Release de Resultados. EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 405 milhões no 1T12

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1 Release de Resultados 1T12 EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 405 milhões no 1T12 São Paulo, 09 de maio 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 primeiro trimestre de 2012 (1T12). 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. Principais Indicadores Indicadores 1T12 1T11 Var. 4T11 Var. Econômico- Financeiro (R$ mil) Receita Operacional Líquida ,9% ,2% Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 14,3% ( ) 2,7% Gastos Gerenciáveis (¹) ( ) ( ) 6,3% ( ) -16,9% EBITDA (2) ,2% ,9% Lucro Líquido ,3% ,6% Capex ,2% ,0% Dívida Líquida ,6% ,3% Evolução do Mercado (GWh) Total Energia Distribuída ,3% ,9% Total Energia Vendida- Geração ,1% ,5% Total Energia Comercializada ,8% ,4% (1) Exclui depreciação e amortização. (2) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização. Destaques Energia vendida a clientes finais nas distribuidoras: GWh no 1T12, aumento de 1,1% em relação ao 1T11; Energia comercializada: GWh no 1T12, aumento de 7,8% em comparação ao 1T11; Energia vendida pelas geradoras: GWh no 1T12, com aumento de 6,1% em relação ao 1T11; Receita líquida consolidada: R$ 1.439,5 milhões no 1T12, 3,9% acima do 1T11; Gastos gerenciáveis (sem depreciação e amortização): R$ 205,9 milhões no 1T12, aumento de 6,3% em relação ao 1T11; EBITDA: R$ 405,4 milhões no 1T12, redução de 13,2% em relação ao 1T11; Lucro líquido: R$ 142,0 milhões no 1T12, redução de 24,3% em comparação ao 1T11; Endividamento bruto: R$ 3.639,4 milhões em março de 2012, 0,7% acima de dezembro de 2011; Aprovação da ANEEL na alteração do cronograma de implantação da Usina Termelétrica Energia Pecém; Aprovação da indicação da Dra. Ana Maria Machado Fernandes para o cargo de Diretora Presidente; Evento subsequente: em abril de 2012, a Energest S.A. emitiu Debêntures no valor de R$ 120 milhões; Evento subsequente: assembleia geral de 10/04/2012 aprovou proposta de desdobramento das ações ordinárias, de forma que cada ação passou a ser representada por três, conforme tabela abaixo. Desdobramento Total de ações Ações em tesouraria Free float (31/03/2012) Valor de mercado (31/03/2012) Antes ações (49%) R$ milhões Depois ações (49%) R$ milhões Teleconferência com Webcast em 10/05/2012 Português/Inglês: 15h Brasil: +55 (11) Dados para conexão: EUA: +1 (888) Outros: +1 (786)

2 Índice 1. Eventos do Período 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro Receita Operacional Líquida Deduções à Receita Operacional Gastos Operacionais Gastos Não-Gerenciáveis Gastos Gerenciáveis EBITDA Resultado Financeiro Lucro Líquido Endividamento Investimentos Desempenho por Área de Negócios Geração Distribuição Comercialização Mercado de Capitais Desempenho das Ações Capital Social Desdobramento de Ações Eventos Subsequentes 25 ANEXOS 26

3 1. Eventos do Período Aprovação da ANEEL na alteração do cronograma de implantação da Usina Termelétrica Energia Pecém Em 27 de março de 2012, a ANEEL aprovou a alteração do cronograma de implantação da Usina Termelétrica Energia Pecém, bem como a data de início e suprimento prevista nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR). Por unanimidade, a entrada em operação comercial das duas unidades geradoras da usina foi postergada para até 23 de julho de Receita de ultrapassagem e energia reativa excedente EDP Bandeirante A ANEEL através da Resolução Normativa (REN) n 463, de 22 de novembro de 2011, determinou que os valores provenientes do faturamento de multas por Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente, a partir da data contratual de revisão tarifária referente ao 3 Ciclo de Revisões Tarifárias (23 de outubro de 2011 para EDP Bandeirante), passassem a ser contabilizados como obrigações especiais em curso. Por ocasião do 4 ciclo de revisões tarifárias (2015, no caso da EDP Bandeirante), o valor acumulado nessa subconta, até a data do laudo de avaliação dos ativos, deveria ser transferido para a conta normal de obrigações especiais quando, então, receberia o tratamento usual da contrapartida da depreciação dos respectivos ativos alocados como investimentos originários dessas Obrigações Especiais. Não obstante essa determinação, a Companhia, por meio da ABRADEE, contestou judicialmente o tratamento dessas receitas. No dia 8 de fevereiro de 2012, a antecipação de tutela requerida pela ABRADEE foi integralmente concedida. A decisão judicial foi no sentido de: a) suspender o tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e excedentes de reativos constantes dos 9 a 11 do subitem ( Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo ) do item 3.1 ( Receitas Inerentes ao Serviço de Distribuição ) do Submódulo 2.7 ( Outras Receitas ) anexo à Resolução Normativa ANEEL nº 463/11; b) suspender a determinação de contabilização em separado dessas receitas como se obrigações especiais fossem; e c) deferir tutela de caráter inibitório para determinar que a ANEEL abstenha-se de praticar qualquer ato tendente a exigir cumprimento das referidas disposições (o que impede a adoção de medidas outras destinadas a produzir o mesmo efeito). Na opinião dos assessores jurídicos, a probabilidade de perda dessa ação é remota, motivo pelo qual a controlada EDP Bandeirante reverteu o valor de R$ 7,3 milhões a crédito no resultado do período. Desembolso do Banco Europeu de Investimento BEI Em fevereiro de 2012, as distribuidoras do Grupo EDP, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, concluíram a captação de recursos através do Banco Europeu de Investimento (BEI) no valor de US$ 19,7 milhões, equivalentes a R$ 34,1 milhões por empresa. A captação tem como objetivo o financiamento do investimento das distribuidoras e possui prazo de 6 anos, com pagamentos de juros semestrais e amortização final. Foi contratado hedge por meio de contrato de swap pelo prazo completo ao custo nominal de 93,4% do CDI. Aprovação da indicação da Dra. Ana Maria Machado Fernandes para o cargo de Diretora Presidente Em reunião do Conselho de Administração, ocorrida em 7 de março de 2012, foi aprovada a indicação da Dra. Ana Maria Machado Fernandes para o cargo de Diretora Presidente da Companhia em substituição ao Dr. António Manuel Barreto Pita de Abreu, para o mandato em curso, ou seja, até 1º de janeiro de 2014, ficando contudo a posse da Dra. Ana Maria Machado Fernandes condicionada à autorização do Ministério do Trabalho e Emprego MTE. O Dr. António Manuel Barreto Pita de Abreu continuará no exercício do referido cargo até a posse da Diretora Presidente. 3

4 2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1. Receita Operacional Líquida Composição da Receita Líquida* - 1T12 Distribuição 64% Comercialização 17% Receita Líquida (R$ milhões)* % 270-1% Geração 19% 12% T11 1T12 Geração Distribuição Comercialização Outros *Não considera as eliminações intragrupo de R$ 143 milhões no 1T12 e R$ 146 milhões no 1T11 No 1T12, a receita operacional líquida consolidada atingiu R$ 1.439,5 milhões e apresentou aumento de 3,9%, em comparação ao mesmo período do ano anterior. Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram: Na Geração O volume de energia vendida pelas geradoras do grupo no 1T12 alcançou 2.101,7 GWh, com aumento de 6,1% em relação aos 1.981,6 GWh vendidos no 1T11, resultado da estratégia de sazonalização dos contratos de venda de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre de No 1T12, o preço médio da geração foi de R$ 143,2/MWh, 7,0% superior ao verificado no 1T11, 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. Na Distribuição O volume de energia vendida a clientes finais alcançou 3.760,8 GWh, com aumento de 1,1% no 1T12 (+0,8% na EDP Bandeirante e +1,7% na EDP Escelsa). O volume de energia em trânsito (clientes livres e concessionárias) alcançou 2.300,0 GWh no 1T12, com redução de 1,7% em relação ao 1T11 (+0,2% na EDP Bandeirante e -4,1% na EDP Escelsa), refletindo as paradas para manutenção e a retomada de autoprodução de grandes clientes no Espírito Santo. Aumento de 8,8% na receita de disponibilização do sistema de distribuição (+3,4% na EDP Bandeirante e +8,3% na EDP Escelsa), alcançando R$ 759,3 milhões, devido, principalmente ao aumento na TUSD de clientes cativos em função do aumento do número de clientes e consumo, além do reajuste tarifário ocorrido em agosto de 2011 na EDP Escelsa. A EDP Bandeirante reverteu provisão de R$ 7,3 milhões referente ao faturamento de multas por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente, de 23 de outubro de 2011 a 31 de dezembro de Este montante havia sido provisionado no 4T11, a partir da data contratual de revisão tarifária referente ao 3º Ciclo de Revisões, de acordo com o PRORET 2.7, que estipulou a contabilização dessas receitas como Obrigações Especiais em Curso. Esse entendimento da ANEEL foi questionado judicialmente pelas distribuidoras, que acabaram por obter ganho de causa que ensejou a reversão da provisão constituída até então. Incremento médio de 4,3% da tarifa na EDP Escelsa no 1T12 em comparação ao 1T11. Redução média de 0,4% da tarifa na EDP Bandeirante no 1T12 em comparação ao 1T11. Na Comercialização: O volume de energia comercializada totalizou GWh no 1T12, com aumento de 7,8% em comparação aos GWh no 1T11. O crescimento no volume foi impulsionado pelas negociações de longo prazo que, comparadas ao período homólogo de 2011, aumentaram 34% no 1T12. O preço médio de venda praticado pela comercializadora do Grupo cresceu 7,3% em relação ao 1T11. 4

5 Outras Receitas Operacionais: A queda de 38,0% entre os períodos comparados deve-se, principalmente, à redução em Outras Receitas Operacionais da Distribuição resultante de impacto positivo em 2011 no valor de R$ 49,0 milhões referentes aos créditos de devolução tarifária de COSIT 27, porém sem efeito na Receita operacional líquida total, uma vez que, em contrapartida, há queda da alíquota efetiva de PIS/COFINS aplicada às classes de consumo do fornecimento, repassando o crédito obtido à tarifa dos consumidores Deduções à Receita Operacional Receita Operacional Líquida (R$ mil) 1T12 1T11 Var. Clientes Cativos ,1% Residencial ,5% Industrial ,2% Comercial ,0% Rural ,6% Outros ,8% (-) Transferência para TUSD - clientes cativos (1) ( ) ( ) 6,5% Fornecimento não Faturado (340) n.d. Total fornecimento ,6% Suprimento de Energia elétrica ,3% Energia de curto prazo ,4% Comercialização ,9% Total suprimento ,3% Fornecimento e suprimento ,0% Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) ,8% Outras receitas operacionais ,0% Sub-total ,5% (-) Deduções à receita operacional ( ) ( ) 11,5% Receita operacional líquida ,9% (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. No 1T12, as deduções à receita totalizaram R$ 401,7 milhões, com aumento de 11,5% sobre o mesmo período do ano anterior. A variação é explicada, principalmente, por: Aumento de 12,9% (R$ 9,4 milhões) no encargo de CCC (Conta de Consumo de Combustível), por acréscimo do encargo estipulado pelo regulador nas datas de revisão e reajuste tarifários das distribuidoras, considerando alteração na sistemática do cálculo e reembolso deste encargo, ainda objeto de audiência pública para 2012; Aumento de 9,6% (R$ 5,4 milhões) na conta de CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), pelo acréscimo do encargo estipulado por decisão da ANEEL. Para as concessionárias de distribuição, as quotas anuais da CDE para o ano de 2012 são obtidas por atualização da quota do ano de 2011, observando-se dois componentes: crescimento de mercado (cativo e livre) e a variação do IPCA de setembro de 2010 a agosto de 2011; Aumento de R$ 14,5 milhões no encargo de RGR (Reserva Global de Reversão), devido à devolução do encargo no 1T11 na Energest em face de pagamento a maior em 2010 e a não constituição da reserva até setembro de A constituição da RGR estava prevista por lei com prazo de vigência até dezembro/2010. No entanto, a constituição dessa reserva foi prorrogada por Medida Provisória até 2035, levando a ANEEL a impor sua provisão retroativa em setembro de 2011; Aumento de 5,2% (R$ 10,8 milhões) em PIS/COFINS, proporcional ao aumento da receita operacional total. 5

6 2.2. Gastos Operacionais (-) Deduções à receita operacional (R$ mil) 1T12 1T11 Var. P&D (11.652) (12.409) -6,1% Outros encargos (13.674) (11.835) 15,5% CCC (81.917) (72.555) 12,9% CDE (61.185) (55.821) 9,6% RGR (12.190) n.d. PIS/COFINS ( ) ( ) 5,2% ICMS (559) (472) 18,4% ISS (225) (223) 0,9% TOTAL ( ) ( ) 11,5% Os gastos operacionais totalizaram R$ 1.114,6 milhões no 1T12, o que representa aumento de 9,7% sobre o 1T11. Gastos Operacionais (R$ milhões) Composição dos Custos Operacionais - 1T Gerenciáveis 20% 1T11 1T12 Não- Gerenciáveis 80% Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação 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 14,3% no 1T12 em relação ao mesmo período do ano anterior. Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil) 1T12 1T11 Var. Energia Comprada para Revenda ( ) ( ) 16,2% Moeda estrangeira - Itaipu (96.360) (91.818) 4,9% Moeda nacional ( ) ( ) 18,5% Encargos de uso e conexão ( ) ( ) 8,0% Outros (16.222) (14.704) 10,3% Taxa de Fiscalização (3.586) (3.457) 3,7% Compensações Financeiras (12.636) (11.247) 12,3% Total dos Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 14,3% A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 643,0 milhões, com incremento de 16,2% em relação ao 1T11, em função do maior volume de contratos para atendimento a clientes cativos, além de aumento do preço médio de compra de energia, reajustado pelas variações do IPCA e IGP-M e aumento do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD devido a uma condição hidrológica menos favorável. O valor da energia comprada de Itaipu apresentou aumento de R$ 4,5 milhões, principalmente em virtude da valorização do dólar de 6,2% no 1T12, comparado ao 1T11 (cotação média do trimestre). 6

7 Nas compras de energia em moeda nacional destaca-se: Na Distribuição: Início de suprimento de energia de dois novos produtos (conjunto de contratos oriundos de um mesmo leilão de energia, com mesmo período de suprimento e fonte de energia) em janeiro de 2012, 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 e IGP-M. Outro efeito importante foi o aumento do PLD, levando a maior gasto com receita variável de usinas (pagamentos realizados quando as usinas térmicas são acionadas pelo Operador Nacional do Sistema - ONS). Na Geração: No 1T12 foram realizadas menos compras de energia do que no mesmo período de 2011, devido à redução de volume em 2012 de contrato já existente em Os encargos de uso e conexão apresentaram aumento de 8,0% no 1T12 quando comparado ao 1T11. Esse aumento decorre, principalmente, de acréscimo nas tarifas e do aumento, frente a 2011, dos novos montantes de demanda contratados para A variação de 3,7% no 1T12 na taxa de fiscalização foi decorrente do reajuste no valor do encargo realizado pelo regulador. As compensações financeiras tiveram acréscimo de 12,3% no 1T12 em razão do crescimento da geração realizada no período (+4,7% em relação ao 1T11, alcançando 2.646,6 GWh), base para cálculo desse encargo, além do aumento da tarifa anual (+6,6%) utilizada para a apuração do valor Gastos Gerenciáveis Os gastos gerenciáveis, excluindo depreciação e amortização, totalizaram R$ 205,9 milhões, com aumento de 6,3% no 1T12 em relação ao do 1T11, contudo 16,9% abaixo do apresentado no 4T11. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros e outros. Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 1T12 1T11 Var. Var. 4T11 1T12/1T11 1T12/4T11 Pessoal (85.222) (67.245) 26,7% (85.320) -0,1% Material (6.296) (5.150) 22,3% (6.176) 1,9% Serviços de terceiros (88.052) (76.395) 15,3% ( ) -17,7% Provisões (14.390) (14.989) -4,0% (29.206) -50,7% Outros (11.973) (29.876) -59,9% (20.209) -40,8% Total PMSO ( ) ( ) 6,3% ( ) -16,9% Depreciação e amortização (80.536) (98.566) -18,3% (81.911) -1,7% Total dos gastos gerenciáveis ( ) ( ) -2,0% ( ) -13,1% IGP-M (últimos 12 meses)* 3,3% IPC-A (últimos 12 meses)** 5,2% * Fonte FGV ** Fonte IBGE As principais variações no 1T12 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo: Aumento de R$ 18,0 milhões na conta de gastos com pessoal (+26,7%), com destaque para os seguintes fatores: (i) Reajuste salarial médio de 8,3% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em maiores encargos sobre folha de pagamento, além de movimento de primarização de mão de obra nas áreas comercial e técnica das distribuidoras, totalizando 96 colaboradores (+R$ 6,8 milhões); (ii) Efeito não recorrente da reestruturação organizacional da Unidade de Negócio de Distribuição culminando na redução de 119 colaboradores, cerca de 5% do quadro de pessoal (+R$ 9,3 milhões, dos quais R$ 4,4 milhões na Bandeirante e R$ 4,9 milhões na Escelsa); e (iii) 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$ 2,0 milhões). 7

8 Adicionalmente às primarizações iniciadas no 4T11 e que incluíram mais 15 colaboradores no 1T12, a partir do 2T12 haverá a finalização dos contratos de prestação de serviços de terceiros referente a essas primarizações ocorrendo uma redução de custos de serviços em torno de R$ 6 milhões no ano de Na conta materiais, o acréscimo de R$ 1,1 milhão, deve-se principalmente, ao maior número de equipamentos de segurança para as equipes de primarização, além de despesas com conservação e reposição de materiais do sistema elétrico. No item serviços de terceiros, o incremento de R$ 11,7 milhões (+15,3%) entre os trimestres deve-se: (i) Aos repasses dos reajustes contratuais de nossos prestadores de serviços; (ii) Acréscimo dos gastos com conservação/reparação do sistema elétrico devido ao Plano Adicional de manutenção preventiva de redes, já iniciado no 2º semestre de 2011 para garantia dos indicadores de qualidade de serviços, cumprindo assim as determinações da ANEEL (+R$ 4,7 milhões); (iii) Reajustes contratuais e contratação de novos sistemas de informática (+R$ 1,1 milhão); (iv) Incremento nos custos do serviço de leitura e faturamento devido ao crescimento da base de clientes (+R$ 1,2 milhão); e (v) Pagamento de assessoria tributária (+1,3 milhão). No item provisões, a queda de 4,0% no 1T12 em relação ao 1T11 reflete, principalmente: (i) Constituição de provisão para devedores duvidosos na comercializadora no 1T11, fruto do rateio de inadimplência na CCEE (-R$ 1,1 milhão) naquele ano; (ii) Acréscimo e mudança na percepção de risco das contingências cíveis, tributárias e trabalhistas reconhecidas pelas distribuidoras no 1T12 (+R$ 3,0 milhões); e (iii) Reversão do montante de parcelamento adimplente na rubrica de devedores duvidosos em função da nova metodologia de análise de risco de clientes nas distribuidoras (-R$ 2,7 milhões, sendo R$ 1,4 milhão na Bandeirante e R$ 1,3 milhão na Escelsa). O decréscimo de R$ 17,9 milhões na rubrica outros é ocasionado principalmente pelos seguintes fatores: (i) Efeito não recorrente, relativo à venda de imóveis das distribuidoras (-R$ 15 milhões, sendo R$ 10,5 milhões na Bandeirante e R$ 4,5 milhões na Escelsa); (ii) Efeito não recorrente no 1T11, em virtude da recontabilização do saldo a receber da CCEE na EDP Escelsa naquele ano (-R$ 3,7 milhões); e (iii) Gastos a maior com aluguéis e condomínio de imóveis em função dos reajustes contratuais e necessidades de novas locações na distribuição conforme Resolução da Aneel nº 414 (R$ 0,7 milhão). A conta de depreciação e amortização totalizou R$ 80,5 milhões no 1T11, com redução de 18,3% em relação ao mesmo período de Essa redução se deve a: (i) Harmonização do critério de amortização do ágio (método linear ao invés de curva de rentabilidade futura) referente ao ágio da participação da EDP Lajeado na Investco (-R$ 4,6 milhões); e (ii) Efeito não recorrente no 1T11 referente à imparidade (redução do valor recuperável do ativo) do projeto Terra Verde (+R$ 10,5 milhões). 45,9% PMSO / Margem Bruta 37,8% 33,3% 34,2% 35,9% 29,3% 33,7% T11 1T12 8

9 2.3. EBITDA No 1T12, o EBITDA atingiu R$ 405,4 milhões, redução de 13,2% em relação ao mesmo período do ano anterior. Composição do EBITDA* - 1T12 Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 223,4 milhões no 1T12, aumento de 22,9% em relação ao 1T11, principalmente decorrente da redução de energia comprada para revenda. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 176,3 milhões no 1T12, queda de 36,5% em relação ao 1T11, resultado da queda de 24,3% na margem bruta em função do congelamento tarifário na EDP Bandeirante e do aumento de gastos não gerenciáveis no período. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 26,7 milhões no 1T12, aumento de 68,6% em relação ao 1T11, devido ao aumento do volume em 7,8% e queda dos gastos gerenciáveis. Distribuição 41% Comercialização 6% Geração 52% EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA (%) ,7% 28,2% 405 1T11 1T12 Formação do EBITDA (R$ milhões) (105) (12) EBITDA 1T11 Receita Líquida Gastos Não-Gerenciáveis Gastos Gerenciáveis* EBITDA 1T12 * Exclui depreciação e amortização 9

10 2.4. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ mil) 1T12 1T11 Var. Receita Financeira ,3% Receitas de aplicações financeiras ,4% Variação monetária e acréscimo ,8% SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis ,6% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente ,7% Outras Receitas ,0% Despesa Financeira (98.863) ( ) -2,9% Variação monetária e acréscimo moratório (13.126) (29.444) -55,4% Encargos de dívidas (53.316) (51.841) 2,8% Benefícios pós-emprego (6.730) (5.348) 25,8% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (17.434) (5.129) 239,9% Outras Despesas (8.257) (10.061) -17,9% Resultado Cambial Líquido ,5% Total (37.097) (50.873) -27,1% O resultado financeiro líquido consolidado no 1T12 foi negativo, totalizando R$ 37,1 milhões, com redução de 27,1% em comparação ao 1T11. O resultado financeiro foi composto por uma receita de R$ 57,5 milhões, 26,3% acima ao do 1T11, uma despesa de R$ 98,9 milhões, 2,9% inferior ao do 1T11, e um resultado cambial líquido positivo de R$ 4,3 milhões, em comparação a R$ 5,4 milhões positivos no 1T11. Os principais fatores que levaram à variação positiva de R$ 13,8 milhões no resultado financeiro no comparativo trimestral estão descritos a seguir: Receita Financeira (i) Redução da receita de aplicações financeiras em função de menor saldo de caixa e disponibilidades entre os períodos e redução das taxas de juros vigentes (-R$ 7,3 milhões); (ii) Ganho financeiro de atualização monetária de depósitos judiciais de R$ 0,2 milhão no 1T12 frente a -R$ 5,7 milhões no 1T11 devido a estorno não recorrente naquele trimestre (+R$ 5,9 milhões); e (iii) Ganho financeiro relativo a penalidades aplicadas a geradoras por conta de não geração de energia contratada proveniente de biomassa e de indisponibilidade (+R$ 7,9 milhões). Despesa Financeira (i) Menor despesa de variação monetária relativa à atualização monetária do Uso do Bem Público, em função da alteração de metodologia de atualização deste passivo, que deixou de ser contabilizado anualmente e passou a ser registrado mensalmente a partir do 2T11 (+R$ 21,9 milhões); e (ii) Maior despesa financeira de marcação a mercado de instrumentos financeiros relativos ao hedge da dívida em dólar da Usina Termelétrica Energia Pecém (-R$ 12,3 milhões). Resultado Cambial Resultado positivo de variação cambial em moeda estrangeira de R$ 4,3 milhões, frente a resultado positivo de R$ 5,4 milhões no 1T11, com redução de 21,5%. O dólar encerrou o 1T12 cotado a R$ 1,82 em comparação a R$ 1,63 no encerramento do 1T11, valorizando-se 11,9% (cotações de fechamento trimestrais) e reduzindo o resultado cambial. Isso, contudo, foi parcialmente compensado por ganhos líquidos de operações de swap e hedge. O endividamento em dólar da Companhia, relativo ao projeto da Usina Termelétrica Energia 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 1T12 totalizou R$ 142,0 milhões, 24,3% 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. Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida ,6% 9,9% 142 1T11 1T12 Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) (62) (25) Lucro Líquido 1T11 EBITDA Deprec. & Amort. Resultado Financeiro Outros Resultados* IR e CS * Inclui resultado das participações societárias, participações de minoritários e partes beneficiárias Lucro Líquido 1T12 3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.639,4 milhões em 31 de março 2012, 0,7% acima do verificado em 31 de dezembro de 2011 (R$ 3.613,6 milhões), resultante, principalmente, do desembolso de aproximadamente US$ 40 milhões para as distribuidoras do grupo e R$ 56 milhões para a construção da UHE Jari. Do total da dívida bruta, em 31 de março de 2012, 9,7% estavam denominados em moeda estrangeira, 100% dos quais protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de hedge. 11

12 Dívida Bruta por Empresa (R$ milhões) EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém Jari Empréstimos Debêntures A dívida líquida, considerando o valor de R$ 859,4 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 2.780,1 milhões em 31 de março de 2012, aumento de 2,3% em relação a dezembro de 2011 (R$ 2.717,7 milhões), devido à queda de 4,1% (R$ 36,5 milhões) no saldo de caixa e disponibilidades em comparação à dezembro de O custo médio da dívida do Grupo em março de 2012 era de 9,7% ao ano, em comparação a 10,3% em dezembro de 2011 e 9,2% em março do ano anterior, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. A queda do custo em relação ao trimestre anterior resulta, essencialmente, da queda Composição da Dívida Líquida (R$ milhões) da taxa Selic para 9,75% a.a no período. O prazo médio da dívida consolidada manteve-se em 4, anos em março de 2012 em comparação a dezembro 534 C.P. 859 de A dívida de curto prazo, em março de 2012, representava 15,0% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 533,8 milhões, em comparação a R$ 579,7 milhões em dezembro de 2011, queda de 7,9%. Desse montante, R$ 219,8 são referentes à distribuição e R$ 314,0 milhões à geração. O montante de R$ 142,4 milhões relativo Dívida Bruta Mar.2012 (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida Mar.2012 ao endividamento de curto prazo da Usina Termelétrica Energia 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 L. P Dívida Bruta por Indexador (31/03/2012) Dívida Bruta Curto / Longo -prazo TJLP 41,1% Pré Fixada 18,5% 84% 85% 16% 15% CDI 40,4% 31/12/ /03/2012 Curto Prazo Longo Prazo 12

13 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 (Mar/12) Após 2015 * Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge O desembolso de R$ 110,7 milhões até o primeiro trimestre de 2012 da linha de crédito referente ao empréstimo-ponte para construção da UHE Santo Antônio do Jari e o montante de R$ 300 milhões emitidos em debêntures para financiamento da compra da usina têm vencimento em 2013 e compõem a dívida de R$ 859 milhões a vencer nesse ano. O empréstimo-ponte deve ser substituído por financiamento de longo prazo junto ao BNDES. A relação dívida líquida/ebitda encerrou o 1T12 em 1,9x. Dívida Líquida/EBITDA 1,5 x 1,4 x 1,5 x 1,5 x 1,8 x 1,9 x Dez/10 Mar/11 Jun/11 Set/11 Dez/11 Mar/12 13

14 4. Investimentos Os investimentos totalizaram R$ 205,9 milhões no 1T12 e estão divididos em: distribuição (R$ 67,1 milhões), geração (R$ 138,5 milhões) e outros (R$ 350 mil). Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros (CPC 20/IAS 27) no montante de R$ 1,4 milhão na EDP Bandeirante e R$ 1,3 milhão na EDP Escelsa e deduzidos de obrigações especiais (doações e subvenções - ICPC 01), sendo -R$ 3,8 milhões na EDP Bandeirante e R$ 3,1 milhões na EDP Escelsa. A inversão do sinal nas obrigações especiais da EDP Bandeirante foi devida ao estorno dos valores relativos ao faturamento de multas por Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente que foram contabilizados como obrigações especiais em curso no 4T11. Composição do Capex - 1T12 Geração 67,2% Outros 0,2% Distribuição 32,6% Desse modo, os investimentos em distribuição no 1T12 totalizaram R$ 63,8 milhões, 12,5% abaixo do realizado no 1T11. Composição do CAPEX (R$ milhões) No segmento de geração, entre os trimestres comparáveis, os investimentos foram alocados principalmente na construção da Usina Termelétrica Energia Pecém (59,8%) e na UHE Santo Antônio do Jari (33,5%). As demais variações são detalhadas abaixo: (i) Enerpeixe: O aumento do nível de investimentos no 1T12 refere-se às licenças ambientais e regularizações; (ii) Energest: O maior valor no 1T12 refere-se ao estágio mais avançado da obra de Repotenciação da UHE Mascarenhas; T11 Geração Distribuição 1T12 Outros (iii) Lajeado/Investco: A variação entre os períodos deve-se ao efeito não recorrente ocorrido no 1T11 referente ao estorno de provisões realizadas a maior ao longo de Investimentos (R$ mil) 1T12 1T11 % Distribuição ,3% EDP Bandeirante ,2% EDP Escelsa ,4% Geração ,7% Enerpeixe ,4% Energest Consolidado ,6% Lajeado / Investco 269 (34) n.d. Pecém ,0% Jari n.d. Outros ,4% Total ,2% Investimentos - Distribuição 1T12 1T11 % EDP Bandeirante Valor Liquido de Obrig. Especiais ,2% (+) Obrigações Especiais (3.806) n.d. Valor Bruto ,7% (-) Juros Capitalizados* (1.376) (7.245) -81,0% Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,5% EDP Escelsa Valor Liquido de Obrig. Especiais ,4% (+) Obrigações Especiais ,2% Valor Bruto ,7% (-) Juros Capitalizados* (1.274) (6.082) -79,0% Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,2% Distribuição ,5% *A capitalização de encargos financeiros associada a investimento passa a ser obrigatória no novo padrão contábil brasileiro (CPC 20). 14

15 5. Desempenho por Área de Negócios Itens em R$ mil Geração Distribuição Comercialização Consolidado 2 1T12 1T11 1T12 1T11 1T12 1T11 1T12 1T11 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis (45.542) (57.874) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Gastos gerenciavéis 1 (29.390) (25.562) ( ) ( ) (3.275) (4.345) ( ) ( ) Depreciação e amortização (37.097) (52.253) (41.817) (41.709) (70) (40) (80.536) (98.566) EBITDA Margem EBITDA 74,9% 68,5% 17,4% 27,0% 9,9% 6,9% 28,2% 33,7% Lucro líquido antes de minoritários Participações de minoritários (7.903) (3.037) (45.954) (22.163) Partes Beneficiárias (3.808) (2.109) (3.808) (2.109) Lucro Líquido do Exercício Exclui depreciação e amortização 2 Consolidado: considera eliminações intragrupo 5.1. Geração Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Energest Consolidado (1) Lajeado Consolidado (2) Geração Consolidado (3) 1T12 1T11 1T12 1T11 1T12 1T11 1T12 1T11 Var. Receita Líquida ,5% Gastos não-gerenciavéis (12.593) (10.649) (10.362) (8.893) (22.587) (38.214) (45.542) (57.874) -21,3% Gastos gerenciavéis (5.552) (5.279) (14.099) (13.088) (5.958) (5.601) (29.390) (25.562) 15,0% Depreciação e amortização (12.326) (12.186) (3.966) (4.092) (16.273) (16.371) (37.097) (52.253) -29,0% EBITDA ,9% Margem EBITDA 82,6% 82,1% 66,6% 67,2% 76,3% 60,4% 74,9% 68,5% 6,3 p.p. Participações dos acionistas não controladores - - (2.163) (1.700) (7.942) (4.367) (7.903) (3.037) 160,2% Partes Beneficiárias (3.808) (2.109) (3.808) (2.109) 80,6% Lucro Líquido ,3% (1) Inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda, Evrecy S.A. e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo. (2) Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também integrava esse grupo. (3) Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Pecém, Terra Verde, Enercouto, Omega e Enernova. Gastos gerenciavéis 2 A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 298,3 milhões no 1T12, 12,5% acima do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal crescimento é resultante dos aumentos no preço médio e no volume de energia vendida em 7,0% e 6,1%, respectivamente. Os gastos não gerenciáveis caíram 21,3%, impactados pela redução de energia comprada pela EDP Lajeado, reflexo da estratégia de sazonalização do ano. O EBITDA atingiu R$ 223,4 milhões no 1T12, 22,9% acima do apresentado no 1T11. O volume de energia vendida pelas geradoras do grupo no 1T12 alcançou 2.101,7 GWh, em relação aos 1.981,6 GWh vendidos no 1T11. Esse resultado é reflexo da estratégia de sazonalização dos contratos de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre de Energia Vendida e Preço Médio de Venda R$ R$ 143 R$ 128 R$ R$ 2 R$ 8 A sazonalização da energia vendida é definida pelos clientes, dentro do limite estabelecido no contrato, até dezembro do ano anterior. No momento da definição da sazonalização de 2012, que ocorreu no final de 2011, a situação hidrológica estava incerta com relação ao período úmido do início de 2012, o que indicava volatilidade dos R$ ( Enerpeixe Energest Lajeado Total Energia Vendida (GWh) Preço Médio (R$/MWh) 15

16 Preços de Liquidação das Diferenças (PLD) no início do ano. Desse modo, a sazonalização dos contratos de energia seguiu esse perfil, protegendo o 1º semestre com alocação de maior volume no mesmo e menor volume no 2º semestre. No 1T12, o preço médio da geração foi de R$ 143,2/MWh, 7,0% superior ao verificado no 1T11, reflexo do aumento no preço médio da energia vendida em Enerpeixe (9,6%), Lajeado (5,5%) e Energest (4,8%), devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada entre os períodos, além do início da vigência de novos contratos e às diferenças de sazonalidade dos contratos nos trimestres. O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia nos anos de 2010, 2011 e no 1T12 e estimada para os demais trimestres de 2012: Venda Consolidada da Geração T 2T 3T 4T 2010 (GWh) 2011 (GWh) 2012 (GWh) estimado - Capacidade Instalada de Geração Com a entrada em operação comercial da Usina Termelétrica Energia Pecém (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) (2) (1) UTE Pecém Repotenciação 2012 UHE Mascarenhas UHE Santo Antonio do Jari 2015 Baixa do Feijão (1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil. 16

17 - Status dos Projetos de Geração em Construção USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM No final do 1T12, o projeto atingiu um progresso físico de 97,7% e o investimento correspondente à participação da EDP Energias do Brasil totalizou R$ 64,2 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 18,6 milhões. Entre as principais realizações no 1T12, estão: (i) Conclusão do steam blow dos circuitos de vapor da unidade 1 (ii) Conclusão do flushing do circuito de óleo da turbina da unidade 1; (iii) Energização do transformador principal e dos dois transformadores auxiliares da unidade 2; (iv) Colocação em serviço do by-pass de alta pressão da unidade 1; (v) descarregamento e armazenagem na usina de 3 navios de carvão (aproximadamente 220 mil toneladas). Não houve desembolso do BNDES no trimestre, o desembolso acumulado do projeto até o encerramento do 1T12 era de 92% (R$ 1.281,6 milhões de R$ milhões). Outras informações sobre o projeto estão disponíveis na seção Eventos Subsequentes deste relatório e no site UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI 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% 92,9% Comissionamento e Partida 0,7% 33,8% 100,0% 97,7% No 1T12, destacam-se as seguintes atividades realizadas ou em execução pelo construtor: finalização das ensecadeiras, finalização das edificações do canteiro de obra, continuação da supressão vegetal nas áreas provisórias e definitivas, construção do canteiro industrial e escavação da área da casa de força. Em paralelo, está em andamento o projeto básico ambiental com o monitoramento de fauna e flora, da qualidade da água, da ictiofauna e de macrófitas aquáticas, o monitoramento hidrosedimentológico e de lençol freático, atividades de educação ambiental, de comunicação social, de saúde e de controle da malária e de fomento à atividade pesqueira. Em Janeiro de 2012, a ANEEL prorrogou o prazo da concessão até Dezembro de 2044 para adequá-la ao período dos contratos de energia. A UHE Jari também obteve o benefício da isenção de PIS e COFINS (REIDI) com a emissão de ato declaratório pela Receita Federal. Vistas do circuito hidráulico (remoção de rochas e aluvião) e da ensecadeira. 17

18 5.2. Distribuição A receita líquida consolidada da distribuição atingiu R$ 1.015,6 milhões no 1T12, 1,4% abaixo do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal queda é resultante do congelamento das tarifas na EDP Bandeirante e maior desconto na TUSD no 1T12, sendo R$ 41,0 milhões passíveis de recuperação via reajustes tarifários (R$ 14,1 milhões na EDP Bandeirante e R$ 26,9 milhões na EDP Escelsa). Os gastos não gerenciáveis aumentaram 15,1%, impactados pelo aumento de 18% na compra de energia das distribuidoras, sendo R$ 37,7 milhões passíveis de recuperação via reajustes tarifários (R$ 26,8 milhões na EDP Bandeirante e R$ 10,9 milhões na EDP Escelsa), além dos efeitos de R$ 8,1 milhões de reajustes dos contratos de compra de energia da EDP Bandeirante que não foram compensados na tarifa congelada. Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 176,3 milhões no 1T12, 36,5% abaixo do apresentado no 1T11. Energia Vendida a Clientes Finais: o aumento de 1,1% no resultado consolidado do 1T12 em comparação ao do 1T11 reflete, principalmente, o incremento no consumo da classe comercial. Residencial e Comercial: estas classes apresentaram aumentos consolidados de 2,0% e 5,4%, respectivamente, no 1T12 em comparação ao 1T11, influenciadas pela continuação do aumento de renda (rendimento médio domiciliar per capita nacional cresceu 4,3% no acumulado do ano até fevereiro de 2012 frente ao mesmo período em 2011) e a queda no desemprego (a taxa média de desemprego acumulada em doze meses até fevereiro de 2012 foi de 5,9%). A expansão da base de clientes, principalmente no que se refere à classe comercial, foi outro fator que contribuiu para o resultado. 18 EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição Itens em R$ mil ou % 1T12 1T11 1T12 1T11 1T12 1T11 Var. Receita Líquida ,4% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) 15,1% Margem Bruta ,3% Gastos gerenciavéis (75.106) (79.523) (75.477) (74.460) ( ) ( ) -2,2% Depreciação e amortização (18.146) (18.668) (23.671) (23.041) (41.817) (41.709) 0,3% EBITDA ,5% Margem EBITDA 17,0% 27,1% 17,9% 26,8% 17,4% 27,0% -9,6 p.p. Lucro Líquido ,9% 1T12 Variação 1T12/1T11 Clientes Volume Consumo Consumo Clientes Volume Médio (2) Médio unid. MWh KWh % % % DISTRIBUIÇÃO Residencial ,0% 2,0% -0,9% Industrial ,2% -4,0% -7,0% Comercial ,7% 5,4% -2,1% Rural ,5% -2,1% -4,4% Outros ,4% 4,2% 0,8% (-) Transferido para Energia Trânsito (1) Energia Vendida Clientes Finais ,3% 1,1% -2,1% Suprimento ,0% 10,8% - Energia em Trânsito (USD) ,8% -1,7% - (+) Transferido dos Clientes Cativos (1) Consumo Próprio ,9% 9,4% - Total Energia Distribuída ,3% 0,3% -2,9% Notas: (1) Uso do Sistema de Distribuição - Clientes Cativos, líquido de ICMS Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público Dados em R$ referem-se à Receita sem ICMS e sem RTE.

19 Industrial: apresentou queda de 4,0% no 1T12 em comparação ao 1T11 que deve-se às migrações de clientes para o mercado livre e ao arrefecimento da produção industrial nacional, principalmente no estado de São Paulo. Rural: a retração de 2,1% no 1T12, em comparação ao 1T11, deve-se, às condições climáticas desfavoráveis no início do ano no estado do Espírito Santo. O consumo rural na EDP Escelsa foi negativamente impactado pelo elevado volume de precipitação que reduziu o consumo de energia para irrigação. A Energia em Trânsito Consolidada no Sistema de Distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, caiu 1,7% no 1T12 em comparação ao mesmo período do ano anterior, refletindo as paradas para manutenção e a retomada de autoprodução de grandes clientes no Espírito Santo. - Base Tarifária Os reajustes anuais, bem como as revisões periódicas das distribuidoras do Grupo, ocorrem em datas específicas, conforme o quadro a seguir: Distribuidora Aliquota Total Aliquota Efetiva 2010 Reajuste Revisão Reajuste Revisão EDP Bandeirante 10,70% - 7,91% EDP Escelsa 6,89% - 2,97% - Nota: Alíquota efetiva de reajuste refere-se ao percentual percebido pelo consumidor A EDP Bandeirante teve sua revisão tarifária do 3º Ciclo postergada pelo regulador, uma vez que em 23 de outubro de 2011 (data contratual de revisão) não havia metodologia e procedimentos definitivos publicados pela ANEEL. Isso levou ao congelamento das tarifas de energia até a data do próximo reajuste tarifário (23 de outubro de 2012). O resultado da revisão tarifária, embora calculado com um ano de defasagem, terá vigência retroativa à data contratual e os seus efeitos econômicos e financeiros serão considerados no processo de reajuste tarifário como componente financeiro. O quadro seguinte mostra a tarifa média por classe e por distribuidora no período. Na EDP Bandeirante, a tarifa média para clientes finais no 1T12 reduziu 0,4%, enquanto na EDP Escelsa o aumento médio foi de 4,3%. EDP Bandeirante A postergação da revisão tarifária manteve as tarifas vigentes no 1T12 nos mesmos níveis do 1T11, entretanto as tarifas médias por classe na EDP Bandeirante refletiram, adicionalmente, os seguintes efeitos: Residencial: a elevação de 0,7% na tarifa média deve-se ao fim do benefício da tarifa social de aproximadamente 63% dos beneficiados, a partir de dezembro de 2011, de acordo com o estabelecido pela Resolução ANEEL 414. Industrial: a redução de 2,2% na tarifa média deve-se a quedas substanciais nos chamados consumo ponta e demanda ponta, ou seja, horários de pico em que há aplicação de tarifa média mais elevada, face ao arrefecimento de demanda na classe. Comercial e Rural: as reduções nas tarifas médias deveram-se, principalmente, à diminuição dos excedentes de energia e demanda, com tarifa elevada devido à incidência de multa. Tarifa Média (R$/MWh) 1T12 1T11 Var. EDP BANDEIRANTE Residencial 322,94 320,63 0,7% Industrial 242,86 248,38-2,2% Comercial 283,72 287,83-1,4% Rural 210,92 213,35-1,1% Outros 222,81 226,84-1,8% Média - Cliente Final 278,72 279,95-0,4% EDP ESCELSA Residencial 331,37 315,38 5,1% Industrial 266,21 253,03 5,2% Comercial 305,98 298,95 2,4% Rural 187,64 181,93 3,1% Outros 248,43 237,94 4,4% Média - Cliente Final 289,38 277,42 4,3% Referem-se à Receita sem ICMS, RTE, PIS e COFINS EDP Escelsa O reajuste tarifário aplicado em agosto de 2011 trouxe incremento real de 2,97% às tarifas vigentes no 1T12 frente ao 1T11, entretanto as tarifas médias por classe na EDP Escelsa refletiram, adicionalmente, os seguintes efeitos: Residencial: a elevação de 5,1% na tarifa média deve-se ao fim do benefício da tarifa social de aproximadamente 69% dos beneficiados, a partir de dezembro de 2011, de acordo com o estabelecido pela Resolução ANEEL

20 Industrial: a elevação de 5,2% na tarifa média deve-se ao aumento da ultrapassagem de demanda faturada no período, com tarifa elevada devido à incidência de multa. - Balanço Energético Consolidado O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou 7.141,3 GWh no 1T12. Do total, 58% foram para a EDP Bandeirante e 42% para a EDP Escelsa. O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu GWh e a energia em trânsito, distribuída a clientes livres, GWh. BALANÇO ENERGÉTICO - 1T12 (MWh) - Perdas Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento Energia Leilão Perdas de Itaipu ( - ) = Requerida Outros Vendas C.Prazo Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Energia em Trânsito O gráfico ao lado apresenta o total das perdas na distribuição de energia elétrica, expressas como um percentual médio do total da energia requerida no período. As perdas comerciais apresentaram aumento de 0,19 p.p. na EDP Bandeirante e de 0,41 p.p. na EDP Escelsa, em relação ao quarto trimestre de Na EDP Escelsa houve redução das perdas técnicas em 0,04 p.p e na EDP Bandeirante aumento de 0,02 p.p., em relação ao trimestre anterior. No 1T12, as distribuidoras do Grupo desembolsaram um total de R$ 7,0 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 1,4 milhão foi para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 5,5 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). Perdas Acumuladas em 12 meses (GWh ou %) Entrada de Energia na Rede (A) Técnica (B) Comercial (C ) Total (B +C ) Técnica (B /A) Comercial (C /A) Total (B+C /A) Perdas Acumuladas Baixa Tensão em 12 meses (GWh ou %) Mercado Baixa Tensão (D) Comercial Baixa Tensão (C/D) Total (B+C /D ) = EDP Bandeirante 10,7% Band 2T11 10,3% Band 3T11 Perdas Técnicas e Comerciais 5,2% 4,8% 4,7% 4,9% 5,5% 5,5% 5,5% 5,6% Band 4T11 Band 1T12 EDP Escelsa Fornecimento Perdas e Diferenças ,1% 7,7% 7,4% 7,3% Escelsa 2T11 Escelsa 3T11 Jun-11 Set-11 Dez-11 Mar-12 ANEEL Jun-11 Set-11 Dez-11 Mar-12 ANEEL Escelsa 4T11 5,49% 5,51% 5,54% 5,56% 5,04% 8,15% 7,65% 7,36% 7,32% 7,26% 5,21% 4,78% 4,74% 4,93% 4,67% 5,41% 5,56% 5,43% 5,84% 4,44% 10,70% 10,29% 10,28% 10,48% 9,71% 13,56% 13,21% 12,79% 13,17% 11,70% = EDP Bandeirante EDP Escelsa Jun-11 Set-11 Dez-11 Mar-12 ANEEL Jun-11 Set-11 Dez-11 Mar-12 ANEEL ,04% 16,33% 16,12% 16,67% 16,12% 17,29% 17,56% 17,07% 18,33% 13,79% 10,3% 10,5% Técnicas 13,6% 18,04% 16,33% 16,12% 16,67% 16,12% 17,29% 17,56% 17,07% 18,33% 13,79% 5,4% Comerciais 13,2% 5,6% 12,8% 13,1% 5,4% 5,8% Escelsa 1T12 20