Release de Resultados. EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 430 milhões no 2T14

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1 2T14 Release de Resultados EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 430 milhões no 2T14 São Paulo, 30 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 e operacionais do segundo trimestre de 2014 (2T14). 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. Total de ações Receita líquida consolidada: aumenta 12,2% com crescimento nos três segmentos de negócio: (i) +4,3% na distribuição (ii) +6,1% na geração (iii) e na comercializadora, +39,3%; Gastos Não Gerenciáveis: aumento de 50,6% em consequência dos custos da energia comprada pelas distribuidoras, atenuado parcialmente pelos aportes da Conta-ACR de abril, assim como o aumento nos custos das geradoras devido ao GSF médio de 93,8%; Gastos Gerenciáveis: redução de 2,0% frente a inflação de 6,2% do período; EBITDA: crescimento de 31,6% decorrente da contabilização da alienação de 50% das UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão; Considerando os aportes da Conta-ACR de Maio e Junho o aumento do EBITDA seria de 70,6%. Lucro Líquido: aumento de R$ 139,0 milhões, reflexo do crescimento do EBITDA, aumento da receita financeira e redução da alíquota efetiva de IR/CS; Considerando os aportes da Conta- ACR de Maio e Junho o aumento do Lucro Líquido seria de R$ 223,2 milhões. Dívida Líquida/EBITDA: 1,2x em 30 de junho de 2014; Distribuidoras: captação de R$ 709,2 milhões no primeiro semestre para alongamento do perfil da dívida e reforço do fluxo de caixa; UHE Santo Antônio do Jari: Obtenção da Licença de Operação em maio (95,4% de evolução da obra); UHE São Manoel: Assinatura do contrato de concessão; obtenção do REIDI e 1ª Emissão de debêntures no valor de R$ 532 milhões, concluída em julho Ações em tesouraria Free float (49%) Valor de mercado (30/06/2014) R$ milhões Teleconferência com Webcast em 31/07/2014 Português/Inglês: 15h Dados para conexão: Brasil: +55 (11) (11) EUA: +1 (786) Outros: +1 (888) Principais Indicadores Indicadores 2T14 2T ( ) ( ) Var. 1T14 Var. 12,2% ,9% 50,6% ( ) 1,9% 6M14 6M13 Var ,0% Econômico- Financeiro (R$ mil) Receita Operacional Líquida (1) Gastos Não-Gerenciáveis (1) ( ) ( ) 38,1% ,1% ,9% ,9% ( ) ( ) -2,0% ( ) 9,9% ( ) ( ) -2,0% n.d n.d. EBITDA ,6% ,8% ,0% EBITDA ajustado com ACR ,6% ,2% ,1% Resultado das participações societárias (21.085) (44.780) -52,9% (13.969) 50,9% (35.054) ( ) -67,0% Resultado financeiro líquido (48.824) (77.173) -36,7% (87.247) -44,0% ( ) ( ) -0,4% IR e Contribuição social (64.634) (58.741) 10,0% (84.138) -23,2% ( ) ( ) -7,7% Participações de minoritários (25.073) (16.858) 48,7% (36.829) -31,9% (61.902) (79.017) -21,7% Margem Bruta Gastos Gerenciáveis (2) Ganho na alienação de investimento (3) Lucro Líquido ,7% ,4% ,0% Lucro Líquido ajustado com ACR ,4% ,9% ,4% Capex Dívida Líquida ,3% ,2% ,7% ,2% ,1% ,2% ,0% ,7% ,7% ,2% ,7% ,5% ,7% ,0% ,8% Evolução do Mercado (GWh) Total Energia Distribuída Total Energia Vendida- Geração Total Energia Comercializada (4) (1) Exclui receita de construção. (2) Exclui depreciação, amortização e custo de construção. (3) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização. (4) Energia Vendida - Geração não considera os valores de Pecém.

2 Índice 1. Eventos do Período 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro Receita Operacional Líquida Deduções da Receita Operacional Gastos Operacionais Gastos Não Gerenciáveis Gastos Gerenciáveis Ganho de Alienação de Investimento EBITDA Resultado Financeiro Lucro Líquido Endividamento Variação do Imobilizado Desempenho por Área de Negócios Geração Distribuição Comercialização Mercado de Capitais Desempenho das Ações Capital Social Eventos Subsequentes 30 ANEXOS 31

3 1. Eventos do Período Assinatura do Contrato de Concessão de Uso do Bem Público para Geração de Energia Elétrica - São Manoel Em 10 de abril, a Empresa de Energia São Manoel S.A. assinou junto ao Ministério de Minas e Energia (MME) o Contrato de Concessão de Uso do Bem Público para Geração de Energia Elétrica que regula a exploração do potencial de energia hidráulica do rio Teles Pires. A UHE São Manoel operará sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica e terá 700 MW de Capacidade Instalada e garantia física de 421,7 MW médios. 5ª Emissão de debêntures simples da EDP Bandeirante no valor de R$ 300 milhões Em 24 de abril, a EDP Bandeirante realizou a 5ª emissão de debêntures no valor de R$ 300 milhões ao custo de CDI + 1,39% a.a., com pagamentos de juros semestrais e amortizações em cinco parcelas semestrais a partir de abril de 2017 até abril de A emissão foi realizada com o Banco Safra. Os recursos foram utilizados para refinanciar e alongar o prazo médio da dívida e para o capital de giro da Companhia. Assembleia Geral Ordinária Foi aprovada em Assembleia Geral Ordinária, realizada em 29 de abril, a destinação do lucro líquido com distribuição de dividendos no valor de R$ 311,0 milhões, Juros sobre Capital Próprio no valor de R$ 29,2 milhões, e adicionalmente, a distribuição de parcela de lucros retidos, a débito da conta de Reserva de Retenção de Lucros da Companhia, no valor de R$ 30,0 milhões, referentes ao exercício de 2013, a serem pagos até 31 de dezembro de 2014, sem ajuste, aos acionistas titulares de ações ordinárias da Companhia na data-base da Assembleia Geral Ordinária. Contratação de Credit Agreement via 4131 para a EDP Escelsa no valor de R$ 200 milhões Em 08 de maio, a EDP Escelsa celebrou Credit Agreement no valor de US$ 90,5 milhões, com desembolsou o equivalente em reais no valor de R$ 200 milhões, ao custo anual total de 112,82% do CDI, com pagamento de juros trimestral e amortização anual a partir de 2016, com prazo final em 14 de maio de 2018, sem exposição à moeda estrangeira. Os recursos foram utilizados para refinanciamento das dívidas de curto prazo. Conclusão da alienação de 50% de participação nas UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão para a CWEI Brasil Em 27 de junho, foram consumadas as operações relativas à venda de 50% das participações detidas pela EDP Energias do Brasil nos empreendimentos Centrais Hídricas Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão para a CWEI (Brasil) Participações Ltda., subsidiária da China Three Gorges Corporation. O valor total das Operações foi de R$ 420,6 milhões, sendo R$ 420,2 milhões relativos à venda de 50% da participação na UHE Santo Antônio do Jari e R$ 0,4 milhão relativo à venda de 50% da participação na UHE Cachoeira Caldeirão. 2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1. Receita Operacional Líquida Composição da Receita Líquida* - 2T14 Receita Líquida (R$ milhões)* Comercialização 29,2% % 580 Distribuição 54,4% Geração 16,4% 4% % T13 2T14 Geração Distribuição Comercialização *Não considera as eliminações intragrupo de R$ 215,1 milhões no 2T14 e de R$ 179,9 milhões no 2T13 e exclui receita de construção de R$ 70,3 milhões no 2T14 e de R$ 66,7 milhões no 2T13. 3

4 No 2T14, a receita operacional líquida consolidada 1, excluindo a receita de construção, atingiu R$ 1.767,6 milhões, 12,2% superior ao 2T13 (R$ 1.575,7 milhões). No acumulado do ano, a receita alcançou R$ 3.868,4 milhões, 13,0% acima do mesmo período de Na Comercialização O volume de energia comercializada totalizou GWh no 2T14, 7,7% abaixo dos GWh comercializados no 2T13. Esse desempenho deve-se à estratégia de sazonalização de alocação de energia concentrada no 1T14. No 1S14, o volume alcançou GWh, 4,8% acima dos GWh comercializados no 1S13; O preço médio de venda de energia comercializada aumentou 49,8% em relação ao 2T13, devido ao aumento dos preços no mercado livre de energia e dos reajustes anuais dos contratos de longo prazo firmados em exercícios anteriores. Na Geração O volume de energia vendida no 2T14 alcançou GWh, 3,2% inferior aos GWh vendidos no 2T13. Esta redução deve-se a maior alocação de energia assegurada no 1S13 em consequência da estratégia de sazonalização adotada para o ano de No acumulado do ano, o volume alcançou GWh, 4,5% inferior aos GWh vendidos no mesmo período do ano anterior; O preço médio de venda de energia atingiu R$ 173,2/MWh no 2T14, 9,7% acima do preço verificado no 2T13 (R$ 157,9/MWh) decorrente dos reajustes anuais dos contratos em vigor e da negociação de contratos de curta duração; O aumento de R$ 2,8 milhões na receita de energia de curto prazo no 2T14 é decorrente da compra de energia em contratos de curta duração e liquidação na CCEE ao PLD - preço de liquidação das diferenças do período. No 1S14, o aumento da receita atingiu R$ 10,1 milhões em relação ao mesmo período de Na Distribuição 2 O volume de energia distribuída pelas concessionárias no 2T14 (cativo + USD) atingiu GWh, volume estável em relação aos GWh distribuídos no 2T13 (-1,8% na EDP Bandeirante e +2,7% na EDP Escelsa). No 1S14, o volume distribuído alcançou GWh, aumento de 2,7% em relação ao mesmo período de 2013; A receita de venda de energia no mercado cativo atingiu R$ 812,1 milhões no 2T14, aumento de 14,0% em relação ao 2T13 (R$ 712,2 milhões). Esse resultado deve-se aos efeitos da redução das tarifas aplicadas na revisão tarifária da EDP Escelsa ocorrida em 07 de agosto de 2013 e ao aumento das tarifas aplicadas no rejuste tarifário anual da EDP Bandeirante ocorrido em 23 de outubro de No acumulado do ano, a receita alcançou R$ milhões, aumento de 1,2% em relação ao mesmo período do ano anterior (R$ milhões); A receita de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 710 milhões no 2T14, redução de 9,8% em relação ao 2T13 (R$ 787 milhões), reflexo da mudança das premissas de cálculo da TUSD. No 1S14, a receita atingiu R$ milhões, redução de 11,6% em relação ao mesmo período de 2013; O suprimento de energia elétrica no 2T14 atingiu R$ 24,4 milhões, aumento de 33,6% em relação ao 2T13 (R$ 18,3 milhões). Esse crescimento deve-se ao aumento de 13,4% no consumo e ao reajuste de 8,8% na tarifa para as concessionárias e permissionárias da EDP Escelsa; No acumulado do ano, o suprimento alcançou R$ 48,0 milhões, 29,4% acima do mesmo período do ano passado (R$ 37,1 milhões); A tarifa média da EDP Bandeirante aumentou 7,5% em relação ao 2T13, decorrente do reajuste tarifário anual ocorrido em 23 de outubro de 2013 com efeito médio de 5,83% na percepção do consumidor. Na EDP Escelsa, a tarifa média no 2T14 diminuiu 1,5% em relação ao 2T13, em consequência da revisão tarifária aplicada a partir de 07 de agosto de 2013 com efeito médio de -1,05% na percepção do consumidor. Outras Receitas Operacionais No 2T14, as outras receitas diminuíram R$ 6,1 milhões em função da reversão de provisão de ressarcimento pela insuficiência na entrega de energia contratada pelas distribuidoras. Outras receitas Operacionais 2T14 2T13 Var. 6M14 6M13 Var. Subvenções ,1% ,8% Ressarcimento por insuficiência de geração (13.343) n.d ,7% Arrendamentos e aluguéis ,1% ,6% Outras receitas operacionais (2.466) (6.115) -59,7% ,3% Total ,9% ,0% 1) Considera eliminações intragrupo. 2) Exclui não faturado 4

5 Em relação às subvenções, a Medida Provisória nº 605, de 23 de janeiro de 2013, aumentou o escopo de utilização dos recursos da CDE, com o objetivo de prover recursos para compensar os descontos aplicados às tarifas de energia e compensar o efeito da não adesão de alguns agentes à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica. Por meio do Decreto nº 7.891/2013, os descontos tarifários para as tarifas de baixa renda, atividade rural, tratamento de água, esgoto, saneamento e irrigantes, puderam deixar de ser custeados por meio das tarifas dos demais consumidores, permitindo desta forma que a redução pudesse ser atingida. Mensalmente, a ANEEL homologa os recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobrás a cada distribuidora, para custear os descontos acima mencionados. Dessa forma, foi provisionado no 2T14 o montante de R$ 22,8 milhões na EDP Bandeirante e R$ 45,6 milhões na EDP Escelsa impactando positivamente a rubrica outras receitas operacionais Deduções da Receita Operacional No 2T14, as deduções da receita totalizaram R$ 658,6 milhões, 7,4% superior ao valor verificado no 2T13 (R$ 613,5 milhões). No acumulado do ano, as deduções atingiram R$ 1.372,0 milhões, 6,6% acima do mesmo período do ano anterior (R$ 1.287,5 milhões): Receita Operacional Líquida (R$ mil) 2T14 2T13 Var. 6M14 6M13 Var. Clientes Cativos ,6% ,2% Residencial ,4% ,9% Industrial ,0% ,4% Comercial ,2% ,2% Rural ,0% ,1% Outros ,4% ,0% (-) Transferência para TUSD - clientes cativos (1) ( ) ( ) -13,1% ( ) ( ) -12,3% Fornecimento não Faturado (25.977) n.d (74.615) n.d. Total Fornecimento ,0% ,7% Suprimento de Energia elétrica ,8% ,5% Energia de curto prazo (9.377) n.d ,3% Comercialização ,5% ,5% Total Suprimento ,1% ,7% Fornecimento e suprimento ,0% ,6% Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) ,8% ,6% Subvenções ,1% ,8% Ressarcimento por insuficiência de geração (13.343) n.d ,7% Arrendamentos e aluguéis ,1% ,6% Receita de construção ,3% ,6% Outras receitas operacionais (2.466) (6.115) -59,7% ,3% Sub-total ,7% ,6% (-) Deduções à receita operacional ( ) ( ) 7,4% ( ) ( ) 6,6% Receita operacional líquida ,9% ,4% Receita operacional sem construção ,2% ,0% (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. PIS/COFINS e ICMS: aumento de 7,4% e 4,0%, respectivamente no 2T14, em consequência do crescimento da receita operacional bruta. No 1S14, os aumentos atingiram 9,6% e 4,2%, na devida ordem, em relação ao mesmo período de 2013; CCC (Conta de Consumo de Combustível): extinção do encargo conforme Lei nº /2013; CDE (Conta de Desenvolvimento Energético): aumento da quota mensal a partir de março de 2014, de acordo com a Resolução Homologatória nº de abril de 2014; RGR (Reserva Global de Reversão): apesar da extinção do encargo, conforme Lei nº /2013, as concessões de geração Pantanal e Energest não foram contempladas na Lei em referência, conforme 3º do art. 4º da Lei nº 5.655/1971, de forma que o valor apresentado no 2T14 refere-se aos encargos dessas concessões. 5

6 Deduções à receita operacional 2T14 2T13 Var. 6M14 6M13 Var. P&D e PEE (13.395) (12.823) 4,5% (29.484) (27.423) 7,5% CCC 0 0 n.d. 0 (14.033) -100,0% CDE (28.874) (16.164) 78,6% (49.274) (32.327) 52,4% RGR (2.419) (1.373) 76,2% (4.838) (973) 397,2% PIS/COFINS ( ) ( ) 7,4% ( ) ( ) 9,6% ICMS ( ) ( ) 4,0% ( ) ( ) 4,2% ISS (209) (246) -15,0% (441) (488) -9,6% PROINFA - Consumidores Livres (12.032) (10.851) 10,9% (24.063) (21.703) 10,9% Total ( ) ( ) 7,4% ( ) ( ) 6,6% 2.2. Gastos Operacionais Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 1.745,4 milhões no 2T14, 39,8% superior ao 2T13 (R$ 1.248,8 milhões), refletindo o aumento de 50,6% nos gastos não gerenciáveis. No acumulado do ano, os gastos operacionais atingiram R$ 3.439,9 milhões, 30,6% acima do mesmo período do ano anterior (R$ 2.633,0 milhões). Composição dos Custos Operacionais - 2T14 Gerenciáveis 14% Gastos Operacionais (R$ milhões) 40% % Não-Gerenciáveis 86% 992-2% T13 Gastos Gerenciáveis 2T14 Gastos Não-gerenciáveis Gastos Não Gerenciáveis Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação, amortização e custo de construção. Os gastos não gerenciáveis relativos aos custos com compra de energia, encargos do uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da ANEEL, somaram R$ 1.493,4 milhões no 2T14, 50,6% superior ao 2T13 (R$ 991,5 milhões). No acumulado do ano, os gastos não gerenciáveis atingiram R$ 2.958,7 milhões, 38,1% acima do mesmo período do ano anterior (R$ 2.141,9 milhões). Gastos Não Gerenciáveis (R$ mil) 2T14 2T13 Var. 6M14 6M13 Var. Energia Comprada para Revenda ( ) ( ) 53,3% ( ) ( ) 39,8% Moeda estrangeira - Itaipu ( ) ( ) -4,8% ( ) ( ) 1,5% Moeda nacional ( ) ( ) 62,5% ( ) ( ) 45,1% Encargos de uso e conexão (86.212) (71.044) 21,4% ( ) ( ) 16,4% Outros (15.338) (12.434) 23,4% (35.871) (26.901) 33,3% Taxa de Fiscalização (2.572) (3.579) -28,1% (5.149) (7.159) -28,1% Compensações Financeiras (8.503) (8.855) -4,0% (20.853) (19.742) 5,6% Outras (4.263) 0 n.d. (9.869) 0 n.d. Total dos Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 50,6% ( ) ( ) 38,1% A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 1.391,9 milhões no 2T14, 53,3% superior ao 2T13. Esse aumento deve-se à exposição involuntária das distribuidoras e ao patamar elevado do PLD (aumento do despacho térmico). No caso das geradoras, o maior custo com compra de energia foi reflexo do GSF médio no período de 93,8%, conforme detalhado abaixo. 6

7 Evolução Mensal do PLD (R$/MWh) Submercado SE/CO jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Nível dos Reservatórios (%) 94,8% 92,6% 94,4% 93,6% 91,6% 85,3% 85,5% 80,8% 72,5% 67,8% 68,1% 63,8% 66,3% 46,5% 36,3% 36,6% SE/CO Sul Nordeste Norte 2T11 2T12 2T13 2T14 O custo com energia elétrica comprada de Itaipu (moeda estrangeira) sofreu uma redução de R$ 6,0 milhões reflexo da redução de 7,9% da cota de energia associada à usina frente a 2013, apesar da valorização de 7,8% do Dólar médio no 2T14 (R$ 2,23), em comparação ao 2T13 (R$ 2,07). Em relação às compras de energia em moeda nacional, destaca-se: Na Distribuição Os mecanismos disponíveis ao longo do ano de 2013, em especial a distribuição das Quotas de energia velha e os leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, foram insuficientes para atender as necessidades das distribuidoras para o ano de 2014, fazendo com que as concessionárias ficassem expostas, involuntariamente, ao Preço de Liquidação das Diferenças - PLD do mercado de curto prazo. Adicionalmente ao fato acima, o PLD em níveis elevados reflete o despacho, por ordem de mérito, de usinas termelétricas (UTEs). O despacho térmico acarreta em custo de energia mais alto, em relação ao custo de geração hidráulica, o que afeta diretamente as distribuidoras que possuem no seu portfólio de contratação Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade CCEAR-D. No 2T14, o PLD médio foi de R$ 682,3/MWh (SE), 173% acima dos R$ 249,5/MWh do verificado no 2T13. Diante disso, no dia 13 de março de 2014, o Governo Federal, por meio do Ministério da Fazenda e do Ministério de Minas e Energia, anunciou um pacote de medidas para subsidiar o sobrecusto a que estavam expostas as distribuidoras, além de diminuir a exposição destas empresas ao mercado de curto prazo, por meio da realização de um leilão de energia com início de suprimento previsto para maio deste ano. Em 1º de abril de 2014, o Decreto nº encarregou a CCEE de criar e manter a Conta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, destinada a cobrir de fevereiro a dezembro de 2014 os custos que excedam a cobertura tarifária relativa à i) exposição contratual involuntária e ii) ao despacho termoelétrico relativo aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade CCEAR-D. A ANEEL passou a homologar o montante mensal de recursos da CDE a ser repassado pela Conta-ACR, a partir da competência de fevereiro de A CCEE captou empréstimos de bancos para repassar às distribuidoras os montantes homologados pela ANEEL. Em contrapartida, a CCEE terá o direito de receber da CDE, a partir de 2015, os valores arrecadados pelas distribuidoras para pagamento do empréstimo. Os valores arrecadados pelas distribuidoras para pagamento da CDE se dará de forma proporcional ao mercado cativo de cada uma, no prazo de dois anos, com atualização pelo IPCA. Foi disponibilizado pela Conta-ACR um montante total de R$ 11,2 bilhões de recursos que foram repassados às distribuidoras, sendo que R$ 9,0 bilhões foram utilizados para cobrir o déficit do 1T14 e R$ 2,2 bilhões para cobrir parcialmente o déficit do 2T14. O montante de R$ 2,2 bilhões cobriu parte dos custos do mês de abril, resultando ainda em um déficit de R$ 453,0 milhões para o setor no mês. Em 29 de abril de 2014, foi realizado o Leilão A-0, mencionado acima, para atender a necessidade imediata de contratação de energia por parte das distribuidoras. Foram vendidos MWmédios de contratos por quantidade e 575 MW médios de contratos por disponibilidade, resultando em um total de MWmédios com preço médio de R$268,33/MWh. O leilão, apesar de ter ajudado a diminuir a exposição das distribuidoras, não foi suficiente para zerar o déficit do setor. No caso da EDP Energias do Brasil, o nível de contratação da EDP Bandeirante passou de 99,3% para 99,5% e a EDP Escelsa passou de 84,2% para 88,3%. De julho em diante, a exposição média das distribuidoras estimada é de 101,7% para EDP Bandeirante e de 93,5% para EDP Escelsa. Entretanto, as medidas acima citadas não foram suficientes para evitar as exposições das distribuidoras ao mercado de curto prazo e ao despacho térmico que se manteve elevado. 7

8 No caso das distribuidoras da EDP, o montante total de abril coberto pelo primeiro empréstimo foi de R$ 138,9 milhões, sendo R$ 47,9 milhões referente à EDP Bandeirante e R$ 91,0 milhões referente à EDP Escelsa. Não foram cobertos pelos recursos disponíveis R$ 27,6 milhões, sendo R$ 9,1 milhões na EDP Bandeirante e R$ 18,5 milhões na EDP Escelsa, que estão contabilizados no ativo regulatório do período (vide pagina 24). Em relação ao montante de maio no total de R$108,2 milhões (R$ 9,3 milhões referente à EDP Bandeirante e R$ 98,9 milhões referente à EDP Escelsa), os mesmos já foram homologados pela ANEEL por meio do Ofício nº 90 de 4 de julho de Já em relação ao mês de junho, a companhia estima um montante de R$ 33,8 milhões, sendo R$ 6,6 milhões referente à EDP Bandeirante e R$ 27,2 milhões referente à EDP Escelsa. Entretanto, com a ausência de recursos disponíveis na Conta-ACR, até o momento, os valores acima mencionados também estão contabilizados no ativo regulatório do período (vide pagina 24). No acumulado do ano, as distribuidoras contabilizaram no resultado R$ 733,8 milhões como custo de energia comprada. Desse total, R$ 590,7 milhões foram atenuados via aporte da CDE e Conta-ACR, sendo também este o efeito no caixa. Na Geração No 2T14, a compra de energia reflete, principalmente, o GSF médio verificado no período de 93,8%, totalizando R$ 64,2 milhões. Em períodos de geração hidráulica excedente no país o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) distribui ganhos às usinas participantes desse sistema, denominado ganho de energia secundária, e o contrário ocorre em períodos de escassez hidrológica em que o déficit de geração é descontado da garantia física das usinas provocando perdas de receita. Tipicamente em períodos de elevada geração termelétrica há redução da geração hidráulica, e em 2014 esse déficit de geração foi provocado principalmente pelo baixo nível de armazenamento dos reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN), que está acarretando o despacho de todas as usinas termelétricas disponíveis no sistema. Os encargos de uso e conexão no 2T14 foram 21,4% superiores ao 2T13, reflexo do Encargo de Segurança Energética (ESS) pago em junho, devido ao despacho de usinas térmicas fora de ordem de mérito e do reajuste anual das tarifas Gastos Gerenciáveis R$/mil 1T14 2T14 TOTAL EDP Bandeirante EDP Escelsa TOTAL Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 252,0 milhões, redução de 2,0% em relação ao 2T13 (R$ 257,2 milhões). Destaca-se que nos últimos 12 meses a inflação aumentou 6,2% (IGP-M) e 6,5% (IPCA). No acumulado do ano, os gastos atingiram R$ 481,3 milhões, redução de 2,0% em relação ao mesmo período de Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 2T14 2T13 Var. 6M14 6M13 Var. Pessoal (94.853) (83.171) 14,0% ( ) ( ) 8,8% Material (7.811) (7.812) 0,0% (14.680) (14.430) 1,7% Serviços de terceiros (89.809) (96.612) -7,0% ( ) ( ) -3,2% Provisões (24.772) (45.459) -45,5% (43.995) (76.292) -42,3% Outros (34.757) (24.179) 43,7% (59.727) (46.494) 28,5% Total PMSO ( ) ( ) -2,0% ( ) ( ) -2,0% Custo com construção da infraestrutura (70.293) (66.734) 5,3% ( ) ( ) 25,6% Depreciação e amortização (86.877) (84.774) 2,5% ( ) ( ) 0,2% Total dos gastos gerenciáveis ( ) ( ) 0,1% ( ) ( ) 2,5% IGP-M (últimos 12 meses)* 6,2% IPC-A (últimos 12 meses)** 6,5% * Fonte: FGV **Fonte: IBGE Aumento de R$ 11,7 milhões em gastos com Pessoal (+14,0%): 8

9 (i) Reajuste salarial médio de 6,5% em cumprimento ao Acordo Coletivo (+R$ 7,0 milhões); (ii) Aumento dos gastos com benefícios (vale alimentação, refeição, seguro de vida e medicamentos) decorrente dos reajustes contratuais (+R$ 1,7 milhão); (iii) Efeito não recorrente no 2T14 referente aos gastos com indenizações em função de ajuste organizacional ocorrido no período, causando o desligamento de 58 colaboradores (+R$ 3,5 milhões); Manutenção dos custos com Materiais; Redução de R$ 6,8 milhões (7,0%) em Serviços de Terceiros: (i) (ii) (iii) (iv) Renegociação do contrato de Outsourcing de TI (-R$ 2,2 milhões); Gasto com reforma da Regional Mogi na EDP Bandeirante (+R$ 1,1 milhão); Reforma e mudança da Sede em São Paulo em 2013 (-R$ 3,6 milhões); Efeito não recorrente no 2T13 referente aos serviços de consultoria (-R$ 2,3 milhões); Redução de R$ 20,7 milhões (-45,5%) em Provisões: (i) Provisão referente aos clientes em atraso e clientes com liminares (+R$ 3,7 milhões: +R$ 5,8 milhões na EDP Bandeirante e -R$2,1 milhões na EDP Escelsa); (ii) Redução de constituição de provisão de processos trabalhistas nas distribuidoras devido à decisão judicial favorável (-R$ 2,4 milhões). (iii) Constituição de provisão do acordo celebrado entre a EDP Escelsa e o Sindicato - SINERGIA/ES em 2013 (ação coletiva que alegou prejuízos causados pelas alterações no plano de cargos e salários no período de 2002 a 2006) (-R$ 21,5 milhões); Aumento de R$ 10,6 milhões em Outros: (i) Impacto do Valor Novo de Reposição VNR decorrente da variação negativa do IGP-M (+R$ 15,6 milhões); (ii) Descasamento no pagamento de IPTU de um imóvel compartilhado em relação ao pagamento em 2013, realizado no 3º trimestre (+R$1,9 milhão); (iii) Redução de indenizações a danos causados aos consumidores por falhas na rede de distribuição (-R$ 1,3 milhão); (iv) Apuração da mais valia referente à venda do terreno de Manguinhos na EDP Escelsa (-R$ 2,4 milhões). A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 86,9 milhões no 2T14, aumento de 2,5% em relação ao mesmo período de Ganho de Alienação de Investimento Em 27 de junho de 2014, a Companhia comunicou ao mercado que foram concluídas as negociações anunciadas em 06 de dezembro de 2013, relativas à venda de 50% das participações detidas pela Companhia nos empreendimentos CEJA e Cachoeira Caldeirão para a CWEI Brasil, depois de obtidas todas as aprovações necessárias por parte da ANEEL, Banco Nacional de Desenvolvimento Econômica e Social BNDES, órgãos reguladores chineses e outras providências de natureza societária e contratuais. O valor total da operação foi de R$420,6 milhões (efeito caixa), gerando um ganho para a Companhia de R$408,0 milhões, dos quais, R$202,9 milhões referem-se à operação de venda das participações e R$205,1 milhões referentes a mais valia dos investimentos remanescentes, ambos registrados na rubrica do Balanço Patrimonial de Investimentos em contrapartida na Demonstração do Resultado na rubrica Ganho na alienação de investimento. A partir desta data, os empreendimentos mencionados deixaram de ser controlados pela Companhia e passaram a ser controlados em conjunto, avaliados pelo método de equivalência patrimonial EBITDA No 2T14, o EBITDA atingiu R$ 430,1 milhões, aumento de 31,6% em relação ao 2T13 (R$ 326,9 milhões). Esse aumento é decorrente da contabilização da alienação de 50% das UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, conforme explicado acima, apesar da queda no EBITDA da Geração, Distribuição e Comercialização, detalhado em seguida: Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 156,3 milhões no 2T14, queda de 18,2% em relação ao 2T13 (R$ 191,0 milhões), devido aos efeitos do GSF médio de 93,8% que ocasionaram maior compra de energia no período. Na Distribuição, o EBITDA totalizou R$ 124,6 milhões negativos no 2T14, redução de R$ 274,0 milhões em relação ao 2T13 (R$ 149,3 milhões), devido ao aumento dos gastos não gerenciáveis em função de maior compra de energia. 9

10 Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 11,8 milhões no 2T14, redução de 16,4% em relação ao mesmo período do ano anterior (R$ 14,2 milhões), reflexo da redução de 12,1% na margem bruta. Considerando os aportes da Conta-ACR de maio e junho, o EBITDA do 2T14 seria de R$ 557,7 milhões. EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%) Composição do EBITDA - 2T ,7% 24,3% ,9 156,3 Distribuição Comercialização 408,0 Geração 2T13 *Exclui receita de construção 2T14-124,6 Ganho na alienação de investimento Formação do EBITDA (R$ milhões) ** ** EBITDA 2T13 Margem Bruta 5 Gastos Gerenciáveis* *Exclui depreciação e amortização Ganho na alienação de investimento **Montante referente a Conta-ACR de maio e junho EBITDA 2T14 No acumulado do ano o EBITDA atingiu R$ 836,5 milhões, 6,0% acima do mesmo período do ano anterior. Considerando os aportes da Conta-ACR de maio e junho, o EBITDA acumulado seria de R$ 964,0 milhões. 10

11 ** 128 ** EBITDA 6M13 Margem Bruta Gastos Gerenciáveis* *Exclui depreciação e amortização Ganho na alienação de investimento **Montante referente a ACR de maio e junho EBITDA 6M Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ mil) 2T14 2T13 Var. 6M14 6M13 Var. Receita Financeira ,5% ,0% Receitas de aplicações financeiras ,2% ,1% Variação monetária e acréscimo ,0% ,5% SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis ,7% ,1% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente ,2% ,4% Outras Receitas ,6% (6.789) n.d. Despesa Financeira ( ) ( ) 12,8% ( ) ( ) 29,8% Variação monetária e acréscimo moratório (7.302) (15.895) -54,1% (26.756) (32.102) -16,7% Encargos de dívidas ( ) (70.457) 72,7% ( ) ( ) 85,4% Benefícios pós-emprego (14.500) (12.407) 16,9% (27.680) (24.815) 11,5% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (6.181) (2.874) 115,1% (14.445) (7.900) 82,8% Outras Despesas (13.925) n.d (13.286) n.d. Resultado Cambial Líquido (1.256) (786) 59,8% (2.306) (1.418) 62,6% Total (48.824) (77.172) -36,7% ( ) ( ) -0,4% Os principais fatores que levaram à variação positiva de R$ 28,3 milhões no 2T14 foram: Receita Financeira: aumento de R$ 43,7 milhões (i) Aumento de R$ 12,7 milhões na receita de aplicações financeiras em função do aumento do saldo médio de disponibilidades (32,9%) e da taxa Selic nos últimos 12 meses; (ii) Aumento de Selic sobre tributos e contribuições sociais compensáveis (+R$ 21,5 milhões), em função do aumento da taxa Selic no 2T14 (11,0%) em relação ao 2T13 (8,0%); (iii) Aumento de R$ 5,3 milhões em outras receitas financeiras, em função da contabilização do reconhecimento de uma recuperação judicial referente a PIS/COFINS passado sobre receita financeira. Despesa Financeira: aumento de R$ 14,8 milhões (i) Aumento da despesa de encargos de dívidas devido ao aumento do saldo e custo médio da dívida nos últimos 12 meses (-R$ 51,2 milhões); (ii) Aumento da despesa de Beneficio Pós Emprego (-R$ 2,1 milhões) devido à atualização de premissas atuariais. Conforme alterações introduzidas pelo IAS 19, houve mudança na taxa de retorno dos investimentos, na qual a mesma passou a ser 11

12 equivalente à taxa de desconto, impactando negativamente a rentabilidade dos ativos e sendo necessária maior contribuição das patrocinadoras para manter o mesmo patamar do benefício definido; (iii) Aumento dos juros capitalizados devido à evolução do cronograma das obras das UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, esta última com impacto mais relevante (+R$ 20,4 milhões); (iv) Redução da despesa de atualização monetária do uso do bem público da UHE Peixe Angical devido à atualização por inflação (+R$ 4,4 milhões); (v) Redução da despesa de multas e juros sobre ICMS (+R$ 6,0 milhões). (vi) Redução da despesa de Provisão para desvalorização de títulos e valores mobiliários (+R$ 7,7 milhões) devido ao ajuste de marcação a mercado das ações do Grupo Rede detidas pela EDP, que sofreram uma menor desvalorização nos últimos 12 meses, comparado ao mesmo período de Resultado Cambial O resultado cambial no 2T14 foi estável em relação ao 2T13 (+R$ 0,5 milhão) Lucro Líquido O Lucro Líquido consolidado do 2T14 totalizou R$ 183,6 milhões, aumento de R$ 139,0 milhões em relação ao mesmo período do ano anterior, devido à contabilização da alienação de 50% das UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão. O Lucro Líquido foi impactado também pela melhora de 36,7% no resultado financeiro, pela piora de R$ 8,2 milhões na participação de minoritários e de R$ 5,9 milhões no Imposto de Renda (IR) e contribuição social (CS) do período. A Alíquota efetiva de IR/CS, excluindo o efeito da equivalência patrimonial, foi de 22% comparado a 36% no 2T13. Essa variação é decorrente, principalmente, da compensação de Prejuízo Fiscal e Base Negativa da contribuição social na holding em razão da alienação de participação societária para a CTG, além do prejuízo fiscal das distribuidoras no período. Adicionalmente, o Lucro Líquido reflete o Resultado das Participações Societárias, incluindo a contabilização do resultado da UTE Pecém I (-R$ 23,5 milhões) e EDP Renováveis Brasil (R$ 2,3 milhões). Considerando os aportes da Conta-ACR de maio e junho, o Lucro Líquido do 2T14 seria de R$ 267,8 milhões. Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%) 10,4% 2,8% T13 * Margem Líquida exclui receita de construção 2T14 Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) 12

13 ** ** Lucro Liquido 2T13 EBITDA Dep & Amort Equivalência Patrimonial Resultado Financeiro IR & CS Participação de minoritários Lucro Líquido 2T14 **Montante referente a Conta-ACR de maio e junho No acumulado do ano, o Lucro atingiu R$ 283,2 milhões, R$ 148,3 milhões acima do mesmo período do ano anterior. Considerando os aportes da Conta-ACR de maio e junho, o Lucro Líquido acumulado seria de R$ 367,4 milhões ** ** Lucro Liquido 6M13 EBITDA Dep & Amort Equivalência Patrimonial Resultado Financeiro IR & CS Participação de minoritários Lucro Líquido 6M14 **Montante referente a Conta-ACR de maio e junho 3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.593,4 milhões em 30 de junho de 2014, 10,2% acima do verificado em 31 de dezembro de 2013 (R$ 3.259,4 milhões), sendo em ambos os períodos desconsiderada a dívida da UTE Pecém I, UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel. Do total da dívida bruta, em 30 de junho de 2014, R$ 88,7 milhões estavam denominados em moeda estrangeira, integralmente protegidos da variação cambial e da taxa Libor por meio de instrumentos de hedge e swap. 13

14 Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)* EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco ** Lajeado EDP Holding Empréstimos Nota: * não considera eliminações intragrupo de R$ 35,3 milhões ** ações preferenciais da Investco classificadas como dívida 3 A dívida líquida, considerando o valor de R$ 1.562,1 milhões de disponibilidades, alcançou R$ 2.031,3 milhões em 30 de junho de 2014, redução de 13,0% em relação a dezembro de 2013 (R$ 2.335,3 milhões). 99 Debêntures 452 Composição da Dívida Líquida (R$ milhões) C. P L. P Dívida Bruta Jun.2014 (-) Disponibilidades Dívida Líquida Jun.2014 O custo médio da dívida do Grupo em junho de 2014 era de 10,16% ao ano, em comparação a 8,62% ao ano em dezembro de 2013, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. O aumento do custo médio ocorreu principalmente em função do aumento do CDI médio (9,67% em junho de 2014 frente a 8,06% em dezembro de 2013). O prazo médio da dívida consolidada em junho de 2014 atingiu 2,56 anos, com elevação em relação a dezembro de 2013 (2,45 anos). Esse aumento deve-se à quitação da 1ª Emissão de Debêntures da Energias do Brasil (holding) e captações realizadas no período, a saber: (a) 3ª Emissão de Debêntures Simples da EDP Energias do Brasil (holding) no valor de R$ 300 milhões e prazo final em agosto de 2015; (b) Crédito Rural da Bandeirante no valor de R$ 98,6 milhões e vencimento único em julho de 2015; (c) 5ª Emissão de Debêntures Simples da Bandeirante no valor de R$ 300 milhões e vencimento final em abril de 2019; (d) Crédito Rural da Escelsa no valor de R$ 110,8 milhões e vencimento único em julho de 2015; e (e) Cédula Cambiária da Escelsa no valor de R$ 200 milhões e vencimento final em maio de 2018, totalizando R$ 1.009,2 milhões em captações. A dívida de curto prazo, em 30 de junho de 2014, representava 30,4% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 1.093,6 milhões, em comparação a R$ 1.132,1 milhões em dezembro de 2013, redução de 3,4%. Essa redução é resultante principalmente da substituição da 1ª Emissão de Debêntures pela 3ª Emissão de Debêntures da EDP Energias do Brasil (holding). Do total da divida de curto prazo, R$ 261,3 milhões são referentes à Holding, R$ 678,3 milhões à distribuição e R$ 161,2 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo. 3 Nota: De acordo com o artigo 8º do Estatuto Social da Companhia, as ações preferenciais da Investco gozam, entre outros, do direito de recebimento de um dividendo anual fixo, cumulativo, de 3% sobre o valor de sua respectiva participação no capital social. Devido a esta característica, as ações foram classificadas como um instrumento de dívida por satisfazerem a definição de passivo financeiro, pelo fato de a Companhia não ter o direito de evitar o envio de caixa ou outro ativo financeiro para outra entidade, conforme determina o parágrafo 19 do CPC

15 CDI 85% Dívida Bruta por Indexador 30/06/2014 TJLP 10% Pré Fixada 5% Dívida Bruta - Curto / Longo prazo 65,3% 69,6% 34,7% 30,4% 31/12/ /6/2014 Curto Prazo Longo Prazo Composição da Dívida Circulante (R$ milhões) EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Lajeado EDPE Saldo Circulante * Não considera eliminação Cronograma de Vencimento da Dívida* (R$ milhões) ** Disponibilidade Após 2017 * Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge A relação Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 2T14 em 1,2X. 15

16 Divída Líquida/EBITDA* 1,3 x 1,3 x 1,4 x 1,5 x 1,2 x * Não considera os efeitos da participação na UTE Pecém I, UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel Considerando a proporção de 50% da participação da EDP Energias do Brasil na UTE Pecém I, UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, e 66% na UHE São Manoel, a relação dívida líquida/ebitda seria de 2,0 vezes, conforme tabela abaixo. O prazo médio da dívida seria de 3,48 anos e o custo médio da dívida 9,22% ao ano. 4. Variação do Imobilizado Jun/13 Set/13 Dez/13 Mar/14 Jun/14 Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA 30/06/2014 Divida Dívida Disponibilidade (R$ milhões) Bruta (DB) Líquida (DL) EBITDA DL/EBITDA Consolidado ,2 UTE Pecém I (50%) UHE Santo Antonio do Jari (50%) UHE Cachoeira Caldeirão (50%) UHE São Manoel (66%)* (1) Total ,0 * Critério de consolidação: 100%. Closing da transação em andamento. Os investimentos totalizaram R$ 87,3 milhões no 2T14, 11,3% acima do 2T13, sendo em ambos os períodos desconsiderado os investimentos nas UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão. O montante está distribuído entre os segmentos de geração (12%), distribuição (84%) e outros (4%). No acumulado do ano, os investimentos totalizaram R$ 172,6 milhões, 29,7% acima do mesmo período de

17 Variação do Imobilizado (R$ mil) 2T14 2T13 % 6M14 6M13 % Distribuição ,5% ,5% EDP Bandeirante ,2% ,0% EDP Escelsa ,6% ,8% Geração ,5% ,6% Enerpeixe ,9% ,4% Energest Consolidado ,8% ,8% Lajeado / Investco ,9% ,1% Outros ,1% ,7% Total ,3% ,7% Variação do Imobilizado - Distribuição 2T14 2T13 % 6M14 6M13 % EDP Bandeirante Valor Liquido de Obrig. Especiais ,2% ,0% (+) Obrigações Especiais ,2% ,0% Valor Bruto ,9% ,6% (-) Juros Capitalizados (1.567) (1.577) -0,6% (3.276) (2.549) 28,5% Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,3% ,4% EDP Escelsa Valor Liquido de Obrig. Especiais ,6% ,8% (+) Obrigações Especiais ,6% ,8% Valor Bruto ,9% ,8% (-) Juros Capitalizados (1.433) (532) 169,4% (2.369) (1.136) 108,5% Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,0% ,5% Distribuição ,5% ,9% No segmento de geração, o investimento realizado alcançou R$ 10,5 milhões no 2T14, 52,5% acima do mesmo período do ano anterior, reflexo do acréscimo de 80,8% na Energest Consolidado devido à recomposição e melhoramento da UHE Mimoso e UHE Mascarenhas. Considerando 50% dos investimentos da UHE Santo Antônio do Jari (R$ 24,3 milhões) e UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 41,7 milhões), o investimento total do grupo alcançaria R$ 153,3 milhões, 9,6% acima do 2T13. No acumulado do ano, considerando 50% dos investimentos da UHE Santo Antônio do Jari (R$ 49,4 milhões) e UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 76,4 milhões), o investimento total do grupo alcançaria R$ 298,4 milhões, 25,7% acima do mesmo período do ano anterior. Variação do Imobilizado (R$ mil) 2T14 2T13 % 6M14 6M13 % Distribuição ,5% ,5% Geração ,0% ,3% UHE Santo Antonio do Jari ,5% ,9% UHE Cachoeira Caldeirão ,5% ,8% Outros ,1% ,7% Total ,6% ,7% No segmento de distribuição, os investimentos atingiram R$ 108,7 milhões no 2T14 (considerando as obrigações especiais), crescimento de 26,9% em relação ao 2T13. Na EDP Bandeirante, foram investidos R$ 58,5 milhões e na EDP Escelsa R$ 50,2 milhões, crescimento de 36,9% e 16,9%, respectivamente. O aumento deve-se a expansão do sistema elétrico e atendimento ao crescimento de mercado, conforme detalhado abaixo. Do total das distribuidoras, R$ 71,5 milhões (65,8%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 21,2 milhões (19,5%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 3,6 milhões (3,3%) foram destinados à universalização urbana e rural, propiciando a ligação e o acesso de 17

18 consumidores aos serviços de energia; e R$ 12,4 milhões (11,4%) foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas. 5. Desempenho por Área de Negócios Itens em R$ mil ou % Geração Distribuição Comercialização Consolidado 3 2T14 2T13 2T14 2T13 2T14 2T13 2T14 2T13 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis ( ) (90.317) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Gastos gerenciavéis 2 (26.870) (24.300) ( ) ( ) (2.148) (1.746) ( ) ( ) Depreciação e amortização (34.407) (34.067) (46.625) (45.071) (130) (78) (86.877) (84.774) EBITDA ( ) Margem EBITDA 48,2% 62,5% -11,6% 14,4% 2,0% 3,4% 24,3% 20,7% Lucro líquido antes de minoritários ( ) Participações de minoritários (25.073) (16.858) (25.073) (16.858) Lucro Líquido do Exercício ( ) Exclui receita de construção 2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção 3 Consolidado: considera eliminações intragrupo Itens em R$ mil ou % Geração Distribuição Comercialização Consolidado 1 6M14 6M13 6M14 6M13 6M14 6M13 6M14 6M13 Receita Líquida Gastos Não Gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Gastos Gerenciavéis² (57.692) (54.939) ( ) ( ) (7.030) (6.828) ( ) ( ) Depreciação e amortização (68.439) (68.126) (91.400) (91.766) (265) (149) ( ) ( ) EBITDA Margem EBITDA 54,9% 66,7% 0,6% 14,1% 5,0% 6,9% 21,6% 23,1% Lucro líquido antes de minoritários (70.759) Participações de minoritários (61.902) (79.017) (61.902) (79.017) Lucro Líquido do Exercício (70.759) Exclui receita de construção 2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção. 3 Consolidado: considera eliminações intragrupo 5.1. Geração Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Energest Consolidado (1) Lajeado Consolidado (2) Geração Consolidado (3) 2T14 2T13 2T14 2T13 2T14 2T13 2T14 2T13 Var. Receita Líquida ,1% Gastos não-gerenciavéis (35.366) (21.089) (57.668) (34.258) (47.986) (34.970) ( ) (90.317) 56,1% Gastos gerenciavéis (5.363) (5.270) (11.902) (10.685) (6.481) (6.479) (26.870) (24.300) 10,6% Depreciação e amortização (12.349) (12.351) (5.655) (4.964) (16.396) (16.743) (34.407) (34.067) 1,0% EBITDA ,2% Margem EBITDA 59,8% 73,5% 32,3% 46,7% 54,7% 66,0% 48,2% 62,5% -14,3 p.p. Atribuível aos acionistas não controladores - - (619) (1.072) (7.857) 0 (25.073) (16.858) 48,7% Lucro Líquido ,6% (1) Inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda 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, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e a consolidação da UTE Pecém I em equivalência patrimonial. A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 324,2 milhões no 2T14, 6,1% acima do mesmo período do ano anterior, reflexo do aumento de 9,7% no preço médio de venda, apesar da queda de 3,2% no volume de energia vendida. No acumulado do ano, a receita alcançou R$ 727,1 milhões, aumento de 3,4% em relação ao mesmo período do ano anterior (R$ 702,9 milhões). Os gastos não gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 50,7 milhões devido ao impacto do GSF médio de 93,8% no 2T14, conforme explicado na seção gastos não gerenciáveis. O EBITDA atingiu R$ 156,3 milhões no 2T14, 18,2% abaixo do 2T13 em consequência dos motivos mencionados acima, além do aumento de 10,6% nos gastos gerenciáveis, reflexo do acréscimo de 11,4% nos gastos gerenciáveis da Energest Consolidado. 18