EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 301 milhões no 4T11

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1 Usina Termelétrica Porto do Pecém São Gonçalo do Amarante CE Janeiro de 2011 EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 301 milhões no 4T11 São Paulo, 07 de março 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 quarto trimestre de 2011 (4T11). 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. 4T11 Total de ações Ações em tesouraria Free float (31/12/2011) ações (49%) Valor de mercado (31/12/2011) R$ milhões Teleconferência com Webcast em 08/03/2012 Português/Inglês: 15h Dados para conexão: Brasil: +55 (11) EUA: +1 (888) Outros: +1 (786) Dividendos propostos referente a 2011: R$ 2,34 por ação, 5,0% superior à 2010; Energia vendida a clientes finais nas distribuidoras: 3.634,4 GWh no 4T11 e ,4 GWh em 2011, aumentos de 0,8% em relação ao 4T10 e de 2,9% na comparação anual; Energia em trânsito nas distribuidoras: 2.338,0 GWh no 4T11 e 9.413,9 GWh em 2011, aumentos de 4,4% no 4T11 em relação ao 4T10 e de 4,2% na compração anual; Energia comercializada: 2.339,3 GWh no 4T11 e 9.894,7 GWh em 2011, aumentos de 5,2% em comparação ao 4T10 e de 19,7% no acumulado do ano; Energia vendida pelas geradoras: 2.201,7 GWh no 4T11 e 8.388,1 GWh em 2011, com redução de 7,7% em relação ao 4T10 e aumento de 1,0% em relação à de 2010; Receita líquida consolidada: R$ 1.355,1 milhões no 4T11, 0,6% abaixo ao do 4T10, com impacto da provisão de R$ 7,3 milhões de Outras Receitas das distribuidoras e crescimento marginal no volume de energia vendida na distribuição; Gastos gerenciáveis (excluindo depreciação e amortização): R$ 247,9 milhões no 4T11, aumento de 24,6% em relação ao do 4T10; EBITDA: R$ 300,5 milhões no 4T11, redução de 21,3% em relação ao do 4T10; Lucro líquido: R$ 81,8 milhões no 4T11, redução de 59,2% em comparação ao do 4T10; Endividamento bruto: R$ 3.613,6 milhões em dezembro de 2011, 6,7% acima de dezembro de 2010; Investimentos: R$ 282,1 milhões no 4T11, 36,2% abaixo ao do 4T10, sendo R$ 79,1 milhões destinados à construção da UTE Pecém e R$ 68,6 milhões à UHE Jari; Conclusão da aquisição dos 10% remanescentes dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari. Principais Indicadores Indicadores 4T11 4T10 Var. 3T11 Var Var. Econômico- Financeiro (R$ mil) Receita Operacional Líquida ,6% ,0% ,3% Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 3,1% ( ) 13,3% ( ) ( ) 9,5% Margem Bruta ,6% ,8% ,6% Gastos Gerenciáveis (¹) ( ) ( ) 24,6% ( ) 15,7% ( ) ( ) 9,8% EBITDA (2) ,3% ,6% ,9% Depreciação (81.911) (58.606) 39,8% (83.564) -2,0% ( ) ( ) 6,7% Lucro Líquido ,2% ,5% ,8% Capex ,2% ,4% ,2% Dívida Líquida ,3% ,9% ,3% Evolução do Mercado (GWh) Total Energia Distribuída ,0% ,2% ,3% Total Energia Vendida- Geração ,7% ,3% ,0% Total Energia Comercializada ,2% ,2% ,7% (1) Exclui depreciação e amortização. (2) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização.

2 Índice 1. Eventos do Período 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro Receita Líquida 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 25 ANEXOS 26

3 1. Eventos do Período - Financiamento da UHE Santo Antônio do Jari Em outubro de 2011, a Companhia Energética do Jari (CEJA) contratou linha de crédito no valor de R$ 300 milhões para aquisição da UHE Santo Antônio do Jari, com vencimento para 45 dias, às taxas de 110,5% e 113,0% do CDI. O financiamento foi liquidado e substituído por emissão de debêntures. Foi emitido o total de 300 debêntures, de valor nominal unitário de R$ 1 milhão, com subscrição integral no valor de R$ 300 milhões e pagamento de principal e juros em outubro de Sobre o principal há incidência de 110,5% do CDI. Os recursos objetivaram ao alongamento do perfil do endividamento da Companhia e redução dos seus custos financeiros. Também em outubro de 2011, a ECE contratou linha de crédito no valor de R$ 360 milhões, junto ao Banco do Brasil, como empréstimo-ponte para implementação e construção da UHE Santo Antônio do Jari, à taxa de 109% do CDI, com vencimento em 13 de outubro de Até dezembro de 2011, o desembolso desse empréstimo totalizou R$ 54,7 milhões. - Aquisição dos 10% remanescentes da UHE Santo Antônio do Jari Em 26 de dezembro de 2011 foi concluída a aquisição, através da ECE Participações S.A., dos 10% remanescentes dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari, Com esta aquisição, a EDP consolida 100% dos direitos de exploração da usina. - Revisão tarifária 2011 EDP Bandeirante A concessionária 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. - Privatização da Controladora EDP Energias de Portugal No âmbito da 8ª fase do processo de privatização da EDP Portugal, em 22 de dezembro de 2011, o Estado Português anunciou que a companhia China Three Gorges foi selecionada para ser a adquirente de uma participação de 21,35% no capital social da Controladora. - Participação no Leilão A-5 de 20 de dezembro de 2011 A EDP Renováveis Brasil S.A., em que a EDP Energias do Brasil detém 45% de participação, vendeu 57,2 MW médios de energia nova no Leilão A-5, realizado em 20 de dezembro de 2011, por meio de quatro projetos de geração eólica: Baixa do Feijão I, II, III e IV, localizados no estado do Rio Grande do Norte. 3

4 2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1. Receita Líquida No 4T11, a receita operacional líquida consolidada atingiu R$ 1.355,1 milhões e apresentou redução de 0,6%, em comparação ao mesmo período do ano anterior. A receita liquida acumulada em 2011 totalizou R$ 5.401,7 milhões, com aumento de 7,3% em comparação a Receita Operacional Líquida (R$ mil) 4T11 4T10 Var Var. Clientes Cativos ,1% ,3% Residencial ,5% ,0% Industrial ,4% ,8% Comercial ,2% ,7% Rural ,2% ,9% Outros ,7% ,9% (-) Transferência para TUSD - clientes cativos (1) ( ) ( ) 4,0% ( ) ( ) 7,3% Fornecimento não Faturado ,7% ,6% Total fornecimento ,8% ,6% Energia elétrica ,3% ,9% Energia de curto prazo ,7% ,1% Comercialização ,9% ,3% Total suprimento ,6% ,3% Fornecimento e suprimento ,8% ,6% Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) ,1% ,5% Outras receitas operacionais ,8% ,2% Sub-total ,8% ,3% (-) Deduções à receita operacional ( ) ( ) 6,2% ( ) ( ) 11,9% Receita operacional líquida ,6% ,3% (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. Receita Líquida (R$ milhões)* % Composição da Receita Líquida* - 4T % 960 Distribuição 64% Comercialização 16% 277 6% 293 4T10 4T11 Geração Distribuição Comercialização Outros Geração 20% *Não considera as eliminações intragrupo de R$ 146 milhões no 4T11 e R$ 148 milhões no 4T10. Outros considera Evrecy e Holding. Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram: Na Geração O volume de energia vendida no 4T11 alcançou 2.201,7 GWh, redução de 7,7% em relação aos 2.385,9 GWh vendidos no 4T10, resultado da sazonalização dos contratos de venda de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre deste ano em comparação ao ano anterior. O volume acumulado de energia vendida em 2011 totalizou 8.388,1 GWh, com aumento de 1,0% em relação aos 8.308,7 GWh vendidos em O preço médio praticado no 4T11 foi 14,4% superior ao do 4T10, reflexo dos reajustes dos contratos pela inflação acumulada entre os períodos, do início da vigência de novos contratos e das diferenças de sazonalidade dos contratos nos trimestres. 4

5 Na Distribuição O volume de energia vendida a clientes finais alcançou 3.634,4 GWh, com aumento de 0,8% no 4T11 (+0,5% na EDP Bandeirante e +1,3% na EDP Escelsa). No acumulado do ano, a energia vendida totalizou ,4 GWh, com aumento de 2,9% em relação ao ano anterior. O volume de energia em trânsito (clientes livres e concessionárias) no 4T11 alcançou 2.338,0 GWh, com aumento de 4,4% em relação ao 4T10 (+7,2% na EDP Bandeirante e +0,7% na EDP Escelsa). No acumulado do ano, a energia em trânsito totalizou 9.413,9 GWh, com aumento de 4,2% em relação ao ano anterior. Maior desconto na TUSD das Distribuidoras no 4T11 (R$ 7,7 milhões na Bandeirante e R$ 14,0 milhões na Escelsa), sendo R$ 11 milhões passíveis de recuperação via reajustes tarifários (R$ 2,5 milhões na Bandeirante e R$ 8,5 milhões na Escelsa). A EDP Bandeirante provisionou o montante de R$ 7,3 milhões, referente o período de 23 de outubro de 2011 a 31 de dezembro de 2011, pois de acordo com o PRORET 2.7, a receita proveniente do faturamento de multas por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente, a partir da data contratual de revisão tarifária referente ao 3º Ciclo de Revisões Tarifárias, passam a ser contabilizadas como Obrigações Especiais em Curso. Por ocasião do 4º Ciclo de Revisões Tarifárias, o valor acumulado nessa subconta deverá ser transferido para a conta de Obrigações Especiais em Serviço, quando, então, receberá o tratamento usual de depreciação pelo prazo da concessão. Incremento médio de 2,8% da tarifa na EDP Bandeirante no 4T11 em comparação ao 4T10. Incremento médio de 3,0% da tarifa na EDP Escelsa no 4T11 em comparação ao 4T10. Na Comercialização: O volume de energia comercializada totalizou 2.339,3 GWh no 4T11 em comparação aos 2.224,6 GWh no 4T10, apresentando aumento de 5,2%, reflexo da intensificação de vendas no curto e médio prazos. No acumulado de 2011, o volume de energia comercializada totalizou 9.894,7 GWh, em comparação aos 8.263,4 GWh no ano de 2010, apresentando aumento de 19,7%. O preço médio de venda de energia praticado pela comercializadora do Grupo no 4T11 apresentou aumento de 8,7%. Outras Receitas Operacionais: A queda de 34,8% entre os períodos comparados deve-se, principalmente, à (i) redução de R$ 7,0 milhões resultante de menor receita de liquidações de curto prazo na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE no período face à queda do Preço de Liquidação das Diferenças PLD e (ii) impacto positivo em 2010 no valor de R$ 19 milhões referente aos créditos de devolução tarifária de COSIT 27. No 4T11, as deduções à receita totalizaram R$ 380,3 milhões, com aumento de 6,2% sobre o mesmo período do ano anterior. A variação é explicada, principalmente, por: Aumento de 17,2% (R$ 11,7 milhões) no encargo de CCC (Conta de Consumo de Combustível), devido à alteração na sistemática do cálculo e reembolso deste encargo; Aumento de 14,9% (R$ 7,3 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 2011 são obtidas por atualização da quota do ano de 2010, observando-se dois componentes: crescimento de mercado (cativo e livre) e a variação do IPCA; 5

6 2.2. Gastos Operacionais Os gastos operacionais totalizaram R$ 1.136,4 milhões no 4T11, o que representa aumento de 9,3% sobre o 4T10. Em 2011, os gastos operacionais cresceram 9,4%, totalizando R$ 4.209,7 milhões. Gastos Operacionais (R$ milhões) Composição dos Custos Operacionais - 4T Gerenciáveis 24% Não- Gerenciáveis 76% 4T10 4T 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, aumentaram 3,1% no 4T11 em relação ao mesmo período do ano anterior e 9,5% no acumulado do ano. Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil) 4T11 4T10 Var Var. Energia Comprada para Revenda ( ) ( ) 1,9% ( ) ( ) 10,5% Moeda estrangeira - Itaipu ( ) (94.767) 5,7% ( ) ( ) -4,8% Moeda nacional ( ) ( ) 1,2% ( ) ( ) 14,1% Encargos de uso e conexão ( ) ( ) 7,9% ( ) ( ) 5,9% Outros (13.142) (12.433) 5,7% (48.681) (43.122) 12,9% Taxa de Fiscalização (3.446) (3.423) 0,7% (13.799) (12.631) 9,2% Compensações Financeiras (9.696) (9.010) 7,6% (34.882) (30.491) 14,4% Total dos Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 3,1% ( ) ( ) 9,5% A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 623,8 milhões, com incremento de 1,9% em relação ao 4T10, em função do maior volume de contratos, para atendimento aos clientes cativos, além de aumento do preço médio de compra de energia, reajustado pelas variações do IPCA e IGP-M. Apesar da redução das cotas alocadas às distribuidoras do Grupo em relação a 2010, o valor da energia comprada de Itaipu apresentou aumento de R$ 5,4 milhões, principalmente, em virtude do aumento de 6,2% do dólar no 4T11, comparado ao 4T10 (cotação média do trimestre). Na Distribuição: Destaca-se o início de suprimento de energia de três novos produtos (conjunto de contratos oriundos de um mesmo leilão de energia, com mesmo período de suprimento e fonte de energia) em 2011, adquiridos nos leilões de energia nova, necessários ao atendimento do crescimento do mercado. Também houve acréscimo no preço médio da compra de energia, reajustado pela variação do IPCA. Na Geração: No 4T11 foram realizadas menos compras de energia do que no mesmo período de 2010, devido à menor necessidade de recomposição de lastro de energia das geradoras no período. O aumento do volume gerado também contribuiu para menor exposição ao Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. Os encargos de uso e conexão apresentaram aumento de 7,9% no 4T11 quando comparado ao 4T10. Esse aumento decorre, principalmente, de acréscimo nas tarifas e de alterações nas regras e premissas de contratação do montante de uso na 6

7 transmissão decorrente da aplicação da Resolução ANEEL nº 399/2010. No acumulado do ano, os custos totalizaram R$ 651,4 milhões, com crescimento de 5,9% em relação ao ano anterior. As variações de 0,7% no trimestre e de 9,2% no ano na taxa de fiscalização foram decorrentes da aplicação de nova regulamentação da ANEEL para 2011, aumentando o valor desse encargo. As compensações financeiras tiveram acréscimo de 7,6% no 4T11 em razão do crescimento da geração realizada no período (+2,3% em relação ao 4T10, alcançando 2.184,9 GWh), base para cálculo desse encargo, além do aumento da tarifa anual (+5,6%) utilizada para a apuração do valor Gastos Gerenciáveis Os gastos gerenciáveis, excluindo depreciação e amortização, totalizaram R$ 247,9 milhões, com aumento de 24,6% no 4T11 em relação ao do 4T10. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros e outros. Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 4T11 4T10 Var Var. Pessoal (85.320) (60.820) 40,3% ( ) ( ) 14,2% Material (6.176) (6.916) -10,7% (26.566) (23.478) 13,2% Serviços de terceiros ( ) (91.454) 16,9% ( ) ( ) 7,4% Provisões (29.206) (14.739) 98,2% (82.816) (83.432) -0,7% Outros (20.209) (25.043) -19,3% ( ) ( ) 14,5% Total PMSO ( ) ( ) 24,6% ( ) ( ) 9,8% Depreciação e amortização (81.911) (58.606) 39,8% ( ) ( ) 6,7% Total dos gastos gerenciáveis ( ) ( ) 28,0% ( ) ( ) 8,9% IGP-M (últimos 12 meses)* 5,10% * Fonte: FGV As principais variações no 4T11 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo: Aumento de R$ 24,5 milhões na conta de gastos com pessoal, com destaque para os seguintes fatores: (i) Reajuste salarial médio de 7,3% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em maiores encargos sobre folha de pagamento além do aumento de quadro de pessoal (+123 colaboradores no ano), principalmente, em função da primarização de mão de obra nas áreas comercial (51 colaboradores) e técnica (30 colaboradores) das distribuidoras (+R$ 6,6 milhões); (ii) 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$ 3,4 milhões); (iii) Maiores gastos com assistência médica em função do aumento de colaboradores e utilização dos serviços entre os períodos comparados (+R$ 1,8 milhão); (iv) Efeito não recorrente no 4T10 devido à reavaliação e reversão parcial do saldo de passivos atuariais do benefício pósemprego nas distribuidoras, sendo R$ 2,5 milhões na EDP Bandeirante e R$ 9,6 milhões na EDP Escelsa (+R$ 12,1 milhões). Na conta materiais, o decréscimo de 10,7%, deve-se à menor utilização de materiais de escritório decorrente da redução de impressões em função da implantação do projeto verde. No item serviços de terceiros, o incremento de R$ 15,5 milhões (+16,9%) entre os trimestres deve-se, em parte, aos repasses dos reajustes contratuais de nossos prestadores de serviços, em conjunto com: (i) Acréscimo dos gastos com conservação/reparação do sistema elétrico devido a retomada do Plano Verão e ao Plano Adicional de manutenção preventiva de redes para garantia dos indicadores de qualidade de serviços, cumprindo assim as determinações da ANEEL (+R$ 7,9 milhões); (ii) Maior prestação de serviços de informática em virtude do aditamento e reajustes de contratos de hardware e implantação de novos projetos (incluindo Resolução 414/ANEEL) e sistemas (+R$ 4,5 milhões); (iii) Gastos não recorrentes com melhoria das instalações da regional de São José dos Campos e da sede administrativa em São Paulo (em andamento). Implantação e padronização de nova loja de atendimento em São José dos Campos e mudança do local do Centro de Manutenção de Distribuição (CMD) de Guarulhos (+R$ 2,2 milhões); (iv) Incremento nos custos do serviço de leitura e faturamento devido ao crescimento vegetativo da base de clientes (+R$ 0,9 milhão); 7

8 No item provisões, o aumento de R$ 14,5 milhões no 4T11 em relação ao 4T10 reflete, principalmente: (i) Reconhecimento não recorrente de provisão para contingências relacionadas ao Plano Cruzado (+R$ 5,6 milhões); (ii) Constituição de provisão não recorrente referente ao processo arbitral de obrigações entre EDP Cesa (atualmente EDP Energest) e à empreiteira Edex na construção da PCH São João (+R$ 5,6 milhões); (iii) Acréscimo e mudança na percepção de risco das contingências cíveis, tributárias e trabalhistas reconhecidas pelas distribuidoras no 4T11 (+R$ 5,2 milhões); (iv) Reversão do montante de parcelamento adimplente na rubrica de devedores duvidosos em função do novo critério para constituição de provisão nas distribuidoras (-R$ 1,4 milhão). O decréscimo de R$ 4,8 milhões na rubrica outros é ocasionado principalmente pelos seguintes fatores: (i) Efeito não recorrente, relativo ao ganho contábil na aquisição da empresa ECE Participações S.A. baseado em laudo de avaliação de mercado conforme harmonização das práticas internacionais CPC 15 e CPC 18 (-R$ 10,2 milhões) (ii) Desativação/baixa de ordens, máquinas e equipamentos nas distribuidoras do Grupo (+R$ 5,1 milhões); (iii) Maiores dispêndios com seguros, aluguéis e tarifas bancárias em consequência dos reajustes contratuais (+R$ 1,2 milhão); (iv) Concentração, no 4T11, dos gastos relativos à repadronização da marca e desenvolvimento da agência virtual para atendimento aos clientes das distribuidoras (+R$ 1,0 milhão); Os efeitos relativos ao aproveitamento dos créditos do COSIT 27 passaram a ser aproveitados também nas geradoras a partir de 2011 e foram apropriados nas rubricas Materiais, Serviços e Depreciação, conforme sua origem. Para fins de comparabilidade, houve a reclassificação dos créditos fiscais de PIS/COFINS das distribuidoras (R$ 35,6 milhões) originalmente registrados no 4T10 em Outros para as rubricas Materiais e Serviços (R$ 3,6 milhões) e Depreciação (R$ 32 milhões). A conta de depreciação e amortização totalizou R$ 81,9 milhões no 4T11, com aumento de 39,8% em relação ao mesmo período de Esse aumento se deve a: (i) harmonização do critério de amortização do ágio (método linear ao invés de curva de rentabilidade futura); (ii) maior nível de imobilização de obras em andamento na EDP Bandeirante; e (iii) reclassificação de créditos de PIS/COFINS conforme explicado acima. O indicador de Gastos Gerenciáveis sobre Margem Bruta apresentou aumento para 45,2% no 4T11 devido, principalmente, à aceleração da inflação ao longo do segundo semestre de 2011, resultando em aumento de custos. Adicionalmente, a implantação das resoluções ANEEL 367 e 414, relacionadas à parametrização contábil regulatória e ao ciclo comercial das distribuidoras, acrescida de maiores gastos relativos à manutenção preventiva da rede, contribuíram para o incremento deste indicador. No ano de 2011 comparativamente a 2010, o PMSO/Margem Bruta aumentou 2,0 p.p. alcançando 35,9%, e, cerca de 2,0 p.p, inferior ao registado em ,9% PMSO / Margem Bruta 37,8% 33,3% 34,2% 35,9% 1,5%* *Impactos de efeitos não recorrentes ocorridos nos períodos. 8

9 2.3. EBITDA No 4T11, o EBITDA atingiu R$ 300,5 milhões, com queda de 21,3% em relação ao mesmo período do ano anterior. Composição do EBITDA* - 4T11 Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 217,8 milhões no 4T11, aumento de 11,6% em relação ao do 4T10, decorrente do aumento de 8,6% na margem bruta. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 93,6 milhões no 4T11, queda de 54,1% em relação ao do 4T10, resultado da queda de 13,9% na margem bruta e aumento de 47,8% nos gastos gerenciáveis. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 4,0 milhões no 4T11, aumento de 4,3% em relação ao do 4T10, devido ao aumento do volume em 5,2%, reflexo da intensificação de vendas no curto e médio prazos. Distribuição 30% Comercialização 1% Geração 69% EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA (%) 28,0% 30,0% 28,5% 22,2% T10 4T Formação do EBITDA (R$ milhões) (7) (25) (49) EBITDA 4T10 Receita Líquida Gastos Não-Gerenciáveis Gastos Gerenciáveis* EBITDA 4T11 * Exclui depreciação e amortização EBITDA Ajustado a Efeitos Não Recorrentes Ajustando-se o EBITDA de forma a excluir o impacto de valores não-recorrentes, o EBITDA ajustado do 4T11 seria de R$ 311,0 milhões, com redução de 15,0% em relação ao do 4T10. No comparativo anual, este indicador totalizaria R$ 1.573,3 milhões em 2011, com aumento de 3,8% em relação ao ano de 2010, conforme demonstrado na tabela abaixo: 4T11 4T10 Variação Variação EBITDA Consolidado (R$ milhões) R$ R$ R$ % R$ R$ R$ % Reportado 300,5 381,8 (81,2) -21,3% 1.537, ,8 28,8 1,9% Eliminação de efeitos não-recorrentes Reversão de Outras Receitas (ultrapassagem e excedente de reativos) 7,3-7,3 7,3-7,3 Reversão do passivo atuarial - benefício pós emprego nas distribuidoras - (12,1) 12,1 - (12,1) 12,1 Obras e melhorias sedes administrativas (SP e SJC) e CMD Guarulhos 2,2-2,2 2,2-2,2 Provisões para Contingências* 11,2-11,2-11,2-11,2 - Ganho Contábil na aquisição da ECE Participações (10,2) - (10,2) (10,2) - (10,2) Crédito de Pis/Cofins - Cosit 27 (exercícios ) - (3,6) 3,6 - (3,6) 3,6 Baixa no Contas a Receber de consumidores baixa renda na EDP Band ,8 (12,8) Provisão para Devedores Duvidosos White Martins - EDP Bandeirante ,2-25,2 Imparidade do Projeto Terra Verde - Reversão Outros p/ Depreciação ,5 (10,5) EBITDA Ajustado 311,0 366,1 (55,0) -15,0% 1.573, ,4 56,9 3,8% * Plano Cruzado R$ 5,6 milhões e Processo arbitral Energest - PCH São João R$ 5,6 milhões 9

10 2.4. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ mil) 4T11 4T10 Var Var. Receita Financeira ,3% ,9% Receitas de aplicações financeiras ,0% ,1% Variação monetária e acréscimo ,3% ,7% SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis ,6% ,3% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (1.951) n.d ,5% Outras Receitas ,4% ,3% Despesa Financeira ( ) ( ) 23,0% ( ) ( ) 6,2% Variação monetária e acréscimo moratório (27.033) (46.925) -42,4% ( ) (82.570) 34,3% Encargos de dívidas (62.506) (63.655) -1,8% ( ) ( ) -2,2% Benefícios pós-emprego (5.576) (3.690) 51,1% (21.481) (14.756) 45,6% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (36.985) n.d. (35.358) (54.176) -34,7% Outras Despesas (24.664) (30.187) -18,3% (74.864) (58.975) 26,9% Resultado Cambial Líquido (21.312) n.d. (63.127) (6.428) 882,1% Total (82.599) (48.817) 69,2% ( ) ( ) 43,6% O resultado financeiro líquido consolidado no 4T11 foi negativo, totalizando R$ 82,6 milhões, com um aumento de 69,2% em comparação ao do 4T10. O resultado financeiro foi composto por uma receita de R$ 95,5 milhões, 44,3% acima ao do 4T10, uma despesa de R$ 156,8 milhões, 23,0% superior ao do 4T10, e um resultado cambial líquido negativo de R$ 21,3 milhões, em comparação a R$ 12,5 milhões positivos no 4T10. Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 33,8 milhões no resultado financeiro no comparativo trimestral estão descritos a seguir: Receita Financeira (i) Ganho financeiro de ajuste a valor presente de instrumentos financeiros relativos ao hedge da dívida em dólar de Pecém: +R$ 37,8 milhões; (ii) Redução da receita de SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis no 4T11 devido ao decréscimo da base de créditos oriundos de incentivos fiscais e PIS/COFINS por utilização ao longo de 2011, principalmente nas distribuidoras: -R$ 16,1 milhões; (iii) Aumento de Outras Receitas financeiras devido, principalmente, à atualização monetária de empréstimos oriundos da permuta de ativos de Lajeado: +R$ 8,3 milhões. Despesa Financeira (i) Menor despesa de variação monetária relativa à atualização monetária do Uso do Bem Público: -R$ 24,4 milhões; (ii) Maior despesa financeira de marcação a mercado de instrumentos financeiros relativos ao hedge da dívida em dólar de Pecém: +R$ 54,0 milhões; Resultado Cambial Resultado negativo de variação cambial em moeda estrangeira de R$ 21,3 milhões, frente a resultado positivo de R$ 12,5 milhões no 4T10. O dólar encerrou o 4T11 cotado a R$ 1,88 em comparação a R$ 1,67 no encerramento do 4T10, valorizandose 12,6% (cotações de fechamento trimestrais). O endividamento em dólar da Companhia, relativo ao projeto Pecém, está protegido de variações cambiais por meio de hedge. No entanto, o montante total da dívida é contabilizado em reais pelo valor de fechamento cambial no período, enquanto o hedge é registrado ao seu valor justo resultante de marcação a mercado, que depende de estimativas de câmbio futuro e taxas de juros. Tal fato ocasiona um descasamento contábil dentre as variações periódicas da dívida e do instrumento financeiro de proteção e causa impacto no resultado financeiro, sem implicações no caixa da Companhia. 10

11 2.5. Lucro Líquido O lucro líquido consolidado do 4T11 totalizou R$ 81,8 milhões, 59,2% inferior ao mesmo período do ano anterior. Além dos efeitos demonstrados no EBITDA, o lucro também foi impactado pelos efeitos do resultado financeiro e da participação de minoritários. 14,7% Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida (%) 6,0% 11,6% 583 9,1% T10 4T Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) (83) (21) (34) (17) Lucro Líquido 4T10 EBITDA Deprec. & Amort. Resultado Financeiro Outros Resultados* IR e CS Lucro Líquido 4T11 * Inclui resultado das participações societárias, participações de minoritários e partes beneficiárias Lucro Líquido Ajustado a Efeitos Não Recorrentes Ajustando-se o Lucro Líquido, de forma a excluir o impacto de valores não-recorrentes, o lucro ajustado do 4T11 seria de R$ 92,3 milhões, com redução de 39,6% em relação ao do 4T10. No comparativo anual, este indicador totalizaria R$ 578,9 milhões em 2011, com aumento de 5,7% em relação à de 2010, conforme demonstrado na tabela abaixo: 4T11 4T10 Variação Variação Lucro Líquido Consolidado (R$ milhões) R$ R$ R$ % R$ R$ R$ % Reportado 81,8 200,7 (118,8) -59,2% 490,7 582,6 (91,8) -15,8% Eliminação de efeitos não-recorrentes Efeitos demonstrados EBITDA 10,5 (15,7) 26,2 35,7 7,6 28,1 Imparidade do Projeto Terra Verde - Reversão Outros p/ Depreciação (10,5) 10,5 Crédito de Pis/Cofins - Cosit 27 (exercícios ) - (32,0) 32,0 - (32,0) 32,0 Despesa de atualização monetária do passivo White Martins S.A ,5-52,5 Lucro Líquido Ajustado 92,3 153,0 (60,6) -39,6% 578,9 547,7 31,3 5,7% 11

12 3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.613,6 milhões em 31 de dezembro 2011, 9,2% acima do verificado em 30 de setembro de 2011 (R$ 3.310,2 milhões), resultante, principalmente, da emissão das debêntures da CEJA no valor de R$ 300 milhões a ser liquidado em outubro de Do total da dívida bruta, em 31 de dezembro de 2011, 8,1% estavam denominados em moeda estrangeira, 99,9% dos quais protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de hedge, resultando em uma exposição líquida de 0,1%. Os desembolsos do BNDES para o projeto Pecém no trimestre foram de R$ 46,6 milhões e atingiram 91,5% do total programado (R$ 1.281,6 milhões de R$ milhões) Dívida Bruta por empresa (R$ milhões) EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém Jari Empréstimos Debêntures TJLP 44,6% Dívida Bruta por Indexador (31/12/2011) Pré Fixada 16,5% CDI 38,9% O custo médio da dívida do Grupo em dezembro de 2011 era de 10,3% ao ano, em comparação a 10,0% em setembro de 2011 e 9,1% em dezembro do ano anterior, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. O aumento do custo em relação ao trimestre anterior resulta, essencialmente, da captação de dívida para o projeto Jari, aumentando a exposição ao CDI, apesar da queda da taxa Selic para 11,0% a.a no período. O prazo médio da dívida consolidada alcançou 4,5 anos em dezembro de 2011 em comparação a 5,6 anos em setembro. A dívida líquida, considerando o valor de R$ 895,9 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 2.717,7 milhões em 31 de dezembro de 2011, aumento de 15,2% em relação a setembo de 2011 (R$ 2.360,0 milhões), devido à: (i) queda de 5,7% (R$ 54,1 milhões) no saldo de caixa e disponibilidades em comparação ao 3T11; (ii) contratação da dívida de Jari no valor de R$ 300 milhões; e (iii) pagamento de Juros sobre Capital Próprio no valor de R$ 131 milhões. Composição da Dívida Líquida (R$ milhões) Dívida Bruta Curto / Longo -prazo Composição da Dívida Líquida (R$ milhões) Curto Prazo % 84% Longo Prazo % 16% Dívida Bruta dez.2011 (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida dez /09/ /12/2011 Curto Prazo Longo Prazo 12

13 A dívida de curto prazo, em dezembro de 2011, representava 16,0% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 579,7 milhões, em comparação a R$ 523,3 milhões em setembro de 2011, com crescimento de 10,8%. Desse montante, R$ 232,8 são referentes à distribuição e R$ 346,9 milhões à geração. O montante de R$ 112,3 milhões relativo ao endividamento de curto prazo de Pecém 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. Composição da Dívida de 2012* (R$ milhões) EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém 2012 * O valor total de 2012 não considera eliminações intragrupo. Cronograma de Vencimento da Dívida* (R$ milhões) Disponibilidade (dez/11) Após 2015 * Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge O desembolso de R$ 54,7 milhões até dezembro de 2011 da linha de crédito referente ao empréstimo-ponte para implementação e 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$ 779 milhões a vencer nesse ano. O empréstimo-ponte deve ser susbtituído por financiamento de longo prazo junto ao BNDES. A relação dívida líquida/ebitda encerrou o 4T11 em 1,8x. Dívida Líquida/EBITDA 1,4 x 1,5 x 1,4 x 1,5 x 1,5 x 1,8 x Set/10 Dez/10 Mar/11 Jun/11 Set/11 Dez/11 13

14 4. Investimentos Os investimentos totalizaram R$ 282,1 milhões no 4T11 e estão divididos em: distribuição (R$ 75,2 milhões), geração (R$ 202,2 milhões) e outros (R$ 4,7 milhões). Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros (CPC 20/IAS 27) no montante de R$ 1,2 milhões na EDP Bandeirante e R$ 1,4 milhões na EDP Escelsa e deduzidos de doações e subvenções (ICPC 01), sendo R$ 17,5 milhões na EDP Bandeirante e R$ 1,7 milhão na EDP Escelsa. Desse modo, os investimentos em distribuição no 4T11 totalizaram R$ 91,8 milhões, 41,0% abaixo do realizado no 4T10. Geração 71,7% Composição do Capex - 4T11 Distribuição 26,7% Outros 1,7% Composição do CAPEX (R$ milhões) T10 4T11 Geração Distribuição Outros No segmento de geração, entre os trimestres comparáveis, os investimentos foram alocados principalmente na construção de Pecém I (28%) e na UHE Santo Antônio do Jari (24%), as demais variações são detalhadas abaixo: (i) Enerpeixe: maior investimento em máquinas e equipamentos; (ii) Energest: menor investimento nas repotenciações de Mascarenhas, Suiça e Rio Bonito. Em contrapartida, foram efetuados investimentos superiores em recomposição (remanufaturamento) e melhoramentos de máquinas e equipamentos em 2011; (iii) PCH Francisco Grós: maiores investimentos emergenciais em virtude da recuperação da usina, devido ao alagamento ocorrido em 2011; (iv) Lajeado/Investco: maiores investimentos em recomposição (remanufaturamento) e melhoramentos de máquinas e equipamentos. Na linha Outros o aumento de R$ 4,7 milhões é referente, principalmente, aos desembolsos para estudos de novos projetos. Investimentos (R$ mil) 4T11 4T10 % % Distribuição ,5% ,1% EDP Bandeirante ,8% ,2% EDP Escelsa ,0% ,1% Geração ,6% ,0% Enerpeixe ,4% ,0% Energest ,1% ,3% Lajeado / Investco ,1% ,8% Santa Fé ,6% ,7% Pecém ,2% ,4% Jari n.d n.d. Outros ,1% ,0% Total ,2% ,2% Investimentos - Distribuição 4T11 4T10 % % EDP Bandeirante Valor Liquido ,8% ,2% (+) Doações e Subvenções ,1% ,3% (-) Juros Capitalizados* (1.223) (2.927) -58,2% (10.743) (7.245) 48,3% Valor Bruto ,6% ,1% EDP Escelsa Valor Liquido ,0% ,1% (+) Doações e Subvenções ,0% ,3% (-) Juros Capitalizados* (1.387) (2.689) -48,4% (9.117) (6.082) 49,9% Valor Bruto ,8% ,7% Distribuição ,0% ,2% *A capitalização de encargos financeiros, associadas à investimento passa a ser obrigatória no novo padrão contábil brasileiro CPC

15 5. Desempenho por Área de Negócios Itens em R$ mil ou % 4T11 4T10 4T11 4T10 4T11 4T10 4T11 4T10 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis (45.268) (48.823) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Gastos gerenciavéis 2 (30.121) (33.109) ( ) ( ) (3.730) (10.095) ( ) ( ) Depreciação e amortização (35.018) (31.126) (45.072) (24.061) (298) (39) (81.911) (58.606) EBITDA Margem EBITDA 74,3% 70,4% 9,8% 20,2% 1,6% 1,7% 22,2% 28,0% Lucro líquido antes de minoritários Participações de minoritários (11.488) (11.785) (65.480) (48.675) Partes Beneficiárias (7.569) (6.870) (7.569) (6.870) Lucro Líquido Proporcional Consolidado: considera eliminações intragrupo 2 Exclui depreciação e amortização Geração Distribuição Comercialização Consolidado Geração Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Energest Consolidado (1) Lajeado Consolidado (2) Geração Consolidado (3) 4T11 4T10 4T11 4T10 4T11 4T10 4T11 4T10 Var. Receita Líquida ,8% Gastos não-gerenciavéis (12.125) (11.174) (10.859) (14.346) (22.003) (23.143) (45.268) (48.823) -7,3% Gastos gerenciavéis (5.219) (5.705) (22.527) (16.825) (9.566) (8.511) (30.121) (33.109) -9,0% Depreciação e amortização (12.217) (12.222) (4.067) (15.992) (16.097) (35.018) (31.126) 12,5% EBITDA ,6% Margem EBITDA 81,8% 81,5% 50,4% 51,8% 75,9% 74,2% 74,3% 70,4% 3,9 p.p. Participações dos não controladores - - (1.623) (1.505) (11.173) (12.193) (11.488) (11.785) -2,5% Partes Beneficiárias (7.569) (6.870) (7.569) (6.870) 10,2% Lucro Líquido ,7% (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 R$ 173 Energia Vendida e Preço Médio de Venda R$ R$ R$ 136 Enerpeixe Energest Lajeado Total R$ 200 R$ 80 R$ (40 O volume de energia vendida pelas geradoras do grupo no 4T11 alcançou 2.201,7 GWh, com redução de 7,7% em relação aos 2.385,9 GWh vendidos no 4T10. Esse resultado é reflexo da estratégia de sazonalização dos contratos de venda de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre deste ano. 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 2010, que ocorreu no final de 2009, a situação hidrológica estava favorável em relação aos anos anteriores, o que indicava baixos Preços de Liquidação das Diferenças (PLDs) no início do ano, com elevação prevista para o 2º semestre. Desse modo, a sazonalização dos contratos de energia seguiu esse perfil, menor volume no 1º semestre e maior volume no 2º semestre. Energia Vendida (GWh) Preço Médio (R$/MWh)* Entretanto, no momento da definição da sazonalização de 2011, que ocorreu no final de 2010, a situação hidrológica estava diferente do ano anterior, com níveis de reservatórios baixos, os menores dos últimos oito anos no Sudeste/Centro-Oeste, e atraso configurado no período chuvoso. Em decorrência desse cenário, os clientes alocaram mais energia no 1º semestre de 2011 em comparação ao ano anterior. O volume acumulado de energia vendida em 2011 totalizou 8.388,1 GWh, com aumento de 1,0% em relação aos 8.308,7 GWh vendidos em

16 O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia nos anos de 2010, 2011 e estimada para Venda Consolidada da Geração T 2T 3T 4T 2010 (GWh) 2011 (GWh) 2012 (GWh) estimado No 4T11, o preço médio da geração foi de R$ 136,3/MWh, 14,4% superior ao verificado no 4T10, reflexo do aumento no preço médio da energia vendida em Enerpeixe (10,6%) e Lajeado (21,6%) devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada entre os períodos, ao início da vigência de novos contratos e às diferenças de sazonalidade dos contratos nos trimestres. - Interrupções Não Programadas de Geração Devido às inundações ocorridas na PCH Francisco Gros (Santa Fé Energia S.A.) e UHE Mimoso (Pantanal Energética S.A.), a ANEEL suspendeu temporariamente a operação comercial dessas usinas, em 31/05/2011 e 01/06/2011, respectivamente, levando à necessidade de recomposição do lastro de venda para que se evitassem penalidades e compra de energia no curto prazo. A PCH Francisco Grós retomou a operação comercial integral de suas unidades geradoras a partir de 19/08/2011 e a UHE Mimoso em 04/11/2011. Os custos totais para a recomposição de lastro destas usinas foi da ordem de R$ 3,2 milhões. - Capacidade Instalada de Geração Com a entrada em operação comercial de Pecém I (360 MW em 2012), a finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas (+9 MW em 2013), a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari (373,4 MW em 2015) e a entrada em operação dos parques eólicos Baixa do Feijão I,II,III e IV (54 MW em 2016) a capacidade instalada prevista atingirá MW em Capacidade Instalada (MW) (1) (3) (1) 9 47 (2) Tramandaí Repotenciação UHE UHE Peixe Mascarenhas Angical 2011 UTE Pecém 2012 Repotenciação UHE Mascarenhas UHE Santo Antonio do Jari 2015 Baixa do Feijão (1) 45% da participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil. (2) Reconhecimento de capacidade instalada adicional. (3) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. 16

17 - Status dos Projetos de Geração em Construção UTE PORTO DO PECÉM I No final do 4T11, o projeto atingiu um progresso físico de 96,6% e o investimento correspondente à participação da EDP Energias do Brasil totalizou R$ 79,1 milhões. No acumulado do ano, o investimento no empreendimento totalizou R$ 224,5 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 66,8 milhões. Entre as principais realizações no 4T11, estão: (i) Primeira queima de combustível (first fire) realizada em 26/11 e o processo de injeção de vapor (steam blowing process) implantado em 08/12 (ii) descarregamento e armazenagem na usina de um navio de carvão num total de toneladas.; (iii) conclusão do commissionamento do descarregador do porto; (iv) stacker/reclaimer em fase final de comissionamento já tendo operado na descarga de tres navios de carvão; (v) concluída a instalação do rotor das turbinas a vapor de Baixa Pressão e ainda em curso a instalação dos rotores das seções de Alta e Média Pressão Do ponto de vista financeiro, merecem destaque neste quarto trimestre os desembolsos do BNDES, que atingiram 92% do total programado (R$ 1.281,6 milhões de R$ milhões). 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% 89,0% Comissionamento e Partida 0,7% 18,9% 100,0% 96,6% Outras informações sobre a usina vide a seção Eventos Subsequentes deste relatório e estão disponíveis no site UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI O investimento total previsto para o projeto pode variar entre R$ milhões e R$ milhões. Neste montante estão inclusos o investimento na construção da usina (EPC) para a capacidade instalada de 373,4 MW, os dispêndios em programas ambientais, a conexão à linha de transmissão e o pagamento do projeto aos vendedores. A UHE Jari celebrou um contrato de EPC (Engineering Procurement and Construction) na modalidade turn-key pleno com um consórcio constituído pelas empresas CESBE S.A Engenharia e Empreendimentos, Alstom Brasil Energia e Transporte Ltda e Areva Koblitz S.A.. A Licença de Instalação do projeto foi emitida em junho de 2011 e as obras foram iniciadas em agosto de 2011, com conclusão prevista para o final de Entre setembro e dezembro de 2011, dentre as principais atividades realizadas pelo construtor ou em andamento destacam-se: continuação da execução das ensecadeiras, continuação da construção das edificações do canteiro de obra, continuação da supressão vegetal nas áreas provisórias e 17

18 definitivas, construção do canteiro industrial e escavação da área da casa de força. Em paralelo, está em implementação o projeto básico ambiental com o salvamento da fauna e flora, resgate arqueológico, comunicação com a comunidade, educação ambiental e ações de controle da malária. Em 23 de dezembro de 2011, a EDP Energias do Brasil adquiriu, por meio de sua controlada ECE Participações S.A., 10% dos direitos da concessão pertencentes à Jari Energética S.A., tornando-se a única proprietária do projeto em construção. Em dezembro de 2010, a UHE Jari vendeu 190 MW médios por um prazo de 30 anos em contratos regulados no Leilão A-5 ao preço de R$ 104/MWh (base: dez./2010). Para mais informações acerca do andamento do UHE Santo Antônio do Jari vide seções de Eventos do Período e Eventos Subsequentes, deste relatório. PARQUES EÓLICOS DE BAIXA DO FEIJÃO A EDP Renováveis Brasil S.A., em que a EDP Energias do Brasil detém 45% de participação, vendeu 57,2 MW médios de energia nova no Leilão A-5, realizado em 20 de dezembro de 2011, por meio de quatro projetos de geração eólica: Baixa do Feijão I, II, III e IV, localizados no estado do Rio Grande do Norte, região nordeste do Brasil. Em conjunto, os projetos somam capacidade instalada de 120 MW e possuem fator de capacidade médio de 48%. A venda de energia no mercado regulado se deu pelo prazo de 20 anos, com início em janeiro de 2016, ao preço de R$ 97/MWh. Os empreendimentos já possuem terrenos arrendados e pontos de conexão definidos a aproximadamente 13 km dos parques. O investimento total nos projetos situa-se entre R$ 350 milhões e R$ 400 milhões. A estrutura de financiamento dos projetos contempla uma alavancagem estimada de 60% Distribuição Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição 4T11 4T10 4T11 4T10 4T11 4T10 Var. Receita Líquida ,9% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) -0,3% Margem Bruta ,9% Gastos gerenciavéis ( ) (71.442) (87.674) (61.516) ( ) ( ) 47,8% Depreciação e amortização (19.413) (10.731) (25.659) (13.330) (45.072) (24.061) 87,3% EBITDA ,1% Margem EBITDA 9,3% 19,9% 10,4% 20,7% 9,8% 20,2% -10,5 p.p. Lucro Líquido ,4% Energia vendida a clientes finais: o aumento de 0,8% no resultado consolidado do 4T11 em comparação ao do 4T10 e de 2,9% em 2011 refletem, principalmente, os aumentos no consumo das classes residencial e comercial. Residencial e Comercial: estas classes apresentaram aumentos consolidados de 2,1% e 4,6%, respectivamente, no 4T11 em comparação ao 4T10. No acumulado do ano de 2011, os incrementos de consumo foram de 4,8% para a classe residencial e de 5,1% para a comercial, na comparação com o ano anterior. A expansão da base de clientes, o aumento do rendimento médio domiciliar per capita nacional em 2,5% em 2011 e a queda da taxa média de desemprego em 2011 para 6,0%, o menor patamar histórico desde 2002 (início da série histórica do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE), contribuíram para o aumento de consumo verificado nesses segmentos. Industrial: a queda de 3,6% no 4T11 em comparação ao do 4T10 e a estabilidade no consumo anual devem-se às migrações de clientes para o mercado livre e ao arrefecimento da produção industrial nacional, principalmente no estado de São Paulo Rural: os modestos crescimentos de 1,3% no 4T11 em comparação ao do 4T10 e de 0,7% no ano devem-se, principalmente, às condições climáticas desfavoráveis no Espírito Santo. O consumo rural na EDP Escelsa foi negativamente impactado pelo elevado volume de precipitação que reduziu o consumo de energia para irrigação. O volume de precipitação na região norte do Estado, predominantemente rural, foi superior em 160,2 mm no 4T11 em comparação ao 4T10 e em 253,6 mm em 2011 frente a A Energia em Trânsito Consolidada no sistema de distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, aumentou 4,4% no 4T11 em comparação ao mesmo período do ano anterior e 4,2% no acumulado de 2011, com impacto positivo das migrações de clientes cativos para o mercado livre. 18