Release de Resultados. EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 245 milhões no 3T12

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1 Release de Resultados 3T12 EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 245 milhões no 3T12 São Paulo, 31 de outubro 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 terceiro trimestre de 2012 (3T12). As informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram objeto de revisão por parte dos auditores independentes. Principais Indicadores Indicadores 3T12 3T11 Var. 2T12 Var. 9M12 9M11 Var. Econômico- Financeiro (R$ mil) Receita Operacional Líquida (1) ,0% ,1% ,7% Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 41,7% ( ) 15,4% ( ) ( ) 29,2% Margem Bruta (1) ,2% ,3% ,6% Gastos Gerenciáveis (2) ( ) ( ) 13,3% ( ) 19,6% ( ) ( ) 4,8% EBITDA (3) ,5% ,0% ,6% Lucro Líquido ,7% ,0% ,3% Capex ,3% ,5% ,6% Dívida Líquida ,2% ,2% ,2% Evolução do Mercado (GWh) Total Energia Distribuída ,3% ,1% ,9% Total Energia Vendida- Geração ,4% ,1% ,1% Total Energia Comercializada ,0% ,7% ,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. Destaques Receita líquida consolidada, excluindo receita de construção, alcançou R$ 1.557,7 milhões no 3T12, 18,0% acima do 3T11; Gastos Não Gerenciáveis: R$ 1.076,9 milhões no 3T12, com aumento de 41,7% em relação ao 3T11, em função do aumento do custo de aquisição de energia face ao aumento do PLD; Margem Bruta: R$ 480,9 milhões no 3T12, com redução de 14,2% comparado ao 3T11; Gastos gerenciáveis (sem depreciação, amortização e custo de construção): R$ 235,9 milhões no 3T12, com aumento de 13,3% em relação ao 3T11; EBITDA: R$ 244,9 milhões no 3T12, redução de 30,5% em relação ao do 3T11. Considerando os ajustes de saldo regulatório, da provisão das receitas de ultrapassagem e os eventos não recorrentes, o EBITDA seria de R$ 355,4 milhões no 3T12. Resultado Financeiro: R$ 70,4 milhões, 5,7% abaixo do 3T11; Lucro líquido: R$ 9,5 milhões no 3T12, redução de 89,7% em comparação ao 3T11. Considerando os ajustes de saldo regulatório e da provisão das receitas de ultrapassagem, o Lucro Líquido seria de R$ 77,0 milhões no 3T12, comparado a R$ 106,6 milhões no 3T11; Endividamento bruto: R$ 4.244,7 milhões em setembro de 2012, 12,3% acima de junho de 2012, impactado pela emissão de R$ 450 milhões em debêntures na EDP Energias do Brasil; Dívida Líquida/EBITDA: 2,6X em setembro/2012, comparado a 2,2X em junho/2012; Evento subsequente: Aumento tarifário de 7,29% na EDP Bandeirante com resultado do efeito combinado dos processos de Revisão e Reajuste aprovados pela ANEEL em outubro de Desdobramento Total de ações Ações em tesouraria Free float (30/09/2012) Valor de mercado (30/09/2012) Antes (49%) RS milhões Depois ações (49%) R$ milhões Teleconferência com Webcast em 01/11/2012 Dados para conexão: Português/Inglês: 15h Brasil: +55 (11) EUA: +1 (855) Outros: +1 (786)

2 Índice 1. Eventos do Período 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro Receita Operacional Líquida Deduções à Receita Operacional Gastos Operacionais Gastos Não-Gerenciáveis Gastos Gerenciáveis EBITDA Lucro Líquido Investimentos Desempenho por Área de Negócios Geração Distribuição Comercialização Mercado de Capitais Desempenho das Ações Capital Social Eventos Subsequentes 29 ANEXOS 31

3 1. Eventos do Período EDP Bandeirante recebeu prêmio ABRADEE No dia 4 de julho de 2012, a EDP Bandeirante foi premiada pela ABRADEE - Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica na categoria de "Evolução do Desempenho". Esta categoria do Prêmio ABRADEE avalia a evolução de 5 critérios (Gestão Operacional, Satisfação do Cliente, Gestão Econômico-Financeira, Qualidade de Gestão, Responsabilidade Social) comparativamente com os resultados dos últimos 3 anos. Usina Termelétrica Pecém I Conforme já comunicado ao mercado, no dia 08 de julho de 2012, a EDP - Energias do Brasil S.A. firmou um acordo para assumir a gestão da obra da Usina Termelétrica Energia Pecém I, através da aquisição, em conjunto com a MPX Energia S.A. em iguais proporções, de 100% das ações da MABE Brasil Ltda. Essa operação permitiu à Companhia assumir a administração das obras, evitando interrupções nos trabalhos em curso e garantindo uma gestão eficaz do empreendimento até sua conclusão. A aquisição foi aprovada pelo CADE em 26 de setembro de 2012, no entanto, ainda está sujeita a condições suspensivas pendentes. A Usina Termelétrica Pecém I não iniciou a operação comercial das duas turbinas no prazo concedido pela ANEEL (23 de julho de 2012), pelo que teve que cumprir com seus compromissos de recomposição de lastro estabelecidos nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) por meio de aquisição de contratos de energia de terceiros. O custo de aquisição de energia no 3T12 foi de R$ 74,5 milhões, dos quais R$ 51,6 milhões foram repassados às distribuidoras contratantes da energia de Pecém. Em 12 de julho de 2012 a UTE Pecém I solicitou à ANEEL que o artigo 3º da Resolução Normativa nº 165/2005 seja integralmente afastado e autorizado o pagamento mensal do menor valor entre: (i) o contrato de compra de energia celebrado pela usina para lastrear sua venda no Ambiente de Contratação Regulada, e; (ii) o preço da energia no contrato de venda original, entendido, para os CCEARs por disponibilidade, como o custo que o consumidor teria caso a usina estivesse em operação comercial. Revisão e Reajuste Tarifários da EDP Bandeirante As condições definitivas do 3º ciclo de Revisão Tarifária da EDP Bandeirante, bem como do reajuste tarifário, foram definidas em outubro de Essas condições estão descritas no item Eventos Subsequentes deste relatório e as Notas Técnicas completas podem ser acessadas no site da ANEEL ou no site de relações com investidores na seção Notas Técnicas. Reajuste tarifário anual da EDP Escelsa Conforme comunicado ao mercado em 31 de julho de 2012, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou o reajuste tarifário anual médio de 14,29%, aplicado às tarifas da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ESCELSA, desde 7 de agosto de 2012, sendo 6,78% relativo ao reajuste tarifário anual econômico e 7,51% referente aos componentes financeiros pertinentes. Considerando-se ajustes financeiros já incluídos nas tarifas da EDP Escelsa, associados à recuperação relativa a períodos passados, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos será de 11,33%. Emissão de Debêntures EDP Energias do Brasil S.A. Em 6 de setembro de 2012, a EDP Energias do Brasil S.A. concluiu emissão de Debêntures no valor de R$ 450 milhões. As Debêntures possuem prazo de 18 meses, com pagamento de juros e amortização em fevereiro de A emissão obteve classificação de crédito Aa2.br pela Agência Moody s e seu custo foi definido em processo de bookbuilding em 105,50% do CDI. 3

4 Medida Provisória 579 Em 11 de setembro de 2012, a Presidência da República editou a Medida Provisória nº 579 (MP), dispondo sobre a sistemática de renovação de concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária. A MP extinguiu os encargos setoriais relacionados à Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e à Reserva Global de Reversão (RGR), além de reduzir em 75% a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Adicionalmente, foram estabelecidos critérios para a prorrogação de concessões. O tratamento dessas concessões busca a captura da amortização e depreciação dos investimentos realizados nos empreendimentos de geração e nas instalações de transmissão e de distribuição de energia elétrica, em benefício da modicidade tarifária. Com estas medidas, o Governo Federal estima alcançar uma redução de média de 20% nas tarifas de energia ao consumidor final (16,2% na tarifa dos consumidores residenciais e até 28% na tarifa dos consumidores industriais atendidos pelas distribuidoras). A divulgação dessa MP gerou uma série de incertezas por parte do mercado. No entanto, as novas regras estipuladas pelo governo, no que se refere à renovação das concessões, não afeta diretamente a EDP Energias do Brasil, uma vez que os primeiros vencimentos de concessões de geração só ocorrem em Além disso, a prorrogação automática das concessões nos mesmos termos vigentes não foi uma premissa considerada nas avaliações de investimentos da Companhia. MFS Investment Management passa a deter 5,17% das ações da companhia Conforme comunicado ao mercado em 17 de setembro de 2012 a MFS Investment Management passou a deter, no consolidado, (vinte e quatro milhões, seiscentas e vinte e uma mil, novecentas e oitenta e oito) ações da EDP Energias do Brasil, correspondente a 5,17% do seu capital social. A MFS declarou que esta participação nas ações da Companhia não visa nem resulta em qualquer alteração do controle acionário da Companhia ou de sua estrutura administrativa e tem finalidade de investimento. 4

5 2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1. Receita Operacional Líquida Composição da Receita Líquida* - 3T12 Receita Líquida (R$ milhões)* Comercialização 20% % 343 Distribuição 60% 944 7% Geração 20% 27% T11 3T12 Geração Distribuição Comercialização *Não considera as eliminações intragrupo de R$ 139 milhões no 3T12 e de R$ 128 milhões no 3T11 e receita de construção de R$ 67 milhões no 3T12 e de R$ 97 milhões no 3T11. No 3T12, a receita operacional líquida consolidada atingiu R$ 1.624,3 milhões e apresentou aumento de 14,6%, em comparação ao mesmo período do ano anterior. Excluindo a receita de construção, a receita operacional do 3T12 foi de R$ 1.557,7 milhões, 18,0% superior ao 3T11. No acumulado do ano, a receita operacional liquida atingiu R$ 4.587,7 milhões, 7,2% superior ao ano de Excluindo a receita de construção, a receita operacional nos 9M12 foi de R$ 4.437,6 milhões, 9,7% superior ao mesmo período do ano anterior. Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram: Na Geração O volume de energia vendida pelas geradoras do grupo no 3T12 alcançou 2.012,3 GWh, com redução de 7,4% em relação ao 3T11. O volume acumulado de energia vendida em 2012 totalizou 6.189,7 GWh, com aumento de 0,1% em relação a O preço médio da geração foi de R$ 175,21/MWh no 3T12, 34,9% superior ao verificado no 3T11, devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada, diferença de sazonalização entre os períodos e impacto positivo na receita de curto prazo com venda de excedente de geração, devido ao incremento do PLD (preço médio de R$ 131,09 /MWh) comparado ao 3T11 (R$ 21,29/MWh). Aumento consolidado de R$ 25,0 milhões em Energia de Curto Prazo, principalmente em Enerpeixe e Lajeado, devido ao aumento do preço de venda da sobra de energia gerada, decorrente do aumento do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no 3T12 (média de R$ 130,52/MW) comparado ao 3T11 (média de R$ 21,29/MW). Na Distribuição O volume de energia vendida a clientes finais alcançou 3.641,9 GWh, permanecendo estável no 3T12 em relação ao 3T11 (-1,8% na EDP Bandeirante e +3,2% na EDP Escelsa). O volume de energia em trânsito (clientes livres e concessionárias) alcançou 2.367,6 GWh no 3T12, com redução de 0,3% em relação ao 3T11 (-2,5% na EDP Bandeirante e +2,6% na EDP Escelsa), devido, principalmente, ao arrefecimento da produção industrial em São Paulo. Receita de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 744,4 milhões no 3T12 (R$ 737,8 milhões no consolidado), com aumento de 5,6% em comparação ao 3T11 (+0,4% na EDP Bandeirante e +13,8% na EDP Escelsa). Na 5

6 EDP Bandeirante, destaque para o arrefecimento do mercado industrial. Na EDP Escelsa, o aumento da TUSD é decorrente, principalmente do aumento do consumo de clientes cativos, além do reajuste tarifário ocorrido em agosto de Redução de R$ 5,0 milhões na rubrica de Fornecimento Não Faturado, devido a variações das alíquotas efetivas de PIS/COFINS no período, que resultaram em um impacto negativo para as duas distribuidoras, -3,2% para EDP Bandeirante e -3,0% para a EDP Escelsa (-R$ 4,4 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 0,7 milhão na EDP Escelsa). A EDP Bandeirante provisionou no 3T12 montante de R$ 9,6 milhões referente ao faturamento de Receita por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente, conforme resolução normativa ANEEL 463/11, ainda em discussão judicial. Essa provisão é registrada como obrigação especial sem qualquer efeito no caixa da Companhia. Incremento médio de 10,0% da tarifa na EDP Escelsa no 3T12 em comparação ao 3T11, principalmente em função do reajuste tarifário aplicado em agosto de 2012, que trouxe incremento real de 13,84% às tarifas vigentes. Na EDP Bandeirante, a postergação da revisão tarifária manteve as tarifas vigentes no 3T12 nos mesmos níveis do 3T11, entretanto, o arrefecimento da classe industrial e a queda nos chamados consumo ponta e demanda ponta geraram uma redução de 1,0% na tarifa média. Na Comercialização: O volume de energia comercializada totalizou 2.936,6 GWh no 3T12, com aumento de 14,0% em comparação ao 3T11. No acumulado de 2012, o volume de energia comercializada totalizou 8.150,0 GWh em comparação aos 7.555,4 GWh no mesmo período do ano anterior, apresentando aumento de 7,9%. Ambos os aumentos são reflexo da estratégia de negociações de longo prazo e das vendas do 13º leilão de ajuste, ocorrido em 14/06/2012. O preço médio de venda praticado pela comercializadora do Grupo aumentou 29,7% em relação ao 3T11, devido ao incremento do PLD médio no 3T12 frente ao 3T11, aumento das vendas de longo prazo com preço mais elevado, além dos reajustes anuais dos contratos corrigidos por inflação. Outras Receitas Operacionais: O aumento de R$ 42,1 milhões entre os períodos comparados deve-se, principalmente, à receita de arrendamento da usina de Lajeado, cujas premissas de cálculo, vinculadas à inflação, sofreram atualizações, além do efeito da energia de curto prazo da comercialização. 6 Receita Operacional Líquida (R$ mil) 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var. Clientes Cativos ,9% ,0% Residencial ,5% ,0% Industrial ,8% ,0% Comercial ,9% ,1% Rural ,5% ,8% Outros ,5% ,5% (-) Transferência para TUSD - clientes cativos (1) ( ) ( ) 7,1% ( ) ( ) 4,9% Fornecimento não Faturado ,4% (4.996) n.d. Total Fornecimento ,4% ,5% Suprimento de Energia elétrica ,3% ,4% Energia de curto prazo ,1% ,7% Comercialização ,7% ,0% Total Suprimento ,6% ,1% Fornecimento e suprimento ,7% ,6% Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) ,0% ,6% Receita de construção ,3% ,0% Outras receitas operacionais ,3% ,9% Sub-total ,6% ,7% (-) Deduções à receita operacional ( ) ( ) 4,2% ( ) ( ) 9,5% Receita operacional líquida ,6% ,2% Receita operacional sem construção ,0% ,7% (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.

7 Deduções à Receita Operacional No 3T12, as deduções à receita totalizaram R$ 354,3 milhões, com aumento de 4,2% sobre o mesmo período do ano anterior. A variação é explicada, principalmente, por: Aumento de 4,9% (R$ 3,6 milhões) no encargo de CCC (Conta de Consumo de Combustível), por acréscimo do encargo estipulado pelo regulador nas datas de revisão e reajuste tarifários das distribuidoras, considerando alteração na sistemática do cálculo e reembolso deste encargo. Aumento de 9,6% (R$ 5,4 milhões) na conta de CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), pelo acréscimo do encargo estipulado por decisão da ANEEL. Para as concessionárias de distribuição, as quotas anuais da CDE para o ano de 2012 são obtidas por atualização da quota do ano de 2011, observando-se dois componentes: crescimento de mercado (cativo e livre) e a variação do IPCA de setembro de 2010 a agosto de 2011; Redução de 54,2% (R$ 16,8 milhões) no encargo de RGR (Reserva Global de Reversão), devido à constituição da reserva em setembro de 2011, retroativa a janeiro de A constituição da RGR estava prevista por lei com prazo de vigência até dezembro/2010. No entanto, a constituição dessa reserva havia sido prorrogada em setembro de 2011, por Medida Provisória até Vale mencionar que este encargo será extinto a partir de 2013, conforme Medida Provisória 579, de 11 de Setembro de 2012, Aumento de 13,4% (R$ 20,6 milhões) em PIS/COFINS, proporcional ao aumento da receita operacional total. Deduções à receita operacional 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var. P&D (12.627) (12.402) 1,8% (36.412) (36.817) -1,1% Outros encargos (13.964) (12.854) 8,6% (41.405) (36.339) 13,9% CCC (77.407) (73.778) 4,9% ( ) ( ) 10,2% CDE (61.185) (55.820) 9,6% ( ) ( ) 9,6% RGR (14.187) (30.981) -54,2% (37.798) (29.473) 28,2% PIS/COFINS ( ) ( ) 13,4% ( ) ( ) 8,7% ICMS (637) (525) 21,3% (1.736) (1.517) 14,4% ISS (338) (237) 42,6% (800) (597) 34,0% Total ( ) ( ) 4,2% ( ) ( ) 9,5% 2.2. Gastos Operacionais Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, totalizaram R$ 1.399,1 milhões no 3T12, o que representa aumento de 33,3% sobre o 3T11. Gastos Operacionais (R$ milhões) Composição dos Custos Operacionais - 3T12 Gerenciáveis 18% 3T11 3T12 Não- Gerenciáveis 82% Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação e custos de construção. 7

8 Gastos Não-Gerenciáveis Os gastos não-gerenciáveis estão relacionados à compra de energia, encargos de uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da ANEEL que, em conjunto, somaram R$ 1.076,9 milhões, com incremento de 41,7% no 3T12, em relação ao mesmo período do ano anterior. Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil) 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var. Energia Comprada para Revenda ( ) ( ) 52,1% ( ) ( ) 35,7% Moeda estrangeira - Itaipu ( ) (95.127) 19,6% ( ) ( ) 17,5% Moeda nacional ( ) ( ) 58,5% ( ) ( ) 39,2% Encargos de uso e conexão ( ) ( ) 8,7% ( ) ( ) 8,3% Outros (9.983) (9.654) 3,4% (38.762) (35.539) 9,1% Taxa de Fiscalização (3.185) (3.434) -7,3% (10.776) (10.353) 4,1% Compensações Financeiras (6.798) (6.220) 9,3% (27.986) (25.186) 11,1% Total dos Gastos Não-Gerenciáveis ( ) ( ) 41,7% ( ) ( ) 29,2% A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 880,1 milhões, com incremento de 52,1% em relação ao 3T11, 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 devido a uma condição hidrológica menos favorável. O valor da energia comprada de Itaipu (moeda estrangeira) aumentou R$ 18,7 milhões, apesar da diminuição do volume, em função da elevação do preço médio de aquisição no 3T12 (R$ 108,32/MWh) comparado ao 3T11 (R$ 88,50/MWh), principalmente em virtude da valorização de 24,0% do dólar médio no 3T12 (R$ 2,03), comparado ao 3T11 (R$ 1,64). No que se refere às compras de energia em moeda nacional, destaca-se: Na Distribuição: A exemplo do ocorrido no 2T12, o PLD permaneceu num patamar elevado, alcançando a média de R$ 131,09/MWh no 3T12, e 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. Quando o PLD atinge um valor acima do custo variável de geração térmica, as térmicas passam a ser despachadas com o objetivo de manter o equilíbrio do sistema. Dessa forma, em decorrência do aumento do PLD, os preços de compra de energia aumentaram no 3T12, constituindo-se CVA positiva de R$ 76,7 milhões no trimestre, passível de recuperação nos reajustes tarifários futuros (R$ 59,2 milhões na EDP Bandeirante e R$ 12,7 milhões na EDP Escelsa). Além disso, também contribuíram para o aumento dos custos, o início do suprimento de dois novos produtos (conjunto de contratos oriundos de um mesmo leilão de energia, com mesmo período de suprimento e fonte de energia) em janeiro de 2012, necessários ao atendimento do crescimento do mercado. Na Geração: No 3T12 foram realizadas mais compras de energia do que no mesmo período de 2011 devido, principalmente, à aquisição de energia para recomposição de lastro, no valor de R$ 74,5 milhões, em função do atraso para entrada em operação da Usina Termelétrica Energia Pecém I. Vale destacar que uma parcela dos custos incorridos, no valor de R$ 51,6 milhões, foi repassada às distribuidoras contratantes da energia da Usina Termelétrica Energia Pecém I. Os encargos de uso e conexão apresentaram aumento de 8,7% no 3T12, quando comparados ao 3T11. Esse aumento decorre, principalmente, de acréscimo nas distribuidoras proveniente dos encargos de energia de reserva em função de início de suprimento de energia elétrica proveniente de fonte eólica, objeto do 2º Leilão de Energia de Reserva, com o início do suprimento em julho de A variação de -7,3% no 3T12 na taxa de fiscalização, quando comparada ao 3T11, foi decorrente da compensação do ajuste contábil na geração referente ao 2T12. 8

9 As compensações financeiras tiveram acréscimo de 9,3% no 3T12 em razão do crescimento da geração realizada no período (+3,01% em relação ao 3T11, alcançando 1.429,7 GWh), base para cálculo desse encargo, além do aumento da tarifa anual (+6,6%) utilizada para a apuração do valor Gastos Gerenciáveis Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 235,9 milhões, com aumento de 13,3% no 3T12 em relação ao 3T11. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros. Os gastos gerenciáveis no acumulado do ano apresentaram aumento de 4,8%, enquanto a inflação acumulada ficou em 8,1% (IGP-M) e 5,3% (IPCA). Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var. Pessoal (80.109) (68.723) 16,6% ( ) ( ) 16,2% Material (8.463) (8.479) -0,2% (21.051) (20.390) 3,2% Serviços de terceiros (84.646) (85.853) -1,4% ( ) ( ) 7,5% Provisões (25.520) (19.455) 31,2% (55.493) (53.610) 3,5% Outros (37.203) (25.736) 44,6% (69.976) (93.832) -25,4% Total PMSO ( ) ( ) 13,3% ( ) ( ) 4,8% Custo com construção da infraestrutura (66.553) (96.841) -31,3% ( ) ( ) -35,0% Depreciação e amortização (86.330) (81.548) 5,9% ( ) ( ) -4,6% Total dos gastos gerenciáveis ( ) ( ) 0,6% ( ) ( ) -5,8% IGP-M (últimos 12 meses)* 8,1% IPC-A (últimos 12 meses)** 5,3% * Fonte: FGV **Fonte: IBGE As principais variações no 3T12 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo: Aumento de R$ 11,4 milhões na conta de gastos com Pessoal (+16,6%), com destaque para os seguintes fatores: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) Reajuste salarial médio de 8,3% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em maiores encargos sobre folha de pagamento, além de movimento de primarização de mão de obra nas áreas comercial e técnica das distribuidoras (+R$ 4,0 milhões); Maiores gastos com provisionamento de PLR no período, devido aumento da folha de pagamentos (+R$ 1,7 milhão); Maiores gastos com assistência médica e odontológica, reflexo dos reajustes contratuais (+ R$ 1,3 milhão); Menor capitalização de mão de obra no 3T12(+R$ 2,6 milhões); Incremento dos gastos com benefícios (vale alimentação, refeição e convênio farmácia) em decorrência da aplicação do índice de reajuste e maior número de colaboradores no grupo: no 3T12 comparado a no 3T11 (+R$ 1,7 milhão); e Menores gastos de indenizações com desligamentos (-R$ 1,1 milhão). Na conta Materiais, o decréscimo de 0,2%, deve-se, principalmente, à economia de materiais prevista em iniciativa do Profit Assurance das distribuidoras. No item Serviços de Terceiros, o decréscimo de R$ 1,2 milhão (-1,4%) entre os trimestres deve-se a: (i) (ii) (iii) (iv) Menores gastos com conservação e reparação do sistema elétrico resultante da redução de alguns serviços e das equipes de iluminação pública reflexo do efeito da primarização na EDP Bandeirante. Além disso, no 3T11, houve maiores gastos em função do Plano adicional de manutenção preventiva (-7,4 milhões); Repasse dos reajustes contratuais dos prestadores de serviços (+3,4 milhões); Maiores gastos com consultorias (+1,5 milhões); Gastos com reforma e melhoria das instalações da regional de São José dos Campos e na sede administrativa em São Paulo (+R$ 0,9 milhão). 9

10 No item Provisões, o aumento de 31,2% no 3T12 em relação ao 3T11 reflete, principalmente: (i) Aumento das provisões para contingências referentes aos processos trabalhistas e cíveis (+R$ 5,1 milhões) (ii) Redução de provisão na rubrica de devedores duvidosos devido, principalmente, a reversão do montante de parcelamento em função da renegociação na Escelsa (-R$ 1,2 milhão); O aumento de R$ 11,5 milhões na rubrica Outros é resultado principalmente pelos seguintes fatores: (i) Efeito não recorrente de ajustes de inventário de almoxarifado de ativos circulantes relacionados que se tornaram obsoletos e sucata (+R$ 6,1 milhões sendo +R$ 4,9 milhões em 2012 e +R$ 1,8 milhão em 2011); (ii) Gastos a maior com aluguéis e condomínio de imóveis em função dos reajustes contratuais e necessidades de novas locações para lojas de atendimento ao cliente na distribuição conforme Resolução da ANEEL nº 414 (+R$ 0,8 milhão); (i) Efeito não recorrente do reembolso para Net Serviços referente pagamento de ICMS da ESC 90 (contrato de venda ocorrido em Ago/08); (+R$ 6,4 milhões). (ii) Efeito de estorno de depósitos judiciais referentes a processos favoráveis a companhia (-R$ 1,9 milhão); (iii) No 3T11, houve mais desativações/baixas de máquinas e equipamentos nas distribuidoras do Grupo (-R$ 3,6 milhões); (iv) Crédito de valores de inventário no 3T11 referente ao novo sistema de controle de almoxarifado na Investco (R$ +3,6 milhões). A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 86,3 milhões no 3T12, com aumento de 5,9% em relação ao mesmo período de 2011, 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 3T12, o EBITDA atingiu R$ 244,9 milhões, redução de 30,5% em relação ao mesmo período do ano anterior. Composição do EBITDA - 3T12 Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 190,5 milhões no 3T12, redução de 5,9% em relação ao 3T11, em decorrência, principalmente, da aquisição de energia para recomposição de lastro em função do atraso para entrada em operação da Usina Termelétrica Energia Pecém I. Distribuição 30% Comercialização 1% Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 82,8 milhões no 3T12, redução de 49,0% em relação ao 3T11, resultado da queda de 22,3% na margem bruta em função do aumento de gastos não gerenciáveis no período face à Geração elevação do custo de aquisição de energia. Esse efeito foi intensificado pelo 69% congelamento tarifário na EDP Bandeirante. Considerando o efeito da devolução retroativa, saldo de ativos e passivos regulatórios e a provisão das receitas de ultrapassagem, o EBITDA da Distribuição seria de R$ 182,0 milhões. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 3,9 milhões no 3T12, um aumento de 43,4% em relação ao 3T11, devido, principalmente, a estratégia de sazonalização dos contratos de compra, ao aumento do custo da energia comprada no trimestre, reflexo do aumento do PLD, além dos reajustes anuais dos contratos bilaterais corrigidos pela inflação. EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%) ,7% 15,7% 245 3T11 3T12 * Margem EBITDA exclui receita de construção 10

11 Formação do EBITDA (R$ milhões) (317) (27) 245 EBITDA 3T11 Receita Líquida Gastos não-gerenciáveis Gastos Gerenciáveis* EBITDA 3T12 *Exclui depreciação e amortização EBITDA ajustado (pró-forma e não auditado) Impactos do EBITDA 3T12 3T11 EBITDA Reportado em IRFS Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem Efeito da constituição do RGR em setembro de 2011, retroativa a janeiro de Efeito Não recorrente de ajustes de inventário de almoxarifado (1.800) Efeito Não recorrente do reembolso para Net Serviços Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* EBITDA Pro forma + Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios * Inclui os valores da Devolução retroativa da revisão tarifária da EDP Bandeirante 2.4. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ mil) 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var. Receita Financeira ,8% ,9% Receitas de aplicações financeiras ,2% ,8% Variação monetária e acréscimo ,3% ,0% SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis ,8% ,2% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (489) n.d ,2% Outras Receitas ,0% ,3% Despesa Financeira (87.351) (59.191) 47,6% ( ) ( ) -9,2% Variação monetária e acréscimo moratório (26.690) n.d. (60.934) (86.364) -29,4% Encargos de dívidas (80.550) (72.361) 11,3% ( ) ( ) 11,8% Benefícios pós-emprego (6.728) (5.303) 26,9% (20.190) (15.905) 26,9% Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente ,5% (3.889) n.d. Outras Despesas (10.336) n.d ,6% Resultado Cambial Líquido (20.534) (51.381) -60,0% (33.752) (43.647) -22,7% Total (70.444) (66.616) 5,7% ( ) ( ) -8,0% O resultado financeiro líquido consolidado no 3T12 foi negativo, totalizando R$ 70,4 milhões, 5,7% inferior ao 3T11. O resultado financeiro foi composto por: (i) receita de R$ 37,4 milhões, 14,8% abaixo do 3T11, (ii) despesa de R$ 87,4 milhões, 47,6% superior a do 3T11, e (iii) resultado cambial líquido negativo de R$ 20,6 milhões, em comparação a R$ 51,4 milhões também negativos no 3T11. 11

12 Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 3,8 milhões no resultado financeiro no comparativo trimestral estão descritos a seguir: Receita Financeira (i) Redução da receita de aplicações financeiras em função de menor saldo de caixa e disponibilidades entre os períodos e redução das taxas de juros vigentes (-R$ 7,7 milhões); (ii) Redução da receita financeira advinda da correção pela taxa Selic aplicada sobre tributos federais e contribuições sociais passíveis de compensação futura (-R$ 3,9 milhões); (iii) Aumento de Outras Receitas Financeiras em função, principalmente, de apuração de ganho não recorrente na aquisição de crédito tributário de ICMS na EDP Bandeirante no período (+R$ 4,0 milhões). Despesa Financeira (i) Maior despesa de atualização monetária do uso de bem público (-R$ 15,5 milhões); (ii) Reversão de despesa financeira de atualizações monetárias relacionadas a multas e juros do programa REFIS (programa de consolidação de débitos) da Secretaria da Receita Federal (SRF), em função da consolidação dos valores finais pela SRF em junho de 2011 (-R$ 11,6 milhões); (iii) Aumento de 11,3% da despesa de encargos devido, principalmente, à contratação de novos financiamentos a exemplo da emissão de debêntures na EDP Energias do Brasil e empréstimo ponte de Jari, além da provisão para pagamento de dividendos de ações preferenciais na Investco (-R$ 8,2 milhões); (iv) Redução de Outras Despesas Financeiras, em função, principalmente, de efeitos não recorrentes no 3T11: multas aplicadas pelo regulador e perdas no valor recuperável de ações da Rede Energia S.A. devido à marcação a mercado de ativos financeiros classificados como disponíveis para venda (CPC 38 instrumentos financeiros - perda de valor recuperável) (+R$ 15,5 milhões). Resultado Cambial Resultado negativo de variação cambial em moeda estrangeira de R$ 20,5 milhões, frente a resultado também negativo de R$ 51,4 milhões no 3T11. O dólar encerrou o 3T12 com valorização de 0,46% cotado a R$ 2,03 em comparação a uma valorização de 18,8% no encerramento do 3T11, cotado a R$ 1,85 (cotações de fechamento trimestrais), melhorando o resultado cambial Lucro Líquido O lucro líquido consolidado do 3T12 totalizou R$ 9,5 milhões, 89,7% 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) diferido que afetou a alíquota efetiva do tributo no período, conforme demonstrado no gráfico abaixo. A diferença de 8 p.p. na alíquota de IR/CS do 3T12 em relação ao 3T11 deve-se, principalmente, à provisão dos dividendos a pagar referentes às ações preferenciais da Investco e ao saldo positivo de liquidação da operação de hedge de Pecém, ambos sem a constituição de IR/CS diferidos. 40% Alíquota IR 32% Excluindo os eventos acima mencionados, a alíquota efetiva permaneceria em torno de 30%. Considerando os ajustes de saldo regulatório e da provisão das receitas de ultrapassagem, o lucro líquido seria de R$ 77,0 milhões, comparados a R$ 106,6 milhões no 3T11. 3T12 3T11 12

13 Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* 92 7,0% 0,6% 9 3T11 3T12 * Margem Líquida exclui receita de construção 92 Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) (80) 9 (27) 29 4 (5) (4) Lucro Liquido 3T11 Margem Bruta Gastos Gerenciáveis Dep & Amort Resultado Financeiro IR & CS Outros * Inclui resultado das participações societárias, participações de minoritários e partes beneficiárias. Lucro Líquido 3T12 3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 4.244,7 milhões em 30 de Setembro 2012, 12,3% acima do verificado em 30 de Junho de 2012 (R$ 3.781,3 milhões). Esse aumento resultou, principalmente, da emissão de R$ 450 milhões em debêntures na EDP Energias do Brasil, cujo destino será aporte no negócio de geração. Do total da dívida bruta, em 30 de Setembro de 2012, 9,3% estavam denominados em moeda estrangeira, 100% dos quais protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de hedge. Dívida Bruta por empresa (R$ milhões) EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém Jari EDP Holding Empréstimos Debêntures Nota: não considera eliminações intragrupo de R$ 34,7 milhões 13

14 A dívida líquida, considerando o valor de R$ 911,4 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 3.333,3 milhões em 30 de Setembro de 2012, aumento de 8,2% em relação a junho de 2012 (R$ 3.081,9 milhões), devido ao aumento do endividamento da Companhia, parcialmente compensado pelo aumento de 30,3% no saldo de caixa e disponibilidades em comparação a junho de 2012 (R$ 699,3 milhões). O custo médio da dívida do Grupo em setembro de 2012 era de 9,67% ao ano, em comparação a 9,44% em junho de 2012, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. O aumento do custo em relação ao trimestre anterior resulta, principamente, do incremento da dívida com a emissão debêntures da EDP Energias do Brasil, atrelada ao CDI. O prazo médio da dívida consolidada diminuiu para 4,7 anos em setembro de 2012 em comparação a 4,8 anos em junho de C.P L. P A dívida de curto prazo, em 30 de setembro de 2012, representava 11,3% do endividamento bruto da Companhia, Dívida Bruta Set.2012 (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida Set.2012 totalizando R$ 479,5 milhões, em comparação a R$ 548,8 milhões do final de junho de 2012, com queda de 12,6%. Desse montante, R$ 222,5 milhões são referentes à distribuição e R$ 263,4 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo. O endividamento de curto prazo da Usina Termelétrica Energia Pecém I totaliza R$ 101,5 milhões, 35,1% inferior ao registrado no 2T12, devido à amortização dos financiamentos. O endividamento total da Usina Termelétrica Energia Pecém I alcançou R$ 1.223,6 milhões, 2,6% menor que o do 2T12. Dívida Bruta por Indexador (30/09/2012) Dívida Bruta Curto / Longo prazo TJLP 34,5% Pré Fixada 5,6% 84% 89% 16% 11% CDI 59,9% 31/12/ /09/2012 Curto Prazo Longo Prazo Composição da Dívida Circulante (R$ milhões) * Valores EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém 2012 consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge 14

15 Cronograma de Vencimento da Dívida (R$ milhões)* Disponibilidade Após 2015 * Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge O desembolso de R$ 246,9 milhões até o terceiro trimestre de 2012 da linha de crédito referente ao empréstimo-ponte para construção da UHE Santo Antônio do Jari e o montante de R$ 300 milhões emitidos em debêntures para financiamento da compra da usina têm vencimento em 2013 e compõem a dívida de R$ 944 milhões a vencer nesse ano. O empréstimo-ponte será substituído por um financiamento de longo prazo, já aprovado junto ao BNDES, cujos detalhes estão explicados no item Eventos Subsequentes deste relatório, uma vez que a aprovação ocorreu após o fechamento do 3T12. A relação dívida líquida/ebitda encerrou o 3T12 em 2,6X. 1,5 x Dívida Líquida/EBITDA 2,2 x 1,9 x 1,8 x 2,6 x Set/11 Dez/11 Mar/12 Jun/12 Set/12 4. Investimentos Composição do Capex - 3T12 Os investimentos totalizaram R$ 239,3 milhões no 3T12 e estão divididos em: distribuição (R$ 68,2 milhões), geração (R$ 171,5 milhões) e outros (-R$ 405 mil). Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros no montante de R$ 544 mil na EDP Bandeirante e R$ 1,0 milhão na EDP Escelsa e deduzidos de obrigações especiais, sendo R$ 12,4 milhões na EDP Bandeirante e R$ 4,2 milhões na EDP Escelsa. Geração 71,6% Distribuição 28,4% Na EDP Bandeirante houve redução de 53,4% no investimento realizado no 3T12 em comparação ao mesmo período do ano anterior, uma vez que em 2011 a companhia realizou investimentos adicionais na rede com a finalidade de incrementar os indicadores da qualidade do serviço prestado e a eficiência operacional da rede. Ainda na EDP Bandeirante, no 3T12 houve contabilização de obrigações especiais no montante de R$ 12,4 milhões, que incluem o faturamento de Multas por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente de R$ 9,6 milhões. Na EDP Escelsa, as obrigações especiais no período totalizaram R$ 4,2 milhões. Considerando-se as obrigações especiais, o valor bruto de investimento das 15 Composição do Capex (R$ milhões) (405) 3T11 3T12 Outros Geração Distribuição

16 distribuidoras é de R$ 84,8 milhões (R$ 40,9 milhões na EDP Bandeirante e R$ 43,9 milhões na EDP Escelsa). Excluindo os juros capitalizados, o investimento totalizou R$ 83,1 milhões, 20,2% abaixo do realizado no 3T11. No segmento de geração, entre os trimestres comparáveis, os investimentos foram alocados, principalmente, na construção da Usina Termelétrica Energia Pecém I (34,2%) e na UHE Santo Antônio do Jari (52,6%). As demais variações são detalhadas abaixo: (i) Enerpeixe: A redução de 58,8% em relação ao 3T11 deve-se à redução de investimentos ambientais e à entrada em operação no 3T11 de ativos que estavam em construção ou reforma; (ii) Lajeado/Investco: Redução de 78,7% em relação ao 3T11 devido à capitalização, em 2011, de transformadores adquiridos no valor de R$ 12 milhões. Investimentos (R$ mil) 3T12 3T11 % 9M12 9M11 % Distribuição ,7% ,8% EDP Bandeirante ,4% ,6% EDP Escelsa ,7% ,5% Geração ,1% ,7% Enerpeixe ,8% ,0% Energest Consolidado ,0% ,5% Lajeado / Investco ,7% ,5% Pecém ,1% ,3% Jari n.d n.d. Outros (405) n.d ,1% Total ,3% ,6% Investimentos - Distribuição 3T12 3T11 % 9M12 9M11 % EDP Bandeirante Valor Liquido de Obrig. Especiais ,4% ,6% (+) Obrigações Especiais ,4% ,2% Valor Bruto ,8% ,9% (-) Juros Capitalizados* (544) (3.201) -83,0% (3.365) (9.520) -64,7% Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,4% ,8% EDP Escelsa Valor Liquido de Obrig. Especiais ,7% ,5% (+) Obrigações Especiais ,3% ,2% Valor Bruto ,4% ,3% (-) Juros Capitalizados* (1.083) (2.746) -60,6% (3.620) (7.730) -53,2% Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,3% ,3% Distribuição ,2% ,7% 5. Desempenho por Área de Negócios Itens em R$ mil ou % Geração Distribuição Comercialização Consolidado 3 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis ( ) (45.098) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Gastos gerenciavéis 2 (28.341) (25.281) ( ) ( ) (3.853) (3.101) ( ) ( ) Depreciação e amortização (38.547) (37.531) (46.167) (42.431) (69) (45) (86.330) (81.548) EBITDA Margem EBITDA 55,2% 74,2% 8,2% 17,2% 1,1% 1,2% 15,7% 26,7% Lucro líquido antes de minoritários Atribuível aos acionistas não controladores (8.666) (8.486) (43.516) (43.926) Lucro Líquido do Exercício Exclui receita de construção 2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção. 3 Consolidado: considera eliminações intragrupo 16

17 5.1. Geração Enerpeixe Energest Consolidado (1) Lajeado Consolidado (2) Pecém Geração Consolidado (3) Itens em R$ mil ou % 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 Var. Receita Líquida ,6% Gastos não-gerenciavéis (11.007) (11.169) (17.005) (11.518) (24.011) (22.419) (74.506) - ( ) (45.098) 180,6% Gastos gerenciavéis (5.262) (5.928) (13.420) (12.603) (6.335) (5.218) (2.081) (1.917) (28.342) (25.281) 12,1% Depreciação e amortização (12.334) (12.197) (5.003) (4.073) (16.613) (16.068) (53) (31) (38.547) (37.531) 2,7% EBITDA (25.000) (1.917) ,9% Margem EBITDA 82,7% 80,6% 53,7% 61,2% 77,3% 77,8% -48,5% n.d. 55,2% 74,2% -19,0 p.p. Atribuível aos acionistas não controladores - - (1.277) (1.812) (9.614) (9.999) - - (8.666) (8.486) 2,1% Lucro Líquido (23.606) (11.684) ,1% (1) Inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda, Evrecy S.A. e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo. (2) Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também integrava esse grupo. (3) Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Pecém, Terra Verde, Enercouto, Omega e Enernova. Gastos gerenciavéis 2 A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 345,3 milhões no 3T12, 26,6% acima do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal crescimento é resultante do aumento no preço médio de energia em 34,9%, parcialmente compensado pela redução do volume de energia vendida devido a maior alocação no primeiro semestre. Os gastos não gerenciáveis aumentaram 180,6%, impactados, principalmente, pela aquisição de lastro de energia, no valor de R$ 74,5 milhões, em função do atraso para entrada em operação da Usina Termelétrica Energia Pecém I. Deste montante, R$ 51,6 milhões foram repassados às distribuidoras contratantes da energia de Pecém. Esse efeito estendeu seus impactos sobre o resultado operacional e o lucro líquido do período. O EBITDA atingiu R$ 190,5 milhões no 3T12, 5,9% abaixo do apresentado no 3T11. O lucro líquido atingiu R$ 67,4 milhões, 25,1% abaixo do apresentado no 3T11. R$ 183 Energia Vendida e Preço Médio de Venda R$ R$ 137 R$ O volume de energia vendida no grupo no 3T12 alcançou 2.012,3 GWh, redução de -7,4% em relação aos 2.172,4 GWh vendidos no 3T11. O volume acumulado de energia vendida em 2012 totalizou 6.189,7 GWh, com aumento de 0,1% em relação aos 6.186,4 GWh vendidos no mesmo período de Esse resultado é reflexo da estratégia de sazonalização dos contratos de venda de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre deste ano Enerpeixe Energest Lajeado Total Energia Vendida (GWh) Preço Médio (R$/MWh) A sazonalização da energia vendida é definida pelos clientes, dentro do limite estabelecido no contrato, até dezembro do ano anterior. No momento da definição da sazonalização de 2012, que ocorreu no final de 2011, a situação hidrológica estava incerta com relação ao período úmido do início de 2012, o que indicava volatilidade dos Preços de Liquidação das Diferenças (PLD) no início do ano. Desse modo, a sazonalização dos contratos de energia seguiu esse perfil, protegendo o 1º semestre com alocação de maior volume no mesmo e menor volume no 2º semestre. No 3T12, o preço médio da geração foi de R$ 175,21/MWh, 34,9% superior ao verificado no 3T11, reflexo do aumento no preço médio da energia vendida em Enerpeixe (10,2%), Lajeado (18,1%) e Energest (9,5%), devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada e diferença de sazonalização entre os períodos. O aumento do PLD no 3T12 (preço médio de R$ 131,09 /MWh) comparado ao 3T11 (R$ 21,29/MWh) também contribuiu para elevação dos preços médios das geradoras no trimestre devido ao impacto positivo na receita de curto prazo com venda de excedente de geração. 17

18 O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia por trimestre desde 2010 e estimada para o 4T12: Venda Consolidada da Geração T 2T 3T 4T 2010 (GWh) 2011 (GWh) 2012 (GWh) estimado - Capacidade Instalada de Geração A capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil é de 1.831,8 MW no 3T12, incluindo a participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos. Com a entrada em operação comercial da Usina Termelétrica Energia Pecém I, a finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas em 2013, a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari em 2015 e a entrada em operação dos parques eólicos Baixa do Feijão I,II,III e IV em 2016, a capacidade instalada prevista atingirá MW. Capacidade Instalada (MW) 360 (1) (2) Repotenciação UTE Pecém Repotenciação UHE UHE 3T UHE Santo Mascarenhas Mascarenhas Antonio do Jari 2015 Baixa do Feijão (1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil. 18

19 - Status dos Projetos de Geração em Construção USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM I No final do 3T12, o projeto atingiu um progresso físico de 98,7% e o investimento correspondente à participação da EDP Energias do Brasil totalizou R$ 38,9 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 19,7 milhões. No acumulado do ano, o investimento totalizou R$ 181,0 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 58,1 milhões. O projeto encontra-se atualmente nos estágios finais de construção, tendo sido iniciado em 15 de outubro de 2012 o processo de sincronização relativo à Unidade I. Com a sincronização, a usina passou a fornecer energia ao SIN (Sistema Interligado Nacional), em caráter de teste, sendo remunerada pela energia efetivamente gerada de acordo com o PLD vigente no submercado Nordeste. Após o processo de sincronização será obtida a Declaração Comercial de Operação (DCO), a partir da qual a Usina passará a ser remunerada por uma receita fixa. A Unidade II encontra-se em estágio avançado de comissionamento, já tendo ocorrido o primeiro acendimento da caldeira (first fire) em 31 de agosto de Os próximos eventos previstos são: (i) processo de sopro de vapor; (ii) testes à turbina e gerador; (iii) ensaios de sincronização e (iv) serviço operacional. Evolução da construção da UTE Porto do Pecém I Atividade Peso Relativo Progresso Atingido Engenharia 3,8% 100,0% Suprimentos 69,4% 100,0% Construção 26,1% 96,1% Comissionamento e Partida 0,7% 61,7% 100,0% 98,7% No 3T12, ocorreu desembolso do BNDES para o projeto, no montante de R$ 61 milhões (para 100% do empreendimento). Não ocorreram desembolsos do BID (Banco Interamericano de Desenvolvimento) no período. O montante acumulado de desembolso do BID até o 3T12 era de US$ 319,8 milhões de um total de US$ 327,0 milhões. Com relação ao BNDES, esse montante alcançou R$ milhões de um total de R$ milhões. Outras informações sobre o projeto estão disponíveis nas seções Eventos do Periodo e Eventos Subsequentes 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 3T12, destacam-se as seguintes atividades realizadas ou ainda em execução pelo construtor: concretagem da casa de força e da área de montagem, lançamento das ensecadeiras da margem esquerda, início da escavação das estruturas de desvio e continuação da supressão vegetal nas áreas provisórias e definitivas. Nesse trimestre, também finalizou-se o processo de licitação do fornecimento da Casa de Força Secundária da UHE Santo Antônio do Jari. Em relação às atividades de meio ambiente, no 3T12 destacaram-se: Implantação dos controles ambientais no canteiro de obra; Início da produção de mudas de espécies nativas e de castanheiras; Assinatura de convênios com os Sistemas Nacionais e Municipais de Emprego (SINE/SIME) de Almeirim e Laranjal do Jari, com a Secretária Municipal de Educação de Laranjal do Jari; Reuniões de Acompanhamento Social dos Programas Ambientais e do Fórum de Discussão sobre a Atividade Pesqueira; Estão em andamento 35 programas referentes aos meios físico, biótico e socioeconômico do Projeto Básico Ambiental, composto ao todo por 38 programas ambientais. Em 16 de outubro de 2012, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou, por unanimidade, o financiamento para a construção da UHE Santo Antônio do Jari no valor de R$ 736,8 milhões, com prazo total de 18,5 anos, 19

20 sendo 16 anos para amortização tização e carência até 15 de junho de Mais detalhes estão disponíveis na seção Eventos Subsequentes deste relatório. Vistas de jusante e casa de força Distribuição Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante Distribuição EDP Escelsa 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 Var. Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis ,8% ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) 22,2% Margem Bruta ,3% Gastos gerenciavéis Depreciação e amortização (88.951) (90.835) (81.069) (72.077) ( ) ( ) 4,4% (20.950) (17.913) (25.217) (24.518) (46.167) (42.431) 8,8% EBITDA ,0% 3,7% 19,9% 14,3% 12,6% 8,2% 17,2% -9,0 p.p. (6.388) ,8% 1 2 Margem EBITDA Lucro Líquido 1 Excl ui recei ta de cons truçã o 2 Excl ui depreci a çã o, a morti za çã o e cus to de cons trução. A receita líquida consolidada da distribuição atingiu R$ 1.074,7 1.0 milhões no 3T12, 3,3% acima do registrado no mesmo período do ano anterior. Excluindo os efeitos de receita de construção, a receita operacional foi de R$ 1.008,2 milhões no 3T12, 6,8% acima do 3T11. Tal aumento justifica-se pelo reajuste tarifário anual médio de 14,29% aplicado às tarifas da EDP Escelsa, a partir de 7 de agosto de 2012, compensado parcialmente pela provisão na EDP Bandeirante no montante de R$ 9,6 milhões referente ao faturamento de receitas por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Energia Reativa Excedente no trimestre. Os gastos não gerenciáveis aumentaram 22,2%, impactados pelo aumento aumento do PLD, refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período e aumento dos encargos de uso e conexão, que apresentaram aumento de 8,7% no 3T12, quando comparados ao 3T11. Esse aumento decorre, principalmente, de acréscimo proveniente dos encargos de energia de reserva nas distribuidoras em função de início de suprimento de energia elétrica proveniente de fonte eólica, objeto do 2º Leilão de Energia Ener de Reserva, com o início do suprimento em julho de Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 82,8 milhões no 3T12, 49,0% abaixo do apresentado no 3T11. Considerando o efeito da devolução retroativa, o saldo de ativos e passivos regulatórios e a exclusão da provisão da receita de multa de ultrapassagem, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 182,0 1 milhões e o Lucro Líquido de R$ 78,0 milhões. 20

21 Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado) Mercado 3T12 EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição EBITDA Reportado em IFRS Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem T12 EDP EDP Bandeirante Escelsa Distribuição Lucro Reportado em IFRS (6.388) Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* Atualização Monetária Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem IR/CS (27.747) (7.064) (34.811) Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem * Inclui os valores da Devolução retroativa da revisão tarifária da EDP Bandeirante EDP EDP 9M12 Distribuição Bandeirante Escelsa EBITDA Reportado em IFRS Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem acumado EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem EDP EDP 9M12 Distribuição Bandeirante Escelsa Lucro Reportado em IFRS Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* Atualização Monetária dos Ativos e Passivos Regulatórios Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem acumado IR/CS (46.668) (25.487) (72.156) Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem * Inclui os valores da Devolução retroativa da revisão tarifária da EDP Bandeirante Energia vendida a clientes finais permaneceu estável no 3T12 em relação ao 3T11, uma vez que o aumento no consumo das classes residencial e comercial foi compensado pela redução verificada na classe industrial no mesmo período. Residencial e Comercial: estas classes apresentaram aumentos consolidados de consumo de 1,9% e 8,9%, respectivamente, no 3T12 em comparação ao 3T11, influenciadas pelo contínuo aumento da renda média nacional e redução na taxa de desemprego. Industrial: a redução de -8,8% no consumo industrial do 3T12 em comparação ao 3T11 refletem o arrefecimento da produção industrial nacional e migrações para o mercado livre, principalmente na área de concessão da EDP Bandeirante. Rural: o consumo da classe reduziu 8,8% no 3T12 em comparação ao 3T11, reflexo das condições climáticas e do menor número de dias de faturamento. A Energia em Trânsito Consolidada no Sistema de Distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, reduziu 0,3% no 3T12 em comparação ao mesmo período do ano anterior devido, principalmente, ao arrefecimento da produção industrial em São Paulo. 21

22 DISTRIBUIÇÃO - Base Tarifária unid. MWh KWh % % % Residencial ,9% 1,9% -1,0% Industrial ,8% -8,8% -12,1% Comercial ,0% 8,9% -1,0% Rural ,5% -8,8% -11,1% Outros ,9% 7,3% 3,3% (-) Transferido para Energia Trânsito (1) Energia Vendida Clientes Finais ,4% 0,0% -3,3% Suprimento ,0% -6,6% - Energia em Trânsito (USD) ,4% -0,3% - (+) Transferido dos Clientes Cativos (1) Consumo Próprio ,9% 5,1% - Total Energia Distribuída ,4% -0,3% -3,6% Notas: (1) Uso do Sistema de Distribuição - Clientes Cativos, líquido de ICMS (2) 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. Volume Consumo Médio (2) Os reajustes anuais, bem como as revisões periódicas das distribuidoras do Grupo, ocorrem em datas específicas, conforme o quadro a seguir: 3T12 Clientes Variação 3T12/3T11 Volume Consumo Médio Distribuidora Alíquota Total Alíquota Efetiva 2010 Reajuste Revisão Reajuste Revisão EDP Bandeirante 10,70% - 7,91% EDP Escelsa 14,29% - 11,33% - Nota: Alíquota efetiva de reajuste refere-se ao percentual percebido pelo consumidor A EDP Bandeirante teve sua revisão tarifária do 3º Ciclo postergada pelo regulador. Os detalhes dos processos de revisão e reajuste tarifários, aprovados pela ANEEL em Outubro de 2012, estão disponíveis no item Eventos Subsequentes, deste relatório. A EDP Escelsa teve seu reajuste tarifário anual médio de 14,29% aprovado pela ANEEL no dia 31 de julho de O efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos, a partir de 7 de agosto de 2012, é de 11,33%. 22

23 O quadro ao lado mostra a tarifa média por classe e por distribuidora no período. Na EDP Bandeirante, a tarifa média para clientes finais no 3T12 diminuiu 1,0%, enquanto na EDP Escelsa aumentou 10,0%. EDP Bandeirante A postergação da revisão tarifária manteve as tarifas vigentes no 3T12 nos mesmos níveis do 3T11, entretanto as tarifas médias por classe na EDP Bandeirante refletiram, adicionalmente, os seguintes efeitos: Residencial: o aumento de 1% na tarifa média foi motivada pelo fim do benefício da tarifa social de 63% dos beneficiados, a partir de dezembro de 2011, de acordo com o estabelecido pela Resolução ANEEL 414. Industrial: a redução de 6,9% na tarifa média deve-se a queda nos chamados consumo ponta e demanda ponta, ou seja, horários de pico em que há aplicação de tarifa média mais elevada, face ao arrefecimento de demanda na classe. Comercial e Rural: as elevações nas tarifas médias devem-se, principalmente, ao aumento de consumo e demanda na ponta e a reclassificação de clientes da classe residencial para comercial. EDP Escelsa Refere-se a receita sem ICMS, RTE, PIS e COFINS O reajuste tarifário aplicado no dia 07 agosto de 2012 trouxe incremento real de 14,29% às tarifas vigentes no 3T12 frente ao 3T11, entretanto as tarifas médias por classe na EDP Escelsa tiveram os seguintes efeitos, além da proporcionalidade dos dias efetivos com a nova tarifa: Residencial: o aumento de 9,9% na tarifa média, inferior ao reajuste tarifário, foi resultado da redução no faturamento da demanda de ultrapassagem e de reativos excedentes, além de uma redução da demanda faturada. Industrial: o aumento de 9,3% na tarifa média, inferior ao reajuste tarifário, ocorreu devido à redução da energia faturada no horário de ponta em 4,45%, além da redução da demanda reativa excedente, em 4,52%. Comercial: o aumento de 8,3% na tarifa média, inferior ao reajuste tarifário, ocorreu devido à redução no faturamento da demanda reativa excedente de 14,23%. Rural: o aumento de 10,6% na tarifa média, inferior ao reajuste tarifário, deve-se a redução no faturamento da demanda de ultrapassagem em 8,0%. Outros: o aumento de 8,4% na tarifa média, inferior ao reajuste tarifário, deve-se a redução da demanda de ultrapassagem e de reativo excedente (ERE), ambos na classe poder público. - Balanço Energético Consolidado BALANÇO ENERGÉTICO - 3T12 (MWh) Tarifa Média (R$/MWh) 3T12 3T11 Var. EDP BANDEIRANTE Residencial 322,4 319,0 1,0% Industrial 248,4 266,8-6,9% Comercial 286,6 281,3 1,9% Rural 213,8 203,6 5,0% Outros 226,2 224,0 1,0% Média - Cliente Final 280,9 283,8-1,0% Tarifa Média (R$/MWh) 3T12 3T11 Var. EDP ESCELSA Residencial 349,8 318,3 9,9% Industrial 286,2 261,8 9,3% Comercial 334,3 308,6 8,3% Rural 202,4 183,0 10,6% Outros 262,5 242,2 8,4% Média - Cliente Final 306,1 278,2 10,0% Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento Energia Leilão Perdas de Itaipu Fornecimento ( - ) = Requerida Outros Vendas C.Prazo Perdas e Diferenças Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Energia em Trânsito

24 O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou GWh no 3T12. Do total, 59% foram para a EDP Bandeirante e 41% para a EDP Escelsa. O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu GWh e a energia em trânsito, distribuída a clientes livres, GWh. - Perdas As perdas não técnicas apresentaram aumento de 0,24 p.p. na EDP Bandeirante e redução de 0,46 p.p. na EDP Escelsa, em relação ao segundo trimestre de Na EDP Escelsa houve aumento das perdas técnicas em 0,04 p.p e na EDP Bandeirante redução de 0,06 p.p., em relação ao trimestre anterior. No 3º trimestre de 2012, as distribuidoras da EDP Energias do Brasil desembolsaram um total de R$ 9,7 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 4,9 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 4,8 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) Comercial (C ) Total (B +C ) Técnica (B /A) Comercial (C /A) Total (B+C /A) = EDP Bandeirante EDP Escelsa Dez-11 Mar-12 Jun-12 Set-12 ANEEL Dez-11 Mar-12 Jun-12 Set-12 ANEEL ,54% 5,56% 5,53% 5,47% 4,89% 7,36% 7,32% 7,28% 7,32% 7,26% 4,74% 4,93% 4,68% 4,92% 4,40% 5,43% 5,84% 5,81% 5,35% 4,03% 10,28% 10,48% 10,21% 10,39% 9,29% 12,79% 13,17% 13,09% 12,66% 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 Dez-11 Mar-12 Jun-12 Set-12 ANEEL Dez-11 Mar-12 Jun-12 Set-12 ANEEL ,12% 16,67% 15,53% 16,14% 14,63% 17,07% 18,33% 17,91% 16,34% 12,07% 16,12% 16,67% 15,53% 16,14% 14,63% 17,07% 18,33% 17,91% 16,34% 12,07% No período, nossas concessionárias realizaram aproximadamente 52,6 mil inspeções e 3,7 mil regularizações de ligações clandestinas que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 3,3 milhões. Vale ressaltar que, 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 jun/11 set/11 dez/11 mar/12 jun/12 set/12 CAPEX - Investimentos Operacionais (R$ milhões) 3,2 3,3 4,8 1,4 3,6 4,9 OPEX - Despesas Gerenciáveis (R$ milhões) 5,9 5,2 7,1 5,5 4,2 4,8 Inspeções (milhares) 61,8 69,4 68,6 55,6 56,8 52,6 Regularização de Clandestinos (milhares) 3,4 2,1 3,1 1,2 1,5 3,7 Retirada de Ligações Irregulares (milhares) 25,7 31,3 27,4 34,8 33,3 33,7 Receita Recuperada (R$ milhões) 3,7 5,4 3,4 3,7 3,8 3,3 - Indicadores de Produtividade No 3T12, o quadro de colaboradores das distribuidoras da EDP Energias do Brasil era de profissionais em comparação a profissionais no 3T11. Os indicadores de produtividade anualizados na distribuição são apresentados nos gráficos abaixo: 24

25 12,2 13,7 Produtividade (GWh/colaboradores) 12,7 10,2 10,8 8,2 EDP Bandeirante 3T10 3T11 3T12 EDP Escelsa - Indicadores de Qualidade Os indicadores de qualidade DEC (duração equivalente de interrupção por cliente) e FEC (frequência equivalente de interrupção por cliente) das distribuidoras mantiveram-se dentro dos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL, demonstrando o foco da empresa na qualidade do atendimento aos seus clientes. O DEC da EDP Bandeirante apresentou redução no trimestre de 1,62 horas (-15,61%), decorrente da força tarefa que vem sendo realizada pela companhia desde o 2T11 para reduzir o nível do DEC através de investimentos em qualidade de serviço. O DEC da EDP Escelsa também apresentou queda de 0,61 hora (-5,82%) e evolui em uma tendência de recuperação que vem sendo mantida a partir de novembro/2011 quando esse indicador, devido uma maior adversidade climática observada naquele ano a partir de março, atingiu o maior valor (10,83) nos últimos 12 meses. O FEC da EDP Bandeirante apresentou queda no período de 0,74 vez (-11,23%) e da EDP Escelsa redução de 0,25 vez (-3,79%). DEC (vezes) FEC (vezes) Meta Aneel: 9,57 Meta Aneel: 10,78 Meta Aneel: 8,37 Meta Aneel: 8,51 10,36 8,74 10,45 9,85 6,58 5,84 6,52 6,28 Band 3T11 Band 3T12 Escelsa 3T11 Escelsa 3T12 Band 3T11 Band 3T12 Escelsa 3T11 Escelsa 3T12 Índices de eficiência regulatórios: DEC: EDP Bandeirante 9,57 / EDP Escelsa 10,78 FEC: EDP Bandeirante 8,37 / EDP Escelsa 8,51 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 3T12, as distribuidoras do grupo constituíram um Ativo Regulatório de R$ 92,8 milhões 1 enquanto no 3T11 foi constituído um Ativo Regulatório de R$ 10,7 milhões. Cabe destacar que os valores apresentados incluem o passivo relativo ao rito tarifário provisório do 3º ciclo de revisão da EDP Bandeirante (provisão para devolução retroativa). 1 Considera itens financeiros 25

26 A Bandeirante até o mês de agosto/12 contabilizou os ativos e passivos levando em consideração as coberturas tarifárias do Reajuste de Além disso, foi provisionado um passivo de devolução especifica da Parcela B, com a melhor estimativa da época, referente ao congelamento das tarifas. Para o IRT de 2012, com a divulgação dos resultados da Revisão Tarifária retroativa a 2011, foram realizados os cálculos dos ativos e passivos referentes ao IRT 2012, considerando a aplicação dos resultados da Revisão Tarifária Nessa metodologia, o cálculo do passivo a ser devolvido ao consumidor, referente ao congelamento tarifário passa a ser feito baseado nas diferenças de tarifas (congelada vs homologada RTP 2011), para todos os componentes tarifários (Parcela A; Parcela B e Componentes Financeiros). No caso da Bandeirante, a significativa constituição dos ativos de Componentes Financeiros e Parcela A devido às tarifas congeladas compensou parcialmente o passivo constituído da Parcela B. O resultado apurado entre a tarifa praticada pela Companhia no período de 23 de outubro de 2011 a 22 de outubro de 2012 e a tarifa homologada em 02 de outubro de 2012, estimado em R$ 78 milhões, será apurado e abatido como componente financeiro, em três parcelas, a partir do reajuste tarifário de 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 set/11 dez/11 mar/12 jun/12 set/12 set/11 dez/11 mar/12 jun/12 set/12 Constituição de CVAs Amortização de CVAs Subsídio Baixa Renda Déficit do PLPT Repasse Sobrecontratação Subsídios e outros Saldo Final Passivos Regulatórios set/11 dez/11 mar/12 jun/12 set/12 set/11 dez/11 mar/12 jun/12 set/12 Constituição de CVAs ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (18.633) (28.985) (42.257) (47.824) (13.764) Amortização de CVAs (39.537) (33.397) (24.594) (18.028) (31.639) Neutralidade Parcela A (6.876) (20.698) (22.567) (32.211) (4.746) (6.973) (5.366) (6.482) (9.780) (7.374) Repasse Sobrecontratação (15.969) (16.914) (19.857) (26.372) (7.663) (30.387) (27.626) (29.634) (22.975) (5.128) Outros Passivos Regulatórios (35.300) (47.999) ( ) ( ) (81.981) (14.004) (32.142) (55.012) (69.258) (15.606) Saldo Final ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (73.511) Total Líquido (4.943) (6.002) (19.263) Impacto no Resultado do Tri Comercialização Itens em R$ mil ou % 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var. Receita Líquida ,9% ,0% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) 48,3% ( ) ( ) 36,4% Margem Bruta ,2% ,5% Gastos gerenciavéis (3.853) (3.101) 24,3% (10.984) (9.669) 13,6% Depreciação e amortização (69) (45) 53,3% (209) (124) 68,5% EBITDA ,4% ,5% Margem EBITDA 1,1% 1,2% 0,0 p.p. 3,7% 4,3% -0,7 p.p. Lucro Líquido ,5% ,1% O volume de energia comercializada totalizou 2.936,6 GWh no 3T12 em comparação aos 2.574,9 GWh no 3T11, apresentando aumento de 14,0%. No acumulado de 2012, o volume de energia comercializada totalizou 8.150,0 GWh em comparação aos 26

27 7.555,4 GWh no mesmo período do ano anterior, apresentando aumento de 7,9%. Ambos os aumentos são reflexo da estratégia de negociações de longo prazo e das vendas do 13º Leilão de Ajuste. No 3T12, a receita líquida apresentou aumento de 47,9% em relação ao mesmo período de 2011, reflexo do incremento do volume, além do aumento de 29,7% no preço médio de venda de energia praticado pela comercializadora. O incremento de 48,3% dos gastos não gerenciáveis deve-se à estratégia de sazonalização dos contratos de compra, ao aumento do custo da energia comprada no trimestre, reflexo do aumento do PLD, além dos reajustes anuais dos contratos bilaterais corrigidos pela inflação. Os gastos gerenciáveis aumentaram 24,3% no 3T12 devido, principalmente, ao aumento de pessoal e a constituição de provisão para devedores duvidosos, fruto do rateio de inadimplência na CCEE. No acumulado do ano, o EBITDA teve aumento de 13,5%. O Lucro Líquido alcançou R$ 2.448,0 milhões, com redução de 8,5% comparado ao 3T11. Essa redução deve-se à reversão de provisão de processo de arbitragem no 3T11, além de maior renda sobre aplicação financeira face a maior saldo de caixa em Adicionalmente, em 2012 houve maior despesa financeira referente a contratação de fiança bancária. Volume de Energia Comercializada (GWh) Vendas 3T11 Vendas 3T12 Compras 3T12 Outros Empresas do Grupo ENBR 6. Mercado de Capitais 6.1. Desempenho das Ações Em 30 de setembro de 2012, as ações da EDP Energias do Brasil estavam cotadas a R$ 12,87, encerrando o 3T12 praticamente estável (-0,2%), superando o desempenho do Índice de Energia Elétrica IEE, que se desvalorizou 15% no mesmo período, porém aquém da valorização de 8,9% do Ibovespa. No acumulado do ano, as ações da Companhia apresentaram desvalorização de 3,5%, superando o IEE, que desvalorizou 7,7%, mas com desempenho inferior ao Ibovespa, que valorizou 4,3%. O valor de mercado da Companhia em 30 de setembro de 2012 era de R$ 6,1 bilhões, mantendo-se estável em relação a 30 de junho de 2012, considerando as cotações de fechamento sem ajuste nas respectivas datas. As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões do 3T12, totalizando 106,5 milhões de ações negociadas no período, com uma média diária EDP Energias do Brasil (ENBR3) 12,89 12,87 Cotação em 30/06/2012 Cotação em 30/09/2012 de 1.690,5 mil ações. O volume financeiro totalizou R$ 1.387,0 milhões no período, com volume médio diário de R$ 22,0 Nota: Cotações históricas ajustadas para proventos. milhões. No acumulado do ano, foram negociadas 336,4 milhões de ações, com média diária de 1.798,9 mil ações e o volume financeiro totalizou R$ 4.458,5 milhões, com média diária de R$ 23,8 milhões. -0,2% 27

28 26,3 25,5 Volume Médio Diário (R$ milhões) 29,1 20,4 22,0 3T11 4T11 1T12 2T12 3T Capital Social Em 30 de setembro de 2012, o capital social da Companhia era representado na sua totalidade por ações ordinárias nominativas. Do total de ações, encontra-se em circulação, em conformidade com o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, e ações permanecem em tesouraria. Base acionária* Base acionária* 3,3% 24,1% 75,9% 96,7% Nacional Internacional Pessoas Físicas Pessoas Jurídicas *ações em circulação (30/09/2012) 28