Release de Resultados. EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 462 milhões no 1T13

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1 Release de Resultados 1T13 EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 462 milhões no 1T13 São Paulo, 08 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 2013 (1T13). 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 (31/03/2013) R$ milhões Teleconferência com Webcast em 09/05/2013 Português/Inglês: 15h Dados para conexão: Brasil: +55 (11) EUA: +1 (855) Outros: +1 (786) Resolução CVM 698/2012: adoção do IFRS 11/CPC 19 (R2) na qual a UTE Energia Pecém I passa a ser consolidada como Equivalência Patrimonial; Receita líquida consolidada: cresce 28% pela posição long da Comercializadora, pela alta do PLD, redução dos encargos na Distribuição e atualização de contratos da Geração; Gastos Não Gerenciáveis: o incremento de 39% deve-se ao aumento do PLD, reflexo da condição hidrológica menos favorável e maior despacho de térmicas; Ativos Regulatórios: constituição de R$ 42 milhões nas distribuidoras da EDP; Gastos Gerenciáveis: sobem 15% devido a efeitos não recorrentes de Provisões e Outros; EBITDA: sobe 11% como consequência da evolução da Margem Bruta e Opex; Resultado Financeiro: R$ 59,5 milhões, aumento de 49% em relação ao 1T12, reflexo da redução da receita financeira e custos com benefício pós-emprego; Lucro líquido: cai 37% pelo prejuízo de R$ 62 milhões da UTE Pecém I consolidada como equivalência patrimonial; Dívida Líquida/EBITDA: 1,9X em março/2013; Evento do Período: sincronização da Unidade II da UTE Pecém I ao SIN; Decreto 7.945, atenuando o impacto do aumento dos gastos não gerenciáveis das distribuidoras através de aportes da CDE; Evento Subsequente: Aprovação em AGO da distribuição de R$ 370,2 milhões em Dividendos e 2ª emissão de debêntures no valor de R$ 500 milhões na holding. Indicadores 1T13 1T12 Var. 4T12 Var. Econômico- Financeiro (R$ mil) Receita Operacional Líquida (1) ,6% ,5% Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 38,9% ( ) -21,1% Margem Bruta (1) ,4% ,6% Gastos Gerenciáveis (2) ( ) ( ) 15,0% (83.166) 181,2% EBITDA (3) ,2% ,0% Lucro Líquido ,6% ,1% Capex ,0% ,3% Dívida Líquida ,0% ,7% Evolução do Mercado (GWh) Total Energia Distribuída ,8% ,2% Total Energia Vendida- Geração (4) ,0% ,1% Total Energia Comercializada ,3% ,9% (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 Eventos Subsequentes 28

3 1. Eventos do Período As ações da EDP Energias do Brasil passaram a integrar o índice Bovespa Em 7 de janeiro de 2013, as ações da Companhia passaram a integrar o índice Bovespa com participação de 0,645%. A nova carteira do Ibovespa passou a ser composta por 69 ações. O Índice Bovespa ( Ibovespa ) é um dos mais importantes indicadores de desempenho das cotações do mercado de ações brasileiro. BlackRock passou a deter 5,10% das ações ordinárias da Companhia Em 11 de janeiro de 2013, a BlackRock passou a deter ações da EDP Energias do Brasil correspondente à 5,10% do seu capital social. A BlackRock declarou que esta participação nas ações da Companhia não visa nem resulta qualquer alteração do controle acionário da Companhia ou de sua estrutura administrativa, e tem finalidade de investimento. Lei nº /13 (Conversão da Medida Provisória nº 579/12) A Medida Provisória nº 579/2012, publicada em 11 de setembro de 2012, na qual o governo federal apresentou medidas para reduzir a conta de energia elétrica, resultou na Lei nº de 11 de janeiro de Essa lei estabelece que as concessionárias de geração e transmissão licitadas antes de fevereiro de 1995 e que tiverem seus contratos vencendo entre 2013 e 2017, poderão prorrogar antecipadamente as suas concessões. Com a Lei, o Governo Federal estimou uma redução de energia de 18% para os consumidores de baixa tensão (residências) e de até 32% para os de alta tensão (indústria). Na EDP Bandeirante a redução foi de 18,07% para os consumidores de baixa tensão e 25,77% para os de alta tensão. Na EDP Escelsa a redução foi de 18,01% para os consumidores de baixa tensão e 25,29% para os de alta tensão. As concessões de geração alcançadas por esta Lei disponibilizaram sua garantia física de energia para o regime de cotas que foi distribuído proporcionalmente ao mercado de cada distribuidora, impactando a contratação de energia. Em decorrência da não adesão de todos os geradores, ocorreu redução no recebimento de cotas para as distribuidoras do grupo EDP Energias do Brasil que ficaram "subcontratadas" em 97,6% e 95,3% na EDP Bandeirante e EDP Escelsa, respectivamente, para Entretanto, cabe ressaltar que as distribuidoras não serão penalizadas, pois essa posição de "subcontratação" ocorreu de forma involuntária e será compensada via CDE. UHE Mascarenhas inicia operação comercial da Unidade II Em 08 de fevereiro de 2013, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorizou o início da operação comercial da unidade geradora II, de 49,5 MW de potência instalada, que estava paralisada desde fevereiro de 2012 para a repotenciação. Com a entrada em operação dessa unidade, a UHE Mascarenhas finaliza o processo de repotenciação de suas quatro unidades geradoras. O projeto de repotenciação das 4 unidades geradoras acrescentou 17,5 MW, totalizando hoje 198 MW de potência instalada. Captação de Empréstimos EDP Escelsa Em 15 de fevereiro de 2013, a controlada EDP Escelsa assinou junto ao Banco do Brasil, contrato de empréstimo na modalidade de Crédito Rural e Agronegócio, no valor de R$ 68 milhões, tendo a incidência de juros de 102% do CDI, em média, com principal e juros a vencer em única parcela em fevereiro de A Unidade II da Usina Termelétrica Energia Pecém I foi sincronizada ao Sistema Interligado Nacional Em 20 de fevereiro de 2013, a Usina Termelétrica Energia Pecém I realizou a sincronização da unidade II com o Sistema Interligado Nacional. A sincronização e os testes em carga constituem a etapa final para a aprovação da Declaração de Operação Comercial (DOC). ANEEL Aprovou Alteração no Mecanismo de Repasse dos Custos de Aquisição de Energia para UTE Pecém I Em 05 de março de 2013, a ANEEL aprovou o pleito referente à Usina Termelétrica Energia Pecém I, para alteração da aplicação do artigo 3º da Resolução Normativa nº 165/2005 que estabelece o mecanismo de repasse às distribuidoras do custo de aquisição de energia para recomposição de lastro. A aprovação determinou que o repasse dos custos de recomposição de lastro de energia para os consumidores finais se dê pelo mínimo valor entre: (i) o valor da energia do contrato de compra; e (ii) índice custo benefício ( ICB ) do leilão no qual a energia foi comercializada (LEN A-5 de 2007), sendo o valor do ICB de R$ 171,12/MWh (data-base: novembro de 2012). Decreto nº 7.945/13 e Nota Técnica nº83/13 - SRE /ANEEL Em 7 de março de 2013 foi publicado o decreto nº que altera os Decretos nºs 5.163/04 e o 7.891/13. Esse novo decreto passou a vigorar com as seguintes alterações: (i) transferência de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para as concessionárias de distribuição decorrente do despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética; (ii) mudanças nos critérios do cálculo do PLD e; (iii) o Custo da Segurança Energética passa a ser pago por todos os 3

4 agentes de mercado, incluindo geradores, comercializadores, distribuidores e clientes livres. Adicionalmente em 2 de abril de 2013 foi publicada a Nota Técnica que destina-se a subsidiar as decisões da Superintendência de Regulação Econômica da ANEEL, que apresentou o cálculo dos valores a serem repassados à CCEE pela Conta de Desenvolvimento Energético CDE às concessionárias de distribuição. O cálculo proposto prevê o repasse para cobrir os seguintes custos de contabilização na CCEE: (i) a exposição ao risco hidrológico dos contratos de cota de garantia física; (ii) encargo de serviços de sistema corrente relativo ao acionamento de usinas fora da ordem de mérito por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE; e, (iii) exposição involuntária relativa à não adesão ao regime de cotas por parte de algumas hidrelétricas, em conjunto com a não realização de leilão para recontratação do montante de reposição do ano de Conclusão da aquisição do Epecista de Pecém Em 27 de março de 2013, a EDP Energias do Brasil em conjunto com a MPX, concluiu a aquisição da MABE, consórcio formado pelas empresas Tecnimont e Efacec, referente à gestão das obras das Usinas Termelétricas Energia Pecém I, Itaqui e Pecém II. A operação efetivou as condições anunciadas anteriormente tendo Tecnimont e Efacec mantido as garantias de desempenho dos Empreendimentos, por meio de garantias bancárias relativas ao desempenho das unidades. Distrato ao acordo de acionista da Terra Verde e entrega de Projeto Básico Em 27 de março de 2013, a EDP Energias do Brasil e a Investimento Verde Participações resolveram celebrar o Distrato ao acordo de Acionista celebrado entre as partes em 17 de junho de Na mesma data, a EDP Energias do Brasil entregou à Investimento Verde o Projeto Básico de Engenharia da UTE Terra Verde, e em decorrência deste ato, a Investimento Verde declarou e garantiu que a EDP Energias do Brasil passa a não possuir qualquer responsabilidade por qualquer eventual inconsistência, imprecisão, insuficiência, ou inveracidade do Projeto Básico. Concessão da Usina Hidrelétrica de Cachoeira Caldeirão Em 14 de dezembro de 2012 a Companhia, no leilão A-5 realizado pela ANEEL, obteve a concessão da Usina Hidrelétrica de Cachoeira Caldeirão que será construída no Estado do Amapá, no rio Araguari. O projeto conta com Capacidade Instalada de 219 MW e energia vendida no Ambiente de Contratação Regulada - ACR de 129,7 MW médios, com ínicio da entrega da energia em Janeiro de 2017, pelo prazo de 30 anos. Em 15 de fevereiro de 2013 a Companhia foi habilitada para o leilão e em 8 de março o resultado foi homologado e adjudicado. A concessão será recebida pela Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A., subsidiária da EDP - Energias do Brasil S.A., cujos documentos já foram aprovados em 5 de abril de Ocorreu também o início do processo de adesão à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e o aporte das Garantias de Fiel Cumprimento, no valor de R$ 42 milhões. A data prevista para a assinatura do Contrato de Concessão é 5 de agosto de 2013, com assinatura dos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR - em 2 de setembro. O investimento total estimado é de R$ 1,1 bilhão e o início das obras está previsto para Desempenho Econômico-Financeiro 2.1. Receita Operacional Líquida Composição da Receita Líquida* - 1T13 Receita Líquida (R$ milhões)* Comercialização 25,3% % 522 Distribuição 55,5% % Geração 19,2% % 397 1T12 1T13 Geração Distribuição Comercialização *Não considera as eliminações intragrupo de R$ 144 milhões no 1T12 e de R$ 218 milhões no 1T13 e receita de construção de R$ 64 milhões no 1T12 e de R$ 44 milhões no 1T13. 4

5 No 1T13, a receita operacional líquida consolidada, excluindo a receita de construção, foi de R$ 1.846,5 milhões, 27,6% superior ao 1T12. Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram: Na Comercialização O volume de energia comercializada totalizou 2.921,8 GWh no 1T13, com aumento de 16,3% em comparação ao 1T12, reflexo da estratégia de sazonalização de longo prazo concentrada no início do ano; O preço médio de venda praticado pela comercializadora do Grupo aumentou 68,7% em relação ao 1T12, devido ao incremento do PLD médio no 1T13 (média de R$ 326,30/MW) e aumento das vendas de longo prazo com preço mais elevado, além dos reajustes anuais dos contratos corrigidos por inflação; Aumento de R$ 211,4 milhões 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 1T13 para liquidar parte de seus contratos de energia nesse trimestre. Na Geração O volume de energia vendida no Grupo no 1T13 alcançou 2.354,1 GWh, aumento de 12,0% em relação aos 2.102,1 GWh no 1T12. Este aumento deve-se a maior alocação de energia assegurada para o 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade de Pecém I, o volume no 1T13 alcançou 3.029,6 GWh, aumento de 44,1% em relação ao 1T12; O preço médio da geração, excluindo a UTE Energia Pecém I, foi de R$ 166,70/MWh no 1T13, 23,8% superior ao verificado no 1T12, devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada, além da diferença de sazonalização ocorrida entre os períodos analisados, no qual as geradoras alocaram mais energia assegurada no 1T13. Na Distribuição O volume de energia distribuída alcançou 6.376,4 GWh no 1T13, com aumento de 2,8% em relação ao 1T12 (+0,7% na EDP Bandeirante e +5,8% na EDP Escelsa); Receita de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 661,4 milhões no 1T13, com redução de 13,1% em comparação ao 1T12 (-19,0% na EDP Bandeirante e -4,9% na EDP Escelsa), resultante da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei /2013; O aumento consolidado de R$ 17,2 milhões de energia de curto prazo deve-se à sobrecontratação da EDP Bandeirante no mês de Janeiro, cujo excedente foi liquidado a PLD, além de lançamentos contábeis retroativos realizados no 1T13 referentes a ajustes da CCEE e ajustes de provisão do 4T12 realizados no 1T13; Redução de R$ 53,5 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, além do menor número de dias médios faturados (-R$ 30,6 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 18,0 milhões na EDP Escelsa); Incremento médio de 1,0% da tarifa na EDP Escelsa no 1T13 em comparação ao 1T12, como efeito da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei /2013, em conjunto com o reajuste tarifário ocorrido em agosto de 2012; Incremento médio de 1,1% na tarifa da EDP Bandeirante no 1T13 em comparação ao 1T12, como efeito da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei /2013, em conjunto com o efeito dos processos de reajuste e revisão tarifária ocorridos em outubro de Outras Receitas Operacionais O aumento de R$ 114,2 milhões entre os períodos comparados deve-se as penalidades, recebidas pelas distribuidoras, referentes ao atraso das usinas termelétricas, além da venda de energia de curto prazo na comercialização. 5

6 Deduções à Receita Operacional Receita Operacional Líquida (R$ mil) 1T13 1T12 Var. Clientes Cativos ,3% Residencial ,0% Industrial ,7% Comercial ,0% Rural ,6% Outros ,3% (-) Transferência para TUSD - clientes cativos (1) ( ) ( ) -13,2% Fornecimento não Faturado (48.638) n.d. Total Fornecimento ,9% Suprimento de Energia elétrica ,6% Energia de curto prazo ,3% Comercialização ,2% Total Suprimento ,7% Fornecimento e suprimento ,4% Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) ,2% Receita de construção ,4% Outras receitas operacionais ,4% Sub-total ,7% (-) Deduções à receita operacional ( ) ( ) -26,2% Receita operacional líquida ,1% Receita operacional sem construção ,6% (1) Em atendimento às determinações da ANEEL, esta rubrica se refere à parcela faturada dos clientes cativos correspondente à tarifa de uso do sistema de distribuição, anteriormente apresentada integralmente em Fornecimento de Energia Elétrica e passou a ser apresentada em Disponibilização do Sistema de Distribuição. No 1T13, as deduções à receita totalizaram R$ 282,6 milhões, com redução de 26,2% sobre o mesmo período do ano anterior reflexo da: Redução de 82,9% na conta de CCC (Conta de Consumo de Combustível), devido à extinção do encargo conforme lei /2013, sendo o valor remanescente referente aos dias de janeiro antes da efetiva redução da tarifa; Redução de 73,6% na conta de CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), devido à redução do encargo conforme lei /2013; Redução de R$ 12,6 milhões na conta de RGR (Reserva Global de Reversão), devido à extinção do encargo conforme lei /2013, sendo o valor do trimestre referente ao estorno da quota de 2010 das distribuidoras; Aumento de 12,6% na alíquota de PIS/COFINS, proporcional ao aumento da receita operacional total Gastos Operacionais Deduções à receita operacional 1T13 1T12 Var. P&D (14.600) (11.652) 25,3% Outros encargos (10.852) (13.674) -20,6% CCC (14.033) (81.917) -82,9% CDE (16.163) (61.185) -73,6% RGR 400 (12.190) n.d. PIS/COFINS ( ) ( ) 12,6% ICMS (183) (559) -67,3% ISS (242) (216) 12,0% Total ( ) ( ) -26,2% Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, totalizaram R$ 1.470,6 milhões no 1T13, o que representa aumento de 32,3% sobre o 1T12. 6

7 Composição dos Custos Operacionais - 1T13 Gerenciáveis 16,9% Gastos Operacionais (R$ milhões) % Não- Gerenciáveis 83,1% % Gastos Não-Gerenciáveis 15% T12 1T13 Gastos Gerenciáveis Gastos Não-gerenciáveis *Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação e 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$ 1.150,4 milhões, com incremento de 38,9% no 1T13, em relação ao mesmo período do ano anterior. Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil) 1T13 1T12 Var. Energia Comprada para Revenda ( ) ( ) 62,9% Moeda estrangeira - Itaipu ( ) (96.360) 17,7% Moeda nacional ( ) ( ) 70,9% Encargos de uso e conexão (88.762) ( ) -47,5% Outros (14.467) (16.222) -10,8% Taxa de Fiscalização (3.580) (3.586) -0,2% Compensações Financeiras (10.887) (12.636) -13,8% Total dos Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 38,9% A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 1.047,1 milhões, com incremento de 62,9% em relação ao 1T12, 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 reflexo da 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$/MWh) Submercado SE/CO jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Nível dos Reservatórios (%) 92,2% 98,8% 98,9% 94,2% 83,0% 78,5% 82,1% 75,9% 62,5% 54,1% 42,9% 34,6% SE/CO Sul Nordeste Norte 1T11 1T12 1T13 O valor da energia comprada de Itaipu (moeda estrangeira) aumentou R$ 17,0 milhões, apesar da diminuição do volume, em função da valorização de 13,7% do dólar médio no 1T13 (R$ 1,99), comparado ao 1T12 (R$ 1,75). 7

8 No que se refere às compras de energia em moeda nacional, destaca-se: Na Distribuição A exemplo dos últimos meses do ano de 2012, o PLD continuou elevado no 1T13 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), que é pago quando as usinas térmicas são despachadas, por segurança energética, fora da ordem de mérito. No entanto, este custo adicional do ESS foi mitigado pela liberação de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), através do decreto 7.945/2013, publicado pelo Governo Federal. A transferência de recursos da CDE foi realizada pela ANEEL, através da Eletrobrás, que transferiu os fundos diretamente para a CCEE. A CCEE, por sua vez distribuiu os recursos recebidos para cada uma das 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. O montante contabilizado no 1T13 referente aos custos de encargos de segurança energética foi de R$ 36,5 milhões na EDP Escelsa e R$ 47,3 milhões na EDP Bandeirante. Para cobertura dos custos de risco hidrológico, o montante somou R$ 9,1 milhões para a EDP Escelsa e R$ 14,2 milhões para a EDP Bandeirante. Quanto à exposição involuntária ao PLD, causado pela insuficiência de cotas de garantia física, foi contabilizado o montante de R$ 19,5 milhões na EDP Escelsa e R$ 7,5 milhões na EDP Bandeirante. Os valores totais referentes a janeiro, R$ 29,1 milhões para EDP Escelsa e R$ 27,8 milhões para EDP Bandeirante, foram recebidos no dia 08 de abril, conforme despacho nº 954 de 02 de abril de O montante remanescente referente aos meses de fevereiro e março, provisionado no resultado do 1T13, está previsto para ser recebido na primeira quinzena de maio. 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, em janeiro de 2013, necessários ao atendimento do crescimento do mercado. Na Geração No 1T13 as geradoras compraram energia no curto prazo devido ao cenário hidrológico desfavorável, no valor aproximado de R$ 34 milhões (ver detalhamento na página 16). Os encargos de uso e conexão apresentaram redução de 47,5% no 1T13, quando comparados ao 1T12. 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 tiveram redução de 13,8% no 1T13 reflexo da redução da energia gerada no período (-15,3% em relação ao 1T12), base para cálculo desse encargo Gastos Gerenciáveis Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 233,8 milhões, com aumento de 15,0% no 1T13 em relação ao 1T12. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros. 8 Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 1T13 1T12 Var. Pessoal (85.483) (83.889) 1,9% Material (6.618) (6.281) 5,4% Serviços de terceiros (88.575) (87.448) 1,3% Provisões (30.833) (14.390) 114,3% Outros (22.315) (11.351) 96,6% Total PMSO ( ) ( ) 15,0% Custo com construção da infraestrutura (44.243) (64.479) -31,4% Depreciação e amortização (86.383) (80.496) 7,3% Total dos gastos gerenciáveis ( ) ( ) 4,6% IGP-M (últimos 12 meses)* 8,1% IPC-A (últimos 12 meses)** 6,6% * Fonte: FGV **Fonte: IBGE

9 As principais variações no 1T13 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo: Aumento de R$ 1,6 milhão na conta de gastos com Pessoal (+1,9%), com destaque para os seguintes fatores: (i) Reajuste salarial médio de 6,3% em cumprimento ao acordo coletivo (+R$ 3,8 milhões); (ii) Efeito de primarização, com aumento de 259 colaboradores no quadro de pessoal (+R$ 2,7 milhões); (iii) Incremento de gastos com benefícios, em decorrência da aplicação do índice de reajuste e maior número de colaboradores no grupo (+R$ 1,6 milhão); (iv) Efeito não recorrente da reestruturação organizacional da Unidade de Negócio de Distribuição ocorrida no 1T12 (-R$ 6,6 milhões). Na conta Materiais, o aumento de +5,4%, deve-se à compra de peças e acessórios para os veículos da frota operacional. No item Serviços de Terceiros, o aumento de R$ 1,1 milhão (+1,3%) entre os trimestres deve-se a: (i) Efeito da primarização na EDP Bandeirante, realizada a partir de Abril/12, com redução das equipes prestadoras de serviço e na UHE Peixe Angical, realizada a partir de Maio/12 (-R$ 3,9 milhões); (ii) Reajustes contratuais de prestadores de serviços TI, Serviços ao cliente, Serviços Administrativos (+R$ 2,2 milhões); (iii) Efeito não recorrente referente aos maiores gastos com serviço de consultoria para o projeto de reestruturação organizacional (+R$ 2,9 milhões). No item Provisões, o aumento de R$ 16,4 milhões no 1T13 em relação ao 1T12 reflete, principalmente: (i) Efeito não recorrente resultante da provisão de perdas de contas a receber do programa Luz para Todos, ocorrido em 2007 (+R$5,2 milhões); (ii) Provisão referente aos clientes em atraso, liminares e prefeituras com saldo em aberto (+R$ 6,9 milhões na EDP Bandeirante e +R$0,9 milhão na EDP Escelsa). O aumento de R$ 11,0 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$ 5,8 milhões (-R$ 2,0 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 3,8 milhões na EDP Escelsa); (ii) Efeito não recorrente no 1T12, relativo à venda de imóveis nas Distribuidoras (+R$ 16,0 milhões); (iii) Provisão para perdas relativas às vendas dos ativos das Centrais Geradoras Hidroelétricas de Coxim, São João I e II na UHE Pantanal (+R$ 2,2 milhões); A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 86,4 milhões no 1T13, com aumento de 7,3% em relação ao mesmo período de 2012, referente ao menor aproveitamento de créditos de PIS e COFINS devido à mudança no critério de utilização dos créditos que deixaram de ser divididos em 12 parcelas e passaram a ser de acordo com a vida útil do ativo EBITDA No 1T13, o EBITDA atingiu R$ 462,3 milhões, aumento de 11,2% em relação ao mesmo período do ano anterior. Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 277,7 milhões no 1T13, aumento de 23,3% em relação ao 1T12, em decorrência do aumento de 12,0% do volume de energia do 1T13 comparado ao 1T12 e da estratégia de sazonalização onde houve maior alocação de energia assegurada para o 1T13. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 157,8 milhões no 1T13, redução de 14,7% em relação ao 1T12, resultado da queda de 0,8% na margem bruta em função da elevação do custo de aquisição de energia, atenuada pelo aporte da CDE através do decreto 7.945/2013. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 50,4 milhões no 1T13, aumento de 88,5% em relação ao 1T12, devido a estratégia de negociações de longo prazo e sazonalização concentrada no início do ano. 9

10 EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%) Composição do EBITDA - 1T ,7% 25,0% 462 Distribuição 33% Comercialização 10% Geração 57% 1T12 *Exclui receita de construção 1T13 Nota: Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intragrupo Formação do EBITDA* (R$ milhões) 399 (322) 416 (31) 462 EBITDA 1T12 Receita Líquida Gastos não- Gerenciáveis *Exclui depreciação e amortização Gastos Gerenciáveis* EBITDA 1T13 EBITDA ajustado (pró-forma e não auditada) Impactos do EBITDA (R$ mil) 1T13 1T12 EBITDA Reportado em IRFS Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA Pro forma + Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios

11 2.4. Resultado Financeiro O resultado financeiro líquido consolidado no 1T13 foi negativo em R$ 59,5 milhões, 49,4% superior ao 1T12. O resultado financeiro foi composto por: (i) receita de R$ 35,0 milhões, 29,2% inferior ao 1T12, (ii) despesa de R$ 93,4 milhões, 9,7% maior que a do 1T12, e (iii) resultado cambial líquido negativo de R$ 1,1 milhões, em comparação a R$ 4,2 milhões também negativos no 1T12. Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 19,7 milhões no comparativo trimestral são: Receita Financeira (i) Redução da receita de aplicações financeiras em função da redução das taxas de juros vigentes e do caixa médio dos últimos 12 meses (-R$ 8,2 milhões); (ii) Redução da SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis em função da queda da taxa Selic e menor volume de compensáveis, reflexo da redução do lucro do 1T13 comparado ao 1T12 (-R$ 1,6 milhão); (iii) Redução de outras receitas financeiras (-R$ 6,5 milhões) devido à variação cambial menor em 2012 frente a 2013, referente à energia comprada de Itaipu. Despesa Financeira (i) 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$ 1,6 milhão); (ii) Aumento de despesa de atualização monetária do uso do bem público das UHE Peixe Angical e Investco devido à atualização pela inflação (- R$ 6,0 milhões); (iii) 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; (iv) Redução de outras despesas financeiras devido à multa e juros sobre recolhimento de impostos maior em 2012 frente a 2013 (+R$ 0,3 milhão). Resultado Cambial Resultado Financeiro (R$ mil) 1T13 1T12 Var. Receita Financeira ,2% Receitas de aplicações financeiras ,0% Variação monetária e acréscimo ,8% SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis ,4% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente ,4% Outras Receitas ,7% Despesa Financeira (93.370) (85.078) 9,7% Variação monetária e acréscimo moratório (14.494) (13.177) 10,0% Encargos de dívidas (60.852) (59.928) 1,5% Benefícios pós-emprego (12.408) (6.730) 84,4% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (4.542) (3.856) 17,8% Outras Despesas (1.074) (1.387) -22,6% Resultado Cambial Líquido (1.116) (4.175) -73,3% Total (59.479) (39.822) 49,4% Resultado Cambial negativo de R$ 1,1 milhão com variação de R$ 3,1 milhões frente ao 1T12. O melhor resultado cambial deveu-se à combinação de melhores taxas de câmbio e Libor entre os períodos analisados: i) no 1T13, houve valorização cambial de 1,5% enquanto que no 1T12, a desvalorização cambial foi de 5,3%; ii) os contratos de swap, por sua vez, geraram resultados para mitigar as variações cambiais apresentados nos períodos; iii) no 1T13, a Libor foi de 0,59% enquanto que no 1T12, a Libor foi de 0,75%. 11

12 2.5. Lucro Líquido O lucro líquido consolidado do 1T13 totalizou R$ 90,3 milhões, 36,6% inferior ao mesmo período do ano anterior. Além dos efeitos demonstrados no EBITDA, o lucro também foi impactado pelos efeitos do resultado financeiro, pela participação de minoritários e pelo Imposto de Renda (IR) e contribuição social do período. Adicionalmente, o lucro líquido foi impactado pelo aumento no Resultado das Participações Societárias devido à contabilização do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial, conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2). Considerando os ajustes de saldo regulatório, o lucro líquido seria de R$ 118,0 milhões comparados a R$ 140,1 milhões no 1T12. Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%) 142 9,9% 4,9% 90 1T12 1T13 * Margem Líquida exclui receita de construção Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) (30) (6) (20) (7) (66) 90 Lucro Liquido 1T12 Margem Bruta Gastos Gerenciáveis Dep & Amort Resultado Financeiro IR & CS Outros Lucro Líquido 1T13 3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.580,2 milhões em 31 de março de 2013, com aumento de 15,9% em relação ao verificado em 31 de dezembro de 2012 de R$ 3.088,5 milhões, sendo em ambas já desconsideradas as dívidas da UTE Pecem I. Esse aumento resultou, principalmente, da captação da Nota de Crédito Comercial na EDP Escelsa (R$ 68,0 milhões), do desembolso do financiamento de longo-prazo com o BNDES (R$ 80,0 milhões) para a construção da UHE Santo Antônio do Jari, captações de crédito de curto prazo na Energias do Brasil (R$ 201,0 milhões), além da emissão de debêntures para empréstimo ponte da UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 168,0 milhões). Do total da dívida bruta, em 31 de março de 2013, 2,2% estavam denominados em moeda estrangeira, integralmente protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de swap, ante 2,6% em Dezembro de

13 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$ 31,8 milhões EDP Holding A dívida líquida, considerando o valor de R$ 936,5 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 2.643,7 milhões em 31 de março de 2013, aumento de 5,0% em relação a dezembro de 2012 (R$ 2.517,2 milhões), devido ao aumento do endividamento da Companhia. Este foi, parcialmente compensado pelo aumento de C.P ,9% no saldo de caixa e disponibilidades em comparação a dezembro de 2012 (R$ 571,4 milhões) reflexo, principalmente, do desembolso das debêntures da UHE Cachoeira Caldeirão L. P. O custo médio da dívida do Grupo em março de 2013 era de 8,53% ao ano, em comparação a 9,75% em dezembro de 2012, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos Dívida Bruta Mar.2013 (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida Mar.2013 nos últimos 12 meses. A redução do custo em relação ao trimestre anterior resulta, principamente, da redução da taxa Selic acumulada (-0,79 p.p). O prazo médio da dívida consolidada caiu para 3,1 anos em março de 2013 em comparação a 3,5 anos em dezembro de 2012, já desconsiderando as dívidas da UTE Pecém I. A dívida de curto prazo, em 31 de março de 2013, representava 39,2% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 1.403,1 milhões, em comparação a R$ 704,8 milhões do final de dezembro de 2012, reflexo das debêntures emitidas na Holding, no valor de R$ 450 milhões, com vencimento em fevereiro de Do total da dívida de curto prazo, R$ 679,4 milhões são referentes à Holding, dos quais R$ 210,8 milhões já foram liquidados com a 2ª emissão de debêntures concluída em abril de 2013, R$ 220,5 milhões à distribuição e R$ 508,2 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo. Dívida Bruta por Indexador 31/03/2013 TJLP 26,5% Pré Fixada 6,0% Dívida Bruta - Curto / Longo prazo 77% 61% CDI 67,5% 23% 39% 31/12/ /03/2013 Curto Prazo Longo Prazo 13

14 Composição da Dívida Circulante (R$ milhões) EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Jari EDPE Saldo Circulante Cronograma de Vencimento da Dívida* (R$ milhões) Disponibilidade Após 2016 * Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge A relação dívida líquida/ebitda encerrou o 1T13 em 1,9X. Divída Líquida/EBITDA* 0,9 x ,5 x ,9 x 1,9 x Jun/12 Set/12 Dez/12 Mar/13 Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA * Não considera os efeitos da participação na UTE Pecém I 4. Investimentos Os investimentos totalizaram R$ 140,4 milhões no 1T13 e estão divididos em: distribuição (R$ 45,8 milhões), geração (R$ 93,3 milhões) e outros (R$ 1,3 milhão). Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros no montante de R$ 972 mil na EDP Bandeirante e R$ 604 mil na EDP Escelsa e deduzidos de obrigações especiais e ultrapassagem de demanda, sendo R$ 14,3 milhões na EDP Bandeirante e R$ 5,1 milhões na EDP Escelsa. Na EDP Bandeirante houve redução de 60,4% dos investimentos realizados no 1T13, em comparação ao mesmo período do ano anterior, com variação de R$ 22,4 milhões entre os períodos. Em relação às obrigações especiais, a rubrica apresentou uma variação de -R$ 18,2 milhões reflexo do estorno ocorrido no 1T12 relativo aos valores de ultrapassagem de demanda e consumo de energia reativa excedente que foram contabilizados no 2T12 como obrigações especiais retroativos ao 4T11. 14

15 Na EDP Escelsa houve aumento de 3,6% dos investimentos realizados no 1T13 em comparação ao mesmo período do ano anterior, reflexo dos investimentos feitos no período tais como, serviço de manutenção da rede, obras de ampliação e expansão da rede, sendo parte referente as obrigações especiais (-R$ 2,0 milhões). Composição do Capex - 1T13 Composição do Capex (R$ mil) Geração 66% Distribuição 33% Outros 1% T12 1T13 Outros Geração Distribuição Os investimentos brutos realizados no 1T13 pela EDP Energias do Brasil em distribuição totalizaram R$ 65,3 milhões, com redução de 1,8% em relação a Do total, R$ 43,8 milhões (67,1%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 13,7 milhões (21,0%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 4,2 milhões (6,4%) foram destinados à universalização urbana e rural, propiciando a ligação e o acesso de consumidores aos serviços de energia; e R$ 3,6 milhões (5,5%) foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perda. No segmento de geração, entre os trimestres comparáveis, os investimentos foram alocados, principalmente, na construção da UHE Santo Antônio do Jari (84,5%) e início de compra de equipamentos para a construção da obra de Cachoeira Caldeirão (7,3%). As demais variações são detalhadas abaixo: (i) Enerpeixe: a redução de 17,7% no 1T13 deve-se a diminuição dos investimentos nas atividades relacionadas ao meio ambiente e compras de equipamentos e máquinas; (ii) Lajeado/Investco: aumento de R$ 475 mil em relação ao 1T12 deve-se aos investimentos feitos em equipamentos, tratamento anticorrosivo nas comportas, melhorias no sistema de tratamento de água e sistema de proteção; (iii) Energest Consolidado: redução de 24,8% em relação ao 1T12 reflexo da conclusão da repotenciação da UHE Mascarenhas; (iv) Outros: o aumento deve-se à aquisição de licenças de TI. 15 Distribuição ,7% EDP Bandeirante ,4% EDP Escelsa ,6% Geração ,6% Enerpeixe ,7% Energest Consolidado ,8% Lajeado / Investco ,6% Jari ,0% Cachoeira Caldeirão n.d. Outros ,0% Total ,0% EDP Bandeirante Valor Liquido de Obrig. Especiais ,4% (+) Obrigações Especiais (3.806) n.d. Valor Bruto ,7% (-) Juros Capitalizados (972) (1.376) -29,4% Valor Bruto sem Juros ,0% EDP Escelsa Investimentos (R$ mil) 1T13 1T12 % Investimentos - Distribuição 1T13 1T12 % Valor Liquido de Obrig. Especiais ,6% (+) Obrigações Especiais ,7% Valor Bruto ,1% (-) Juros Capitalizados (604) (1.274) -52,6% Valor Bruto sem Juros ,6% Distribuição ,2%

16 5. Desempenho por Área de Negócios Itens em R$ mil ou % Geração Distribuição Comercialização Consolidado 3 1T13 1T12 1T13 1T12 1T13 1T12 1T13 1T12 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis (88.864) (45.542) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Gastos gerenciavéis 2 (30.639) (27.465) ( ) ( ) (5.082) (3.275) ( ) ( ) Depreciação e amortização (34.059) (37.057) (46.695) (41.817) (71) (70) (86.383) (80.496) EBITDA Margem EBITDA 69,9% 75,5% 13,8% 18,1% 9,7% 9,9% 25,0% 28,7% Lucro líquido antes de minoritários Atribuível aos acionistas não controladores (11.542) (11.711) (62.159) (49.764) Lucro Líquido do Exercício Exclui receita de construção 2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção. 3 Consolidado: considera eliminações intragrupo 5.1. Geração Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Energest Consolidado (1) Lajeado Consolidado (2) Geração Consolidado (3) 1T13 1T12 1T13 1T12 1T13 1T12 1T13 1T12 Var. Receita Líquida ,2% Gastos não-gerenciavéis (10.781) (12.593) (40.560) (10.362) (37.523) (22.587) (88.864) (45.542) 95,1% Gastos gerenciavéis (5.087) (5.552) (16.257) (14.060) (7.134) (5.953) (30.639) (27.465) 11,6% Depreciação e amortização (12.348) (12.326) (4.962) (3.966) (16.742) (16.273) (34.059) (37.057) -8,1% EBITDA ,3% Margem EBITDA 87,0% 82,6% 47,7% 66,7% 73,1% 76,3% 69,9% 75,5% -5,6 p.p. Lucro Líquido ,6% (1) Inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo. (2) Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também integrava esse grupo. (3) Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e a consolidação da UTE Pecém I em equivalência patrimonial. A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 397,2 milhões no 1T13, 33,2% acima do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal crescimento é resultante do aumento no preço médio (23,8%) e 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$ 43,3 milhões, impactados pela compra de energia, reflexo do procedimento operativo no período. 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 1T13, esse déficit de geração foi provocado principalmente pelo Procedimento Operativo de Curto Prazo (POCP), que despacha preventivamente usinas termelétricas para elevação dos níveis dos reservatórios. Para mitigar as perdas associadas ao risco hidrológico da geração e o Procedimento Operativo de Curto Prazo, principalmente no início do ano, foi alocada uma quantidade maior de garantia física nos meses de janeiro e fevereiro de A estratégia de proteção ao Risco Hidrológico só foi possível em decorrência da estratégia de compra de energia para todo o ano de 2013 e manutenção de sobra contratual, em que a companhia iniciou o ano de 2013 com sobras contratuais de 4,1% em relação à sua Garantia Física. O impacto do Procedimento Operativo de Curto Prazo foi de aproximadamente R$ 34 milhões. O EBITDA atingiu R$ 277,7 milhões no 1T13, 23,3% acima do apresentado no 1T12. O lucro líquido atingiu R$ 82,8 milhões, 18,6% abaixo do apresentado no 1T12, impactado pela consolidação do resultado da UTE Energia Pecém I em equivalência patrimonial. No 1T13, o preço médio da geração foi de R$ 166,7 MWh, resultante do aumento no preço médio da energia vendida nas usinas Enerpeixe (6,2%), Lajeado (30,6%) e Energest (42,2%). Esse aumento é reflexo dos reajustes dos contratos por inflação e diferença de sazonalização entre os períodos. 16

17 Energia Vendida e Preço Médio de Venda R$ 182 R$ 174 R$ 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 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 1T13 alcançou 2.354,1 GWh, aumento de 12,0% em relação ao 1T12. Este aumento deve-se a maior alocação de energia assegurada para o 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização mencionada. Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade de Pecém I, o volume no 1T13 alcançou 3.029,6 GWh, aumento de 44,1% em relação ao 1T12. 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 4,5 MW, alcançando o montante total de MW no 1T13, incluindo sua participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos. Esse aumento é resultante da finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas, que passou a totalizar uma capacidade de 198 MW. 17

18 Com a entrada em operação comercial da segunda unidade da Usina Termelétrica Energia Pecém I, 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 é de MW. Capacidade Instalada (MW) Rep. 1ª Unidade Mascarenhas Pecém I(1) 2012 Rep. Mascarenhas 1T13 2ª unidade Sto Antonio Baixa do Pecém I Jari Feijão (1) (2) Cachoeira Caldeirão (1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil. - Status dos Projetos de Geração em Construção USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM I No final do 1T13, o projeto atingiu um progresso físico de 99,7% e o investimento correspondente à participação da EDP Energias do Brasil totalizou R$ 35,6 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 8,9 milhões. Entretanto, 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, reduzindo o saldo de imobilizado, conforme demostrado no anexo V (página 40). O primeiro trimestre de 2013 foi marcado pela sincronização da Unidade II ao Sistema Interligado Nacional (SIN), no dia 20 de fevereiro. A sincronização e os testes em carga constituem a etapa final para a aprovação da Declaração de Operação Comercial (DOC). 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% 99,2% Comissionamento e Partida 0,7% 82,0% 100% 99,7% 18

19 No 1T13, não ocorreram desembolsos de financiamento para o projeto. Dessa forma, ainda temos R$ 7,0 milhões do BNDES e R$ 7,0 milhões no BID (Banco Interamericano de Desenvolvimento) a serem desembolsados. - Desempenho Econômico Financeiro* *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 Energia Pecém I passou a ser contabilizada no resultado da companhia em equivalência patrimonial. A Receita Líquida do 1T13 atingiu R$ 103,8 milhões, resultante da soma da receita fixa da Unidade I, de acordo com o CCEAR, no montante de R$ 31,5 milhões, da receita variável referente ao despacho da Unidade I, no montante total de R$ 20,9, milhões e do repasse pelo ICB (índice de custo-benefício) da compra de lastro para a Unidade II no montante de R$ 51,4 milhões. Os gastos não gerenciáveis alcançaram R$ 140,4 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. Os gastos gerenciáveis foram impactados pelo ressarcimento por indisponibilidade da unidade I no valor de R$ 30,7 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 ajustada pela CCEE. A Unidade I da UTE Energia Pecém produziu em média 255 MW médios no 1T13 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 1T13 ficou negativo em R$ 71,7 milhões. Outras informações sobre o projeto estão disponíveis nas seção Eventos do Período deste relatório e no site UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI A construção da UHE Santo Antônio do Jari tem evoluído de acordo com o cronograma previsto. No 1T13, destacam-se as seguintes atividades realizadas ainda em execução 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; montagem da ponte rolante da casa de força e pré-distribuidor; e continuação da supressão vegetal nas áreas (a) provisórias, (b) definitivas e (c) na faixa de servidão da linha de transmissão e construção de suas primeiras torres. Em relação às atividades de meio ambiente, no 1T13 destacaram-se: Itens em R$ mil ou % Pecém 1T13 1T12 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis ( ) - Gastos gerenciavéis (35.106) (1.641) Depreciação e amortização (8.004) (38) EBITDA (71.718) (1.641) Margem EBITDA -69.1% n.d. Lucro Líquido (62.092) (6.250) Continuidade da supressão de vegetação e resgate de fauna nas margens esquerda, direita e na região das ilhas; Implantação de todas as estações automáticas de monitoramento hidrossedimentológico; Execução de Inspeção Ambiental Semanal nos Canteiros de Obras, referente ao temas de resíduos sólidos, efluentes líquidos e emissões atmosféricas; Continuidade das atividades de Comunicação Social, Educação Ambiental, Indenização e Remanejamento da População, Capacitação de Mão de Obra Local, Capacitação de Agentes Públicos, Apoio aos Municípios, Caracterização e Fomento da Atividade Pesqueira, Paleontologia, Arqueologia, Prevenção de Acidentes com Fauna, Desenvolvimento do Potencial Turístico e Recreativo, Educação Patrimonial, Documentação e Preservação do Patrimônio Natural, Saúde e Controle da Malária; 19

20 Execução de campanhas de monitoramento dos seguintes temas: Processos Erosivos, Lençol Freático, Hidrossedimentologia, Flora, Fauna, Ictiofauna, Limnologia, Macrófitas Aquáticas, População Migrante, Aspectos Socioeconômicos e Atividades Minerárias e; Execução de monitoramento contínuo dos seguintes temas: Climato-Meteorológico e Hidrossedimentológico. Vista geral da Tomada d Água Vista de Montante No 1T13, foi desembolsado R$ 80,0 milhões do financiamento de longo-prazo com o BNDES, tendo até o momento já desembolsado o montante de R$ 380,0 milhões, o que representa 52% do montante total do financiamento com o BNDES Distribuição Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante 1T13 1T12 1T13 1T12 1T13 1T12 Var. Receita Líquida ,0% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) 18,2% Margem Bruta ,8% Gastos gerenciavéis 2 (99.655) (75.106) (74.667) (74.828) ( ) ( ) 16,3% Depreciação e amortização (21.948) (18.146) (24.747) (23.671) (46.695) (41.817) 11,7% EBITDA ,7% Margem EBITDA 10,7% 17,6% 17,6% 18,8% 13,8% 18,1% -4,3 p.p. Lucro Líquido ,8% 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$ 1.145,8 milhões no 1T13, 12,0% acima do 1T12. Tal aumento justifica-se (i) pelo aumento de 2,8% no volume de energia vendida a clientes finais, (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 e (iv) pela redução na tarifa de energia elétrica anunciada pelo governo através da lei /2013, a partir de 24 de janeiro de Os gastos não gerenciáveis aumentaram 18,2%, 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), que é pago quando as usinas térmicas são despachadas, por segurança energética, fora da ordem de mérito. No entanto, 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 Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 174,3 milhões, com aumento de 16,3% no 1T13 em relação ao 1T12, impactada pelo aumento de 32,7% no PMSO da EDP Bandeirante, reflexo do aumento de R$ 24,9 milhões nas linhas de provisões e outros. Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 157,8 milhões no 1T13, 14,7% abaixo do apresentado no 1T12. Considerando o saldo de ativos e passivos regulatórios, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 202,9 milhões e o Lucro Líquido de R$ 86,1 milhões. 20

21 Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado) Mercado 1T13 EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição EBITDA Reportado em IFRS Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios EDP EDP 1T13 Distribuição Bandeirante Escelsa Lucro Reportado em IFRS Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios Atualização Monetária (1.921) (1.212) (3.133) IR/CS (9.762) (4.512) (14.274) Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios Energia vendida a clientes finais: aumento de 1,5% no 1T13 em relação ao 1T12, uma vez que o aumento no consumo das classes residencial, comercial e rural foi compensado pela redução verificada na classe industrial no mesmo período. Residencial e Comercial: estas classes apresentaram aumentos consolidados de consumo de 4,5% e 4,8%, respectivamente, no 1T13 em comparação ao 1T12, influenciadas pelo contínuo aumento da renda média nacional e redução na taxa de desemprego. Industrial: a redução de 9,8% no resultado consolidado do 1T13 em comparação ao 1T12 reflete as migrações de clientes para o mercado livre e a acomodação da produção industrial nacional. Rural: o incremento de 27,0% no resultado consolidado do 1T13 em comparação ao 1T12 reflete as condições climáticas no Espírito Santo influenciado pelo baixo volume de precipitação que elevou o consumo de energia para irrigação. A Energia em Trânsito Consolidada no Sistema de Distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, cresceu 4,5% no 1T13, em comparação ao mesmo período do ano anterior, refletindo as migrações de clientes do mercado cativo. DISTRIBUIÇÃO unid. MWh KWh % % % Residencial ,5% 4,5% 1,0% Industrial ,0% -9,8% -11,5% Comercial ,1% 4,8% -2,2% Rural ,0% 27,0% 23,3% Outros ,9% 1,4% -0,5% Energia Vendida Clientes Finais ,7% 1,5% -2,1% Suprimento ,0% 9,2% - Energia em Trânsito (USD) ,1% 4,5% - Consumo Próprio ,8% -3,8% - Total Energia Distribuída ,7% 2,8% -0,9% 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. 1T13 Volume Consumo Médio * Clientes Variação 1T13/1T12 Volume Consumo Médio 21

22 - 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 2012 Reajuste Revisão Reajuste Revisão EDP Bandeirante 11,45% -1,85% 7,29% -2,25% 2012 EDP Escelsa 14,29% - 11,33% - Nota: Alíquota efetiva de reajuste refere-se ao percentual percebido pelo consumidor O quadro ao lado mostra a tarifa média por classe e por distribuidora no período, verificando-se que a tarifa média para clientes finais aumentou 1,1% na EDP Bandeirante e 1,0% na EDP Escelsa. Tal aumento já considera a redução das tarifas com base na Lei nº /13, na qual o governo estimou uma redução de energia em média de 18% para os consumidores de baixa tensão (residências) e de até 32% para os de alta tensão (indústria). Segue abaixo o percentual da redução verificada nas empresas do grupo decorrente da lei /13: Tarifa Média (R$/MWh) 1T12 1T13 Var. EDP BANDEIRANTE Residencial 322,9 310,4-3,9% Industrial 242,9 258,8 6,6% Comercial 283,7 288,1 1,5% Rural 210,9 219,4 4,0% Outros 222,8 228,2 2,4% Média - Cliente Final 278,7 281,8 1,1% EDP Bandeirante Na EDP Bandeirante as tarifas do 1T13 contemplam os processos de reajustes e revisão tarifários que aconteceram em 23 de outubro de 2012 juntamente com a redução advinda da Lei /13. Tarifa Média (R$/MWh) 1T12 1T13 Var. EDP ESCELSA Residencial 331,4 335,9 1,4% Industrial 266,4 267,5 0,4% Comercial 306,0 314,0 2,6% Rural 187,6 186,0-0,9% Outros 242,2 249,9 3,2% Média - Cliente Final 288,7 291,5 1,0% Refere-se a receita sem ICMS, RTE, PIS e COFINS A classe residencial apresentou redução (-3,9%) na tarifa média, reflexo do aumento na base de clientes residenciais de Baixa Renda, cuja tarifa cobrada é inferior à tarifa convencional. As demais classes ainda apresentaram aumento na tarifa média, sendo, industrial (+6,6%), comercial, (+1,5%), rural (+4,0%) e outros (+2,4%) por conta do período de faturamento dos clientes de alta tensão ter sido concentrado no começo do mês frente à redução da tarifa conforme Lei nº /13, que passou a vigorar a partir de 24 de janeiro de EDP Escelsa EDP Bandeirante EDP Escelsa Alta Tensão - Grupo A -25,77% -25,29% Baixa Tensão - Grupo B -18,07% -18,01% Na EDP Escelsa as tarifas do 1T13 contemplam o processo de reajuste tarifário aplicado em 07 de agosto de 2012, juntamente com a redução advinda da Lei /13. Residencial: o aumento de 1,4% na tarifa média é reflexo do aumento do consumo no horário de ponta; Industrial: o aumento de 0,4% na tarifa média deve-se ao incremento de 27,08% da ultrapassagem faturada e aumento de 27,15% dos reativos de demanda; Comercial: aumento de 2,6% na tarifa média deve-se ao aumento de 44,82% no faturamento de ultrapassagem e aumento de 69,59% dos reativos de demanda (DRE); Rural: apesar do aumento de 27,07% no horário de ponta e de 47,36% no reativo excedente (ERE), houve redução de 0,9% na tarifa média, reflexo da redução da tarifa com base na Lei nº /13; 22

23 Outros: o aumento de 3,2% na tarifa média deve-se ao aumento de 12,89% de demanda faturada, aumento de 74,23% de ultrapassagem na classe poder público e o aumento de 40,73% no faturamento dos reativos excedentes (ERE) na classe serviço público. - Balanço Energético Consolidado BALANÇO ENERGÉTICO - 1T13 (MWh) Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento Energia Leilão Perdas de Itaipu ( - ) Outros Vendas C.Prazo = Requerida Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Fornecimento Perdas e Diferenças Energia em Trânsito O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou 7.294,8 GWh no 1T13. Do total, 57% foram para a EDP Bandeirante e 43% para a EDP Escelsa. O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu 4.889,4 GWh e a energia em trânsito, distribuída a clientes livres, 2.405,4 GWh. - Perdas As perdas não técnicas apresentaram redução de 0,04 p.p. na EDP Bandeirante e 0,30 p.p. na EDP Escelsa, em relação ao 4T12. Na EDP Bandeirante houve redução de 0,01 p.p. nas perdas técnicas e na EDP Escelsa aumento em 0,12 p.p, principalmente, devido ao aumento na carga no norte do estado do Espírito Santo em relação ao trimestre anterior. No 1T13, as distribuidoras da EDP Energias do Brasil, desembolsaram um total de R$ 8,0 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 2,2 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 5,8 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) Não-técnica (C ) Total (B +C ) Técnica (B /A) Não-técnica (C /A) Total (B+C /A) = EDP Bandeirante EDP Escelsa Jun-12 Set-12 Dez-12 Mar-13 ANEEL Jun-12 Set-12 Dez-12 Mar-13 ANEEL ,53% 5,47% 5,50% 5,49% 4,89% 7,28% 7,32% 7,67% 7,79% 7,26% 4,66% 4,89% 4,72% 4,68% 4,16% 5,81% 5,35% 6,01% 5,71% 4,03% 10,21% 10,39% 10,22% 10,17% 9,05% 13,09% 12,66% 13,68% 13,50% 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 Jun-12 Set-12 Dez-12 Mar-13 ANEEL Jun-12 Set-12 Dez-12 Mar-13 ANEEL ,46% 16,06% 15,34% 15,07% 13,23% 17,91% 16,34% 18,37% 17,20% 12,07% 15,53% 16,14% 15,34% 15,07% 13,23% 17,91% 16,34% 18,37% 17,20% 12,07% No período, nossas concessionárias realizaram aproximadamente 50,8 mil inspeções, 34,9 mil retiradas de ligações irregulares e 6,1 mil regularizações de ligações clandestinas que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 5,0 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. 23

24 Consolidado Distribuidoras set/11 dez/11 mar/12 jun/12 set/12 dez/12 mar/13 CAPEX - Investimentos Operacionais (R$ milhões) 3,3 4,8 1,4 3,6 4,9 10,2 2,2 OPEX - Despesas Gerenciáveis (R$ milhões) 5,2 7,1 5,5 4,2 4,8 5,7 5,8 Inspeções (milhares) 69,4 68,6 55,6 56,8 52,6 54,7 50,8 Regularização de Clandestinos (milhares) 2,1 3,1 1,2 1,5 3,7 7,0 6,1 Retirada de Ligações Irregulares (milhares) 31,3 27,4 34,8 33,3 33,7 18,9 34,9 Receita Recuperada (R$ milhões) 5,4 3,4 3,7 3,8 3,3 3,9 5,0 - Indicadores de Produtividade No 1T13, o quadro de colaboradores das distribuidoras da EDP Energias do Brasil era de profissionais em comparação a profissionais no 1T12. Os indicadores de produtividade anualizados na distribuição são apresentados nos gráficos abaixo: 13,1 13,9 Produtividade (GWh/colaboradores) 12,4 9,0 10,6 10,3 EDP Bandeirante EDP Escelsa 1T11 1T12 1T13 - Indicadores de Qualidade O DEC aumentou comparativamente ao mesmo período do ano anterior em ambas as distribuidoras do Grupo, sendo na EDP Bandeirante um acréscimo de 0,62 hora (6,84%) e na EDP Escelsa, aumento de 0,11 hora (1,04%). O aumento no indicador foi devido ao impacto de maior severidade das intempéries na área de concessão no primeiro trimestre de 2013, principalmente no mês de março, que ocasionaram maior tempo para reestabelecimento das ocorrências. O FEC na EDP Bandeirante apresentou queda no período sendo 0,49 vezes (-7,71%) e na EDP Escelsa o indicador apresentou aumento 0,09 vez (1,40%). Ambas distribuidoras mantiveram-se dentro dos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. A EDP Energias do Brasil continuará empenhada em reduzir o nível do DEC através de investimentos na rede de distribuição para elevar a qualidade do serviço prestado a seus clientes. DEC (horas) FEC (vezes) 9,08 9,70 10,55 10,66 6,32 5,84 6,43 6,52 Meta Anual Regulatória ANEEL EDP Bandeirante: DEC 9,36 / FEC: 8,07 EDP Escelsa: DEC: 10,38 / FEC: 8,13 24 Band 1T12 Band 1T13 Escelsa 1T12 Escelsa 1T13 Band 1T12 Band 1T13 Escelsa 1T12 DEC: duração equivalente de interrupção por cliente FEC: frequência equivalente de interrupção por cliente Escelsa 1T13

25 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 1T13, as distribuidoras do grupo constituíram um Ativo Regulatório de R$ 42,0 milhões 1 enquanto no 1T12 foi constituído um Ativo Regulatório de R$ 3,6 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): Conforme decreto 7.945/2013, o saldo de ativo e passivo regulatório constituído no 1T13 está líquido dos aportes da CDE contabilizados no resultado, detalhados no capítulo dos gastos não gerenciáveis. A transferência de recursos da CDE foi realizada pela ANEEL, através da Eletrobrás, que transferiu os fundos diretamente para a CCEE. A CCEE, por sua vez distribuiu os recursos recebidos para cada uma das distribuidoras. Os recursos serviram para neutralizar o aumento do custo do encargo de segurança energética (ESS), alem dos custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física e a exposição involuntária ao PLD. Portanto, o montante total de R$ 134,1 milhões não foi contemplado no saldo de ativo e passivo regulatório demonstrado no quadro acima Comercialização BANDEIRANTE ESCELSA Ativos Regulatórios 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 Constituição de CVAs 168, , , , ,801 40,571 85,792 52,509 94, ,718 Amortização de CVAs , ,175 74,782 3, ,759 8,517 4,866 Subsídio Baixa Renda 9,219 13, ,417 15, Déficit do PLPT Repasse Sobrecontratação 24,519 27,011 30,498 16,794 10,400 32,687 37,445 17,973 7,057 29,360 Subsídios e outros 65,385 86,410 11,590 10,256 5,984 93,493 98,505 51,418 83,264 91,714 Saldo Final 267, , , , , , , , , ,658 Passivos Regulatórios 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 Constituição de CVAs (134,223) (142,733) (157,009) (18,304) (46,630) (42,257) (47,824) (13,764) (7,035) (16,678) Amortização de CVAs (32,956) (21,970) (24,594) (18,028) (31,639) (16,618) (16,614) Neutralidade Parcela A (22,567) (32,211) (4,746) (2,481) (830) (6,482) (9,780) (7,374) (7,325) (9,928) Repasse Sobrecontratação (19,857) (26,372) (7,663) (5,019) (8,895) (29,634) (22,975) (5,128) (9,331) (4,268) Outros Passivos Regulatórios (109,756) (168,968) (81,981) (90,787) (101,432) (55,012) (69,258) (15,606) (47,446) (79,462) Saldo Final (286,403) (370,284) (251,399) (149,547) (179,757) (157,979) (167,865) (73,511) (87,755) (126,950) Total Líquido (19,263) 21,041 93, , ,210 25,822 70,370 91, , ,708 Impacto no Resultado do Tri 28,712 13,269 Itens em R$ mil ou % 1T13 1T12 Var. Receita Líquida ,3% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) 94,4% Margem Bruta ,9% Gastos gerenciavéis (5.082) (3.275) 55,2% Depreciação e amortização (71) (70) 1,4% EBITDA ,5% Margem EBITDA 9,7% 9,9% -0,2 p.p. Lucro Líquido ,6% O volume de energia comercializada totalizou 2.921,8 GWh no 1T13 em comparação aos 2.511,8 GWh no 1T12, apresentando aumento de 16,3%, reflexo da estratégia de negociações de longo prazo e sazonalização concentrada no início do ano, no qual a companhia alocou os resultados de 2013 no primeiro trimestre do ano, se beneficiando do incremento médio do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no 1T13 (média de R$ 326,30/MW). No 1T13, a receita líquida apresentou aumento de 93,3% em relação ao mesmo período de 2012, reflexo do incremento do volume, da estratégia de gestão de portfólio mencionada acima, além do aumento de 68,7% no preço médio de venda de 1 Considera itens financeiros 25

26 energia praticado pela comercializadora. O incremento de 94,4% 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 e dos reajustes anuais dos contratos bilaterais corrigidos pela inflação. Os gastos gerenciáveis aumentaram 55,2% no 1T13 devido, principalmente, ao aumento de pessoal e a constituição de provisão para devedores duvidosos, fruto do rateio de inadimplência na CCEE. No trimestre, o EBITDA teve aumento de 88,5% e o Lucro Líquido alcançou R$ 33,0 milhões, com aumento de 86,6% comparado ao 1T12. Volume de Energia Comercializada (GWh) Vendas 1T12 Vendas 1T13 Compras 1T13 Outros Empresas do Grupo ENBR 6. Mercado de Capitais 6.1. Desempenho das Ações Em 31 de março de 2013, as ações da EDP Energias do Brasil estavam cotadas a R$ 12,12, encerrando o 1T13 com valorização de 1,0%, superando o desempenho do Ibovespa e do Índice de Energia Elétrica (IEE), que se desvalorizaram 7,5% e 3,6%, respectivamente, no mesmo período. O valor de mercado da Companhia em 31 de março de 2013 era de R$ 5,8 bilhões em comparação a R$ 5,7 bilhões em 31 de dezembro de 2012, considerando as cotações de fechamento com ajuste de proventos nas respectivas datas. As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões do 1T13, totalizando 132,6 milhões de ações negociadas no período, com uma média diária de 2.247,4 mil ações. O volume financeiro totalizou R$ 1.616,9 milhões no período, com volume médio diário de R$ 27,4 milhões. EDP Energias do Brasil (ENBR3) +1,0% 12,00 12,12 Cotação em 31/12/2012 Cotação em 31/03/2013 Nota: Cotações históricas ajustadas para proventos. 29,1 Volume Médio Diário (R$ milhões) 27,4 20,4 22,0 23,0 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 26

27 6.2. Capital Social Em 31 de março 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* Base acionária* 19,2% 2,4% 80,8% 97,6% Nacional Internacional *ações em circulação (31/03/2013) Pessoas Físicas Pessoas Jurídicas O gráfico abaixo mostra a distribuição geográfica das ações que compunham o free float da EDP Energias do Brasil em 31 de março de 2013: 19,2% 6,2% 1,7% 1,6% 26,7% 44,5% Ásia América Latina América do Norte Europa Oceania Brasil *América Latina não inclui as ações do Brasil 27