1

Apresentação Apimec

Belo Horizonte28 de novembro de 2007

2

Light Energia(Geração)

Light Esco Ltda(Comercialização) Outros(**)

Light S.A.

(Holding)

Light S.E.S.A (*)(Distribuição)

Light Energia(Geração)

Light Esco Ltda(Trading)

Lightger(Novos Projetos)

Estrutura Corporativa

� 4a maior Companhia integrada do setor elétrico brasileiro

� 5a maior Companhia privada do setor de geração

� 3a maior distribuidora

(*) Inclui Light Overseas e LirEnergy

3

�Total de ações: 203.462.739.012 ações ordinárias escriturais (ON), sem valor nominal.

Composição Acionária: novo grupo controlador

AGCAndrade Gutierrez

Concessões

LUCELUCE do Brasil Fundo

de Investimento em Participações

PCPPCP Energia Participações

RMERio Minas EnergiaParticipações S.A.

LIGHT S.A.

25% 25% 25% 25%

52,2%BNDESPAR

MERCADO

33,7%

14,1%

Free Float: 47,8%

CEMIGCompanhia

Energética de Minas Gerais

4

História da Light

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Privatização

Companhia Aberta

Privatização da Eletropaulo

SplitEDF - AES

Controle da EDF

Light Novo Mercado

Aquisição pela Eletrobrás

Companhia Estatal

Início da Light

Companhia Privada

Pela 1ª vez na sua história, a Light é controlada por um grupo privado brasileiro

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5

- 3,8 milhões de clientes- Energia Faturada (UDM) - 18,333 GWh- 72% do consumo do Estado do Rio de Janeiro

(2° PIB do Brasil)- Receita Bruta (UDM) - R$8,0 bilhões- Receita Líquida (UDM) - R$5,3 bilhões

Segmento de DistribuiçãoLight SESA

� 3a maior Companhia de distribuição de energia do Brasil

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Reservatório de LajesUHE Fontes Nova132 MW

UHE Ilha dos Pombos187 MW

UHE UsinaSubterrânea NiloPeçanha380 MW

UHE Santa Branca56 MW

UHE Pereira Passos100 MW

Capacidade Instalada de Geração855 MW

Segmento de GeraçãoLight Energia

� 5ª maior companhia privada de geração hidrelétrica do Brasil

7

Novos Projetos em Geração

Novos Projetos de Geração

* Projeto Brownfield, usando a estrutura existente na usina de Fontes Velha

Ribeirão das Lajes (RJ)

de Lajes

Complexo

Rio Paraíbado Sul

2010

2010

2012

R$100 MM

R$28 MM

R$600 MM

21.5 MW

15 MW

110 MW

25 MW

18 MW

195 MW

PCHParacambi

PCH Lajes *

UHE Itaocara

Local Previsãode inícioCapexEnergia

AsseguradaCapacidade

InstaladaProjetos

8

Segmento de Comercialização e ServiçosLight Esco

Comercialização/Negociação de Energia no Mercado Livre�Comercialização: 278 GWh até Setembro de 2007 e um

portfólio de mais de 20 clientes: incluindo Unilever e AmBev;�Negociação: 892 GWh até Setembro de 2007 e um portfólio

de mais de 10 clientes: incluindo TV Globo e Gerdau.

Serviços e Infra-estrutura�Aluguel de geradores de Energia para os Jogos Pan-

Americanos;�Melhorias na Qualidade de estruturas elétricas para o

Sambódromo;�Gerenciamento da conexão de Alta Voltagem para a

indústria de envazamento;�Operação do “District Cooling” no Rio Office Park

� Energia Inteligente para um Desenvolvimento Sustentável

9

A Governança Corporativa

Fóruns dos ControladoresFóruns dos

Controladores

Grupo ControladorGrupo Controlador MinoritáriosMinoritários

Assembléia GeralAssembléia Geral

Conselho FiscalConselho Fiscal

Conselho de AdministraçãoConselho de

Administração

Comitê de Auditoria

Comitê de Auditoria

Comitê de Governança e

Sustentabilidade

Comitê de Governança e

Sustentabilidade

Comitê de Recursos Humanos

Comitê de Recursos Humanos

Comitê de Finanças

Comitê de Finanças

Comitê de GestãoComitê de Gestão

PresidênciaPresidência

Fóruns dos Acionistas

Fóruns de Interface

� 11 Conselheiros: 2 independentes e 1 representante dos empregados� 2 anos de mandato� Conselho Fiscal� Listada no Novo Mercado da Bovespa� Manual de Governança Corporativa

� 11 Conselheiros: 2 independentes e 1 representante dos empregados� 2 anos de mandato� Conselho Fiscal� Listada no Novo Mercado da Bovespa� Manual de Governança Corporativa

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Diretoria Executiva

GenteAna Matte

Desenv. da ConcessãoPaulo Born

EnergiaLeonardo

Lins

ClientesRoberto

Alcoforado

Ex-Presidente da Celpe

Ex-Diretor Executivo da Chesf

Ex-Vice-Presidente da DukeEnergy

Ex-Diretora Executiva da Telsul

CorporativoPaulo Pinto

JurídicoLuiz

CristofaroEx-Diretor Executivo da Motta Fernandes

Ex-Diretor Executivo da Eletrobras

PresidenteJosé Luiz Alquéres

Engenheiro. - Ex-Presidente da Alstom Brasil;- Ex-Diretor Executivo da BozanoSimonsen; - Ex-Presidente da Eletrobrás;- Ex-Diretor do BNDESPAR ; - Ex-Secretário Nacional de Energia;- Ex-Presidente da CERJ e; - Ex-Diretor Executivo da Light.

Economista. - Ex-Presidente da Globopar e;- Ex-Diretor financeiro da Petrobras.

VP Finanças e RIRonnie Vaz Moreira

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Missão e Valores

“Ser uma grande empresa brasileira comprometida com a sustentabilidade, respeitada e admirada pela excelência do serviço prestado a seus clientes e àcomunidade, pela criação de valor para seus acionistas e por se constituir em um ótimo lugar para se trabalhar”.

MISSÃO VALORES

� Foco nos Resultados

� Valorização do Mérito

� Coragem e Perseverança

� Comportamento Ético e Solidário

� Alegria

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CLIENTE LEAL

MÁQUINA EFICIENTE

RESULTADOS

COMPROMISSO COM O FUTURO

Plano de Transformação

13

Plano de Transformação

Status dos Projetos (150 subprojetos):

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Em andamento ou a iniciar conforme o cronograma

(88)

Finalizadas(47)

Risco de Atraso e

Atrasadas(8)

Suspensas/ Canceladas

(7)

14

CRESCIMENTO

EFICIÊNCIAEM GANHOS

RETORNO PARA OS ACIONISTAS

COMPROMISSO COM O FUTURO

Principais Objetivos Estratégicos

- Novos projetos em geração- Renegociação dos contratos iniciais de energia- Atividade de comercialização de energia- Plano de investimento do Estado do Rio de Janeiro- Estrutura sólida de capital

- Ações de redução de custos- Estratégia de prevenção de perdas- Aumento nas taxas de arrecadação- Terceirização das atividades de suporte- Venda de ativos não-relacionados à atividades fins

- Política de distribuição de dividendos- Valorização das ações- Listada no Novo Mercado da BOVESPA

- Melhora no relacionamento com o cliente- Recuperação da imagem institucional da Light- Um ótimo lugar para trabalhar- Foco na sustentabilidade

15

DESTAQUES OPERACIONAIS

16

Consumo de Energia Elétrica (GWh)

21.94423.323 23.006 23.673

30,1% 31,2%31,5%31,0%

15,7% 8,5%9,9%13,5%

23,9% 24,3%24,4%24,3%

13,0% 13,3% 13,5% 13,4%

17,3%17,9% 20,6% 22,6%

2004 2005 2006 UDM07

Residencial Industrial Comercial Outros Clientes do Livre Mercado

Crescimento da Distribuição de Energia

2.6% a.a.

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Programa de Investimento

Principais investimentos (2007-10)- Melhoramento da rede de média tensão;- Modernização dos centros de controle;- Automação de subestações e distribuição;- Padronização dos níveis de tensão;- Tecnologia contra perdas

* Não inclui investimentos em novos projetos de geração

Investimento em imobilizado e benfeitorias(R$ milhões)

347276 322

199

157

355

1.445

2004 2005 2006 2007 2008-10*

Realizado Previsto

18

96,9%97,2%

98,3%

93.0%

93.8%93.9%94.4%94.5%

93.5%93.6%

95.2%

93.5%

94.5% 94.8% 94.9%

96.9%96.4%

96.0%95.8%96.2%

94.6%

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

2006 2007

Evolução da Taxa de Arrecadação

Taxa de Arrecadaçãomédia móvel 12 meses

3T06 3T07 9M06 9M07Faturamento (R$ MM) 1.841 1.811 5.941 5.935Arrecadação (R$ MM) 1.668 1.790 5.491 5.900% 91% 99% 92% 99%

19

Evolução das Perdas de Energia

� Investimento de R$ 78 milhões na fase I do projeto de novas tecnologias para combate às perdas

� Aumento no número de inspeções, mais de 80 mil neste trimestre.

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20

Programa de Prevenção de PerdasConsumo de energia (base mensal)

(inclui clientes livres)

3.800.000 ClientesBT

46,3%

883 GWh398 GWh15 ClientesAT Livres

121 GWh23 ClientesAT Cativos

506 GWh6.962ClientesMT

26.5%

6.3%

20.9%

4.6%

41.7%

88 GWh22.000 ClientesBT - ST

Baixa Tensão- Priorização apoiada em aspectos regionais e econômicos - Medição Individual- Sistema de medição centralizado- Medição por telemetria- Rede multiplexada

Média Tensão- Instalação de encapsulados- Medição por telemetria-“Blindagem” de 45% dos clientes de médiatensão que representam 79% da

receita dessa classe

Faturamento (base mensal)

883 GWh3.800.000 ClientesBT

121 GWh23 ClientesAT Cativos

506 GWh6.962 ClientesMT

88 GWh22.000 ClientesBT - ST

5,6%

35,6%

8,5%

50,3%

21

� Perda Comercial média de 20%;

� Plano de medição nos 65 condomínios sem Balanço Energético

� Grupo de Trabalho focado em condomínios – a partir de Junho/2007.

� Proposta de instalação de Medição Eletrônica Individual, com Balanço Energético e Telemetria nos 35 Condomínios em 10.500 clientes.

Programa de Prevenção de Perdas – Segmentação BT

Condomínios de Classe AltaÁrea Tipo 1Condomínios Horizontais de Classe Alta

Área Tipo 2Renda Média bem Urbanizada

Área Tipo 3Renda Baixa Urbanizada

Área Tipo 4Renda Baixa de Urbanização Precária

Área Tipo 5Conjuntos Habitacionais

Área Tipo 6Prédios com Transformador dedicado

Área Tipo 7Grandes Clientes Comerciais BT

STClientes com medição indireta (TC’s)

Área Tipo 8Município do Interior como Área livre de informalidade

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Evolução da Qualidade do Serviço

� PRÊMIO IASC 2006: Light foi escolhida a segunda melhor distribuidora de energia elétrica da região sudeste

� Prêmio Eletricidade 2007, promovido pela revista “Eletricidade Moderna”

� DEC e FEC estão dentro do limite permitido pela ANEEL e são um dos mais baixos da região sudeste.

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23

Comitê de Governança

Corporativa e Sustentabilidade

Sustentabilidade

A Sustentabilidade é um compromisso firmado na missão da Light, e traduzido em sua gestão.

Econômico-Financeira

Social Ambiental

� NBR ISO 14001� SGA - Sistema de Gestão

Ambiental� Eficiência Energética� Gestão de resíduos

� Política de ativos intangíveis� Plano de Transformação� Classificação Investment Grade� Gestão de risco

� Adesão ao Pacto Global� Código de conduta� Acordo sobre Responsabilidade

Social

� OHSAS 18001� Instituto Light� Academia Light� Educação da

Comunidade� Seleção de parceiros

locais

�Inclusão no Índice de Sustentabilidade Empresarial

24

RESULTADOS FINANCEIROS

25

Receita LíquidaR$ milhões

3.752

3.664 1633.915

9M06 9M07

CustosR$ milhões

996 940

2.199 2.195

3383.534

3.135

9M06 9M07Não-gerenciáveis Gerenciáveis

-29,6%

-0,5%

+ 6,9%

Destaques FinanceirosJan a Set

26

Destaques FinanceirosJan a Set

EBITDAR$ milhões

710

1.032

372

869338

163

9M06 9M07

Lucro LíquidoR$ milhões

848

-244

254199

594

9M06 9M07

+ 177,6%

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4512�32��)������,)�)��06��

27

Custos Operacionais

� Melhor distribuição do OPEX entre a área relativa a atividades fins e a de suporte após a adoção da metodologia de “pacotes”

56% 47% 57% 62%

44% 53% 43% 38%

2004 2005 2006 E2007

atividades fins suporte

28

Perfil da Dívida

Classificado comoInvestment Grade

(S&P)brA-

(1) Dívida líquida = Dívida Total - Caixa, exceto Braslight

Curto Prazo

8%

Longo Prazo92% Moeda

Estrang.9%

Moeda Nacional

91%

Dívida Líquida1

R$ milhões

4.223

3.147

2.540

1.217

2004 2005 2006 set/07

-71,2%

29

Cronograma de Amortização*

(R$ milhões)

93 99139 128

299 346 342 303

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015-2024

Cronograma de Amortização

Custo Médio : US$ + 6,55% a.a.R$: 12,3% a.a.

Prazo Médio: 4,8 anos

Custo Médio : US$ + 6,55% a.a.R$: 12,3% a.a.

Prazo Médio: 4,8 anos

• Somente principal• Pró-forma, considerando a amortização de dívida em moeda estrangeira no valor de US$ 160 MM e captação de R$ 450 MM

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Retorno aos Acionistas: Reconhecimento da Transformação

�R$ 518 milhões em dividendos (yield de 8.3%)

�Política de dividendos - mínimo de 50%

R$ MMEnterprise Value 6.515Valor de Mercado 5.380Volume diário de negociações 8,5

Light x Ibovespa x IEE10/08/06 = 100 até 26/11/07

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

ago/0

6se

t/06

out/0

6no

v/06

dez/0

6jan

/07fev

/07mar/

07ab

r/07

mai/07

jun/07

jul/07

ago/0

7se

t/07

out/0

7no

v/07

Light81%Ibovespa58%

IEE34%

R$/ação10/08/06 14,2626/11/07 26,44

31

Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros.

As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação.

Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.

Aviso Importante

32

Reajuste Tarifário Light 2007

Reajuste Light 2007

+ 0,1%

Parcela A:Custos Não

Gerenciáveis

- 3,2%

Parcela B:Custos

Gerenciáveis

+ 5,6%

- 1,3%

- 1,9%

+ 4,7%

+ 0,9%

Adicionais Financeiros

Estrutural – Custos Gerenciáveis

Estrutural – Custos Não gerenciáveis

Adicionais Financeiros 2006

Percepção Média para o

Consumidor

- 5,40% - 4,79%+ =

33

Aumento médio de 5,6%

Reajuste Tarifário Light 2007Impacto no DRE

• Reduções nos custos não gerenciáveis (Parcela A) não têm qualquer impacto negativo no EBITDA

• Pelo contrário, impactam positivamente devido à redução da inadimplência e das perdas

= EBITDA

(-) PDD

(-) Provisões

(-) PMSO

= Margem de Contribuição

(-) Encargos (ESS, ONS, TFSEE)

(-) Custos de Transmissão

(-) Compra de Energia (CCEARs, Itaipu, Bilaterais)

= Receita Líquida

(-) Encargos (RGR, CCC, CDE, P&D, EE)

(-) Tributos (ICMS e PIS/COFINS)

Receita Bruta

DRE Light SESA

Parcela B

Parcela A

Componente Tarifário

38%62%

Queda Média de 3,2%

=Reajuste de 0,1%