Release de Resultados. EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 327 milhões no 2T13

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1 Release de Resultados 2T13 EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 327 milhões no 2T13 São Paulo, 24 de julho de A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. ( EDP Energias do Brasil ou Grupo ) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA (Código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros do segundo trimestre de 2013 (2T13). As informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram objeto de revisão por parte dos auditores independentes. Total de ações Ações em tesouraria Free float ações (49%) Valor de mercado (30/06/2013) R$ milhões Teleconferência com Webcast em 25/07/2013 Português/Inglês: 15h Dados para conexão: Brasil: +55 (11) EUA: +1 (855) Outros: +1 (786) Receita líquida consolidada: incremento de 9,3% devido ao aumento da receita da Comercializadora, recursos advindos da CDE para as distribuidoras (R$ 38,8 milhões), parcialmente compensado pela queda no volume da geração reflexo da estratégia de sazonalização para o ano de 2013; Gastos Não Gerenciáveis: o incremento de 5,3% deve-se ao aumento do PLD, reflexo da condição hidrológica menos favorável e maior despacho de térmicas atenuado pelos aportes da CDE para as distribuidoras (R$ 122,4 milhões); Gastos Gerenciáveis: aumento de 32,2% devido aos efeitos não recorrentes de Provisões e Outros custos no trimestre. No acumulado do ano, excluindo os efeitos não recorrentes, apresentou aumento de 10,3%; EBITDA: apresentou crescimento de 7,3% devido ao aumento da Margem Bruta na distribuição e da comercialização; Resultado Financeiro: aumento de 31,7% reflexo do aumento do encargo de dívida resultante do maior saldo de dívida no período; Lucro líquido: aumento de 11,8% impactado pelo prejuízo de R$ 45,0 milhões da UTE Pecém I consolidada como equivalência patrimonial; Dívida Líquida/EBITDA: 1,8x em junho/2013; Capex: aumento no trimestre e no acumulado do ano reflexo dos investimentos para construção dos projetos de geração (UHEs Santo Antonio do Jari e Cachoeira Caldeirão); Evento do Período: entrada em operação comercial da Unidade II da UTE Pecém I, estando a usina 100% operacional. Principais Indicadores Indicadores 2T13 2T12 Var. 1T13 Var. 6M13 6M12 Var. Econômico- Financeiro (R$ mil) Receita Operacional Líquida (1) ,3% ,7% ,5% Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 5,3% ( ) -13,8% ( ) ( ) 21,0% Margem Bruta (1) ,0% ,1% ,5% Gastos Gerenciáveis (2) ( ) ( ) 32,2% ( ) 10,0% ( ) ( ) 23,4% EBITDA (3) ,3% ,3% ,5% Lucro Líquido ,8% ,6% ,0% Capex ,9% ,4% ,0% Dívida Líquida ,9% ,0% ,9% Evolução do Mercado (GWh) Total Energia Distribuída ,2% ,6% ,0% Total Energia Vendida- Geração (4) ,1% ,2% ,4% Total Energia Comercializada ,2% ,5% ,7% (1) Exclui receita de construção. (2) Exclui depreciação, amortização e custo de construção. (3) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização. (4) Energia Vendida - Geração não considera os valores de Pecém.

2 Índice 1. Eventos do Período 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro Receita Operacional Líquida Deduções à Receita Operacional Gastos Operacionais Gastos Não-Gerenciáveis Gastos Gerenciáveis EBITDA Resultado Financeiro Lucro Líquido Endividamento Investimentos Desempenho por Área de Negócios Geração Distribuição Comercialização Mercado de Capitais Desempenho das Ações Capital Social Remuneração dos Acionistas Eventos Subsequentes 28 ANEXOS 29

3 1. Eventos do Período Conclusão do processo da 2ª emissão de debêntures no valor de R$ 500 milhões Em 11 de abril de 2013, a EDP Energias do Brasil concluiu o processo de sua 2ª emissão de debêntures simples, no valor de R$ 500 milhões. Sobre este valor, há incidência de juros de CDI + 0,55% a.a, com pagamento de juros semestrais e principal em duas parcelas iguais, sendo a primeira a vencer em abril de 2015 e a segunda em abril de Liberação de recursos do BNDES à EDP Escelsa e à EDP Bandeirante No 2T13, as distribuidoras do grupo EDP, receberam novas liberações do BNDES no valor de R$ 26,9 milhões, sendo R$ 7 milhões para a EDP Escelsa e R$ 19,9 milhões para a Bandeirante. Sobre estes valores, há incidência de juros entre TJLP + 1,81% a.a. e TJLP + 3,21% a.a., com pagamento mensal de juros e principal em setenta e duas parcelas, desde julho de Assembleia Geral de Debenturistas Em Assembleias Gerais de Debenturistas da EDP Bandeirante e da EDP Escelsa, realizadas em 30 de abril de 2013, foi aprovada a alteração da definição de EBITDA para o cálculo dos índices financeiros presentes nas escrituras de emissão de debêntures em circulação em ambas distribuidoras. O EBITDA Ajustado significará o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização, ajustado com a variação do saldo dos ativos e passivos de CVA Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela A sobrecontratação e neutralidade dos encargos setoriais. Redução de Capital da Lajeado Energia Em Assembleia Geral Extraordinária da Lajeado, realizada em 3 de maio de 2013, foi aprovada a redução do Capital Social de sua controlada, mediante restituição aos acionistas conforme suas respectivas participações acionárias, sendo a referida redução no valor de R$ 450 milhões. A redução de Capital foi condicionada a aprovação da ANEEL, obtida em 15 de maio de 2013 através do Despacho nº da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF. Segunda Unidade Geradora de Pecém I inicia operação comercial Em 10 de maio de 2013, a Usina Termelétrica Porto do Pecém I, recebeu autorização da Aneel para iniciar a operação comercial da segunda unidade geradora, com capacidade instalada de 360 MW. A segunda unidade geradora de Pecém I começou a fornecer energia ao Sistema Interligado Nacional (SIN) em 20 de fevereiro de 2013, em caráter de testes, sendo remunerada pelo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) sobre a energia efetivamente gerada neste período até a Declaração Comercial de Operação (DCO). A primeira unidade geradora da usina iniciou sua operação comercial em 1⁰ de dezembro de Em 13 de maio de 2013, foi emitido o Ofício ANEEL nº 240/2013-SFG/ANEEL, o qual estabeleceu que a CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, deveria considerar como garantia física da usina, o montante de energia proporcional a 240 MW. Desta forma, a empresa necessitou efetuar a recomposição de lastro equivalente à diferença. Posteriormente a usina foi obtendo estabilidade em patamares maiores de geração, sendo que a partir de 29 de junho a ANEEL, através do Ofício ANEEL nº 335/2013-SFG/ANEEL, reconheceu a potência plena de 360 MW. Desde essa data, a empresa não necessitou mais efetuar a recomposição de lastro. Moody s e Standard & Poor s mantêm Ratings da EDP Energias do Brasil e suas controladas Em 5 de junho de 2013 a Moody s divulgou os relatórios com os ratings das distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa, e também da geradora Energest que se mantiveram estáveis em Aa1.br para escala nacional e Baa3 para escala internacional, mantendo-as em grau de investimento. A EDP Energias do Brasil manteve seu rating em grau de investimento Aa2.br para escala nacional e Ba1 para escala internacional, com perspectiva estável. Também em 5 de junho de 2013 a agência de rating Standard & Poor s manteve os ratings de crédito para ambas distribuidoras do grupo em braa+ para EDP Bandeirante e braa+ e BB+ em escala internacional para a EDP Escelsa, ambas com perspectiva estável. Pagamento de Juros sobre Capital Próprio Em 12 de junho de 2013 a EDP Energias do Brasil comunicou aos acionistas que procedeu, desde 17 de junho de 2013, o pagamento de juros sobre capital próprio, no valor total de R$ ,00, relativos ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2012, equivalente a R$ 0, para cada ação ordinária. Este montante foi objeto de deliberação e aprovação nas 175ª e 181ª Reuniões do Conselho de Administração da Companhia realizadas em 26 de dezembro de 2012 e 22 de março de 2013, respectivamente, e referendado na Assembleia Geral Ordinária realizada em 10 de abril de

4 2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1. Receita Operacional Líquida Composição da Receita Líquida* - 2T13 Receita Líquida (R$ milhões)* Comercialização 23,7% % 416 Distribuição 58,9% Geração 17,4% 7% % T12 2T13 *Não considera as eliminações intragrupo de R$ 143 milhões no 2T12 e de R$ 180 milhões no 2T13 e receita de construção de R$ 19,1 milhões no 2T12 e de R$ 66,7 milhões no 2T13. No 2T13, a receita operacional líquida consolidada, excluindo a receita de construção, foi de R$ 1.575,7 milhões, 9,3% superior ao 2T12. No acumulado do ano, a receita operacional líquida, excluindo a receita de construção, foi de R$ 3.422,2 milhões, 18,5% superior ao mesmo período do ano anterior. Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram: Na Comercialização O volume de energia comercializada totalizou 3.112,4 GWh no 2T13, com aumento de 15,2% em comparação ao 2T12, reflexo da estratégia de sazonalização de longo prazo. No acumulado do ano, o volume de energia comercializada totalizou 6.034,2 GWh com aumento de 15,7% em comparação ao mesmo período do ano anterior. O preço médio de venda praticado pela comercializadora do Grupo aumentou 19,4% em relação ao 2T12, devido ao aumento das vendas de longo prazo com preços mais elevados, além dos reajustes anuais dos contratos corrigidos por inflação. Aumento de 37,5% na linha de comercialização da tabela abaixo deve-se aos itens mencionados acima, além da estratégia de gestão de portfólio no qual a comercializadora se beneficiou do incremento do PLD médio no 2T13. Na Geração O volume de energia vendida no Grupo no 2T13 alcançou 1.971,8 GWh, redução de 5,1% em relação aos 2.077,2 GWh no 2T12. Esta redução deve-se a maior alocação de energia assegurada para o 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de No acumulado do ano, o volume de energia vendida totalizou 4.322,4 GWh, com aumento de 3,4% em relação aos 4.179,3 GWh vendidos no mesmo período de O preço médio da geração, excluindo a UTE Pecém I, foi de R$ 158,21/MWh no 2T13, 16,3% superior ao verificado no 2T12, devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada, além da diferença de sazonalização ocorrida entre os períodos analisados. O preço foi impactado por contratos bilaterais de curta duração (para o ano de 2013) com preços maiores firmados como parte da estratégia de sazonalização. A redução de R$ 30,0 milhões de energia de curto prazo deve-se à menor sobra de energia das geradoras, reflexo da condição hidrológica desfavorável e despacho de térmicas no período. Na Distribuição Geração Distribuição Comercialização O volume de energia distribuída alcançou 6.479,9 GWh no 2T13, com aumento de 3,2% em relação ao 2T12 (+3,5% na EDP Bandeirante e +2,9% na EDP Escelsa). No acumulado do ano o incremento foi de 3,0%. Receita de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 581,8 milhões no 2T13, com redução de 20,6% em comparação ao 2T12 (-24,0% na EDP Bandeirante e -16,0% na EDP Escelsa), resultante da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei /

5 A redução de R$ 13,1 milhões de energia de curto prazo deve-se à subcontratação das distribuidoras, reflexo da sazonalização do período, cuja diferença de energia teve que ser adquirida a PLD. Redução de R$ 14,0 milhões na rubrica de Fornecimento Não Faturado deve-se à redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei /2013 (-R$ 7,5 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 6,5 milhões na EDP Escelsa). Redução média de 6,6% da tarifa na EDP Escelsa no 2T13 em comparação ao 2T12, como efeito da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, já mencionada, em conjunto com o reajuste tarifário ocorrido em agosto de Redução média de 11,4% na tarifa da EDP Bandeirante no 2T13 em comparação ao 2T12, como efeito da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, já mencionada, em conjunto com o efeito dos processos de reajuste e revisão tarifária ocorridos em outubro de Outras Receitas Operacionais O aumento de R$ 59,2 milhões entre os períodos comparados deve-se as subvenções reembolsadas pela CDE para as distribuidoras, além de penalidades, também recebidas pelas distribuidoras, referentes ao atraso das usinas termelétricas. Com a edição da Medida Provisória nº 605 em 23 de janeiro de 2013, que aumentou o escopo para utilização dos recursos da Conta de Desenvolvimento Energético CDE, provendo recursos para compensar descontos aplicados nas tarifas e compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica, por meio do Decreto nº 7.891, os descontos tarifários para as tarifas: social baixa renda, atividade rural, tratamento de água, esgoto e saneamento, irrigantes, puderam deixar de serem custeados por meio das tarifas dos demais consumidores, permitindo desta forma que a redução prometida pudesse ser atingida. Mensalmente a Aneel homologará o montante de recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, para custear os descontos acima mencionados. Dessa forma foi provisionado o valor de R$ 9,1 milhões na EDP Bandeirante e R$ 29,7 milhões na EDP Escelsa que impactaram positivamente a linha de outras receitas operacionais. Receita Operacional Líquida (R$ mil) 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var. Clientes Cativos ,4% ,8% Residencial ,1% ,5% Industrial ,9% ,3% Comercial ,4% ,1% Rural ,6% ,3% Outros ,5% ,6% (-) Transferência para TUSD - clientes cativos (1) ( ) ( ) -17,2% ( ) ( ) -15,2% Fornecimento não Faturado (25.977) (11.988) 116,7% (74.615) (7.141) 944,9% Total Fornecimento ,2% ,1% Suprimento de Energia elétrica ,2% ,4% Energia de curto prazo (9.377) n.d ,4% Comercialização ,5% ,3% Total Suprimento ,1% ,0% Fornecimento e suprimento ,2% ,2% Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) ,7% ,8% Receita de construção ,7% ,7% Outras receitas operacionais ,4% ,1% Sub-total ,2% ,5% (-) Deduções à receita operacional ( ) ( ) -36,9% ( ) ( ) -31,5% Receita operacional líquida ,5% ,9% Receita operacional sem construção ,3% ,5% (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. 5

6 Deduções à Receita Operacional No 2T13, as deduções à receita totalizaram R$ 243,4 milhões, com redução de 36,9% sobre o mesmo período do ano anterior reflexo da: CCC (Conta de Consumo de Combustível): extinção do encargo conforme lei /2013; CDE (Conta de Desenvolvimento Energético): redução do encargo conforme lei /2013; RGR (Reserva Global de Reversão): redução de 88,0% devido à extinção do encargo conforme lei /2013. As concessões, Pantanal e Energest, não foram contempladas na lei em referência, sendo o valor do trimestre referente aos encargos de ambas. Deduções à receita operacional 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var. P&D (12.823) (12.133) 5,7% (27.423) (23.785) 15,3% Outros encargos (10.851) (13.767) -21,2% (21.703) (27.441) -20,9% CCC 0 (81.916) -100,0% (14.033) ( ) -91,4% CDE (16.164) (61.184) -73,6% (32.327) ( ) -73,6% RGR (1.373) (11.421) -88,0% (973) (23.611) -95,9% PIS/COFINS ( ) ( ) -1,2% ( ) ( ) 5,6% ICMS (225) (540) -58,3% (408) (1.099) -62,9% ISS (246) (228) 7,9% (488) (444) 9,9% Total ( ) ( ) -36,9% ( ) ( ) -31,5% 2.2. Gastos Operacionais Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 1.248,8 milhões no 2T13, o que representa aumento de 9,9% sobre o 2T12. Composição dos Custos Operacionais - 2T13 Gerenciáveis 21% Gastos Operacionais (R$ milhões) % Não- Gerenciáveis 79% % 32% T12 2T13 Gastos Gerenciáveis Gastos Não-gerenciáveis Gastos Não-Gerenciáveis *Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação, amortização e custos de construção. Os gastos não gerenciáveis estão relacionados à compra de energia, encargos de uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da ANEEL e em conjunto, somaram R$ 991,5 milhões, com incremento de 5,3% no 2T13, em relação ao mesmo período do ano anterior. No acumulado do ano os gastos não gerenciáveis somaram R$ 2.141,9 milhões, 21,0% acima do mesmo período do ano anterior. 6

7 Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil) 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var. Energia Comprada para Revenda ( ) ( ) 17,1% ( ) ( ) 38,0% Moeda estrangeira - Itaipu ( ) ( ) 13,4% ( ) ( ) 15,4% Moeda nacional ( ) ( ) 17,7% ( ) ( ) 41,9% Encargos de uso e conexão (84.934) ( ) -48,7% ( ) ( ) -48,1% Outros (12.434) (12.557) -1,0% (26.901) (28.779) -6,5% Taxa de Fiscalização (3.579) (4.005) -10,6% (7.159) (7.591) -5,7% Compensações Financeiras (8.855) (8.552) 3,5% (19.742) (21.188) -6,8% Total dos Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 5,3% ( ) ( ) 21,0% A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 894,2 milhões, com incremento de 17,1% em relação ao 2T12, em função do aumento do preço médio de compra de energia, reajustado pelas variações inflacionárias do IPCA e IGP-M, e aumento do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD refletindo a condição hidrológica menos favorável e maior despacho de térmicas, afetando tanto o segmento de distribuição quanto o de geração e comercialização Evolução Mensal do PLD (R$/MWh) Submercado SE/CO jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez PLD PLD2 85,3% 72,5% 63,8% O valor da energia comprada de Itaipu (moeda estrangeira) aumentou R$ 14,8 milhões, apesar da diminuição do volume, em função da valorização de 6,6% do dólar médio no 2T13 (R$ 2,12), comparado ao 2T12 (R$ 1,98). No que se refere às compras de energia em moeda nacional, destaca-se: Nível dos Reservatórios (%) 67,8% 68,1% 66,3% SE/CO Sul Nordeste Norte Na Distribuição A exemplo dos últimos meses do ano de 2012, o PLD continuou elevado nos 6 primeiros meses de 2013 refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. O PLD é formado por um modelo estatístico definido pelo ONS com o objetivo de otimizar a exploração das usinas no Brasil, influenciado pelo nível dos reservatórios de água no país e pela expectativa hidrológica de curto prazo. Além do custo elevado reflexo do despacho térmico, houve aumento do custo do encargo de segurança energética (ESS), pago quando as usinas térmicas são despachadas, por segurança energética fora da ordem de mérito. No entanto, o custo adicional do ESS foi mitigado pela liberação de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), através do decreto 7.945/2013. A transferência de recursos da CDE foi realizada pela Eletrobrás, que transferiu os fundos diretamente para as distribuidoras. Adicionalmente, os recursos também serviram para neutralizar os custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física e a exposição involuntária ao PLD, devido à insuficiência de energia de cotas fornecidas às distribuidoras pela ANEEL. No 2T13 as distribuidoras da EDP Energias do Brasil contabilizaram o montante total de R$ 122,4 milhões de recursos advindos da CDE, sendo que na EDP Escelsa foi contabilizado o montante de R$ 69,2 milhões referente ao 2T13, além de R$ 29,7 milhões referente ao ajuste do montante provisionado no 1T13. Já na EDP Bandeirante foi contabilizado o montante de R$ 33,6 milhões referente ao 2T13, além de um estorno de R$ 10,1 milhões referente ao ajuste do provisionamento a maior no 1T13. Os montantes do 2T13 estão divididos da seguinte forma: Exposição involuntária ao PLD, causado pela insuficiência de cotas de garantia física: R$ 15,5 milhões na EDP Escelsa e R$ 3,2 milhões na EDP Bandeirante. Encargo de Segurança Energética: R$ 20,9 milhões na EDP Escelsa e R$ 31,5 milhões na EDP Bandeirante. Cobertura dos custos de risco hidrológico: -R$ 0,6 milhão na EDP Escelsa e -R$ 1,1 milhão na EDP Bandeirante. Adicionalmente, através do Decreto 7.945, a ANEEL homologará nos processos tarifários realizados nos doze meses subsequentes à data de 8 de março de 2013, os montantes anuais de recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobrás para 80,8% 85,5% 2T11 2T12 2T13 46,5% 92,6% 94,4% 93,6% 7

8 cobrir total ou parcialmente, o resultado positivo da Conta de Compensação de Variação da Parcela A - CVA. A Resolução Normativa 549 de 7 de maio de 2013 descreve que a ANEEL publicará, em cada processo tarifário ordinário a ocorrer até 7 de março de 2014, o valor dos recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobras às concessionárias de distribuição para cobertura dos saldos positivos da CVA. O repasse tratado será devido nos casos em que ao menos um dos critérios abaixo for observado: I - efeito tarifário médio do processo tarifário da distribuidora for superior a três por cento, na revisão tarifária, e oito por cento, no reajuste tarifário; II saldo da CVA de compra de energia e ESS superior a dois por cento da receita econômica da distribuidora definida no processo tarifário. Dessa forma, em atendimento a Resolução Normativa 549/2013, foi provisionado o montante de R$ 33,4 milhões na EDP Escelsa, referente ao desembolso que será feito 10 dias após o processo de revisão tarifária periódico, a ser aplicado nas tarifas do consumidor a partir de 07 agosto de No acumulado do ano, o resultado da companhia foi impactado por R$ 256,5 milhões advindos de recursos da CDE, sendo que R$ 166,6 milhões já foram liquidados impactando o caixa da companhia A diferença deve-se à postergação da liquidação dos meses de maio e junho, que estão previstas para ocorrer em agosto de Além disso, também contribuíram para o aumento dos custos, o início do suprimento de três novos produtos, sendo eles: o Leilão de Jirau, a ampliação de Santo Antônio e o 7º Leilão de energia nova necessários ao atendimento do crescimento do mercado. Na Geração No 2T13, foram realizadas operações de compra de energia compensando a maior alocação de energia no inicio do ano de Adicionalmente, as geradoras compraram energia no curto prazo devido ao cenário hidrológico desfavorável e o maior despacho de térmicas no valor aproximado de R$ 2,4 milhões. (ver detalhamento na página 17). Os encargos de uso e conexão reduziram 48,7% no 2T13, quando comparados ao 2T12. Essa redução é decorrente do pacote de redução da tarifa de energia anunciado pelo governo através da lei /2013, que também contemplou uma redução do encargo referente ao uso do sistema de transmissão e distribuição. As compensações financeiras aumentaram 3,5% no 2T13 reflexo do reajuste da tarifa de referência, em janeiro de 2013, base para cálculo deste encargo. A variação de 10,6% no 2T13 na taxa de fiscalização foi decorrente de um ajuste de lançamento contábil ocorrido no 2T12 compensado no 3T12. A Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia (APINE), a Associação Brasileira de Geração Limpa (ABRAGEL) e Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (ABRACEEL), obtiveram liminares que suspenderam o pagamento do Encargo do Serviço de Sistema por Segurança Energética, como prevê a Resolução CNPE 03. Apesar das liminares, a Companhia optou por manter provisionados os pagamentos do referidos encargos tanto para geração quanto para comercialização. O impacto no período relativo ao rateio do Encargo de Segurança Energética foi de R$ 10,3 milhões, sendo R$ 9,9 milhões referente à geração (R$ 1,9 milhão Energest, R$ 4,2 milhões Lajeado, R$ 2,7 milhões Peixe Angical) e R$ 0,415 milhão referente à comercialização Gastos Gerenciáveis Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 257,2 milhões, com aumento de 32,2% no 2T13 em relação ao 2T12. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros. 8

9 Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var. Pessoal (83.171) (68.383) 21,6% ( ) ( ) 10,8% Material (7.812) (6.271) 24,6% (14.430) (12.552) 15,0% Serviços de terceiros (96.612) (84.077) 14,9% ( ) ( ) 8,0% Provisões (45.459) (15.583) 191,7% (76.292) (29.973) 154,5% Outros (24.179) (20.244) 19,4% (46.494) (31.595) 47,2% Total PMSO ( ) ( ) 32,2% ( ) ( ) 23,4% Custo com construção da infraestrutura (66.734) (19.140) 248,7% ( ) (83.619) 32,7% Depreciação e amortização (84.774) (84.533) 0,3% ( ) ( ) 3,7% Total dos gastos gerenciáveis ( ) ( ) 37,1% ( ) ( ) 19,6% IGP-M (últimos 12 meses)* 6,3% IPC-A (últimos 12 meses)** 6,7% * Fonte: FGV **Fonte: IBGE As principais variações no 2T13 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo: Aumento de R$ 14,8 milhões na conta de gastos com Pessoal (+21,6%), com destaque para os seguintes fatores: (i) Reajuste salarial médio de 6,3% em cumprimento ao acordo coletivo (+R$ 3,4 milhões); Efeito de primarização, com aumento de 198 colaboradores no quadro de pessoal (+R$ 3,2 milhões); (ii) Maior quantidade de horas extras realizadas nas áreas técnicas das Distribuidoras (+R$ 2,0 milhões); (iii) Menor capitalização no período na EDP Escelsa (+R$ 1,4 milhão); (iv) Maior utilização do plano de assistência médica (+R$ 0,8 milhão); (v) Efeito não recorrente no 2T12 referente ao crédito SAT (Seguro Acidente de Trabalho) sobre ação judicial relativa aos anos de na EDP Escelsa devido ao pagamento a maior em períodos anteriores (+R$ 4,0 milhões). Na conta Materiais, o aumento de +24,6%, deve-se principalmente à compra de peças e acessórios para os veículos da frota operacional e materiais de conservação e reparação do sistema elétrico. No item Serviços de Terceiros, o aumento de R$ 12,5 milhões (+14,9%) entre os trimestres deve-se a: (i) Plano para recuperação do indicador do DEC na EDP Escelsa que apresentou aumento em função das condições climáticas (+R$ 2,0 milhões); (ii) Reajustes contratuais e novos contratos de TI (+R$ 5,8 milhões); (iii) Incremento nos custos de atendimento ao cliente devido aos reajustes contratuais e crescimento da base de clientes (+R$ 1,9 milhão); (iv) Efeito da primarização na UHE Peixe Angical, realizada a partir de Maio de 12, com redução das equipes prestadoras de serviço (-R$ 0,5 milhão); (v) Efeito não recorrente no 2T12 com publicidade e comunicação interna (-R$ 2,0 milhões); (vi) Efeito não recorrente no 2T13 referente aos maiores gastos com serviço de consultoria (+R$ 2,3 milhões); (vii) Efeito não recorrente da reforma e mudança da Sede-SP (+R$ 2,6 milhões). No item Provisões, o aumento de R$ 29,9 milhões no 2T13 em relação ao 2T12 reflete, principalmente: (i) Constituição de provisão de processos trabalhistas na EDP Bandeirante devido à decisão judicial desfavorável (+R$ 9,8 milhões); (ii) Reversão do provisionamento do rateio da CCEE referente a UTE Santa Rita de Cássia na EDP Comercializadora (-R$ 2,1 milhões). (iii) Efeito não recorrente da constituição de provisão do acordo celebrado entre a EDP Escelsa e o Sindicato - SINERGIA/ES, referente ação coletiva, nos quais as partes alegam prejuízos causados por conta das alterações no plano de cargos e salários no período de 2002 à 2006 (+R$ 21,5 milhões). O aumento de R$ 3,9 milhões na rubrica Outros é resultado principalmente dos seguintes fatores: (i) Efeito positivo referente ao Valor Novo de Reposição dos ativos de distribuição em -R$ 6,8 milhões (-R$ 2,3 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 4,5 milhões na EDP Escelsa); 9

10 (ii) Indenizações de aparelhos elétricos devido ao maior volume de ocorrências acidentais reflexo do aumento na quantidade de descargas atmosféricas na área de concessão (+R$ 1,7 milhão); (iii) Efeito não recorrente no 2T12, relativo à recontabilização do inventário de estoque na EDP Energest (+R$ 4,8 milhões); (iv) Efeito não recorrente da mudança de sede, resultando em pagamento de aluguel (antiga e nova sede) durante o período de reforma da nova sede e para cumprimento de contrato de aluguel da antiga (+R$ 2,0 milhões). Excluindo os efeitos não recorrentes, o PMSO no acumulado do ano apresentou aumento de 10,3%. A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 84,8 milhões no 2T13, em linha com EBITDA No 2T13, o EBITDA atingiu R$ 326,9 milhões, aumento de 7,3% em relação ao mesmo período do ano anterior. Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 191,0 milhões no 2T13, redução de 22,7% em relação ao 2T12, reflexo da queda de 5,1% do volume de energia do 2T13 e do aumento dos gastos não gerenciáveis em função da compra de energia decorrente da estratégia de sazonalização. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 149,3 milhões no 2T13, aumento de 91,4% em relação ao 2T12, resultado do aumento de 58,2% na margem bruta em função dos aportes da CDE, que impactaram positivamente a receita e atenuaram o impacto do custo de aquisição de energia. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 14,2 milhões no 2T13, aumento de 400,0% em relação ao 2T12, devido a estratégia de negociações de longo prazo e sazonalização. EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%) Composição do EBITDA - 2T ,1% 20,7% 327 Distribuição 42% Comercialização 4% Geração 54% 2T12 2T13 *Exclui receita de construção Nota: Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intragrupo Formação do EBITDA (R$ milhões) (63) 327 EBITDA 2T12 Margem Bruta Gastos Gerenciáveis* *Exclui depreciação e amortização EBITDA 2T13 10

11 2.4. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ mil) 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var. Receita Financeira ,2% ,4% Receitas de aplicações financeiras ,8% ,0% Variação monetária e acréscimo ,3% ,2% SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis ,1% ,7% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente ,8% ,3% Outras Receitas 423 (818) n.d ,6% Despesa Financeira ( ) ( ) 16,1% ( ) ( ) 13,2% Variação monetária e acréscimo moratório (18.231) (22.892) -20,4% (32.725) (36.069) -9,3% Encargos de dívidas (73.838) (59.952) 23,2% ( ) ( ) 12,4% Benefícios pós-emprego (12.407) (6.732) 84,3% (24.815) (13.462) 84,3% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (4.009) (4.787) -16,3% (8.551) (8.643) -1,1% Outras Despesas (8.207) (6.173) 33,0% (9.281) (7.560) 22,8% Resultado Cambial Líquido ,0% (768) (1.498) -48,7% Total (77.173) (58.612) 31,7% ( ) (98.434) 38,8% O resultado financeiro líquido consolidado no 2T13 foi negativo em R$ 77,2 milhões, 31,7% superior ao 2T12. O resultado financeiro foi composto por: (i) receita de R$ 39,2 milhões, em linha com a do 2T12, (ii) despesa de R$ 116,7 milhões, 16,1% maior que a do 2T12, e (iii) resultado cambial líquido positivo de R$ 0,3 milhão, em comparação a R$ 2,7 milhões também positivos no 2T12. Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 18,6 milhões no comparativo trimestral são: Receita Financeira (i) Aumento da receita de aplicações financeiras em função do aumento do saldo de caixa e disponibilidade entre os períodos (R$ 2,5 milhões); (ii) Redução da SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis em função da queda da taxa Selic no 2T13 (8,0%) em relação ao 2T12 (8,5%)(-R$ 3,5 milhões); Despesa Financeira (i) Aumento da despesa de Provisões e atualizações monetárias das contingências judiciais devido ao aumento de processos civis, trabalhistas e fiscais no período, principalmente na EDP Escelsa (-R$ 2,3 milhões); (ii) Menor despesa de atualização monetária do uso de bem público (+R$ 5,8 milhões); (iii) Redução de despesa financeira de atualizações monetárias relacionadas a multas e juros do programa REFIS (programa de consolidação de débitos) da Secretaria da Receita Federal (+R$ 1,8 milhão); (iv) Aumento da despesa de encargos devido a maior saldo de dívida no período (-R$ 13,9 milhões); (v) Aumento de despesa de Benefício Pós-Emprego (-R$ 5,7 milhões) devido à atualização de premissas atuarias. Conforme alterações introduzidas pelo IAS 19, houve mudança na taxa de retorno dos investimentos, na qual a mesma passou a ser equivalente à taxa de desconto, impactando negativamente a rentabilidade dos ativos e sendo necessária maior contribuição das patrocinadoras para manter o mesmo patamar do benefício definido; (vi) Aumento da despesa de Juros e multa sobre ICMS (-R$ 5,3 milhões). Resultado Cambial Resultado Cambial positivo de R$ 0,3 milhão com variação negativa de R$ 2,3 milhões frente ao 2T12. O dólar encerrou o 2T13 com valorização de 10,02% cotado a R$ 2,22 em comparação a uma cotação de R$ 2,02 no encerramento do 2T12, piorando o resultado cambial. Além do impacto da desvalorização cambial, no 2T12 houveram ganhos líquidos de operações de swap e hedge, fato que não ocorreu no 2T Lucro Líquido O lucro líquido consolidado do 2T13 totalizou R$ 44,6 milhões, 11,8% superior ao mesmo período do ano anterior. Além dos efeitos demonstrados no EBITDA, o lucro também foi impactado pelos efeitos do resultado financeiro, pela participação de minoritários, que sofreu um efeito não recorrente no trimestre reflexo da distribuição da reserva de investimento na 11

12 consolidação da Lajeado, e pelo Imposto de Renda (IR) e contribuição social do período. Adicionalmente, o lucro líquido foi impactado pelo aumento no Resultado das Participações Societárias, no valor de -R$ 44,8 milhões, devido à contabilização do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial, conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2). Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%) 2,8% 2,8% T12 2T13 * Margem Líquida exclui receita de construção Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) 85 (63) (0,2) 40 (28) 45 (18) (4) 33 Lucro Liquido 2T12 Margem Bruta Gastos Dep & Amort Gerenciáveis Equivalência Patrimonial Resultado Financeiro IR & CS Participação Lucro de Líquido 2T13 minoritários 3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.897,5 milhões em 30 de junho de 2013, com aumento de 8,9% em relação ao verificado em 31 de março de 2013 em R$ 3.580,2 milhões, já desconsiderando a dívida da UTE Pecém I. O aumento resultante da captação da 2ª Emissão de Debêntures da EDP Energias do Brasil (R$ 500,0 milhões) em abril de Do total da dívida bruta, em 30 de junho de 2013, 2,23% estavam denominados em moeda estrangeira, integralmente protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de hedge, ante 2,20% em 31 de março de 2013, mantendo-se estável. Dívida Bruta por Empresa (R$ milhões) Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)* EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco** Jari Cachoeira Caldeirão Empréstimos Debêntures Nota: * não considera eliminações intragrupo de R$ 33,6 milhões EDP Holding 12

13 ** ações preferenciais da Investco classificadas como dívida 1 A dívida líquida, considerando o valor de R$ 1.175,2 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 2.722,3 milhões em 30 de junho de 2013, aumento de 3,0% em relação a março de 2013 (R$ 2.643,7 milhões), refletindo o aumento do endividamento já mencionado, parcialmente compensado pelo incremento de 25,5% no saldo de caixa e disponibilidades em comparação a março de 2013 (R$ 936,5 milhões) resultante do desembolso das debêntures da EDP e aumento do saldo de caixa das distribuidoras, resultado dos aportes da CDE C.P L. P. Dívida Bruta Jun (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida Jun.2013 O custo médio da dívida do Grupo manteve-se estável em junho de 2013 (8,09% ao ano) em comparação a março de ,08% ao ano), levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. O prazo médio da dívida consolidada aumentou 0,03 p.p para 3,13 anos em junho de 2013 em comparação a 3,10 anos em 31 março de A dívida de curto prazo, em 30 de junho de 2013, representava 33,6% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 1.311,1 milhões, em comparação a R$ 1.403,1 milhões em 31 de março de 2013, redução de 6,6%. Do total da divida de curto prazo, R$ 477,5 milhões são referentes à Holding, R$ 328,6 milhões à distribuição e R$ 512,0 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo. Dívida Bruta por Indexador 30/06/2013 TJLP 24,0% Pré Fixada 6,0% Dívida Bruta - Curto / Longo prazo 60,8% 66,4% 39,2% 33,6% CDI 70,0% 31/3/ /06/2013 Curto Prazo Longo Prazo Composição da Dívida Circulante (R$ milhões) * EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Jari EDPE Saldo Circulante * Não considera eliminação 1 Nota: De acordo com o artigo 8º do Estatuto Social da Companhia, as ações preferenciais da Investco gozam, entre outros, do direito de recebimento de um dividendo anual fixo, cumulativo, de 3% sobre o valor de sua respectiva participação no capital social. Devido a esta característica, as ações foram classificadas como um instrumento de dívida por satisfazerem a definição de passivo financeiro, pelo fato de a Companhia não ter o direito de evitar o envio de caixa ou outro ativo financeiro para outra entidade, conforme determina o parágrafo 19 do CPC

14 Disponibilidade Após 2016 * Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge A relação dívida líquida/ebitda encerrou o 2T13 em 1,8X. Divída Líquida/EBITDA* 1,1 x ,5 x ,8 x 1,8 x 1,8 x Jun/12 Set/12 Dez/12 Mar/13 Jun/13 Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA * Não considera os efeitos da participação na UTE Pecém I 4. Investimentos Os investimentos totalizaram R$ 201,3 milhões no 2T13 e estão divididos em: distribuição (R$ 68,8 milhões), geração (R$ 129,8 milhões) e outros (R$ 2,7 milhões). O aumento do investimento no trimestre e no acumulado do ano é reflexo dos investimentos para construção dos projetos de geração, nomeadamente UHE Santo Antonio do Jari e UHE Cachoeira Caldeirão. Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros no montante de R$ 1,6 milhão na EDP Bandeirante e R$ 532 mil na EDP Escelsa e deduzidos de obrigações especiais, sendo R$ 13,6 milhões na EDP Bandeirante e R$ 3,2 milhões na EDP Escelsa. Na EDP Bandeirante a variação de R$ 29,5 milhões no 2T13 em comparação ao mesmo período do ano anterior, deve-se, principalmente, ao efeito da receita de ultrapassagem no valor de R$ 18,0 milhões que foi contabilizado como obrigações especiais em junho de 2012, que se refere à recontabilização retroativa dos valores de outubro de 2011 à março de O valor remanescente refere-se aos serviços de manutenção da rede, da realização de obras de ampliação e expansão da rede. Na EDP Escelsa o aumento de 79,5% no investimento realizado no 2T13 em relação ao mesmo período do ano anterior, reflete os investimentos nos serviços de manutenção da rede, da realização de obras de ampliação e expansão da rede, recebimento de recursos do programa Luz para Todos e, também ao aumento do valor de obrigações especiais no 2T12 em virtude da revisão de valores contabilizados anteriormente e ajustados no período. 14

15 Composição do Capex - 2T13 Composição do Capex (R$ mil) Geração 64,5% Distribuição 34,2% Outros 1,3% T12 2T13 Outros Geração Distribuição Os investimentos brutos realizados no segundo trimestre de 2013 pela EDP Energias do Brasil em distribuição totalizaram R$ 85,6 milhões, com aumento de 28,8% em relação a Do total, R$ 51,7 milhões (60,4%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 20,4 milhões (23,8%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 3,8 milhões (4,5%) foram destinados à universalização urbana, rural e ao Programa Luz para Todos, propiciando a ligação e o acesso de consumidores aos serviços de energia; e R$ 9,7 milhões (11,4%) foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas. No segmento de geração, entre os trimestres comparáveis, os investimentos foram alocados, principalmente, na construção da UHE Santo Antônio do Jari (82,5%) e compra de equipamentos para a construção da obra de Cachoeira Caldeirão (12,3%). As demais variações são detalhadas abaixo: (i) Lajeado/Investco: o aumento de R$ 1,8 milhão, em relação ao 2T12, deve-se a maiores investimento em meio ambiente no segundo trimestre; (ii) Energest Consolidado: a redução de 39,7%, em relação ao 2T12 é reflexo da reprogramação de pagamentos; (iii) Outros: o aumento deve-se à aquisição de licenças de TI. 15

16 Investimentos (R$ mil) 2T13 2T12 % 6M13 6M12 % Distribuição ,1% ,0% EDP Bandeirante (341) n.d ,4% EDP Escelsa ,5% ,7% Geração ,9% ,8% Enerpeixe ,7% ,8% Energest Consolidado ,7% ,3% Lajeado / Investco (556) n.d (287) n.d. Jari ,5% ,0% Cachoeira Caldeirão n.d n.d. Outros ,3% ,5% Total ,9% ,0% Investimentos - Distribuição 2T13 2T12 % 6M13 6M12 % EDP Bandeirante Valor Liquido de Obrig. Especiais (341) n.d ,4% (+) Obrigações Especiais ,0% ,9% Valor Bruto ,8% ,1% (-) Juros Capitalizados (1.577) (1.445) 9,1% (2.549) (2.821) -9,6% Valor Bruto sem Juros ,9% ,0% EDP Escelsa Valor Liquido de Obrig. Especiais ,5% ,7% (+) Obrigações Especiais ,1% ,6% Valor Bruto ,1% ,8% (-) Juros Capitalizados (532) - n.d. (1.136) (1.274) -10,9% Valor Bruto sem Juros ,6% ,3% Distribuição ,4% ,2% 5. Desempenho por Área de Negócios Itens em R$ mil ou % 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis (90.317) (44.273) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Gastos gerenciavéis 2 (24.300) (20.749) ( ) ( ) (1.746) (3.856) ( ) ( ) Depreciação e amortização (34.067) (36.996) (45.071) (45.913) (78) (70) (84.774) (84.533) EBITDA Margem EBITDA 62,5% 79,2% 14,4% 8,1% 3,4% 0,9% 20,7% 21,1% Lucro líquido antes de minoritários Atribuível aos acionistas não controladores (16.858) (49.392) (16.858) (49.392) Lucro Líquido do Exercício Exclui receita de construção 2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção. 3 Consolidado: considera eliminações intragrupo Geração Distribuição Comercialização Consolidado 3 16

17 5.1. Geração Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Energest Consolidado (1) Lajeado Consolidado (2) Geração Consolidado (3) 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 Var. Receita Líquida ,0% Gastos não-gerenciavéis (21.089) (11.976) (34.258) (12.840) (34.970) (19.457) (90.317) (44.273) 104,0% Gastos gerenciavéis (5.270) (5.885) (10.685) (8.565) (6.479) (8.529) (24.300) (20.749) 17,1% Depreciação e amortização (12.351) (12.334) (4.964) (3.850) (16.743) (16.268) (34.067) (36.996) -7,9% EBITDA ,7% Margem EBITDA 73,5% 81,7% 46,7% 69,8% 66,0% 80,5% 62,5% 79,2% -16,7 p.p. Atribuível aos acionistas não controladores - - (1.072) (1.520) (8.076) 0 (16.858) (49.392) -65,9% Lucro Líquido ,7% (1) Inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo. (2) Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também integrava esse grupo. (3) Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e a consolidação da UTE Pecém I em equivalência patrimonial. A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 305,7 milhões no 2T13, 2,0% abaixo do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal redução é resultante da queda de 5,1% do volume de energia em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013, com maior alocação de energia assegurada no 1T13. Os gastos não gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 46,0 milhões, impactados pela compra de energia, reflexo (i) da estratégia de sazonalização para o ano de 2013, (ii) do procedimento operativo no período e (iii) do rateio do Encargo de Segurança Energética. Em períodos de excedente de geração hidráulica no país, o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) distribui ganhos às usinas participantes desse sistema, denominado ganho de energia secundária, e o contrário ocorre em períodos de escassez hidrológica, em que o déficit de geração é descontado da garantia física das usinas provocando perdas de receita. Tipicamente em períodos de elevada geração termelétrica há redução da geração hidráulica e no 2T13, esse déficit de geração foi provocado mais uma vez pelo Procedimento Operativo de Curto Prazo (POCP), que despacha preventivamente usinas termelétricas para elevação dos níveis dos reservatórios. Para o 2T13, houve a redução média de 0,3% da energia comercializável, denominada energia alocada, em relação à garantia física, ensejando uma compra no mercado de curto prazo da CCEE de aproximadamente R$ 2,4 milhões. Adicionalmente a companhia realizou operações de compra de energia, para compensar a alocação de energia no inicio desse ano, reflexo da estratégia de sazonalização adotada. O EBITDA atingiu R$ 191,0 milhões no 2T13, 22,7% abaixo do apresentado no 2T12, reflexo dos motivos mencionados acima além de um aumento de 17,1% na linha de PMSO reflexo de ajuste de inventário de estoque de materiais na Energest consolidado realizada no 2T12. O lucro líquido atingiu R$ 35,3 milhões, 42,7% abaixo do apresentado no 2T12, impactado negativamente pela consolidação do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial e pelo efeito positivo na linha de participação Atribuível aos acionistas não controladores que sofreu um efeito não recorrente no período reflexo da distribuição da reserva de investimento da Lajeado. A reserva de investimentos na Lajeado foi distribuída no 2T13 e não será mais constituída posteriormente. No 2T13, o preço médio da geração foi de R$ 158,21 MWh, resultante do aumento no preço médio da energia vendida nas usinas Enerpeixe (7,8%), Lajeado (13,8%) e Energest (27,6%). Esse aumento é reflexo dos reajustes dos contratos por inflação e aumento das vendas de contratos de curta duração com preços maiores. Energia Vendida e Preço Médio de Venda R$ 187 R$ 158 R$ 138 R$ Enerpeixe Energest Lajeado Total Energia Vendida (GWh) Preço Médio (R$/MWh) Nota: Preço Médio de Venda considera o volume de energia dos PPA s 17

18 A sazonalização da energia vendida é definida pelos clientes, dentro do limite estabelecido no contrato, até dezembro do ano anterior. No entanto, para 2013, a entrega da sazonalização foi postergada para o início do ano, devido aos efeitos da Lei nº /13. Considerando a situação hidrológica desfavorável do país nos primeiros meses de 2013, a EDP Energias do Brasil priorizou a alocação da garantia física de suas usinas na sazonalização do primeiro trimestre do ano, com objetivo de protegerse de eventual redução da energia alocada no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e exposição ao Mercado de Curto Prazo a elevados PLDs. O volume de energia vendida no grupo no 2T13 alcançou 1.971,8 GWh, redução de 5,1% em relação aos 2.077,2 GWh no 2T12. Esta redução deve-se a maior alocação de energia assegurada no 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013, conforme explicado no parágrafo acima. Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade da UTE Pecém I, o volume no 2T13 alcançou 2.663,9 GWh, aumento de 28,2% em relação ao 2T12. O volume acumulado de energia vendida no 1S13 totalizou 4.322,4 GWh, com aumento de 3,4% em relação aos 4.179,3 GWh vendidos no mesmo período de Considerando a UTE Pecém I, o volume de energia vendida no 1S13 foi de 5.689,9 GWh, aumento de 36,1% em relação a O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia por trimestre desde 2010: Venda Consolidada da Geração * 1.942* 1T 2T 3T 4T *GWh estimado para (GWh) 2011 (GWh) 2012 (GWh) 2013 (GWh) - Capacidade Instalada de Geração A capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil foi ampliada em 180 MW, alcançando o montante total de MW no 2T13, incluindo sua participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos. Esse aumento é resultante da entrada em operação comercial da segunda unidade da Usina Termelétrica Energia Pecém I, de 180 MW (referente a 50% da participação da companhia na usina) no dia 10 de Maio de Com a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari em 2015, a entrada em operação dos parques eólicos Baixa do Feijão I, II, III e IV em 2016 e da Usina Hidrelétrica Cachoeira Caldeirão em 2017, a capacidade instalada prevista para 2017 será de MW Rep. 1ª Unidade 2012 Rep. 1T13 2ª unidade 2T13 Sto Antonio Baixa do Cachoeira Mascarenhas Pecém I (1) Mascarenhas Pecém I(1) Jari 2015 (2) Feijão 2016 Caldeirão 2017 (1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil

19 - Status dos Projetos de Geração em Construção USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM I O segundo trimestre de 2013 foi marcado pela entrada em operação comercial da Unidade II no dia 10 de maio. O projeto atingiu um progresso físico de 100%, com variação do imobilizado de R$ 42,5 milhões no 2T13, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 4,9 milhões, correspondente à participação da EDP Energias do Brasil. Com a finalização do processo de aquisição da MABE Brasil Ltda., ocorreu a reversão de provisões para retenções contratuais e compensações de saldo passivo de fornecedor(-r$ 2,2 milhões), reduzindo o saldo de imobilizado, conforme demostrado no anexo V (página 40). No 2T13, não ocorreram desembolsos de financiamento para o projeto. - Desempenho Econômico Financeiro* Evolução da Construção da UTE Porto do Pecém I Atividade Peso Relativo Progresso Atingido Engenharia 3,8% 100% Suprimentos 69,4% 100% Construção 26,1% 100% Comissionamento e Partida 0,7% 100% 100% 100% Itens em R$ mil ou % Pecém 2T13 2T12 % 6M13 6M12 % Receita Líquida n.d n.d. Gastos não-gerenciavéis (99.973) 0 n.d. ( ) 0 n.d. Gastos gerenciavéis (45.438) (1.793) 2434% (80.544) (3.434) 2245% Depreciação e amortização (12.969) (45) 28720% (20.973) (83) 25169% EBITDA (31.911) (1.793) 1680% ( ) (3.434) 2918% Lucro Líquido (45.017) (15.028) 200% ( ) (21.278) 403% *Valores correspondem a 50% da participação da EDP Energias do Brasil Conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2), a partir do 1T13, a UTE Pecém I passou a ser contabilizada no resultado da companhia em equivalência patrimonial. A Receita Líquida do 2T13 atingiu R$ 113,5 milhões, resultante: (i) (ii) (iii) da soma da receita fixa da Unidade I e II, de acordo com o CCEAR, no montante de R$ 46,2 milhões; da receita variável referente ao despacho da Unidade I e II, no montante total de R$ 19,1, milhões; do repasse pelo ICB (índice de custo-benefício) da compra de lastro para a Unidade II no montante de R$ 48,2 milhões até a sua entrada em operação no dia 10 de maio de Os gastos não gerenciáveis alcançaram R$ 100,0 milhões, reflexo da postergação do início da operação comercial da Usina na qual o empreendimento teve que celebrar contratos de compra de energia para garantir as obrigações contratuais assumidas com a unidade II. Adicionalmente, os gastos não gerenciáveis também contemplam os custos referente aos insumos para despacho. Os gastos gerenciáveis foram impactados pelo ressarcimento por indisponibilidade da unidade I e II no valor de R$ 37,4 milhões. O ressarcimento é a diferença entre o despacho real da unidade geradora, quando está é acionada por ordem de mérito, e sua potência outorgada. A Unidade I e II, produziram em média 101 MW médios e 132 MW médios, respectivamente, no 2T13, ressarcindo as distribuidoras o valor referente à diferença entre o CVU e o PLD da energia não entregue, sendo o CVU o valor contratado para o custo de geração no contrato de disponibilidade. O EBITDA do 2T13 ficou negativo em R$ 31,9 milhões. Outras informações sobre o projeto estão disponíveis nas seção Eventos do Período deste relatório e no site 19

20 UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI A construção da UHE Santo Antônio do Jari tem evoluído de acordo com o cronograma previsto. No 2T13, destacam-se as seguintes atividades realizadas pelo construtor: concretagem da casa de força, da área de montagem, das estruturas de desvio, da barragem de CCR, do vertedouro e da casa de força complementar, entrega da ponte rolante da casa de força, montagem dos pré-distribuidores 1 e 2, início da montagem do gerador, e continuação da supressão vegetal. Em relação às atividades de meio ambiente, no 2T13 destacaram-se: Início da elaboração do Plano Ambiental de Conservação e Uso do Entorno do Reservatório Artificial (PACUERA) e Elaboração/Revisão de Planos Diretores dos três Municípios da área de influência do empreendimento; Campanhas de monitoramento de Processos Erosivos, Lençol Freático, Hidrossedimentologia, Flora, Fauna, Aspectos Socioeconômicos, Documentação e Preservação do Patrimônio Natural e Atividades Minerárias; Continuidade das atividades de supressão de vegetação e resgate de fauna, Comunicação Social, Educação Ambiental, Indenização e Remanejamento da População, Capacitação de Mão de Obra Local e de Agentes Públicos, Apoio aos Municípios, Caracterização e Fomento da Atividade Pesqueira, Desenvolvimento do Potencial Turístico e Recreativo, Saúde e Controle da Malária; Continuidade na execução de Inspeção Ambiental Semanal nos Canteiros de Obras, e de Pesquisa Semanal de Satisfação dos Trabalhadores nos Canteiros de Obras; Continuidade da execução dos compromissos históricos do Protocolo de Entendimento com as Comunidades locais e; Execução de monitoramento contínuo dos seguintes temas: Climato-Meteorológico, Hidrossedimentológico, Sismológico. No 2T13, não houve desembolso do financiamento de longo-prazo com o BNDES, sendo que até o momento já foi desembolsado o montante de R$ 380,0 milhões, que representa 52% do montante total do financiamento com o BNDES Distribuição Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 Var. Receita Líquida ,8% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) -8,6% Margem Bruta ,2% Gastos gerenciavéis 2 (92.836) (75.013) ( ) (70.066) ( ) ( ) 40,3% Depreciação e amortização (21.312) (21.442) (23.759) (24.471) (45.071) (45.913) -1,8% EBITDA ,4% Margem EBITDA 7,0% 4,9% 24,3% 12,6% 14,4% 8,1% 6,4 p.p. Lucro Líquido (2.569) ,6% 1 Exclui receita de construção 2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção. EDP Escelsa Distribuição A receita líquida, excluindo os efeitos de receita de construção, atingiu R$ 1.033,7 milhões no 2T13, 6,8% acima do 2T12. Tal aumento justifica-se (i) pelo aumento de 3,2% no volume de energia distribuída; (ii) pelo efeito combinado do reajuste tarifário anual aplicado às tarifas da EDP Escelsa, a partir de 7 de agosto de 2012; (iii) pela revisão e reajuste tarifários aplicados às tarifas da EDP Bandeirante, a partir de 23 de outubro de 2012; (iv) pela redução na tarifa de energia elétrica anunciada pelo governo através da lei /2013, a partir de 24 de janeiro de 2013; e (iv) pelas subvenções reembolsadas pela CDE às distribuidoras. Os gastos não gerenciáveis reduziram 8,6%, impactados pelo aumento do PLD, refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. Houve ainda aumento do custo do encargo de segurança energética (ESS), pago quando as usinas térmicas são despachadas por segurança energética, fora da ordem de mérito. Este custo adicional foi mitigado pela liberação de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), através do decreto 7.945/2013. Adicionalmente, os recursos também serviram para neutralizar os custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física e a exposição involuntária ao PLD, devido à insuficiência de energia de cotas fornecidas às distribuidoras pela ANEEL. Os detalhes dos valores liberados pela CDE estão mencionados na explicação dos gastos não gerenciáveis item

21 Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 203,5 milhões, com aumento de 40,3% no 2T13 em relação ao 2T12, impactada pelo aumento da linha de provisões (+R$ 7,9 milhões na EDP Bandeirante e + R$ 27,8 milhões), conforme detalhado no item Gastos Gerenciáveis. Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 149,3 milhões no 2T13, 91,4% acima do apresentado no 2T12. Considerando o saldo de ativos e passivos regulatórios, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 142,5 milhões e o Lucro Líquido de R$ 53,2 milhões. Tal redução no EBITDA ajustado por ativos e passivos regulatórios ocorre pela já contabilização dos recursos da CDE no valor R$ 122,4 milhões. Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado) Mercado 2T13 EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição EBITDA Reportado em IFRS Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios (43.014) (6.846) EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios EDP EDP 2T13 Distribuição Bandeirante Escelsa Lucro Reportado em IFRS Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios (43.014) (6.846) Atualização Monetária IR/CS (14.541) (1.911) Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios Energia vendida a clientes finais: manteve-se estável (+0,6%) no 2T13 em comparação ao 2T12. As principais contribuições positivas vieram das classes residencial e comercial, que compensaram o recuo no consumo da classe industrial reflexo das migrações para o mercado livre. Residencial e Comercial: estas classes avançaram 3,7% e 3,8%, respectivamente, no 2T13 em comparação ao 2T12, refletindo o aumento do rendimento médio domiciliar per capita nacional e redução da taxa de desemprego. Industrial: decréscimo de 5,5% no resultado consolidado do 2T13, em comparação ao 2T12, reflete as migrações de clientes para o mercado livre. Rural: aumento de 9,8% no 1S13, com recuo de 4,6% no 2T13, reflexo principalmente do decréscimo de 5,1% na EDP Escelsa no trimestre. A Energia em Trânsito Consolidada no Sistema de Distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, avançou 7,7% no 2T13 em comparação ao 2T12, refletindo o efeito das migrações de clientes do mercado cativo. 21

22 DISTRIBUIÇÃO unid. MWh KWh % % % Residencial ,2% 3,7% -0,5% Industrial ,8% -5,5% -8,1% Comercial ,3% 3,8% -0,5% Rural ,7% -4,6% -7,1% Outros ,0% 2,4% -0,7% Energia Vendida Clientes Finais ,1% 0,6% -3,4% Suprimento ,0% 1,0% - Energia em Trânsito (USD) ,1% 7,7% - Consumo Próprio ,1% 0,5% - Total Energia Distribuída ,1% 3,2% -0,8% Notas: *Consumo médio mensal por cliente Clientes Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público Dados em R$ referem-se à Receita sem ICMS e sem RTE. 2T13 Volume Consumo Médio * Clientes Variação 2T13/2T12 Volume Consumo Médio - Base Tarifária Os reajustes anuais, bem como as revisões periódicas das distribuidoras do Grupo, ocorrem em datas específicas, conforme o quadro a seguir: Distribuidora Alíquota Total Alíquota Efetiva 23/10/2012 EDP Bandeirante 7/8/2012 EDP Escelsa Reajuste Revisão Reajuste Revisão 11,45% -1,85% 7,29% -2,25% 14,29% - 11,33% - No quadro ao lado, que mostra a tarifa média por classe e por distribuidora no período, verifica-se que a tarifa média para clientes finais reduziu 11,4% na EDP Bandeirante e 6,6% na EDP Escelsa. Esse decréscimo considera a redução das tarifas com base na Lei nº /13 Redução verificada nas empresas do grupo: EDP Bandeirante EDP Bandeirante EDP Escelsa Alta Tensão - Grupo A -25,77% -25,29% Baixa Tensão - Grupo B -18,07% -18,01% Na EDP Bandeirante as tarifas do 2T13 contemplam os processos de reajustes e revisão tarifários que aconteceram em 23 de outubro de 2012 juntamente com a redução advinda da Lei /13. No 2T13 todas as classes apresentaram redução na tarifa média, conforme detalhado abaixo. Tarifa Média (R$/MWh) 2T12 2T13 Var. EDP BANDEIRANTE Residencial 320,8 283,0-11,8% Industrial 253,7 222,9-12,2% Comercial 289,2 254,7-11,9% Rural 212,9 195,1-8,4% Outros 228,1 204,7-10,3% Média - Cliente Final 282,2 250,0-11,4% Tarifa Média (R$/MWh) 2T12 2T13 Var. EDP ESCELSA Residencial 301,5 330,7-8,8% Industrial 251,1 265,3-5,4% Comercial 289,9 310,9-6,8% Rural 177,9 185,7-4,2% Outros 226,9 242,6-6,5% Média - Cliente Final 266,4 285,3-6,6% Refere-se a receita sem ICMS, RTE, PIS e COFINS Residencial: redução de -11,8% na tarifa média deve-se ao aumento na base de clientes residenciais de Baixa Renda, cuja tarifa cobrada é inferior à tarifa convencional e pela redução média de 7% na tarifa; Industrial e Comercial: redução de 12,2% e 11,9%, respectivamente, deve-se a redução média de 7% na tarifa, além da redução de 3% no consumo do horário de pico; Rural: redução de 8,4% deve-se à redução média de 7% na tarifa, além da redução de 31% no consumo do horário de pico; 22

23 Outros: redução de 10,3% deve-se a redução média de 7% na tarifa, além da redução de 46% na demanda no horário de pico. EDP Escelsa Na EDP Escelsa as tarifas contemplam o processo de reajuste tarifário aplicado em 07 de agosto de 2012, em conjunto com a redução advinda da Lei /13. No 2T13 todas as classes apresentaram redução na tarifa média, conforme detalhado abaixo. Residencial: redução de 8,8% na tarifa média resultante da queda de 96,22% na demanda faturada (migração de clientes residencial comum para residencial baixa renda) e de 72,89% na receita de ultrapassagem; Industrial: redução de 5,4% na tarifa média resultante da queda do faturamento de ultrapassagem em 3,42%; Comercial: redução de 6,8% na tarifa média resultante da queda do faturamento de ultrapassagem em 4,60%; Rural: redução de 4,2% na tarifa média resultante da queda de 18,93% no consumo fora ponta; Outros: redução de 6,5% na tarifa média resultante da queda de 8,24% de demanda reativa excedente (DRE) na classe poder público, além de 3,5% no consumo fora ponta na classe serviço público. - Balanço Energético Consolidado BALANÇO ENERGÉTICO - 2T13 (MWh) O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou 7.208,7 GWh no 2T13. Do total, 58% foram para a EDP Bandeirante e 42% para a EDP Escelsa. O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu 4.720,9 GWh e a energia em trânsito, distribuída a clientes livres, 2.487,8 GWh. - Perdas Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento Energia Leilão Perdas de Itaipu ( - ) = Requerida Outros Vendas C.Prazo Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Fornecimento Perdas e Diferenças Energia em Trânsito No 2T13, A EDP Bandeirante apresentou aumento de 0,10 p.p. nas perdas não técnicas em relação ao 1T13, reflexo do cronograma de faturamento de clientes entre os períodos comparados. Já a EDP Escelsa, apresentou redução de 0,07 p.p. em relação ao 1T13. Na EDP Bandeirante houve um aumento de 0,03 p.p. nas perdas técnicas e na EDP Escelsa aumento de 0,01 p.p no 2T13 em relação ao 1T13. Neste trimestre, as distribuidoras da EDP Energias do Brasil, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, desembolsaram um total de R$ 9,2 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 3,6 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 5,6 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). 23

24 Perdas Acumuladas em 12 meses (GWh ou %) Entrada de Energia na Rede (A) Técnica (B) Não-técnica (C ) Total (B +C ) Técnica (B /A) Não-técnica (C /A) Total (B+C /A) = EDP Bandeirante EDP Escelsa Set-12 Dez-12 Mar-13 Jun-13 ANEEL Set-12 Dez-12 Mar-13 Jun-13 ANEEL ,47% 5,50% 5,49% 5,52% 4,89% 7,32% 7,67% 7,79% 7,80% 7,26% 4,89% 4,72% 4,68% 4,78% 4,16% 5,35% 6,01% 5,71% 5,64% 4,03% 10,39% 10,22% 10,17% 10,30% 9,05% 12,66% 13,68% 13,50% 13,44% 11,29% Perdas Acumuladas Baixa Tensão em 12 meses (GWh ou %) Mercado Baixa Tensão (D) Comercial Baixa Tensão (C /D) Total (C /D ) EDP Bandeirante EDP Escelsa Set-12 Dez-12 Mar-13 Jun-13 ANEEL Set-12 Dez-12 Mar-13 Jun-13 ANEEL ,06% 15,34% 15,07% 15,41% 13,23% 16,34% 18,37% 17,20% 16,94% 12,07% 16,14% 15,34% 15,07% 15,41% 13,23% 16,34% 18,37% 17,20% 16,94% 12,07% No período, nossas concessionárias realizaram aproximadamente 43,8 mil inspeções, 51,4 mil retiradas de ligações irregulares e 5,5 mil regularizações de ligações clandestinas que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 9,1 milhões. Para analisar a eficácia das iniciativas de combate às perdas não técnicas, teríamos que considerar, além das receitas recuperadas, o custo de oportunidade de não ter ações direcionadas a coibir fraudes e ligações clandestinas. Consolidado Distribuidoras mar/12 jun/12 set/12 dez/12 mar/13 jun/13 CAPEX - Investimentos Operacionais (R$ milhões) 1,4 3,6 4,9 10,2 2,2 3,6 OPEX - Despesas Gerenciáveis (R$ milhões) 5,5 4,2 4,8 5,7 5,8 5,6 Inspeções (milhares) 55,6 56,8 52,6 54,7 50,8 43,8 Regularização de Clandestinos (milhares) 1,2 1,5 3,7 7,0 6,1 5,5 Retirada de Ligações Irregulares (milhares) 34,8 33,3 33,7 18,9 34,9 51,4 Receita Recuperada (R$ milhões) 3,7 3,8 3,3 3,9 5,0 9,1 - Indicadores de Qualidade O DEC da EDP Bandeirante ficou abaixo da meta regulatória estabelecida pela ANEEL, registrando o valor de 9,24 horas no 2T13, com uma redução de 0,75 horas (-8,8%) em comparação ao mesmo período de 2012, reflexo do abrandamento das condições climáticas na área de concessão e dos investimentos realizados na rede. Já o DEC da EDP Escelsa foi de 10,69 horas no 2T13, com aumento 0,54 horas (5,3%) em comparação ao mesmo período do ano anterior. Esse aumento deve-se ao impacto de maiores intempéries na área de concessão da distribuidora, que ocasionaram maior tempo para reestabelecimento das ocorrências. A partir do 2T13 a EDP Escelsa criou o programa de recuperação do DEC que tem como objetivo reduzir o indicador aos requisitos estabelecidos pela ANEEL. O FEC em ambas as distribuidoras, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, mantiveram-se dentro dos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL e nos mesmos níveis em relação ao mesmo período do ano anterior. O FEC da EDP Bandeirante registrou um valor de 5,77 vezes no 2T13, igual ao registrado no mesmo período do ano anterior. Já a EDP Escelsa registrou o valor de 6,41 vezes no 2T13, praticamente igual ao registrado no mesmo período de 2012, que foi de 6,40. A EDP Energias do Brasil continuará empenhada em melhorar seus indicadores de qualidade através de investimentos na rede de distribuição a fim de elevar a qualidade do serviço prestado a seus clientes. DEC (horas) FEC (vezes) 8,49 9,24 10,15 10,69 5,77 5,77 6,40 6,41 Band 2T12 Band 2T13 Escelsa 2T12 Escelsa 2T13 Band 2T12 Band 2T13 Escelsa 2T12 DEC: duração equivalente de interrupção por cliente FEC: frequência equivalente de interrupção por cliente Escelsa 2T13 24

25 Meta Anual Regulatória ANEEL EDP Bandeirante: DEC 9,36 / FEC: 8,07 EDP Escelsa: DEC: 10,38 / FEC: 8,13 Ativos e Passivos Regulatórios (informação não auditada e passível de alterações) De acordo com o Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e as práticas do novo padrão contábil brasileiro (IFRS), os ativos e passivos regulatórios não são mais contabilizados nos resultados societários. No 2T13, as distribuidoras do grupo constituíram um Ativo Regulatório de R$ 5,6 milhões 2 enquanto no 2T12 foi constituído um Ativo Regulatório de R$ 84,9 milhões. A tabela abaixo apresenta os saldos e a variação de ativos e passivos regulatórios que deixaram de ser contabilizados, conforme o novo padrão contábil adotado pelo Brasil (IFRS): BANDEIRANTE ESCELSA Ativos Regulatórios 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 Constituição de CVAs Amortização de CVAs Subsídio Baixa Renda Déficit do PLPT Repasse Sobrecontratação Subsídios e outros Saldo Final Passivos Regulatórios 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 Constituição de CVAs ( ) ( ) (18.304) (46.630) (51.518) (47.824) (13.764) (7.035) (16.678) (18.081) Amortização de CVAs - - (32.956) (21.970) (10.986) (18.028) (31.639) (16.618) (16.614) (16.643) Neutralidade Parcela A (32.211) (4.746) (2.481) (830) (2.998) (9.780) (7.374) (7.325) (9.928) (7.018) Repasse Sobrecontratação (26.372) (7.663) (5.019) (8.895) (13.068) (22.975) (5.128) (9.331) (4.268) (5.845) Outros Passivos Regulatórios ( ) (81.981) (90.787) ( ) ( ) (69.258) (15.606) (47.446) (79.462) ( ) Saldo Final ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (73.511) (87.755) ( ) ( ) Total Líquido Impacto no Resultado do Tri (37.148) Impacto Acumulado de (23.879) O saldo de ativo e passivo regulatório demonstrado no 2T13 está líquido dos aportes da CDE contabilizados no resultado, conforme detalhados no capítulo dos gastos não gerenciáveis. Em relação a EDP Escelsa, a mesma apresenta um resultado regulatório negativo no trimestre de R$ 37,1 milhões, apesar do saldo regulatório estar positivo em R$ 81,6 milhões. O ativo efetivamente constituído no 2T13 totalizou R$ 61,8 milhões, no entanto a EDP Escelsa provisionou contabilmente R$ 98,9 milhões de aportes advindos da CDE conforme demonstrado na tabela abaixo. Abertura dos Ativos e Passivos Regulatórios BANDEIRANTE ESCELSA Ativos e Passivos + Amortizações Gerados no Período Recursos CDE ( ) ( ) Total ( ) Recursos CDE Insuficiência de Cotas Risco Hidrológico ( ) ( ) ESS Provisão Revisão Tarifária Ajuste referente à provisão do 1T13 ( ) Total O montante de R$ 5,6 milhões considera itens financeiros 25

26 5.3. Comercialização Itens em R$ mil ou % 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var. Receita Líquida ,0% ,5% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) 34,7% ( ) ( ) 61,4% Margem Bruta ,0% ,6% Gastos gerenciavéis (1.746) (3.856) -54,7% (6.828) (7.131) -4,2% Depreciação e amortização (78) (70) 11,4% (149) (140) 6,4% EBITDA ,0% ,4% Margem EBITDA 3,4% 0,9% 2,5 p.p. 6,9% 5,2% 1,7 p.p. Lucro Líquido ,8% ,5% O volume de energia comercializada totalizou 3.112,4 GWh no 2T13 em comparação aos 2.701,7 GWh no 2T12, apresentando aumento de 15,2%, reflexo da estratégia de negociações de longo prazo e sazonalização. No 2T13, a receita líquida apresentou aumento de 37,0% em relação ao mesmo período de 2012, reflexo do incremento do volume, da estratégia de gestão de portfólio mencionada acima, além do aumento de 19,4% no preço médio de venda de energia praticado pela comercializadora. O incremento de 34,7% dos gastos não gerenciáveis deve-se à estratégia de sazonalização dos contratos de compra, aumento do custo da energia comprada no trimestre, reflexo do aumento do PLD em comparação ao 2T12 e dos reajustes anuais dos contratos bilaterais corrigidos pela inflação. Os gastos gerenciáveis diminuíram 54,7% no 2T13 devido, principalmente, a reversão do provisionamento do rateio da CCEE referente a UTE Santa Rita de Cássia. No trimestre, o EBITDA teve aumento de 400,0% e o Lucro Líquido alcançou R$ 8,3 milhões, com aumento de 328,8% comparado ao 2T12. Volume de Energia Comercializada (GWh) Vendas 2T12 Vendas 2T13 Compras 2T13 6. Mercado de Capitais 6.1. Desempenho das Ações Outros Empresas do Grupo ENBR Em 30 de junho de 2013, as ações da EDP Energias do Brasil estavam cotadas a R$ 11,33, encerrando o 2T13 com desvalorização de 6,5%, superando o desempenho do Ibovespa e do Índice de Energia Elétrica (IEE), que se desvalorizaram 15,8 e 8,4%, respectivamente, no mesmo período. O valor de mercado da Companhia em 30 de junho de 2013 era de R$ 5,4 bilhões em comparação a R$ 5,8 bilhões em 31 de março de 2013 já considerando as cotações de fechamento com ajuste de proventos nas respectivas datas. As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões do 2T13, totalizando 129,1 milhões de ações negociadas no período, com uma média diária de 2.049,9 mil ações. O volume financeiro totalizou R$ 1.545,1 milhões no período, com volume médio diário de R$ 24,5 milhões. EDP Energias do Brasil (ENBR3) -6,5% 12,12 11,33 Cotação em 31/03/2013 Cotação em 30/06/2013 Nota: Cotações históricas ajustadas para proventos. 26

27 20,4 Volume Médio Diário (R$ milhões) 27,4 22,0 23,0 24,5 2T12 3T12 4T12 1T13 2T Capital Social Em 30 de junho de 2013, o capital social da Companhia era representado na sua totalidade por ações ordinárias nominativas. Do total de ações, encontravam-se em circulação, em conformidade com o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, e ações permaneciam em tesouraria. Base acionária* 14,9% Base acionária* 2,3% 97,7% 85,1% Nacional Internacional *ações em circulação (30/06/2013) Pessoas Físicas Pessoas Jurídicas O gráfico abaixo mostra a distribuição geográfica das ações que compunham o free float da EDP Energias do Brasil em 30 de junho de 2013: 27