Release de Resultados. EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 310 milhões no 2T12

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1 Release de Resultados 2T12 EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 310 milhões no 2T12 São Paulo, 25 de julho de A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. ( EDP Energias do Brasil ou Grupo ) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA (Código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros do segundo trimestre de 2012 (2T12). As informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram objeto de revisão por parte dos auditores independentes. Indicadores 2T12 2T11 Var. 1T12 Var. 6M12 6M11 Var. Econômico- Financeiro (R$ mil) Receita Operacional Líquida (1) ,4% ,1% ,6% Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 31,1% ( ) 12,7% ( ) ( ) 22,6% Margem Bruta (1) ,4% ,0% ,3% Gastos Gerenciáveis (2) ( ) ( ) -5,1% ( ) -4,2% ( ) ( ) 0,4% EBITDA (3) ,4% ,5% ,4% Lucro Líquido ,4% ,2% ,7% Capex ,7% ,7% ,6% Dívida Líquida ,5% ,9% ,5% Evolução do Mercado (GWh) Principais Indicadores Total Energia Distribuída ,7% ,2% ,5% Total Energia Vendida- Geração ,2% ,2% ,1% Total Energia Comercializada ,9% ,6% ,7% (1) Exclui receita de construção. (2) Exclui depreciação, amortização e custo de construção. (3) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização. Destaques Energia vendida a clientes finais nas distribuidoras: 3.824,2 GWh no 2T12, aumento de 5,4% em relação ao 2T11; Energia comercializada: 2.701,7 GWh no 2T12, 1,9% superior à do 2T11; Energia vendida pelas geradoras: 2.077,1 GWh no 2T12, com aumento de 2,2% em relação ao 2T11; Receita líquida consolidada excluindo receita de construção alcançou R$ 1.440,5 milhões no 2T12, 7,4% acima do 2T11; Gastos gerenciáveis (sem depreciação, amortização e custo de construção): R$ 197,3 milhões no 2T12, queda de 5,1% em relação ao 2T11; EBITDA: R$ 310,1 milhões no 2T12, redução de 26,4% em relação ao do 2T11. Considerando os ajustes de saldo regulatório, da provisão das receitas de ultrapassagem e os eventos não recorrentes, o EBITDA seria de R$ 413,0 milhões no 2T12. Lucro líquido: R$ 39,4 milhões no 2T12, redução de 69,4% em comparação ao 2T11. Considerando os ajustes de saldo regulatório e da provisão das receitas de ultrapassagem, o Lucro Líquido seria de R$ 143,2 milhões no 2T12. Endividamento bruto: R$ 3.781,3 milhões em junho de 2012, 4,6% acima de dezembro de 2011; Em abril de 2012, a Energest S.A. emitiu Debêntures no valor de R$ 120 milhões; Evento subsequente: no dia 08 de julho de 2012, a Energias do Brasil firmou um acordo com a MPX para assumir a gestão da obra da Usina Termelétrica Energia Pecém I. Desdobramento Total de ações Ações em tesouraria Free float (30/06/2012) Valor de mercado (30/06/2012) Antes (49%) R$ milhões Depois ações (49%) R$ milhões Teleconferência com Webcast em 26/07/2012 Português/Inglês: 15h Brasil: +55 (11) Dados para conexão: EUA: +1 (888) Outros: +1 (786)

2 Índice 1. Eventos do Período 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro Receita Operacional Líquida Deduções à Receita Operacional Gastos Operacionais Gastos Não-Gerenciáveis Gastos Gerenciáveis EBITDA Resultado Financeiro Lucro Líquido Endividamento Investimentos Desempenho por Área de Negócios Geração Distribuição Comercialização Mercado de Capitais Desempenho das Ações Capital Social Remuneração dos Acionistas Eventos Subsequentes 29 ANEXOS 31

3 1. Eventos do Período Desdobramento de Ações Ordinárias Em Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária ( AGOE ), realizada em 10 de abril de 2012, foi aprovada a proposta de desdobramento das ações ordinárias representativas do capital social da EDP Energias do Brasil, de forma que cada ação ordinária passou a ser representada por três ações de mesma espécie e com os mesmos direitos políticos e econômicos da ação desdobrada. A posição acionária considerada para este desdobramento de ações teve como base a data de10 de abril de Assim, os acionistas inscritos naquela data nos registros da Companhia tiveram direito ao recebimento das ações oriundas do desdobramento. Como decorrência do desdobramento, o capital social da Companhia passou a ser dividido em (quatrocentos e setenta e seis milhões, quatrocentas e quinze mil e seiscentas e doze) ações ordinárias, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal, sem que haja alteração do valor do capital social. Usina Termelétrica Energia Pecém I Desembolso de Financiamento Em abril de 2012 ocorreu novo desembolso do BNDES para o projeto da Usina Termelétrica Energia Pecém I. O montante desembolsado foi de R$ 60 milhões, para 100% do projeto. Usina Termelétrica Energia Pecém I - Aprovação da ANEEL para Alteração do Cronograma de Implantação Em abril de 2012 a ANEEL aprovou a alteração do cronograma de implantação da Usina Termelétrica Energia Pecém I, bem como da data de início de suprimento prevista nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR). Em Reunião Pública Ordinária da Diretoria, realizada em 27 de março de 2012, a ANEEL aprovou, por unanimidade, a postergação para até 23 de julho de 2012 da entrada em operação comercial das duas unidades geradoras da Usina Termelétrica Pecém I. Emissão de Debêntures Energest S.A. Em abril de 2012, a Energest S.A. emitiu Debêntures no valor de R$ 120 milhões. As Debêntures possuem prazo final de 5 anos, pagamento de juros semestrais e amortizações no final do 4 e 5 ano. A emissão obteve classificação d e crédito Aa1.br pela Agência Moody s e seu custo foi definido em processo de bookbuilding em CDI + 0,98% a.a.. Alienação de participação societária na controlada Evrecy Participações Ltda. A EDP - Energias do Brasil informou ao mercado no dia 28 de maio que assinou um instrumento particular de venda de 100% da Evrecy Participações Ltda. à Cteep pelo valor total de R$ 58 milhões. A Evrecy é uma empresa prestadora de serviços de transmissão de energia cuja origem se deu a partir da cisão de ativos de geração e transmissão da Escelsa em 2005, sendo detentora de 154 km de linhas de transmissão entre os estados do Espírito Santo e Minas Gerais e de uma subestação. Conforme o fato relevante, o negócio "insere-se no planejamento estratégico traçado pela EDP de concentrar sua atuação nos segmentos de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica, com a alienação de ativos não relacionados ao seu negócio principal". A efetivação da operação está condicionada à obtenção de aprovação prévia da ANEEL, quando então o resultado da operação será contabilizado na Companhia. 3

4 2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1. Receita Operacional Líquida Composição da Receita Líquida* - 2T12 Receita Líquida (R$ milhões)* Comercialização 19% % 304 Distribuição 61% -3% Geração 20% 18% T11 2T12 Geração Distribuição Comercialização Outros *Não considera as eliminações intragrupo de R$ 142 milhões no 2T12 e R$ 135 milhões no 2T11 e receita de construção de R$ 84 milhões no 2T12 e R$ 134 milhões no 2T11. No 2T12, a receita operacional líquida consolidada atingiu R$ 1.524,1 milhões e apresentou aumento de 3,3%, em comparação ao mesmo período do ano anterior. Excluindo a receita de construção, a receita operacional do 2T12 foi de R$ 1.440,5 milhões, 7,4% superior ao 2T11. No acumulado do ano a receita operacional liquida atingiu R$ 2.963,5 milhões, 3,6% superior ao ano de Excluindo a receita de construção, a receita operacional nos 6M12 foi de R$ 2.879,8 milhões, 5,6% superior ao mesmo período do ano anterior. Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram: Na Geração O volume de energia vendida pelas geradoras do grupo no 2T12 alcançou 2.077,1 GWh, com aumento de 2,2% em relação ao 2T11. O volume acumulado de energia vendida em 2012 totalizou 4.179,2 GWh, com aumento de 4,1% em relação a O preço médio da geração foi de R$ 152,02/MWh no 2T12, 15,0% superior ao verificado no 2T11, devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada entre os períodos, além do início da vigência de novos contratos. Aumento consolidado de R$ 23,7 milhões em Energia de Curto Prazo em função de aumento dessa receita principalmente em Enerpeixe e Lajeado, devido ao aumento do preço de venda da sobra de energia gerada decorrente do aumento do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no 2T12 (preço médio de R$ 164,04/MW) comparado ao 2T11 (R$ 20,45/MW). Na Distribuição O volume de energia vendida a clientes finais alcançou 3.824,2 GWh, com aumento de 5,4% no 2T12 (+2,7% na EDP Bandeirante e +10,2% na EDP Escelsa). O volume de energia em trânsito (clientes livres e concessionárias) alcançou 2.308,3 GWh no 2T12, com redução de 2,2% em relação ao 2T11 (-2,0% na EDP Bandeirante e -2,6% na EDP Escelsa), refletindo as paradas para manutenção e a retomada de autoprodução de grandes clientes no Espírito Santo e o arrefecimento da produção industrial em São Paulo. Receita de disponibilização do sistema de distribuição no 2T12 manteve-se estável (+0,1%) em relação ao 2T11 (-3,4% na EDP Bandeirante e +5,3% na EDP Escelsa), alcançando R$ 732,5 milhões. A redução na EDP Bandeirante deve-se, principalmente, ao arrefecimento do mercado industrial, enquanto na EDP Escelsa o aumento da TUSD é decorrente, principalmente do aumento do consumo de clientes cativos, além do reajuste tarifário ocorrido em agosto de Redução de R$ 13,4 milhões na rubrica de Fornecimento Não Faturado, uma vez que houve maior número de dias efetivamente faturados no período na EDP Bandeirante e (+2,8 dias) e na EDP Escelsa (+1,2 dia). 4

5 A EDP Bandeirante provisionou montante de R$ 28,6 milhões referente ao faturamento de Receita por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente, de 23 de outubro de 2011 a 30 de junho de 2012, uma vez que, no dia 19 de junho de 2012, decisão judicial restabeleceu a eficácia da Resolução Normativa ANEEL nº 463/11, que estipula a contabilização dessas receitas como Obrigações Especiais em Curso. Na opinião dos assessores jurídicos da Companhia, a probabilidade de perda dessa ação é remota, no entanto, dada a vigência da RN 463, foi efetuado o registro contábil da Obrigação Especial sem qualquer efeito no caixa da Companhia. Incremento médio de 2,6% da tarifa na EDP Escelsa no 2T12 em comparação ao 2T11, principalmente em função do reajuste tarifário aplicado em agosto de 2011, que trouxe incremento real de 2,97% às tarifas vigentes. Incremento médio de 1,4% da tarifa na EDP Bandeirante no 2T12 em comparação ao 2T11, em função do aumento de consumo excedente de energia e demanda, além de maior evolução do consumo das classes residencial e comercial que apresentaram tarifas mais altas.. Na Comercialização: O volume de energia comercializada totalizou 2.701,7 GWh no 2T12, com aumento de 1,9% em comparação ao 2T11, impulsionado pela elevação de 40% nas negociações de longo prazo no período. O preço médio de venda praticado pela comercializadora do Grupo aumentou 28,9% em relação ao 2T11, devido, principalmente, ao incremento do PLD médio do 2T12 frente ao 2T11. Outras Receitas Operacionais: O aumento de 15,9% entre os períodos comparados deve-se, principalmente, à receita de arrendamento da usina de Lajeado, cujas premissas de cálculo, vinculadas à inflação, sofreram atualizações. Receita Operacional Líquida (R$ mil) 2T12 2T11 Var. 6M12 6M11 Var. Clientes Cativos ,1% ,6% Residencial ,1% ,7% Industrial ,7% ,6% Comercial ,4% ,2% Rural ,7% ,7% Outros ,6% ,6% (-) Transferência para TUSD - clientes cativos (1) ( ) ( ) 1,3% ( ) ( ) 3,9% Fornecimento não Faturado (11.988) n.d. (7.141) n.d. Total Fornecimento ,7% ,6% Suprimento de Energia elétrica ,4% ,4% Energia de curto prazo ,1% ,9% Comercialização ,4% ,7% Total Suprimento ,9% ,0% Fornecimento e suprimento ,2% ,5% Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) ,3% ,0% Receita de construção ,8% ,8% Outras receitas operacionais ,9% ,3% Sub-total ,1% ,3% (-) Deduções à receita operacional ( ) ( ) 12,6% ( ) ( ) 12,0% Receita operacional líquida ,3% ,6% Receita operacional sem construção ,4% ,6% (1) Em atendimento às determinações da ANEEL, esta rubrica se refere à parcela faturada dos clientes cativos correspondente à tarifa de uso do sistema de distribuição, anteriormente apresentada integralmente em Fornecimento de Energia Elétrica e passou a ser apresentada em Disponibilização do Sistema de Distribuição Deduções à Receita Operacional No 2T12, as deduções à receita totalizaram R$ 404,2 milhões, com aumento de 12,6% sobre o mesmo período do ano anterior. A variação é explicada, principalmente, por: 5

6 Aumento de 12,9% (R$ 9,4 milhões) no encargo de CCC (Conta de Consumo de Combustível), por acréscimo do encargo estipulado pelo regulador nas datas de revisão e reajuste tarifários das distribuidoras, considerando alteração na sistemática do cálculo e reembolso deste encargo. Aumento de 9,6% (R$ 5,4 milhões) na conta de CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), pelo acréscimo do encargo estipulado por decisão da ANEEL. Para as concessionárias de distribuição, as quotas anuais da CDE para o ano de 2012 são obtidas por atualização da quota do ano de 2011, observando-se dois componentes: crescimento de mercado (cativo e livre) e a variação do IPCA de setembro de 2010 a agosto de 2011; Aumento de R$ 10,6 milhões no encargo de RGR (Reserva Global de Reversão), devido à devolução do encargo no 2T11 na Energest em face de pagamento a maior em 2010 e a não constituição da reserva até setembro de A constituição da RGR estava prevista por lei com prazo de vigência até dezembro/2010. No entanto, a constituição dessa reserva foi prorrogada por Medida Provisória até Aumento de 8,6% (R$ 17,7 milhões) em PIS/COFINS, proporcional ao aumento da receita operacional total. Deduções à receita operacional 2T12 2T11 Var. 6M12 6M11 Var. P&D (12.133) (12.006) 1,1% (23.785) (24.415) -2,6% Outros encargos (13.767) (11.650) 18,2% (27.441) (23.485) 16,8% CCC (81.916) (72.555) 12,9% ( ) ( ) 12,9% CDE (61.184) (55.820) 9,6% ( ) ( ) 9,6% RGR (11.421) (849) 1245,2% (23.611) n.d. PIS/COFINS ( ) ( ) 8,6% ( ) ( ) 6,9% ICMS (540) (520) 3,8% (1.099) (992) 10,8% ECE e EAEEE - repasse para CBEE 0 0 n.d. 0 0 n.d. ISS (237) (137) 73,0% (462) (360) 28,3% Total ( ) ( ) 12,6% ( ) ( ) 12,0% 2.2. Gastos Operacionais Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, totalizaram R$ 1.214,9 milhões no 2T12, o que representa aumento de 21,1% sobre o 2T11. Gastos Operacionais (R$ milhões) Composição dos Custos Operacionais - 2T12 Gerenciáveis 17% 2T11 2T12 Não- Gerenciáveis 83% Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação e custos de construção Gastos Não-Gerenciáveis Os gastos não-gerenciáveis estão relacionados à compra de energia, encargos de uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da ANEEL que, em conjunto, somaram R$ 933,0 milhões, com crescimento de 31,1% no 2T12 em relação ao mesmo período do ano anterior. 6

7 Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil) 2T12 2T11 Var. 6M12 6M11 Var. Energia Comprada para Revenda ( ) ( ) 37,9% ( ) ( ) 27,0% Moeda estrangeira - Itaipu ( ) (85.483) 28,8% ( ) ( ) 16,4% Moeda nacional ( ) ( ) 39,6% ( ) ( ) 29,0% Encargos de uso e conexão ( ) ( ) 8,0% ( ) ( ) 8,0% Outros (12.557) (11.181) 12,3% (28.779) (25.885) 11,2% Taxa de Fiscalização (4.005) (3.462) 15,7% (7.591) (6.919) 9,7% Compensações Financeiras (8.552) (7.719) 10,8% (21.188) (18.966) 11,7% Total dos Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 31,1% ( ) ( ) 22,6% A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 754,8 milhões, com incremento de 37,9% em relação ao 2T11, em função do maior volume de contratos para atendimento a clientes cativos, além de aumento do preço médio de compra de energia, reajustado pelas variações do IPCA e IGP-M e aumento do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD devido a uma condição hidrológica menos favorável. O valor da energia comprada de Itaipu apresentou aumento de R$ 24,6 milhões, apesar da diminuição do volume, em função da elevação do preço médio de aquisição no 2T12 (R$ 106,4) comparado ao 2T11 (R$ 84,3), principalmente em virtude da valorização de 23,0% do dólar médio no 2T12, comparado ao 2T11 e dos reajustes de contrato. Nas compras de energia em moeda nacional destaca-se: Na Distribuição: Aumento do PLD, que atingiu seu valor máximo do ano no mês de abril, refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. O PLD é formado por um modelo estatístico definido pelo ONS com o objetivo de otimizar a exploração das usinas no Brasil, influenciado pelo nível dos reservatórios de água no país e pela expectativa hidrológica de curto prazo. Quando o PLD atinge um valor acima do custo variável de geração térmica, as mesmas passam a ser despachadas com o objetivo de manter o equilíbrio do sistema. Em decorrência do aumento do PLD, os preços de compra de energia aumentaram no 2T12 constituindo-se uma CVA positiva de R$ 78 milhões no trimestre, passível de recuperação nos reajustes tarifários futuros (R$ 65 milhões na EDP Bandeirante e R$ 13 milhões na EDP Escelsa). Além disso, também contribuíram para o aumento dos custos, o início de suprimento de dois novos produtos (conjunto de contratos oriundos de um mesmo leilão de energia, com mesmo período de suprimento e fonte de energia) em janeiro de 2012, necessários ao atendimento do crescimento do mercado. Na Geração: No 2T12 foram realizadas menos compras de energia do que no mesmo período de 2011, devido à redução de volume de contrato de compra entre períodos comparáveis. Os encargos de uso e conexão apresentaram aumento de 8,0% no 2T12 quando comparado ao 2T11. Esse aumento decorre, principalmente, de acréscimo nos encargos de geração, que apresentaram aumento de 17,7% no período, em decorrência de elevação nas tarifas e na demanda contratada em 2012 frente a A variação de 15,7% no 2T12 na taxa de fiscalização foi decorrente, principalmente, da elevação de 62,9% na geração devido a ajuste de lançamento contábil que será compensado no próximo trimestre. As compensações financeiras tiveram acréscimo de 10,8% no 2T12 em razão do crescimento da geração realizada no período (+2,6% em relação ao 2T11, alcançando 1.819,4 GWh), base para cálculo desse encargo, além do aumento da tarifa anual (+6,6%) utilizada para a apuração do valor Gastos Gerenciáveis Os gastos gerenciáveis totalizaram R$ 197,3 milhões, com redução de 5,1% no 2T12 em relação ao 2T11. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros. Os gastos gerenciáveis no acumulado apresentaram aumento de 0,4%, enquanto a inflação acumulada ficou em 5,1% (IGPM) e 4,9% (IPCA). 7

8 Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 2T12 2T11 Var. 6M12 6M11 Var. Pessoal (69.647) (66.330) 5,0% ( ) ( ) 15,9% Material (6.292) (6.761) -6,9% (12.588) (11.911) 5,7% Serviços de terceiros (84.932) (77.380) 9,8% ( ) ( ) 12,5% Provisões (15.583) (19.166) -18,7% (29.973) (34.155) -12,2% Outros (20.800) (38.220) -45,6% (32.773) (68.096) -51,9% Total PMSO ( ) ( ) -5,1% ( ) ( ) 0,4% Custo com construção da infraestrutura (83.619) ( ) -37,8% (83.619) ( ) -37,8% Depreciação e amortização (84.581) (83.564) 1,2% ( ) ( ) -9,3% Total dos gastos gerenciáveis ( ) ( ) -14,2% ( ) ( ) -9,2% IGP-M (últimos 12 meses)* 5,1% IPC-A (últimos 12 meses)** 4,9% * Fonte: FGV **Fonte: IBGE As principais variações no 2T12 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo: Aumento de R$ 3,3 milhões na conta de gastos com Pessoal (+5,0%), com destaque para os seguintes fatores: (i) Reajuste salarial médio de 8,4% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em maiores encargos sobre folha de pagamento, além de movimento de primarização de mão de obra nas áreas comercial e técnica das distribuidoras (+R$ 4,6 milhões); (ii) Efeito não recorrente referente ao crédito SAT (Seguro de Acidente de Trabalho) sobre ação judicial relativa aos anos de na EDP Escelsa devido a pagamentos a maior em períodos anteriores (-R$ 4,0 milhões); (iii) Efeito não recorrente da reestruturação organizacional da Unidade de Negócio de Distribuição ainda relacionado aos desligamentos ocorridos no 1T12 (+R$ 2,0 milhões, dos quais R$ 0,7 milhão na EDP Bandeirante e R$ 1,3 milhão na EDP Escelsa); (iv) Incremento dos gastos com benefícios (vale alimentação, refeição e convênio farmácia) em decorrência da aplicação do índice de reajuste e maior número de colaboradores no grupo (+R$ 1,8 milhão); e (v) Menor pagamento de PLR (-R$ 1,5 milhão) Na conta Materiais, o decréscimo de 6,9%, deve-se, principalmente, à redução no número de ocorrências emergenciais e redução da execução de serviços de rede com impacto na redução de consumo de materiais. No item Serviços de Terceiros, o incremento de R$ 7,5 milhões (+9,8%) entre os trimestres deve-se a: (i) Efeito da primarização na EDP Bandeirante, com redução das equipes prestadoras de serviço e redução de atividades de manutenção de rede e volume de podas, além de finalização de projetos técnicos (-R$ 3,8 milhões); (ii) Gastos com reforma e melhoria das instalações da regional de São José dos Campos e da sede administrativa em São Paulo (+R$ 1,7 milhão); (iii) Gastos não recorrentes com publicidade e comunicação interna (+R$ 2,0 milhões); (iv) Repasse dos reajustes contratuais de prestadores de serviços e contratação de novos sistemas de informática (+ R$ 4,0 milhões); (v) Maior pagamento de serviços de consultoria (+R$ 3,2 milhões); (vi) Incremento nos custos do serviço de leitura e faturamento devido ao crescimento da base de clientes (+R$ 1,2 milhão); e (vii) Menor pagamento de assessoria jurídica (-R$ 1,1 milhão). No item Provisões, a queda de 18,7% no 2T12 em relação ao 2T11 reflete, principalmente: (i) Efeito não recorrente no 2T11 em função de mudança de classificação de risco de perda de possível para provável do litígio em curso entre as empresas EDP Bandeirante e White Martins S.A., referente ao aumento das tarifas no período de vigência do Plano Cruzado (-R$ 25,1 milhões); (ii) Incremento de provisão na rubrica de devedores duvidosos devido a reversão do montante de parcelamento, em 2T11, em função da nova metodologia de análise de risco de clientes nas distribuidoras (+R$ 20 milhões); (iii) Constituição de PDD de contas principalmente nas classes Residencial e Industrial (+R$ 4,0 milhões); e (iv) Baixa de PDD na EDP Escelsa relacionado ao período do Plano Cruzado (-R$ 0,7 milhão). 8

9 O decréscimo de R$ 17,4 milhões na rubrica Outros é resultado principalmente pelos seguintes fatores: (i) Efeito não recorrente, relativo à venda de imóveis na EDP Bandeirante (-R$ 0,6 milhão); (ii) Baixas associadas a desativações de imobilizado realizadas em 2011, majoritariamente nas distribuidoras (-R$ 6,7 milhões); (iii) Gastos a maior com aluguéis e condomínio de imóveis em função dos reajustes contratuais e necessidades de novas locações para lojas de atendimento ao cliente na distribuição conforme Resolução da ANEEL nº 414 (+R$ 0,6 milhão); (iv) Crédito referente à recontabilização do inventário de estoque na EDP Energest (-R$ 4,8 milhões). A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 84,6 milhões no 2T12, com aumento de 1,2% em relação ao mesmo período de ,9% PMSO / Margem Bruta 37,8% 33,3% 34,2% 35,9% 33,0% 33,7% 38,9% T11 1T12 2T EBITDA No 2T12, o EBITDA atingiu R$ 310,1 milhões, redução de 26,4% em relação ao mesmo período do ano anterior. Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 245,1 milhões no 2T12, aumento de 23,2% em relação ao 2T11, em decorrência, principalmente, do aumento do preço do PLD com impacto positivo na receita das geradoras. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 85,2 milhões no 2T12, redução de 61,9% em relação ao 2T11, resultado da queda de 40,0% na margem bruta em função do aumento de gastos não gerenciáveis no período face à elevação do custo de aquisição de energia. Esse efeito foi intensificado pelo congelamento tarifário na EDP Bandeirante. Considerando o efeito da devolução retroativa, o saldo de ativos e passivos regulatórios e a exclusão da provisão da receita de Receita de ultrapassagem, o EBITDA da Distribuição seria de R$ 190,8 milhões. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 2,8 milhões no 2T12, com redução de 74,0% em relação ao 2T11, devido, principalmente, ao incremento de gastos não gerenciáveis relacionados à compra de energia para revenda impactada pelo aumento do PLD. Composição do EBITDA - 2T12 Distribuição 25,6% Comercialização 0,9% Geração 73,5% 9

10 EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%) 31,4% ,5% 310 2T11 2T12 * Margem EBITDA exclui receita de construção Formação do EBITDA (R$ milhões) (122) EBITDA 2T11 Margem Bruta Gastos Gerenciáveis* EBITDA 2T12 * Exclui depreciação e amortização Impactos do EBITDA 2T12 2T11 6M12 6M11 EBITDA Reportado em IRFS Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem de 23/10/2011 a 31/03/ Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem referente ao 2T Efeito Não Recorrente de Provisões para Contingências - Plano Cruzado Efeito Não recorrente referente ao crédito SAT (Seguro de Acidente de Trabalho) (4.000) Efeito Não Recorrente da Alienação de Imóveis (600) - (15.600) - Reestruturação Organizacional da Unidade de Negócio de Distribuição Devolução Retroativa da Revisão Tarifária da EDP Bandeirante (50.543) - ( ) - Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios (8.656) (34.786) EBITDA Pro forma + Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios

11 2.4. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ mil) 2T12 2T11 Var. 6M12 6M11 Var. Receita Financeira ,7% ,9% Receitas de aplicações financeiras ,8% ,2% Variação monetária e acréscimo ,9% ,1% SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis ,1% ,9% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (649) (229) 183,4% ,2% Outras Receitas (7.862) n.d ,0% Despesa Financeira (94.637) ( ) -36,2% ( ) ( ) -22,7% Variação monetária e acréscimo moratório (21.118) (62.394) -66,2% (34.244) (91.838) -62,7% Encargos de dívidas ( ) (96.175) 16,9% ( ) ( ) 12,0% Benefícios pós-emprego (6.732) (5.254) 28,1% (13.462) (10.602) 27,0% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (17.045) n.d. (8.682) (22.174) -60,8% Outras Despesas ,6% ,7% Resultado Cambial Líquido (17.483) n.d. (13.218) n.d. Total (80.588) (86.937) -7,3% ( ) ( ) -14,6% O resultado financeiro líquido consolidado no 2T12 foi negativo, totalizando R$ 80,6 milhões, com redução de 7,3% em comparação ao 2T11. O resultado financeiro foi composto por: (i) receita de R$ 31,5 milhões, 46,7% abaixo do 2T11, (ii) despesa de R$ 94,6 milhões, 36,2% inferior à do 2T11, e (iii) resultado cambial líquido negativo de R$ 17,5 milhões, em comparação a R$ 2,3 milhões positivos no 2T11. Os principais fatores que levaram à variação positiva de R$ 6,3 milhões no resultado financeiro no comparativo trimestral estão descritos a seguir: Receita Financeira (i) Redução da receita de aplicações financeiras em função de menor saldo de caixa e disponibilidades entre os períodos e redução das taxas de juros vigentes (-R$ 3,4 milhões); (ii) Menor receita financeira com depósitos judiciais em função da queda da taxa de juros média entre os períodos (-R$ 10,4 milhões); (iii) Reclassificação de penalidades aplicadas a geradoras por conta de não geração de energia de biomassa contratada e de indisponibilidade do resultado financeiro para gastos não gerenciáveis - compra de energia (-R$ 7,9 milhões). Despesa Financeira (i) Maior despesa de variação monetária de energia comprada devido ao aumento da tarifa média de Itaipu face à valorização do dólar no período (-R$ 3,3 milhões); (ii) Menor despesa financeira devido a efeito não recorrente no 2T11 na EDP Bandeirante, em função de atualização monetária do passivo relacionado a litígio em curso com a empresa White Martins S.A. (+R$ 52,3 milhões); (iii) Maior despesa de atualização monetária do uso de bem público (-R$ 2,4 milhões); (iv) Maior despesa referente a atualizações monetárias do programa de REFIS (programa de consolidação de débitos) da Secretaria da Receita Federal, uma vez que a consolidação dos números pela receita ocorreu no 2T11 gerando benefício não recorrente naquele trimestre (-R$ 4,7 milhões); (v) Aumento de 16,9% da despesa de encargos devido a maior saldo de dívida no período (-R$ 16,2 milhões); (vi) Menor despesa financeira de marcação a mercado de instrumentos financeiros relativos ao hedge da dívida em dólar da Usina Termelétrica Energia Pecém I (+R$ 26,9 milhões). Resultado Cambial Resultado negativo de variação cambial em moeda estrangeira de R$ 17,5 milhões, frente a resultado positivo de R$ 2,3 milhões no 2T11, com redução de R$ 19,8 milhões. O dólar encerrou o 2T12 cotado a R$ 2,02 em comparação a R$ 1,56 no encerramento do 2T11, valorizando-se 29,5% (cotações de fechamento trimestrais) e reduzindo o resultado cambial. Isso, contudo, foi compensado por ganhos líquidos de operações de swap e hedge. 11

12 2.5. Lucro Líquido O lucro líquido consolidado do 2T12 totalizou R$ 39,4 milhões, 69,4% inferior ao mesmo período do ano anterior. Além dos efeitos demonstrados no EBITDA, o lucro também foi impactado pelos efeitos do resultado financeiro, pela participação de minoritários e pelo Imposto de Renda (IR) diferido que afetou a alíquota efetiva do tributo no período, conforme demonstrado no gráfico abaixo. A diferença de 13 p.p. na alíquota de IR/CS do 2T12 em relação ao 2T11 Alíquota IR refere-se principalmente à adoção de regra contábil em consonância com a instrução CVM 371/2002 que limita o reconhecimento de créditos fiscais 38% diferidos para algumas empresas do grupo por não haver expectativa de compensação/realização desses créditos nos próximos exercícios. Se essas 25% empresas passassem a reconhecer o montante de IR/CS diferidos, o IR/CS total seria acrescido em, aproximadamente, R$ 15 milhões e a alíquota efetiva estaria em linha com o histórico em comparação com o mesmo período do ano anterior. No acumulado do ano, a alíquota efetiva de IR deve retornar aos patamares históricos de exercícios anteriores. 2T12 2T11 Considerando o efeito da devolução retroativa, o saldo de ativos e passivos regulatórios e a exclusão da provisão da Receita de Ultrapassagem, o lucro líquido seria de R$ 143,2 milhões, comparados a R$ 120,4 milhões no 2T11. Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* 9,6% 2,7% T11 2T12 * Margem Líquida exclui receita de construção Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) 129 (122) (1) Lucro Líquido 2T11 Margem Bruta Gastos Gerenciáveis Deprec. & Amort. Resultado Financeiro Outros Resultados* IR e CS Lucro Líquido 2T12 * Inclui resultado das participações societárias, participações de minoritários e partes beneficiárias. 12

13 3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.781,3 milhões em 30 de Junho 2012, 3,9% acima do verificado em 31 de março de 2012 (R$ 3.639,4 milhões), resultante, principalmente, da conclusão da oferta de R$ 120 milhões em debêntures da Energest e de desembolsos adicionais do empréstimo ponte para a construção da UHE Jari. Do total da dívida bruta, em 30 de Junho de 2012, 10,3% estavam denominados em moeda estrangeira, 100% dos quais protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de hedge EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém Jari Empréstimos Debêntures A dívida líquida, considerando o valor de R$ 699,3 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 3.081,9 milhões em 30 de junho de 2012, aumento de 10,9% em relação a março de 2012 (R$ 2.780,1 milhões), devido à queda de 18,6% (R$ 160,0 milhões) no saldo de caixa e disponibilidades em comparação a março de O custo médio da dívida do Grupo em junho de 2012 era de 9,44% ao ano, em comparação a 9,7% em março de 2012, levandose em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. A queda do custo em relação ao trimestre anterior resulta, essencialmente, da queda do CDI em 0,7 p.p. entre março/2012 e junho/2012, em função da queda da taxa Selic para 8,5% a.a no período. O prazo médio da dívida consolidada aumentou para 4,8 anos em junho de 2012 em comparação a março de 2012 (4,5 anos). A dívida de curto prazo, em 30 junho de 2012, representava 14,5% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 548,8 milhões, em comparação a R$ 533,8 milhões do final de março de 2012, com aumento de 2,8%. Desse montante, R$ 229,8 milhões são referentes à distribuição e R$ 319,0 milhões à geração. O montante de R$ 156,3 milhões relativo ao endividamento de curto prazo da Usina Termelétrica Energia Pecém I inclui o início da amortização dos financiamentos captados junto ao BID e BNDES, encargos financeiros e provisão de instrumentos de hedge com vencimento no curto prazo C.P L. P. Dívida Bruta Jun.2012 (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida Jun

14 Dívida Bruta por Indexador (30/06/2012) Dívida Bruta Curto / Longo -prazo TJLP 43,6% Pré Fixada 14,8% 84% 85% CDI 41,6% 16% 15% 31/12/ /06/2012 Curto Prazo Longo Prazo Composição da Dívida Circulante (R$ milhões) EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém 2012 Cronograma de Vencimento da Dívida (R$ milhões) Disponibilidade (Jun/12) Após 2015 * Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge 14

15 O desembolso de R$ 153,9 milhões até o segundo trimestre de 2012 da linha de crédito referente ao empréstimo-ponte para construção da UHE Santo Antônio do Jari e o montante de R$ 300 milhões emitidos em debêntures para financiamento da compra da usina têm vencimento em 2013 e compõem a dívida de R$ 828 milhões a vencer nesse ano. O empréstimo-ponte deve ser substituído por financiamento de longo prazo, já submetido à análise do BNDES. A relação dívida líquida/ebitda encerrou o 2T12 em 2,2X. Dívida Líquida/EBITDA 1,4 x 1,5 x 1,5 x 1,8 x 1,9 x 2,2 x Mar/11 Jun/11 Set/11 Dez/11 Mar/12 Jun/12 Composição do Capex - 2T12 4. Investimentos Os investimentos totalizaram R$ 177,8 milhões no 2T12 e estão divididos em: distribuição (R$ 21,8 milhões), geração (R$ 155,3 milhões) e outros (R$ 735 mil). Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros no montante de R$ 1,4 milhão na EDP Bandeirante e R$ 1,3 milhão na EDP Escelsa e deduzidos de obrigações especiais, sendo R$ 32,3 milhões na EDP Bandeirante e R$ 12,5 milhões na EDP Escelsa. A inversão do sinal no valor de investimento líquido de obrigações especiais da EDP Bandeirante foi devida à contabilização como obrigações especiais em curso, retroativa à data contratual de revisão tarifária da EDP Bandeirante (27/10/2011), do faturamento de Receita de Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente. Desconsiderando as obrigações especiais e as receitas de ultrapassagem, o valor de investimento das distribuidoras é de R$ 66,5 milhões (R$ 31,9 milhões na EDP Bandeirante e R$ 34,6 milhões na EDP Escelsa). Desse modo, o valor bruto de investimentos em distribuição sem juros capitalizados no 2T12 totalizou R$ 63,8 milhões, 11,9% abaixo do realizado no 2T11. Geração 87,3% Distribuição 12,2% Outros 0,4% Composição do CAPEX (R$ milhões) T T12 Geração Distribuição Outros No segmento de geração, entre os trimestres comparáveis, os investimentos foram alocados, principalmente, na construção da Usina Termelétrica Energia Pecém I (62,8%) e na UHE Santo Antônio do Jari (31,8%). As demais variações são detalhadas abaixo: (i) Energest: A redução dos investimentos no 2T12 ocorreu, principalmente, por recebimento de crédito de indenização de seguro de R$ 2,8 milhões referente à inundação ocorrida na PCH Francisco Grós em O crédito de seguro será compensado com a realização do investimento. (ii) Lajeado/Investco: A inversão do sinal nos investimentos foi devida ao recebimento de indenização de, aproximadamente, R$ 1,5 milhão de seguro relacionado ao sinistro de transformadores na usina, registrado contra a conta de imobilizado em curso. O processo de recomposição dos equipamentos avariados está em andamento, porém a usina opera normalmente com a 15

16 utilização de equipamentos oriundos da reserva técnica operacional do grupo. Desconsiderando essa reversão de seguros, o valor do investimento seria de R$ 1,2 milhão. Investimentos (R$ mil) (1) 2T12 2T11 % 6M12 6M11 % Distribuição ,2% ,9% EDP Bandeirante (2) (338) n.d ,8% EDP Escelsa ,5% ,8% Geração ,3% ,1% Enerpeixe ,6% ,3% Energest Consolidado ,5% ,1% Lajeado / Investco (556) 452 n.d. (287) 418 n.d. Pecém ,6% ,8% Jari n.d n.d. Outros ,9% ,8% Total ,7% ,6% Investimentos - Distribuição 2T12 2T11 % 6M12 6M11 % EDP Bandeirante Valor Liquido de Obrig. (338) n.d ,8% (+) Obrigações Especiais ,0% ,5% Valor Bruto ,6% ,1% (-) Juros Capitalizados (3) (1.445) (2.166) -33,3% (2.821) (6.319) -55,4% Valor Bruto sem Juros ,9% ,2% EDP Escelsa Valor Liquido de Obrig ,5% ,8% (+) Obrigações Especiais ,7% ,6% Valor Bruto ,5% ,2% (-) Juros Capitalizados (3) (1.263) (2.354) -46,4% (2.537) (4.984) -49,1% Valor Bruto sem Juros ,6% ,3% Distribuição ,9% ,0% (1) Considera as adições ao Imobilizado (2) Considera a Receita de Ultrapassagem de 23/10/2011 a 30/06/2012 no montante de R$ milhões (3) A capitalização de encargos financeiros associada a investimento passa a ser obrigatória no novo padrão contábil brasileiro (CPC 20). 5. Desempenho por Área de Negócios Itens em R$ mil ou % 2T12 2T11 2T12 2T11 2T12 2T11 2T12 2T11 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis (44.273) (40.271) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Gastos gerenciavéis 2 (22.796) (25.883) ( ) ( ) (3.856) (2.223) ( ) ( ) Depreciação e amortização (37.044) (37.433) (45.913) (41.528) (70) (39) (84.581) (83.564) EBITDA Margem EBITDA 78,5% 75,1% 8,8% 22,5% 0,9% 5,1% 21,5% 31,4% Lucro líquido antes de minoritários Atribuível aos acionistas não controla (10.362) (8.962) (49.395) (59.755) Lucro Líquido do Exercício Exclui receita de construção 2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção. 3 Consolidado: considera eliminações intragrupo Geração Distribuição Comercialização Consolidado 3 16

17 5.1. Geração Enerpeixe Energest Consolidado (1) Lajeado Consolidado (2) Geração Consolidado (3) Itens em R$ mil ou % 2T12 2T11 2T12 2T11 2T12 2T11 2T12 2T11 Var. Receita Líquida ,7% Gastos não-gerenciavéis (11.976) (9.669) (12.840) (8.676) (19.457) (21.809) (44.273) (40.271) 9,9% Gastos gerenciavéis (5.885) (6.255) (8.604) (11.193) (8.534) (7.144) (22.796) (25.883) -11,9% Depreciação e amortização (12.334) (12.190) (3.850) (4.076) (16.268) (16.375) (37.044) (37.433) -1,0% EBITDA ,2% Margem EBITDA 81,7% 81,5% 69,7% 67,5% 80,5% 75,7% 78,5% 75,1% 3,5 p.p. Atribuível aos acionistas não controladores - - (1.521) (1.789) (11.069) (8.941) (10.362) (8.962) 15,6% Lucro Líquido ,6% (1) Inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda, Evrecy S.A. e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo. (2) Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também integrava esse grupo. (3) Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Pecém, Terra Verde, Enercouto, Omega e Enernova. Gastos gerenciavéis 2 A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 312,2 milhões no 2T12, 17,7% acima do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal crescimento é resultante dos aumentos no preço médio e no volume de energia vendida em 15,0% e 2,2%, respectivamente. Os gastos não gerenciáveis aumentaram 9,9%, impactados pelo aumento dos encargos de uso e setoriais. O EBITDA atingiu R$ 245,1 milhões no 2T12, 23,2% acima do apresentado no 2T11. O lucro líquido atingiu R$ 100,4 milhões, 1,6% abaixo do apresentado no 2T11, devido ao impacto positivo não recorrente referente a consolidação dos números do programa REFIS no 2T11 na EDP Lajeado (aproximadamente R$ 8 milhões). O volume de energia vendida no grupo no 2T12 alcançou 2.077,1 GWh, aumento de 2,2% em relação aos 2.032,4 GWh vendidos no 2T11. O volume acumulado de energia vendida em 2012 totalizou 4.179,2 GWh, com aumento de 4,1% em relação aos 4.014,0 GWh vendidos no mesmo período de Esse resultado é reflexo da estratégia de sazonalização dos contratos de venda de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre deste ano. Energia Vendida e Preço Médio de Venda R$ R$ R$ 152,0 R$ 141 R$ 136 R$ R$ Enerpeixe Energest Lajeado Total Energia Vendida (GWh) Preço Médio (R$/MWh) A sazonalização da energia vendida é definida pelos clientes, dentro do limite estabelecido no contrato, até dezembro do ano anterior. No momento da definição da sazonalização de 2012, que ocorreu no final de 2011, a situação hidrológica estava incerta com relação ao período úmido do início de 2012, o que indicava volatilidade dos Preços de Liquidação das Diferenças (PLD) no início do ano. Desse modo, a sazonalização dos contratos de energia seguiu esse perfil, protegendo o 1º semestre com alocação de maior volume no mesmo e menor volume no 2º semestre. No 2T12, o preço médio da geração foi de R$ 152,02/MWh, 15,0% superior ao verificado no 2T11, reflexo do aumento no preço médio da energia vendida em Enerpeixe (15,6%), Lajeado (15,5%) e Energest (15,8%), devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada entre os períodos, além do início da vigência de novos contratos. O aumento do PLD no 2T12 (preço médio de R$ 164,04/MWh) comparado ao 2T11 (R$ 20,45/MWh) também contribuiu para elevação dos preços médios das geradoras no trimestre devido ao impacto positivo na receita de curto prazo com venda de excedente de geração. O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia por trimestre desde 2010 e estimada para os demais trimestres de 2012: 17

18 Venda Consolidada da Geração T 2T 3T 4T 2010 (GWh) 2011 (GWh) 2012 (GWh) estimado - Capacidade Instalada de Geração A capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil foi ampliada em 4 MW, alcançando o montante total de 1.831,8MW no 2T12. Esse aumento deveu-se à repotenciação da UHE Mascarenhas totalizando a capacidade de 193,5 MW (Há expansão prevista de 4,5 MW adicionais, totalizando 198 MW de capacidade instalada futura). Com a entrada em operação comercial da Usina Termelétrica Energia Pecém I (360 MW em 2012), a finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas em 2013, a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari em 2015 e a entrada em operação dos parques eólicos Baixa do Feijão I,II,III e IV em 2016 a capacidade instalada prevista atingirá MW em Capacidade Instalada (MW) 54 (2) (1) Repotenciação UTE Pecém Repotenciação UHE 2T UHE Mascarenhas Mascarenhas (1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil. UHE Santo Antonio do Jari 2015 Baixa do Feijão Status dos Projetos de Geração em Construção USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM I No final do 2T12, o projeto atingiu um progresso físico de 98,2% e o investimento correspondente à participação da EDP Energias do Brasil totalizou R$ 77,8 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 19,8 milhões. No acumulado do ano, o investimento totalizou R$ 142,0 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 38,4 milhões. 18

19 Dessa forma, o projeto encontra-se atualmente nos estágios finais de construção, tendo sido concluída a montagem da caldeira 1 e estando a montagem da caldeira 2 em sua fase final. Na unidade 1, o comissionamento da caldeira já foi concluído, entretanto, as atividades de comissionamento da turbina foram afetadas por intercorrências durante os testes, o que retardou sua entrada em operação comercial para correção das falhas encontradas, junto ao fornecedor do equipamento. Entre as principais realizações no 2T12, estão: (i) Comissionamento e colocação em serviço dos sistemas auxiliares da turbina 1 (óleo de lubrificação, óleo de selagem, óleo de comando e controle, giro-lento e vapor de selagem); (ii) Colocação em serviço do circuito aberto de resfriamento da unidade 1 (bombas de circulação e ventiladores da torre de resfriamento); (iii) Energização do transformador de excitação e comissionamento do sistema de excitação do gerador 1; (iv) Comissionamento e colocação em serviço do by-pass de baixa pressão da unidade 1; (v) Comissionamento e colocação em serviço dos tapetes de alimentação de carvão, dos circuitos de ar primário e dos moinhos de carvão da unidade 1; (vi) Operação da caldeira 1 para otimização da qualidade do vapor produzido; (vii) Admissão de vapor à turbina 1 e operação da turbina à velocidade nominal (3.600 rpm); (viii) Primeira tentativa falhada de sincronismo do gerador da unidade 1; (ix) Primeiro acendimento a carvão da caldeira da unidade 1; (x) Ensaios de medição da resistência de isolamento do rotor do gerador da unidade 2; e (xi) Descarregamento e armazenagem do 7º navio de carvão, totalizando toneladas de carvão disponíveis. Evolução da construção da UTE Porto do Pecém I Atividade Peso Relativo Progresso Atingido Engenharia 3,8% 100,0% Suprimentos 69,4% 100,0% Construção 26,1% 94,5% Comissionamento e Partida 0,7% 47,9% 100,0% 98,2% Quanto ao prazo de execução do empreendimento, em 27 de março de 2012, a ANEEL aprovou a alteração do cronograma de implantação da Usina Termelétrica Energia Pecém I, bem como a data de início e suprimento prevista nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) para até 23 de julho de No entanto, conforme comunicado ao mercado de 08 de julho de 2012, a EDP Energias do Brasil firmou um acordo para assumir a gestão da obra da UTE Pecém I através da aquisição, em conjunto com a MPX Energia, da MABE Brasil, em face de problemas financeiros dos sócios anteriores que colocavam em risco a conclusão do empreendimento. Desse modo, a correção das falhas detectadas na turbina da unidade 1 é esperada para o 3T12, sendo os próximos eventos previstos a realização de testes em potência, seguidos da entrada em serviço operacional. A unidade 2, após a finalização da montagem da caldeira, realizará o acendimento da mesma, os testes à turbina e gerador, seguidos de ensaios em potência e do serviço operacional, o que se espera para cerca de três meses após o início de operação da unidade 1. Em abril de 2012, ocorreu novo desembolso do BNDES para o projeto, no montante desembolsado de R$ 60 milhões (para 100% do empreendimento). O desembolso acumulado do projeto até o encerramento do 2T12 era de 95,1% (R$ 1.341,6 milhões de R$ milhões). Não ocorreram desembolsos do BID (Banco Interamericano de Desenvolvimento) no período e o montante de desembolso acumulado até o 2T12 era de US$ 319,8 milhões de um total de US$ 327,0 milhões. Outras informações sobre o projeto estão disponíveis na seção Eventos Subsequentes deste relatório e no site UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI No 2T12, destacam-se as seguintes atividades realizadas ou ainda em execução pelo construtor: finalização da escavação e início da concretagem da Casa de Força e Área de Montagem, continuação da supressão vegetal nas áreas provisórias e definitivas, finalização da implantação do canteiro industrial. Também foi celebrado o contrato de fornecimento da Linha de Transmissão até a Subestação de Laranjal do Jari. Paralelamente, estão em andamento 32 programas referentes aos meios físico, biótico e socioeconômico do Projeto Básico Ambiental, composto ao todo por 38 programas ambientais. Destaca-se que, neste trimestre, foram concluídas as seguintes ações: instalação das estações climato-meteorológicas e dos poços piezométricos; reforma e ampliação do Centro de Triagem de Fauna, localizado na área do Canteiro de Obras. Salienta-se que foram realizadas as devidas reuniões de Constituição do Fórum de Acompanhamento Social dos Programas Ambientais e do Fórum de Discussão sobre a Atividade Pesqueira. 19

20 Vistas do circuito hidráulico e canteiro industrial Distribuição EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição Itens em R$ mil ou % 2T12 2T11 2T12 2T11 2T12 2T11 Var. Receita Líquida ,8% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) 21,6% Margem Bruta ,8% Gastos gerenciavéis 2 (75.013) (96.284) (70.715) (69.691) ( ) ( ) -12,2% Depreciação e amortização (21.442) (18.200) (24.471) (23.328) (45.913) (41.528) 10,6% EBITDA ,9% Margem EBITDA 5,7% 23,0% 13,3% 21,7% 8,8% 22,5% -13,7 p.p. Lucro Líquido (2.569) ,5% 1 Exclui receita de construção 2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção. A receita líquida consolidada da distribuição atingiu R$ 1.050,3 milhões no 2T12, 7,0% abaixo do registrado no mesmo período do ano anterior. Excluindo os efeitos de receita de construção, a receita operacional foi de R$ 966,8 milhões no 2T12, 2,8% abaixo do 2T11. Tal redução justifica-se pela provisão na EDP Bandeirante no montante de R$ 28,6 milhões referente ao faturamento de receitas por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente, de 23 de outubro de 2011 a 30 de junho de Adicionalmente houve maior desconto na TUSD no 2T12, sendo R$ 23,8 milhões passíveis de recuperação via reajustes tarifários (R$ 8,8 milhões na EDP Bandeirante e R$ 15 milhões na EDP Escelsa). Os gastos não gerenciáveis aumentaram 21,6%, impactados pelo aumento do PLD, que atingiu seu valor máximo do ano no mês de abril, refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 85,2 milhões no 2T12, 61,9% abaixo do apresentado no 2T11. Considerando o efeito da devolução retroativa, o saldo de ativos e passivos regulatórios e a exclusão da provisão da receita de multa de ultrapassagem, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 190,8 milhões e o Lucro Líquido de R$ 110,0 milhões. 20

21 Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado) 2T12 EDP EDP Bandeirante Escelsa Distribuição EBITDA Reportado em IFRS Devolução retroativa da revisão tarifária da EDP Bandeirante (50.543) - (50.543) Const. Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem de 23/10/2011 a 30/06/ EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem T12 EDP EDP Bandeirante Escelsa Distribuição Lucro Reportado em IFRS (2.569) Devolução retroativa da revisão tarifária da EDP Bandeirante (50.543) - (50.543) Const. Ativos e Passivos Regulatórios Itens financeiros Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem de 23/10/2011 a 30/06/ Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem M12 EDP EDP Bandeirante Escelsa Distribuição EBITDA Reportado em IFRS Devolução retroativa da revisão tarifária da EDP Bandeirante ( ) - ( ) Const. Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem de 23/10/2011 a 30/06/ EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem M12 EDP EDP Bandeirante Escelsa Distribuição Lucro Reportado em IFRS Devolução retroativa da revisão tarifária da EDP Bandeirante ( ) - ( ) Const. Ativos e Passivos Regulatórios Itens financeiros (127) (995) (1.122) Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem de 23/10/2011 a 30/06/ Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem Mercado Energia Vendida a Clientes Finais: o crescimento consolidado de 5,4% no 2T12 em comparação ao 2T11 foi impulsionado pelo aumento no consumo das classes residencial, comercial e rural, que compensaram o decréscimo da classe industrial no mesmo período. Residencial e Comercial: estas classes apresentaram aumentos consolidados de 6,9% e 10,7%, respectivamente, no 2T12 em comparação ao 2T11, influenciadas pelo contínuo aumento da renda média nacional, redução na taxa de desemprego e maior número de dias de faturamento no período. Industrial: apresentou redução de 3,8% no consumo industrial do 2T12 em comparação ao 2T11 reflexo do arrefecimento da produção industrial nacional e migrações para o mercado livre, principalmente na área de concessão da EDP Bandeirante. Rural: o crescimento de 33,0% no consumo no 2T12 em comparação ao 2T11 reflete mais dias de faturamento, além das condições climáticas. 21

22 A Energia em Trânsito Consolidada no Sistema de Distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, decresceu 2,2% no 2T12 em comparação ao mesmo período do ano anterior, refletindo paradas para manutenção e retomada de autoprodução de grandes clientes no Espírito Santo e o arrefecimento da produção industrial em São Paulo. - Base Tarifária 2T12 Variação 2T12/2T11 Clientes Volume Consumo Consumo Clientes Volume Médio Médio unid. MWh KWh % % % DISTRIBUIÇÃO Residencial ,6% 6,9% 4,1% Industrial ,4% -3,8% -6,0% Comercial ,8% 10,7% -0,1% Rural ,7% 33,0% 29,5% Outros ,1% 5,4% 0,3% (-) Transferido para Energia Trânsito (1) Energia Vendida Clientes Finais ,2% 5,4% 2,1% Suprimento ,0% 19,3% - Energia em Trânsito (USD) ,0% -2,2% - (+) Transferido dos Clientes Cativos (1) Consumo Próprio ,4% 8,5% - Total Energia Distribuída ,2% 2,7% -0,5% Notas: (1) Uso do Sistema de Distribuição - Clientes Cativos, líquido de ICMS Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público Dados em R$ referem-se à Receita sem ICMS e sem RTE. Os reajustes anuais, bem como as revisões periódicas das distribuidoras do Grupo, ocorrem em datas específicas, conforme o quadro a seguir: Distribuidora Aliquota Total Aliquota Efetiva 2010 Reajuste Revisão Reajuste Revisão EDP Bandeirante 10,70% - 7,91% EDP Escelsa 6,89% - 2,97% - Nota: Alíquota efetiva de reajuste refere-se ao percentual percebido pelo consumidor A EDP Bandeirante teve sua revisão tarifária do 3º Ciclo postergada pelo regulador, uma vez que em 23 de outubro de 2011 (data contratual de revisão) não havia metodologia e procedimentos definitivos publicados pela ANEEL. Isso levou ao congelamento das tarifas de energia até a data do próximo reajuste tarifário (23 de outubro de 2012). O resultado da revisão tarifária, embora calculado com um ano de defasagem, terá vigência retroativa à data contratual e os seus efeitos econômicos e financeiros serão considerados no processo de reajuste tarifário como componente financeiro. O quadro ao lado mostra a tarifa média por classe e por distribuidora no período. Na EDP Bandeirante, a tarifa média para clientes finais no 2T12 aumentou 1,4%, enquanto na EDP Escelsa o aumento médio foi de 2,6%. EDP Bandeirante A postergação da revisão tarifária manteve as tarifas vigentes no 2T12 nos mesmos níveis do 2T11, entretanto as tarifas médias por classe na EDP Bandeirante refletiram, adicionalmente, os seguintes efeitos: Residencial: a elevação de 1,0% na tarifa média deve-se ao fim do benefício da tarifa social de 63,1% dos beneficiados, a partir de dezembro de 2011, de acordo com o estabelecido pela Resolução ANEEL

23 Industrial: a redução de 0,6% na tarifa média deve-se a queda no consumo ponta e demanda ponta, ou seja, horários de pico em que há aplicação de tarifa média mais elevada, face ao arrefecimento de demanda na classe. Comercial e Rural: as elevações nas tarifas médias devem-se, principalmente, ao aumento de consumo excedente de energia e demanda, com tarifa elevada devido à incidência de multa. EDP Escelsa O reajuste tarifário aplicado em agosto de 2011 trouxe incremento real de 2,97% às tarifas vigentes no 2T12 frente ao 2T11, entretanto as tarifas médias por classe na EDP Escelsa refletiram, adicionalmente, os seguintes efeitos: Residencial: a elevação de 5,0% na tarifa média foi motivada pelo fim do benefício da tarifa social de 69% dos Industrial Comercial 265,1 311,0 254,9 301,4 4,0% 3,2% beneficiados, a partir de dezembro de 2011, de acordo Rural 185,7 188,5-1,5% com o estabelecido pela Resolução ANEEL 414. Outros 242,6 240,3 0,9% Industrial e Comercial: as elevações nas tarifas médias Média - Cliente Final 285,3 278,1 2,6% destas duas classes ocorreram devido ao aumento do faturamento da ultrapassagem de demanda. Na classe Refere-sem a receita sem ICSM, RTE, PIS e COFINS comercial o aumento foi de 47,4% e na classe industrial o aumento foi de 63,1%. Este aumento foi atenuado pela redução no faturamento das demandas destas duas classes, em 5,9% na classe industrial e 14,6% na classe comercial. Rural: a redução de 1,5% deve-se ao aumento da energia no período de irrigação em períodos de tarifa mais baixa. - Balanço Energético Consolidado Tarifa Média (R$/MWh) 2T12 2T11 Var. EDP BANDEIRANTE Residencial 320,8 317,7 1,0% Industrial 253,7 255,3-0,6% Comercial 289,2 276,3 4,7% Rural 212,9 207,0 2,9% Outros 228,1 230,0-0,8% Média - Cliente Final 282,2 278,3 1,4% Tarifa Média (R$/MWh) 2T12 2T11 Var. EDP ESCELSA Residencial 330,6 314,8 5,0% BALANÇO ENERGÉTICO - 2T12 (MWh) Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento Energia Leilão Perdas de Itaipu Fornecimento ( - ) = Requerida Outros Vendas C.Prazo Perdas e Diferenças Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Energia em Trânsito O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou 6.964,8 GWh no 2T12. Do total, 58% foram para a EDP Bandeirante e 42% para a EDP Escelsa. Perdas Técnicas e Comerciais O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu GWh e a energia em trânsito, distribuída a clientes livres, GWh. - Perdas 10,7% 10,3% 10,3% 10,5% 10,2% 5,2% 4,8% 4,7% 4,9% 4,7% 13,6% 5,4% 13,2% 5,6% 12,8% 13,2% 13,1% 5,4% 5,8% 5,8% As perdas comerciais apresentaram queda de 0,25 p.p. na EDP Bandeirante e aumento de 0,03 p.p. na EDP Escelsa, em relação ao primeiro trimestre de Na EDP Escelsa houve aumento das perdas técnicas em 0,05 p.p e na EDP Bandeirante queda de 0,02 p.p. em relação ao trimestre anterior. No 2T12, as distribuidoras do Grupo desembolsaram um total de R$ 7,8 milhões em programas de combate 23 5,5% 5,5% 5,5% 5,6% 5,5% Band 2T11 Band 3T11 Band 4T11 Band 1T12 Band 2T12 Técnicas 8,1% 7,7% 7,4% 7,3% 7,3% Escelsa 2T11 Escelsa 3T11 Comerciais Escelsa 4T11 Escelsa 1T12 Escelsa 2T12

24 às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 3,6 milhões foram direcionados para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 4,2 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). Perdas Acumuladas em 12 meses (GWh ou %) Entrada de Energia na Rede (A) Técnica (B) Comercial (C ) Total (B +C ) Técnica (B /A) Comercial (C /A) Total (B+C /A) Perdas Acumuladas Baixa Tensão em 12 meses (GWh ou %) Mercado Baixa Tensão (D) Comercial Baixa Tensão (C /D) Total (C /D ) = EDP Bandeirante EDP Escelsa Set-11 Dez-11 Mar-12 Jun-12 ANEEL Set-11 Dez-11 Mar-12 Jun-12 ANEEL ,51% 5,54% 5,56% 5,53% 5,04% 7,65% 7,36% 7,32% 7,28% 7,26% 4,78% 4,74% 4,93% 4,68% 4,67% 5,56% 5,43% 5,84% 5,81% 4,44% 10,29% 10,28% 10,48% 10,21% 9,71% 13,21% 12,79% 13,17% 13,09% 11,70% EDP Bandeirante EDP Escelsa Set-11 Dez-11 Mar-12 Jun-12 ANEEL Set-11 Dez-11 Mar-12 Jun-12 ANEEL ,33% 16,12% 16,67% 15,53% 16,12% 17,56% 17,07% 18,33% 17,91% 13,79% 16,33% 16,12% 16,67% 15,53% 16,12% 17,56% 17,07% 18,33% 17,91% 13,79% No período, as concessionárias realizaram aproximadamente 56,8 mil inspeções e 1,5 mil regularizações de ligações clandestinas que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 3,8 milhões. CONSOLIDADO DISTRIBUIDORAS jun/11 set/11 dez/11 mar/12 jun/12 CAPEX - Investimentos Operacionais (R$ milhões) 3,2 3,3 4,8 1,4 3,6 OPEX - Despesas Gerenciáveis (R$ milhões) 5,9 5,2 7,1 5,5 4,2 Inspeções (milhares) 61,8 69,4 68,6 55,6 56,8 Regularizações de Clandestinos (milhares) 3,4 2,1 3,1 1,2 1,5 Retirada de Ligações Irregulares (milhares) 25,7 31,3 27,4 34,8 33,3 Recuperação de Receita (R$ milhões) 3,7 5,4 3,4 3,7 3,8 - Indicadores de Produtividade No 2T12, o quadro de colaboradores das distribuidoras da EDP Energias do Brasil era de profissionais em comparação a profissionais no 2T11. Os indicadores de produtividade anualizados na distribuição são apresentados nos gráficos abaixo: Produtividade (GWh/colaboradores) 12,5 13,9 12,7 10,1 10,8 8,4 EDP Bandeirante EDP Escelsa 2T10 2T11 2T12 - Indicadores de Qualidade Os indicadores de qualidade DEC (duração equivalente de interrupção por cliente) e FEC (frequência equivalente de interrupção por cliente) das distribuidoras mantiveram-se dentro dos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL, demonstrando o foco da empresa na qualidade do atendimento aos seus clientes. O DEC da EDP Bandeirante apresentou 24

25 redução no trimestre de 2,63 horas (-23,64%), decorrente da força tarefa que vem sendo realizada pela companhia desde o 2T11 para reduzir o nível do DEC através de investimentos em qualidade de serviço. O DEC da EDP Escelsa apresentou aumento de 0,28 hora (2,8%), resultante da atípica condição climática na região, ocasionando maior interrupção de energia para os clientes. O FEC da EDP Bandeirante apresentou queda no período de 1,14 vez (-16,5%) e da EDP Escelsa redução de 0,25 vez (- 3,7%). Meta Aneel: 9,70 DEC (horas) Meta Aneel: 11,18 Meta Aneel: 8,42 FEC (vezes) Meta Aneel: 8,98 11,11 8,48 9,87 10,14 6,88 5,75 6,64 6,40 Band 2T11 Band 2T12 Índices de eficiência regulatórios: DEC: EDP Bandeirante 9,70 / EDP Escelsa 11,18 FEC: EDP Bandeirante 8,42 / EDP Escelsa 8,98 Escelsa 2T11 Escelsa 2T12 Band 2T11 Band 2T12 Escelsa 2T11 Escelsa 2T12 Ativos e Passivos Regulatórios (informação não auditada e passível de alterações) De acordo com o Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e as práticas do novo padrão contábil brasileiro (IFRS), os ativos e passivos regulatórios não são mais contabilizados nos resultados societários. No 2T12, as distribuidoras do grupo constituíram um Ativo Regulatório de R$ 84,9 milhões enquanto no 2T11 foi constituído um Passivo Regulatório de R$ 8,4 milhões. Cabe destacar que os valores apresentados incluem o passivo relativo ao rito tarifário provisório do 3º ciclo de revisão da EDP Bandeirante (provisão para devolução retroativa), ocasionando redução de R$ 50,5 milhões no EBITDA e de R$ 2,1 milhões adicionais de componentes financeiros com impacto no lucro líquido. A tabela abaixo apresenta os saldos e a variação de ativos e passivos regulatórios que deixaram de ser contabilizados, conforme o novo padrão contábil adotado pelo Brasil (IFRS): BANDEIRANTE ESCELSA Ativos Regulatórios jun/11 set/11 dez/11 mar/12 jun/12 jun/11 set/11 dez/11 mar/12 jun/12 Constituição de CVAs Amortização de CVAs Subsídio Baixa Renda Déficit do PLPT Repasse Sobrecontratação Subsídios e outros Saldo Final Passivos Regulatórios jun/11 set/11 dez/11 mar/12 jun/12 jun/11 set/11 dez/11 mar/12 jun/12 Constituição de CVAs (92.574) ( ) ( ) ( ) ( ) (64.919) (18.633) (28.985) (42.257) (47.824) Amortização de CVAs (11.375) (16.765) (39.537) (33.397) (24.594) (18.028) Neutralidade Parcela A (5.399) (6.876) (20.698) (22.567) (32.211) (8.802) (6.973) (5.366) (6.482) (9.780) Repasse Sobrecontratação (16.261) (15.969) (16.914) (19.857) (26.372) (28.226) (30.387) (27.626) (29.634) (22.975) Outros Passivos Regulatórios (28.276) (35.300) (47.999) ( ) ( ) (38.421) (14.004) (32.142) (55.012) (69.258) Saldo Final ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Total Líquido (6.048) (4.943) (6.002) (19.263) (38.604) Impacto no Resultado do Tri

26 5.3. Comercialização Itens em R$ mil ou % 2T12 2T11 Var. 6M12 6M11 Var. Receita Líquida ,6% ,4% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) 46,4% ( ) ( ) 29,8% Margem Bruta ,1% ,1% Gastos gerenciavéis (3.856) (2.223) 73,5% (7.131) (6.568) 8,6% Depreciação e amortização (70) (39) 79,5% (140) (79) 77,2% EBITDA ,0% ,4% Margem EBITDA 0,9% 5,1% -4,1 p.p. 5,2% 6,0% -0,8 p.p. Lucro Líquido ,3% ,2% O volume de energia comercializada totalizou 2.701,7 GWh no 2T12 em comparação aos 2.650,5 GWh no 2T11, apresentando aumento de 1,9%, impulsionado pelas negociações de longo prazo, que aumentaram 40% no 2T12 em relação ao 2T11. No acumulado de 2012, o volume de energia comercializada totalizou 5.213,5 GWh em comparação aos 4.980,4 GWh no mesmo período do ano anterior, apresentando aumento de 4,7%, impulsionado pela elevação de 35% nas negociações de longo prazo comparadas ao período homólogo de No 2T12, a receita líquida apresentou aumento de 40,6% em relação ao mesmo período de 2011, reflexo do incremento do volume, além do aumento de 28,9% no preço médio de venda de energia praticado pela comercializadora. O incremento de 46,4% dos gastos não gerenciáveis foi devido ao aumento do custo da energia comprada no trimestre, reflexo do aumento do PLD. Os gastos gerenciáveis aumentaram 73,5% no 2T12 devido, principalmente, ao aumento de pessoal. Dessa forma, o EBITDA do 2T12 reduziu-se em 74,0%, alcançando R$ 2,8 milhões. No acumulado do semestre, o EBITDA apresenta crescimento de 10,4%. A Enertrade foi o maior vendedor do 13º Leilão de Ajuste, ocorrido no dia 14/06/2012, atendendo a 41% ( MWh) da demanda total disponível. Além disso, as vendas foram realizadas ao maior preço médio do leilão. Volume de Energia Comercializada (GWh) Vendas 2T11 Vendas 2T12 Compras 2T12 Outros Empresas do Grupo ENBR 26

27 6. Mercado de Capitais 6.1. Desempenho das Ações Em 29 de junho de 2012, as ações da EDP Energias do EDP Energias do Brasil (ENBR3) Brasil estavam cotadas a R$ 12,89, encerrando o 2T12 com desvalorização de 4,2%, superando o desempenho do Ibovespa, que se desvalorizou 15,7% no mesmo período, -4,2% porém aquém da valorização de 0,4% do Índice de Energia Elétrica IEE. No acumulado do ano, as ações da Companhia apresentaram desvalorização de 3,4%, superando o Ibovespa, que desvalorizou 4,2%, mas com desempenho inferior ao IEE, que valorizou 8,6%. O valor de mercado da Companhia em 29 de junho de 2012 era de R$ 6,1 bilhões em comparação a R$ 6,7 bilhões em 31 de março de 2012, considerando as cotações de fechamento sem ajuste nas respectivas datas. As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões do 2T12, 13,46 Cotação em 30/03/ ,89 Cotação em 29/06/2012 totalizando 97 milhões de ações negociadas no período, com uma média diária de 1.565,1 mil ações. O volume financeiro Nota: Cotações históricas ajustadas para proventos. Contempla ajuste para o desdobramento de ações e dividendos aprovados em AGO/E de 10/04/2012. totalizou R$ 1.267,3 milhões no período, com volume médio diário de R$ 20,4 milhões. No acumulado do ano, foram negociadas 229,9 milhões de ações, com média diária de 1.853,9 mil ações e o volume financeiro totalizou R$ 3.071,5 milhões, com média diária de R$ 24,8 milhões. Volume Médio Diário (R$ milhões) 29,1 26,3 25,5 20,4 14,9 13,6 1T11 2T11 3T11 4T11 1T12 2T ENBR3 x Desempenho dos Índices (Base 100: 29/12/2011) IEE = +8,6% ENBR3 = -3,4% IBOV = -4,2% Volume ENBR3 (R$ mil) 27