irá”, “continua”, “espera”, “prevê”, “pretende”, “estima” ou expressões

semelhantes. As declarações e informações sobre o futuro não são garantias de desempenho. Elas envolvem riscos, incertezas e

suposições porque se referem a eventos futuros, dependendo, portanto, de circunstâncias que poderão ocorrer ou não. Os

resultados futuros e a criação de valor para os acionistas poderão diferir de maneira significativa daqueles expressos ou

sugeridos pelas declarações com relação ao futuro. Muitos dos fatores que irão determinar estes resultados e valores estão além

da capacidade de controle ou previsão da LIGHT SA.

23

ANEXO I

Informações Financeiras Selecionadas - R$ milhões

LIGHT SESA 3T15 3T14 Var.% 9M15 9M14 Var.%

Receita Operacional Líquida 2.259,1 1.616,6 39,7% 7.384,5 5.179,6 42,6%

Despesa Operacional (2.082,3) (1.559,7) 33,5% (6.975,6) (4.926,0) 41,6%

Outras Receitas/Despesas Operacionais (22,9) (3,4) 573,5% (37,2) (16,7) 122,8%

Resultado Operacional 153,9 53,5 187,7% 371,8 236,9 56,9%

EBITDA 253,0 144,9 74,6% 666,1 499,9 33,2%

Resultado Financeiro (214,7) (143,1) 50,0% (425,7) (265,2) 60,5%

Resultado antes do IR e CS (60,8) (89,7) -32,2% (53,9) (28,2) 91,1%

Lucro/Prejuízo Líquido (38,9) (59,2) -34,3% (35,4) (17,9) 97,8%

Margem EBITDA* 13,0% 10,7% 2,3 p.p. 10,0% 11,0% -1,0 p.p.

* Não considera Receita de Construção

24

ANEXO II

Ativo e Passivo Regulatório

R$ Milhões set/15 jun/15 mar/15 dez/14 set/14 jun/14 mar/14 dez/13

TOTAL ATIVO 1.130,0 1.137,9 1.588,1 1.316,7 619,7 501,7 361,4 428,7

TOTAL PASSIVO (451,2) (318,3) (702,3) (296,9) (116,9) (65,4) (45,5) (94,5)

TOTAL LÍQUIDO 678,8 819,6 885,7 1.019,8 502,8 436,2 315,9 334,2

Variação Líquida (trimestre) (140,8) (66,1) (134,1) 517,1 66,5 120,3 (18,3) 87,8

Variação Líquida (acumulada no ano) (206,9) (200,2) (134,1) 685,7 168,6 102,1 (18,3) (21,0)

25

ANEXO III

Balanço Patrimonial Consolidado – R$ milhões

ATIVO 30/09/2015 31/12/2014

Circulante 3.559,8 2.629,0

Caixa e equivalentes de caixa 25,2 252,1

Títulos e valores mobiliários 233,3 92,7

Contas a receber 1.620,2 1.238,2

Estoques 34,8 31,5

Tributos a Recuperar 123,4 107,2

Parcela A e outros itens financeiros 682,5 577,5

Despesas Pagas Antecipadamente 13,8 14,4

Outros Ativos Circulantes 826,6 315,5

Não Circulante 8.071,4 8.300,5

Contas a Receber 176,0 147,0

Tributos Diferidos 480,8 463,7

Parcela A e outros itens financeiros 59,1 536,7

Ativo financeiro de concessões 2.653,6 2.446,4

Outros Ativos Não Circulantes 344,7 480,4

Investimentos 19,3 19,4

Imobilizado 262,8 266,3

Intangível 4.075,3 3.940,6

Ativo Total 11.631,2 10.929,5

PASSIVO 30/09/2015 31/12/2014

Circulante 8.413,9 2.640,6

Fornecedores 1.046,9 1.484,0

Obrigações Fiscais 192,0 236,4

Empréstimos e Financiamentos 3.602,9 458,5

Debêntures 3.003,8 75,8

Outras Obrigações 485,4 302,9

Dividendos e JCP a pagar 82,9 82,9

Não Circulante 771,1 5.807,4

Empréstimos e Financiamentos - 2.148,0

Debêntures - 2.821,9

Outras Obrigações 283,9 326,9

Provisões 487,2 510,6

Patrimônio Líquido 2.446,2 2.481,6

Capital Social Realizado 2.082,4 2.082,4

Reservas de Lucros 485,5 485,5

Reservas de Capital 7,3 7,3

Outros resultados abrangentes (93,5) (93,5)

Lucros/Prejuízos Acumulados -35,4 0,0

Passivo Total 11.631,2 10.929,5