EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 460 milhões no 1T11

EDP Energias do Brasil registra EBITDA

São Paulo, 04 de maio de 2011 - A EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) (BM&FBOVESPA: ENBR3) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA anuncia hoje seus resultados financeiros do primeiro trimestre de 2011 (1T11). As informações estão ap

consolidadas de acordo com a legislação aplicável, a partir de informações financeiras revisadas.

Receita líquida consolidada

Gastos gerenciáveis

1T10, abaixo da inflação

Gerenciáveis/Margem Bruta, que caiu de 31,4% para 30,3%.

EBITDA

Lucro líquido

Endividamento

O investimento totalizou R$ 143,

R$ 65,7 milhões foram investidos na construção da UTE Pecém.

No 1T11, as distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa

de R$ 7,3 milhões em programas de combate às perdas, alcançando redução de 0,5 p.p. nas perdas comerciais da EDP Escelsa e de 0,2 p.p. na EDP Bandeirante.

A Assembléia Geral Ordinária, realizada em 07 de abril de 2011, aprovou a dist

de R$ 106,0 milhões na forma de Juros sobre o Capital Próprio e de R$ 246,6 milhões em dividendos, totalizando R$ 352,6 milhões, montante 19% superior ao ano anterior.

Total de ações 158.805.204 Ações em tesouraria 280.225 Free float 55.622.807 ações (35%) Valor de mercado (31/03/11) R$ 6.305 milhões Teleconferência com Webcast em 05/05/11 Português/Inglês: 15h Dados para conexão: Brasil: +55 (11) 4688-6361 EUA: +1 (888) 700-0802 Outros: +1 (786) 924-6977

Usina Termelétrica Porto do Pecém | São Gonçalo do Amarante

1T11

Econômico- Financeiro (R$ mil)

Receita Operacional Líquida

Gastos Não-Gerenciáveis

Margem Bruta

Gastos Gerenciáveis

EBITDA

(2)

Depreciação

Lucro Líquido

Capex

Dívida Líquida

Evolução do Mercado (GWh)

Total Energia Distribuída

Total Energia Vendida- Geração

Total Energia Comercializada

(1) Exclui depreciação e amortização.

(2) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização.

EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 460 milhões no 1

ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) (BM&FBOVESPA: ENBR3) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA anuncia hoje seus resultados financeiros do primeiro trimestre de 2011 (1T11). As informações estão ap

solidadas de acordo com a legislação aplicável, a partir de informações financeiras revisadas.

Receita líquida consolidada de R$ 1.384,8 milhões no 1T11, 15 astos gerenciáveis de R$ 200,2 milhões, aumento de 6,3% no

abaixo da inflação do período. Mais um trimestre de queda de Gastos Gerenciáveis/Margem Bruta, que caiu de 31,4% para 30,3%.

EBITDA de R$ 460,4 milhões, incremento de 11,7% em relação ao 1T10. íquido de R$ 187,7 milhões, aumento de 8,5% no trimestre

ndividamento bruto reduzido em 4,1% em relação a dezembro de 2010 nvestimento totalizou R$ 143,9 milhões no 1T11, 20

R$ 65,7 milhões foram investidos na construção da UTE Pecém. No 1T11, as distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa

de R$ 7,3 milhões em programas de combate às perdas, alcançando redução de 0,5 p.p. nas perdas comerciais da EDP Escelsa e de 0,2 p.p. na EDP Bandeirante.

A Assembléia Geral Ordinária, realizada em 07 de abril de 2011, aprovou a dist

de R$ 106,0 milhões na forma de Juros sobre o Capital Próprio e de R$ 246,6 milhões em dividendos, totalizando R$ 352,6 milhões, montante 19% superior ao ano anterior. do Pecém | São Gonçalo do Amarante – CE | Janeiro de 2011

Indicadores

1T11

Econômico- Financeiro (R$ mil)

Receita Operacional Líquida

1.384.827

Gastos Não-Gerenciáveis

(724.249)

Margem Bruta

660.578

Gastos Gerenciáveis

(¹)

(200.203)

(2)

_460.375

Depreciação

(98.566)

Lucro Líquido

187.742

143.892

Dívida Líquida

2.230.398

Evolução do Mercado (GWh)

Total Energia Distribuída

6.185

Total Energia Vendida- Geração

1.982

Total Energia Comercializada

2.330

(1) Exclui depreciação e amortização.

(2) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização.

460 milhões no 1T11

ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) (BM&FBOVESPA: ENBR3) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA anuncia hoje seus resultados financeiros do primeiro trimestre de 2011 (1T11). As informações estão apresentadas em bases

milhões no 1T11, 15,4% superior ao 1T10. aumento de 6,3% no 1T11 em relação ao Mais um trimestre de queda de Gastos Gerenciáveis/Margem Bruta, que caiu de 31,4% para 30,3%.

milhões, incremento de 11,7% em relação ao 1T10. aumento de 8,5% no trimestre..

em relação a dezembro de 2010.

20,7% acima do 1T10, dos quais R$ 65,7 milhões foram investidos na construção da UTE Pecém.

No 1T11, as distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa desembolsaram um total de R$ 7,3 milhões em programas de combate às perdas, alcançando redução de 0,5 p.p. nas perdas comerciais da EDP Escelsa e de 0,2 p.p. na EDP Bandeirante.

A Assembléia Geral Ordinária, realizada em 07 de abril de 2011, aprovou a distribuição de R$ 106,0 milhões na forma de Juros sobre o Capital Próprio e de R$ 246,6 milhões em dividendos, totalizando R$ 352,6 milhões, montante 19% superior ao ano anterior.

1T10

Var.

1.200.408

15,4%

(599.817)

20,7%

600.591

10,0%

(188.356)

6,3%

412.235

11,7%

(87.062)

13,2%

172.973

8,5%

119.209

20,7%

2.259.457

-1,3%

5.959

3,8%

1.782

11,2%

2.086

11,7%

Índice

1

1

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3

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1.1. Receita Líquida

3

1.2. Gastos Operacionais

4

1.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis

5

1.2.2 Gastos Gerenciáveis

5

1.3. EBITDA

7

1.4. Resultado Financeiro

8

1.5. Lucro Líquido

9

2

2

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1

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3

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4.1. Geração

13

4.2. Distribuição

16

4.3. Comercialização

19

5

5

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2

2

0

0

5.1. Desempenho das Ações

20

5.2. Assembléia Geral Ordinária

21

5.3. Capital Social

21

6

6

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2

A

3

1. Desempenho Econômico-Financeiro

1.1. Receita Líquida

No 1T11, a receita operacional líquida consolidada subiu 15,4% sobre o mesmo período do ano anterior, totalizando R$ 1.384,8 milhões.

*Não considera as eliminações intragrupo de R$ 142,8 milhões no 1T11 contra R$ 99,8 milhões no 1T10.

Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram:

Na geração

O volume de energia vendida no grupo no 1T11 alcançou 1.981,6 GWh, aumento de 11,2% em relação aos 1.781,5 GWh vendidos no 1T10, resultado da sazonalização dos contratos de venda de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre deste ano em comparação ao ano anterior;

O preço médio praticado foi 5,7% superior ao 1T10, reflexo dos reajustes dos contratos pela inflação acumulada.

Receita Operacional Líquida (R$ m il) 1T11 1T10 Var.

Clientes Cativos 1.088.620 1.017.460 7,0%

(-) Transferência para TUSD - clientes cativos(1) _{(555.309) (524.389) 5,9%}

Fornecimento não Faturado (263) (24.203) -98,9%

Total fornecimento 533.048 468.868 13,7%

Energia elétrica 165.361 137.521 20,2%

Energia de curto prazo 21.819 13.398 62,9%

Comercialização 219.802 144.978 51,6%

Total suprimento 406.982 295.897 37,5%

Fornecimento e suprimento 940.030 764.765 22,9%

Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) 698.023 702.084 -0,6%

Outras receitas operacionais 106.709 54.767 94,8%

Sub-total 1.744.762 1.521.616 14,7%

(-) Deduções à receita operacional (359.935) (321.208) 12,1%

Receita operacional líquida 1.384.827 1.200.408 15,4%

(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.

1T11 1T10 267 ₂₂₉ 1.030 923 231 149 Receita Líquida (R$ milhões)*

Geração Distribuição Comercialização 55% 12% 17% Geração 17% Distribuição 67% Comercialização 15%

4

Na distribuição

Crescimento de 3,1% no volume de energia vendida a clientes finais no 1T11 (+3,8% na EDP Bandeirante e +2,1% na EDP Escelsa);

Crescimento de 5,6% no volume de energia em trânsito (clientes livres e concessionárias) no 1T11 (+0,6% na EDP Bandeirante e +13,1% na EDP Escelsa);

Incremento médio de 9,3% da tarifa na EDP Bandeirante e de 1,7% na EDP Escelsa devido aos reajuste/revisão tarifários. Na comercialização:

O volume de energia comercializada totalizou 2.330 GWh no 1T11 em comparação aos 2.086 GWh no 1T10, apresentando aumento de 11,7%, reflexo da intensificação de vendas no curto e médio prazos;

O preço médio de venda de energia praticado pela comercializadora do Grupo no 1T11 apresentou incremento de 34,1% devido aos reajustes dos contratos de longo prazo pela inflação acumulada (IGP-M), além de novos contratos com preços superiores aos verificados no 1T10.

No 1T11, as deduções à receita totalizaram R$ 370,0 milhões, subindo 12,3% sobre o mesmo período do ano anterior. A variação é explicada principalmente por:

Aumento de 42,1% (R$ 21,5 milhões) no encargo de CCC (Conta de Consumo de Combustível), devido à alteração na sistemática do cálculo e reembolso deste encargo. A CCC deixou de ser uma conta com objetivo de pagamento de custos com combustíveis fósseis e passou a subsidiar parcela do custo total com a geração de energia nos sistemas isolados.
Aumento de 14,9% (R$ 7,2 milhões) na conta de CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), devido ao aumento do

encargo estipulado por decisão da ANEEL. Para as concessionárias de distribuição, as quotas anuais da CDE para o ano de 2011 são obtidas por atualização da quota do ano de 2010, observando-se dois componentes: o crescimento de mercado (cativo e livre) e a variação do IPCA;

Diminuição de R$ 12,1 milhões na linha de RGR resultante de devolução do encargo na Energest devido ao pagamento a maior em 2010 conforme previsão de calculo da Aneel ; e

Aumento de 9,1% (R$ 17,5 milhões) de PIS/Cofins.

1.2. Gastos Operacionais

Os gastos operacionais totalizaram R$ 1.023,0 milhões no 1T11, o que representa aumento de 16,9% sobre o 1T10.

Gerenciáveis 78%

Não-Gerenciáveis

22%

Composição dos Custos Operacionais - 1T11

1T11 1T10

1.023

875 Gastos Operacionais (R$ milhões)

5

1.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis

Os gastos não-gerenciáveis estão relacionados à compra de energia, encargos de uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da Aneel que, em conjunto, aumentaram 20,7% no 1T11 em relação ao mesmo período do ano anterior.

A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 553,1 milhões, com incremento de 27,6% em relação ao 1T10, em função do maior volume consumido pelos clientes cativos (3,1%), além do aumento do preço médio de compra de energia, reajustado pelas variações do IPCA e IGP-M.

Dentre os gastos não-gerenciáveis, destaca-se a diminuição da energia comprada de Itaipu (R$ 9,3 milhões), reflexo da redução da cota alocada às distribuidoras do Grupo em relação ao mesmo período de 2010, além da desvalorização do dólar médio no 1T11 em comparação ao 1T10, de 9,2%, apesar do aumento de 1,02% da tarifa anual em dólar. O aumento de 38,9% no 1T11 na compra de energia em moeda nacional deve-se a:

Na Distribuição:

Destaca-se o início de suprimento de energia, em 2011, adquirido nos leilões de energia nova, proveniente do Leilão A-5, ocorrido em 2006, e do Leilão A-3, ocorrido em 2008, necessário ao atendimento do crescimento do mercado. Também houve acréscimo do preço médio da compra de energia, reajustado pela variação do IPCA e IGP-M.

Na Geração:

O volume da compra de energia, no 1T11, aumentou 11,2% em relação ao 1T10, resultado da estratégia de sazonalização dos contratos de venda de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre do ano.

Os encargos de uso da rede elétrica apresentaram crescimento de 1,3% no 1T11 quando comparado ao 1T10, totalizando R$ 156,4 milhões, resultado do acréscimo dos encargos de uso e conexão, que se deve, principalmente, ao aumento dos valores contratados de uso da transmissão na Distribuição, principalmente na EDP Escelsa, decorrente da aplicação da Resolução 399/2010, que alterou as regras e premissas de contratação.

A variação de 14,7% na Taxa de Fiscalização é decorrente da aplicação de nova regulamentação para 2011, que aumentou os valores desse encargo.

As Compensações Financeiras tiveram acréscimo de 24,1% no 1T11 em razão do crescimento da geração realizada no período, base para cálculo desse encargo, além do aumento da tarifa anual (5,6%) utilizada para a apuração do valor.

1.2.2 Gastos Gerenciáveis

Os gastos gerenciáveis, excluindo depreciação e amortização, totalizaram R$ 200,2 milhões e apresentaram aumento de 6,3% no 1T11 em relação ao 1T10. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros e outros.

Gastos Não-Gerenciáveis (R$ m il) 1T11 1T10 Var.

Energia Comprada para Revenda (553.148) (433.376) 27,6%

Moeda estrangeira - Itaipu (91.818) (101.148) -9,2%

Moeda nacional (461.330) (332.228) 38,9%

Encargos (156.397) (154.368) 1,3%

Encargo de uso e conexão (156.397) (154.368) 1,3%

Outros (14.704) (12.073) 21,8%

Taxa de Fiscalização (3.457) (3.013) 14,7%

Compensações Financeiras (11.247) (9.060) 24,1%

6

Na conta de gastos com pessoal, o aumento de R$ 7,8 milhões (+12,0%), no 1T11, resulta da combinação dos seguintes efeitos:

(i) Mudança do critério adotado no registro de horas extras, decorrente do acordo coletivo vigente, onde constituímos a provisão referente ao saldo do banco de horas, passível de baixa em virtude da sua compensação (+R$ 1,7 milhão);

(ii) Realocação dos gastos com assistência médica do “grupo Outros – gestão de pessoas” para o “grupo Pessoal - assistência médica”, na EDP Escelsa. Esta transferência entre contas não gerou efeito no resultado do período (+R$ 2,4 milhões);

(iii) Além da realocação, houve aumento dos gastos com assistência médica em decorrência da alteração do modelo contratual do plano de saúde para os colaboradores ativos e inativos da EDP Escelsa, suportados por decisão judicial (+R$ 0,2 milhão); (iv) Incremento dos gastos com benefícios e provisionamento mensal do abono de ticket alimentação e refeição (+R$ 0,7 milhão);

(v) Aumento da remuneração e PLR/bônus em virtude da aplicação do índice de reajuste vigente no acordo coletivo (+R$ 2,0 milhões); e

(vi) Menor capitalização de mão de obra devido à suspensão da transferência para investimentos da mão de obra indireta administrativa nas empresas do setor elétrico, em cumprimento ao Despacho Aneel nº 4097 de 30/12/2010 (+R$ 0,8 milhão).

No item serviços de terceiros, o incremento de R$ 4,2 milhões (+5,8%) entre o 1T11 e 1T10 deve-se, em parte, aos repasses dos reajustes contratuais de nossos prestadores de serviços, em conjunto com:

(i) Redução dos gastos com serviços de telecomunicações e atendimento aos clientes, decorrente da adequação do atendimento e tempo médio de atendimento nos postos de serviços para cumprimento à Resolução 363/09 da Aneel (-R$ 3,6 milhões)

(ii) Incremento nos custos do serviço de leitura e faturamento devido ao crescimento vegetativo da base de clientes e substituição de um prestador do serviço (+R$ 0,9 milhão);

(iii) Acréscimo na conta de gastos com conservação/reparação do sistema elétrico (+R$ 3,5 milhões), em decorrência do maior número de equipes para atendimento das ocorrências do plano verão (manutenção corretiva e preventiva da rede, podas de árvore, etc);

(iv) Implantação do programa para recuperação de receitas, em que o número de inspeções e de equipes (de campo, comercial e técnica) foi incrementado e alcançada a redução de 1,6 p.p. no índice de perdas comerciais na EDP Escelsa (+R$ 1,2 milhão). (v) Incremento dos serviços jurídicos decorrente de reajustes contratuais (+R$ 0,6 milhão); e

(vi) Aumento dos valores dos serviços de auditoria (+R$ 1,5 milhão), em virtude da reversão de provisão realizada no 1T10. .

No item provisões para devedores duvidosos (PDD), contingências e perdas, a redução de R$ 6,7 milhões reflete os seguintes eventos:

(i) Redução no saldo de provisão para devedores duvidosos na EDP Bandeirante em função de melhorias implementadas no ciclo comercial e nos processos de cobrança, como por exemplo, intensificação das ações de telecobrança (-R$ 5,8 milhões); (ii) Menor saldo de contingências (-R$ 1,9 milhão) devido a reversão resultante de decisão favorável à Companhia de 13 processos trabalhistas; e

(iii) Constituição de provisão para devedores duvidosos na comercializadora, fruto do rateio de inadimplência na CCEE (+R$ 1,1 milhão).

A variação de R$ 6,7 milhões na rubrica outros, é ocasionada principalmente pelos seguintes fatores:

(i) Maiores valores reembolsados pela EDP – Energias do Brasil à Enersul referente às perdas decorrentes de contingências, item previsto no contrato da operação de permuta (+R$ 5,2 milhões);

(ii) Efeito não recorrente, em virtude da recontabilização do saldo a receber da CCEE na EDP Escelsa (+R$ 3,7 milhões); (iii) A partir do mês de julho/2010, a EDP Escelsa, reclassificou os gastos com benefícios aos aposentados do “grupo Outros gestão de pessoas” para o “grupo Pessoal - assistência médica” (-R$ 2,4 milhões);

Gastos Gerenciáveis (R$ m il) 1T11 1T10 Var.

Pessoal (72.593) (64.797) 12,0% Material (5.150) (5.342) -3,6% Serviços de terceiros (76.395) (72.182) 5,8% Provisões (14.989) (21.639) -30,7% Outros (31.076) (24.396) 27,4% Total PMSO (200.203) (188.356) 6,3% Depreciação e amortização (98.566) (87.062) 13,2%

Total dos gastos gerenciáveis (298.769) (275.418) 8,5%

IGP-M (últimos 12 meses)* 10,95%

7

(iv) Reversão não recorrente de parte da provisão da imparidade (valor recuperável do ativo) do projeto Terra Verde constituída no ano de 2010 (R$ 5,0 milhões no 3T10 e R$ 7,1 milhões no 4T10), cuja contrapartida se encontra registrada em depreciação acumulada (-R$ 10,6 milhões); e

(v) Desativação/baixa de máquinas e equipamentos nas distribuidoras do Grupo (+R$ 10,3 milhões).

A conta de depreciação e amortização atingiu R$ 98,6 milhões no 1T11, com variação positiva de 13,2% em relação ao mesmo período de 2010. O aumento deve-se à imparidade (redução do valor recuperável do ativo) do projeto Terra Verde, harmonização do critério de amortização (método linear ao invés do método da curva de rentabilidade futura) do ágio decorrente da participação da Lajeado na Investco e aumento da capitalização dos juros (CPC 20).

1.3. EBITDA

No 1T11, o EBITDA atingiu R$ 460,4 milhões, representando um aumento de 11,7% em relação ao mesmo período do ano anterior.

Na geração, o valor do EBITDA totalizou R$ 182,9 milhões no 1T11, crescimento de 13,7% em relação ao 1T10, decorrente do aumento de 13,9% da margem bruta e de 15,3% dos gastos gerenciáveis.

Na distribuição, o EBITDA somou R$ 271,4 milhões no 1T11, com crescimento de 8,1% em relação ao 1T10. Esse aumento resulta do crescimento de 7,9% da margem bruta e de 7,5% dos gastos gerenciáveis.

Na comercialização, o EBITDA atingiu R$ 15,6 milhões no 1T11 com incremento de 8,5% em relação ao 1T10, devido ao aumento do volume em 11,7% e à estratégia de sazonalização dos contratos de compra de energia, além da média móvel, similar ao verificado em 2010.

2008 2009 2010 1T10 1T11

37,8%

33,3% _{32,4% 31,4%}

30,3% PMSO/ Margem Bruta

460 ₄₁₂

33,2% 34,3%

1T11 1T10

EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA (%)

Geração 39% Distribuição 58% Comercialização 3% Composição do EBITDA* - 1T11

8

* exclui depreciação e amortização

1.4. Resultado Financeiro

O resultado financeiro líquido consolidado no 1T11 foi negativo, totalizando R$ 44,3 milhões, com um aumento de 64,5% em comparação ao 1T10. O resultado financeiro foi composto por uma receita de R$ 45,5 milhões, 38,2% inferior ao 1T10, uma despesa de R$ 95,3 milhões, 2,7% acima do 1T10, e um resultado cambial líquido de R$ 5,4 milhões, em comparação a R$ 7,8 milhões negativos no 1T10.

Os principais impactos que levaram à variação negativa de R$ 17,4 milhões no resultado financeiro estão descritos a seguir:

Receita Financeira

i. Aumento da receita de aplicações financeiras, em função da alta da taxa SELIC: +R$ 6,4 milhões;

ii. Estorno não recorrente de atualização monetária de depósitos judiciais tributários: -R$ 5,4 milhões no 1T11 em comparação a +R$ 28,1 milhões no 1T10;

iii. Aumento das receitas de tributos e contribuições compensáveis devido ao incremento da taxa SELIC e da base de créditos tributários: +R$ 2,9 milhões;

iv. Redução de outras receitas financeiras: -R$ 3,1 milhões.

Despesa Financeira

i. Menor impacto de atualização monetária do REFIS: -R$ 1,4 milhão no 1T11 em comparação a -R$ 17,2 milhões no 1T10; ii. Menor despesa de marcação a mercado e ajustes a valor presente de instrumentos financeiros e dívida: +R$ 6,4 milhões; iii. Aumento das despesas de atualização monetária de Uso do Bem Público (UBP): -R$ 22,0 milhões, em função de alteração na

metodologia de atualização do saldo de UBP, que deixa de ser anual e passa a ser mensal a partir do 1T11; e iv. Aumento de outras despesas financeiras: -R$ 1,6 milhão.

EBITDA 1T10 Receita Líquida Gastos Não-Gerenciáveis Gastos Gerenciáveis* EBITDA 1T11 412 460 184 (124) (12)

Formação do EBITDA (R$ milhões)

Resultado Financeiro (R$ m il) 1T11 1T10 Var.

Receita Financeira 45.515 73.617 -38,2%

Receitas de aplicações financeiras 19.621 13.269 47,9%

Variação monetária e acréscimo 14.974 48.791 -69,3%

SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis 4.122 1.202 242,9%

Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente 414 943 -56,1%

Outras Receitas 6.384 9.412 -32,2%

Despesa Financeira (95.275) (92.746) 2,7%

Variação monetária e acréscimo moratório (33.018) (25.024) 31,9%

Encargos de dívidas (51.841) (52.775) -1,8%

Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (5.129) (11.539) -55,6%

Outras Despesas (5.287) (3.407) 55,2%

Resultado Cambial Líquido 5.435 (7.809) n.d.

9

Resultado Cambial

v. Resultado positivo de variação cambial em moeda estrangeira de R$ 6,3 milhões, frente a resultado negativo de mesma magnitude no 1T10: +R$ 12,6 milhões, uma vez que no 1T11 o real se valorizou 2,3% frente ao dólar, enquanto no 1T10 houve desvalorização na mesma proporção.

1.5. Lucro Líquido

O lucro líquido consolidado do 1T11 totalizou R$ 187,7 milhões, 8,5% superior ao mesmo período do ano anterior. Além dos efeitos demonstrados no EBITDA, o lucro foi impactado pelos efeitos negativos do resultado financeiro.

*Inclui Participações Minoritárias. 188

173

13,6% 14,4%

1T11 1T10

Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida (%)

Lucro Líquido 1T10

EBITDA Deprec. & Amort. Resultado Financeiro Outros Resultados* IR e CS Lucro Líquido 1T11 173 188 48 (12) (17) 2 (6) Formação do Lucro Líquido (R$ milhões)

10

2. Endividamento

A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.245,9 milhões em 31 de março 2011, 4,1% abaixo do registrado em 31 de dezembro de 2010 (R$ 3.385,9 milhões) devido à amortização das debêntures da EDP Bandeirante no trimestre. Do total da dívida bruta, em 31 de março de 2011, 8,3% estavam denominados em moeda estrangeira, 99,7% dos quais protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de hedge, resultando em uma exposição líquida de 0,3%.

O custo médio da dívida do Grupo em março de 2011 era de 9,4% ao ano, em comparação a 8,8% em dezembro de 2010 e 9,2% em março do ano anterior, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas. O aumento do custo resulta, substancialmente, da elevação da taxa Selic no período e da redução da dívida bruta média. O prazo médio da dívida consolidada passou de 5,1 anos em dezembro de 2010 para 5,3 anos em março de 2011.

A dívida líquida, considerando o valor de R$ 1.015,5 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 2.230,4 milhões em 31 de março de 2011, redução de 1,3% em relação a dezembro de 2010 (R$ 2.259,5 milhões), devido à redução do endividamento bruto mencionada acima, parcialmente compensada pela redução de 9,9% (R$ 111,0 milhões) no saldo de caixa e disponibilidades face à amortização das debêntures da Bandeirante e investimentos no projeto de Pecém.

A dívida de curto prazo, em março de 2011, representava 16% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 517,6 milhões, em comparação a R$ 607,4 milhões em dezembro de 2010. Desse montante, R$ 397,9 milhões tem vencimento em 2011, sendo R$ 204,3 milhões referentes à distribuição e R$ 193,6 milhões à geração. A queda do endividamento de curto prazo é resultante de: (i) pagamento da última parcela das debêntures (3ª emissão) da EDP Bandeirante, totalizando R$ 100 milhões, aproximadamente; e (ii) vencimentos decorrentes dos financiamentos tomados para a construção das usinas na geração, totalizando, aproximadamente, R$ 70 milhões. Ao longo do 2T11 haverá amortização das debêntures da 1ª emissão da EDP Escelsa no montante aproximado de R$ 100 milhões.

Dívida Bruta mar.2011 (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida mar.2011 2.728 518 _1.015 3.246 2.230

Composição da Dívida Líquida (R$ milhões)

LongoPrazo Curto Prazo CDI 32,9% TJLP 48,2% Pré Fixada 17,8% IGP-M 1,1% 230 410 176 553 168 956 399 347 36 EDP Bandeirante

EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém

Empréstimos Debêntures

Divida Bruta por empresa (R$ milhões)

Dívida Bruta por Indexador (31/03/2011)

Composição da Dívida Líquida (R$ milhões) Dívida Bruta – Curto / Longo -prazo

1T11 1T10

16% 18%

84% 82%

11

* _{Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge}

A relação dívida líquida/EBITDA encerrou o 1T11 em 1,4x. EDP

Bandeirante

EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém 2011

71

398

134 13

88

79 13

Composição da Dívida de 2011 (R$ milhões)

Dez/09 Mar/10 Jun/10 Set/10 Dez/10 Mar/11 1,4 x

1,2 x

1,4 x 1,4 x 1,5 x _{1,4 x}

Dívida Líquida/EBITDA

Cronograma de Vencimento da Dívida* (R$ milhões) Composição da Dívida 2011 Disponibilidade (mar/11) 2011 2012 2013 2014 Após 2014 1.015 398 492 384 428 1.544 806,0

12

3. Investimentos

O investimento totalizou R$ 143,9 milhões no 1T11 e está dividido entre distribuição (50,3%), geração (49,5%) e outros (0,2%). Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros (CPC 20/IAS 27) no montante de R$ 4,2 milhões na EDP Bandeirante e R$ 2,6 milhões na EDP Escelsa e deduzidos de doações e subvenções (ICPC 01), sendo R$ 2,9 milhões na EDP Bandeirante e R$ 10,9 milhões na EDP Escelsa.

Desse modo, os investimentos em distribuição no 1T11 totalizaram R$ 79,5 milhões, 53,1% acima do realizado no 1T10. Na EDP Bandeirante, o aumento de R$ 24,9 milhões refere-se à expansão do sistema elétrico (construção de linhas de transmissão, estações transformadoras e redes).

No segmento de geração, os investimentos foram alocados principalmente na construção de Pecém I (92,5%). Ainda na geração, as seguintes variações são detalhadas entre os trimestres comparáveis: (i) Enerpeixe: menores gastos com meio ambiente relativos à unidade de conservação;

(ii) Energest: recapacitação das Usinas Mascarenhas (+R$ 1,4 milhão) e Suíça (+R$ 1,3 milhão);

(iii) PCH Francisco Grós: redução dos investimentos relativos a máquinas, equipamentos e compensação ambiental;

(iv) Investco/Lajeado: no 1T11 efetuou-se estorno de provisões realizadas a maior ao longo de 2010, referentes a investimentos realizados abaixo do previsto, e por conta do CPC25, reconhecemos o montante de R$ 15,5 milhões referentes a licença ambiental em Lajeado na reapresentação das demonstrações financeiras do 1T10.

*A capitalização de encargos financeiros, associadas à investimento passa a ser obrigatória no novo padrão contábil brasileiro CPC 20.

Distribuição 72.433 50.182 44,3% EDP Bandeirante 49.531 22.680 118,4% EDP Escelsa 22.902 27.502 -16,7% Geração 71.161 61.621 15,5% Enerpeixe 670 6.422 -89,6% Energest 4.639 1.903 143,8% Lajeado / Investco (34) 16.335 n.d. Francisco Grós 144 1.132 -87,3% Pecém 65.742 35.829 83,5% Outros 298 7.406 -96,0% Total 143.892 119.209 20,7% EDP Bandeirante Valor Liquido 49.531 22.680 118,4% (+) Doações e Subvenções 2.918 1.471 98,4% (-) Juros Capitalizados* (4.153) (797) 421,1% Valor Bruto 48.296 23.354 106,8% EDP Escelsa Valor Liquido 22.902 27.502 -16,7% (+) Doações e Subvenções 10.919 2.465 343,0% (-) Juros Capitalizados* (2.630) (1.409) 86,7% Valor Bruto 31.191 28.558 9,2% Distribuição 79.487 51.912 53,1% 1T11 1T10 % Investimentos (R$ mil) 1T11 1T10 % Investimentos - Distribuição Geração 49,5% Distribuição 50,3% Outros 0,2% Composição do Capex - 1T11 1T11 1T10 71.161 _61.621 72.433 50.182 298 7.406 Composição do CAPEX (R$ milhões)

13

4. Desempenho por Área de Negócios

4.1. Geração

O volume de energia vendida no Grupo no 1T11 alcançou 1.981,6 GWh, aumento de 11,2% em relação aos 1.781,5 GWh vendidos no 1T10, resultado da sazonalização dos contratos de venda de energia, com alocação maior no primeiro semestre deste ano em comparação ao mesmo período de 2010.A sazonalização da energia vendida é definida pelos clientes dentro do limite estabelecido no contrato até dezembro do ano anterior.

No momento da definição da sazonalização de 2010, que ocorreu no final de 2009, a situação hidrológica estava favorável em relação aos anos anteriores, o que indicava baixos Preços de Liquidação das Diferença (PLDs) no início do ano, com elevação prevista para o 2º semestre, então a sazonalização dos contratos de energia seguiu esse mesmo perfil, menor volume no 1º semestre e maior volume no 2º semestre.

Entretanto, no momento da definição da sazonalização de 2011, que ocorreu no final de 2010, a situação hidrológica estava diferente do ano anterior, com níveis de reservatórios baixos, os menores dos últimos oito anos no Sudeste/Centro-Oeste, e atraso configurado no período chuvoso. Em decorrência desse cenário, os clientes alocaram mais energia no 1º semestre de 2011 em comparação ao ano anterior.

O gráfico abaixo apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia nos anos de 2010 e projetada para 2011. Os volumes de 2011 consideram as vendas de energia realizadas até 31/03/2011, podendo haver incremento nos volumes futuros.

1T11 1T10 1T11 1T10 1T11 1T10 1T11 1T10 Receita Líquida 266.637 228.790 1.030.073 922.837 230.912 148.567 1.384.827 1.200.408 Gastos não-gerenciavéis (57.756) (45.348) (598.453) (522.768) (210.705) (131.486) (724.249) (599.817) Gastos gerenciavéis2 (25.947) (22.510) (160.220) (149.091) (4.609) (2.708) (200.203) (188.356) Depreciação e amortização (43.178) (28.376) (41.709) (45.474) (40) (34) (98.566) (87.062) EBITDA 182.934 160.932 271.400 250.978 15.598 14.373 460.375 412.235 Margem EBITDA 68,6% 70,3% 26,3% 27,2% 6,8% 9,7% 33,2% 34,3%

Lucro líquido antes de minoritários 72.524 61.754 142.857 137.623 10.859 9.586 212.014 200.428

Participações de minoritários (22.164) 25.011 - - - - (22.163) (25.011) Partes Beneficiárias (2.109) (2.444) - - - - (2.109) (2.444) Lucro Líquido Proporcional 48.251 34.299 142.857 137.623 10.859 9.586 187.742 172.973 1

Consolidado: considera eliminações intragrupo

2 _{Exclui depreciação e amortização}

Itens em R$ mil ou % Distribuição Comercialização Consolidado

1 Geração 1T11 1T10 1T11 1T10 1T11 1T10 1T11 1T10 Var. Receita Líquida 89.003 74.807 67.046 56.213 110.588 97.770 266.637 228.790 16,5% Gastos não-gerenciavéis (10.649) (11.850) (8.893) (8.285) (38.214) (25.213) (57.756) (45.348) 27,4% Gastos gerenciavéis (5.279) (5.100) (13.135) (10.793) (5.601) (5.075) (25.947) (22.510) 15,3% Depreciação e amortização (12.186) (11.976) (4.092) (3.763) (16.371) (12.614) (43.178) (28.376) 52,2% EBITDA 73.075 57.857 45.018 37.135 66.773 67.482 182.934 160.932 13,7% Margem EBITDA 82,1% 77,3% 67,1% 66,1% 60,4% 69,0% 68,6% 70,3% -1,7 p.p. Lucro Líquido 33.662 23.789 29.674 23.401 29.674 35.682 72.524 61.754 17,4% Participações de minoritários - - (1.700) (1.622) (8.022) 12.076 (22.164) 25.011 n.d. Partes Beneficiárias - - - - (2.109) (2.444) (2.109) (2.444) -13,7% Lucro Líquido Proporcional 33.662 23.789 27.974 21.779 19.543 45.314 48.251 34.299 40,7%

Geração Consolidado (3) Energest Consolidado (1)

Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Lajeado Consolidado

(2)

(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.

(3)

Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Pecém, Terra Verde, Enercouto, Omega e Enernova.

(2)

Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também integrava esse grupo.

591 ₅₆₄ 826 1.982 R$ 157 R$ 116 R$ 111 R$ 126 R$ ( R$ 80 R$ 200 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500

Enerpeixe Energest Lajeado Total Energia Vendida e Preço Médio de Venda

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No 1T11, o preço médio da geração foi 5,7% superior ao verificado no 1T10, reflexo do aumento no preço médio da energia vendida em Enerpeixe (5,0%), Energest (6,2%) e Lajeado (6,7%) devido aos reajustes por inflação.

- Expansão da Capacidade de Geração

A capacidade instalada do Grupo em março de 2011 era de 1.741 MW.

O parque eólico de Tramandaí, com previsão de entrada em operação no mês de maio de 2011, agregará 31,5 MW à capacidade instalada do Grupo. Em 2012, com a entrada em operação comercial de Pecém I (360 MW) e a finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas (17,5 MW), a capacidade instalada total atingirá 2.151 MW.

Notas: (1) UHE Suíça e 2 turbinas da PCH Rio Bonito; (2) 45% da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil; (3) UHE Mascarenhas.

- Status dos Projetos de Geração em Construção

UTE PORTO DO PECÉM I

Ao final do 1T11, o projeto atingiu um progresso físico de 91,9% e o investimento correspondente à participação da EDP Energias do Brasil totalizou R$ 65,7 milhões no empreendimento no 1T11.

Entre as principais realizações do 1T11, estão: (i) conclusão do ensaio hidráulico da primeira caldeira; (ii) montagem da primeira turbina; (iii) posicionamento e montagem do segundo gerador; (iv) energização dos transformadores - principal e auxiliares; (v) último estágio da montagem da correia transportadora de carvão; e (vi) início dos trabalhos de comissionamento. Do ponto de vista financeiro e comercial, merecem destaques neste primeiro trimestre: o último desembolso do empréstimo realizado pelo BID e a celebração dos contratos de fornecimento de água bruta, cal e coleta de efluentes.

1T 2T 3T 4T

1.782 1.884

2.257 2.386

1.982 2.033 2.138 2.172

Venda Consolidada da Geração

2010 (GWh) 2011 (GWh) 530 1.702 29 7(1) _{1.738 2 1.741} 32(2) 360 18(3) _2.151 2005 2008 PCH Santa Fé

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Outras informações sobre a usina estão disponíveis no site www.energiapecem.com.br.

TRAMANDAÍ

A EDP Renováveis Brasil S.A, empresa em que a EDP Energias do Brasil possui 45% de participação, começou em 15 de março de 2010 a construção do Parque Eólico ELEBRÁS Cidreira I, no município de Tramandaí, Estado do Rio Grande do Sul, com capacidade de 70 MW. Este é um projeto do Proinfa em que o PPA inicia em 2011, com prazo de 20 anos e com tarifa média de R$ 204/MWh (tarifa base 2004). O investimento estimado na usina é de cerca de R$ 300 milhões e o funding foi feito por um

empréstimo-ponte com o Banco do Brasil. O financiamento de longo prazo foi estruturado junto ao BNDES.

Com este empreendimento, a capacidade instalada da EDP Renováveis Brasil em energia eólica passará dos atuais 14 MW para 84 MW. O Parque Eólico em Tramandaí é um dos projetos eólicos incorporados pela empresa com a aquisição da Elebrás Projetos S.A, em 2009.

Conforme tabela abaixo, o Parque de Tramandaí está em fase final de conclusão com previsão de entrada em operação até o mês de maio de 2011.

Atividade Peso Relativo Progresso Atingido

Engenharia 3,8% 99,9%

Suprimentos 69,4% 99,7%

Construção 26,1% 72,4%

Comissionamento e Partida 0,7% 1,1%

100,0% 91,9%

Evolução da construção da UTE Porto do Pecém I

Etapa Progresso

Atingido Parque Eólico

Obra Civil 100%

Montagem 100%

Circuito Média Tensão 100%

Subestação Obra Civil 95% Montagem do Transformador 90% Linha de Tranmissão Obra Civil 100% Montagem 100% Conexão 96%

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4.2. Distribuição

Energia vendida a clientes finais: o crescimento consolidado de 3,1% no 1T11 em comparação ao 1T10 foi impulsionado, principalmente, pelo aumento no consumo das classes residencial e comercial.

Residencial e Comercial: estas classes apresentaram aumentos consolidados de 5,1% e 4,5%, respectivamente, no 1T11 em comparação ao 1T10, influenciadas pela expansão da base de clientes e pelo incremento do consumo por cliente das distribuidoras do Grupo.

É importante destacar que o mercado na EDP Escelsa no 1T10 foi atípico por causa das elevadas temperaturas e baixa precipitação.

Industrial: o incremento de 2,2% no consumo industrial do 1T11 em comparação ao 1T10 reflete o cenário econômico nacional favorável, com expansão da produção industrial, principalmente na área de concessão da EDP Escelsa.

Rural: a redução de 8,4% no consumo no 1T11 em comparação ao 1T10 foi devida, principalmente, à redução de 9,8% no consumo rural na EDP Escelsa, em função da temperatura média inferior no Espírito Santo e do maior volume de precipitação. Na EDP Bandeirante, houve migração de parte do consumo rural para permissionárias.

A energia em trânsito consolidada no sistema de distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, apresentou incremento de 5,6% no 1T11 em relação ao 1T10, impactada positivamente pelo aumento do consumo na área de concessão da EDP Escelsa.

- Base Tarifária

Os reajustes anuais, bem como as revisões periódicas das distribuidoras do Grupo, ocorrem em datas específicas, conforme o quadro abaixo:

Distribuidora 2010

Reajuste Revisão

EDP Bandeirante +10,70% -

EDP Escelsa - +7,19%

O quadro seguinte mostra a tarifa média por classe e por distribuidora no período:

1T11 1T10 1T11 1T10 1T11 1T10 Var. Receita Líquida 614.578 533.730 415.495 389.107 1.030.073 922.837 11,6% Gastos não-gerenciavéis (368.686) (326.168) (229.767) (196.600) (598.453) (522.768) 14,5% Margem Bruta 245.892 207.562 185.728 192.507 431.620 400.069 7,9% Gastos gerenciavéis (81.614) (77.893) (78.606) (71.198) (160.220) (149.091) 7,5% Depreciação e amortização (18.668) (20.938) (23.041) (24.536) (41.709) (45.474) -8,3% EBITDA 164.278 129.669 107.122 121.309 271.400 250.978 8,1% Margem EBITDA 26,7% 24,3% 25,8% 31,2% 26,3% 27,2% -0,8 p.p. Lucro Líquido 95.451 78.048 47.406 59.575 142.857 137.623 3,8%

Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição

unid. MWh R$ mil KWh % % % % DISTRIBUIÇÃO Residencial 2.366.100 1.339.135 446.740 189 3,2% 5,1% 7,7% 1,8% Industrial 22.198 1.022.861 265.734 15.360 4,8% 2,2% 7,8% -2,4% Comercial 195.346 808.854 247.462 1.380 2,1% 4,5% 7,8% 2,4% Rural 160.901 169.908 32.956 352 4,7% -8,4% -11,0% -12,5% Outros 22.564 377.797 91.415 5.581 4,9% 1,4% 5,3% -3,3% (-) Transferido para Energia Trânsito (1) - - (555.309) - - - 5,9% -Energia Vendida Clientes Finais 2.767.109 3.718.554 528.998 448 3,3% 3,1% -92,8% -0,1%

Suprimento 3 123.463 14.454 13.718.129 0,0% -7,6% -5,6% -Energia em Trânsito (USD) 120 2.339.179 721.512 6.497.719 13,2% 5,6% 2,6% -(+) Transferido dos Clientes Cativos (1) - - 555.309 - - - -14,6% -Consumo Próprio 259 3.573 - 4.598 1,6% -8,1% - -Total Energia Distribuída 2.767.491 6.184.769 1.264.964 745 3,3% 3,8% -84,3% 0,5%

(1) Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - Clientes Cativos, líquido de ICMS

Notas:

Receita Volume

Clientes Consumo

Médio (2)

Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público Dados em R$ referem-se à Receita sem ICMS e sem RTE.

1T11 Variação 1T11/1T10

Volume Clientes

Receita Consumo

17

O aumento da tarifa média em ambas as distribuidoras é reflexo da revisão tarifária da EDP Escelsa em agosto/10 e do reajuste tarifário ocorrido em outubro/10 (EDP Bandeirante).

Na EDP Bandeirante, o aumento de 11,9% na tarifa do rural é decorrente da migração de cooperativas rurais, que possuíam tarifas com subsídios, para a classe de permissionárias impactando positivamente a variação de tarifa média.

- Balanço Energético Consolidado

O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição composto pelas concessionárias da EDP Energias do Brasil totalizou 7.088 GWh no 1T11. Do total, 59% foram para a EDP Bandeirante e 41% para a EDP Escelsa.

O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu 4.687 GWh e a energia em trânsito, distribuída a clientes livres, 2.401 GWh.

- Perdas

O gráfico ao lado apresenta o total das perdas na distribuição de energia elétrica, expressas como um percentual médio do total da energia requerida no período. Nota-se a tendência de redução de perdas no 1T11.

As perdas não técnicas da Escelsa apresentaram uma redução de 0,58 p.p. no trimestre em relação à dez/10. Contribuiu para redução em 0,35 p.p. o forte programa de combate às perdas de 2010 que, além de atuar na exteriorização de medição de unidades de média tensão, destinou importantes recursos para o mercado de Baixa Tensão em áreas de elevada complexidade social, onde se encontra a maior perda, com substituição de medidores, adequação de rede, inspeções, retirada de ligações clandestinas e o projeto Boa Energia na Comunidade. A retomada dos clientes livres também impactou positivamente as perdas da Escelsa.

No 1T11, as distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa desembolsaram um total de R$ 7,3 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 1,3 milhão foi para investimentos operacionais

Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento

1.154.589 93.110 Energia

Leilão Perdas de Itaipu

2.964.059 52.547

Outros Vendas C.Prazo

844.079 -129.844 7.088.199

Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo

2.401.088 -113 BALANÇO ENERGÉTICO - 1T11 (MWh) Fornecimento Requerida Energia em Trânsito 841.522 3.722.127 Perdas e Diferenças 123.463 2.401.088

=

( - )

=

( - ) EDP BANDEIRANTE Residencial 320,66 297,34 7,8% Industrial 248,37 224,21 10,8% Comercial 287,83 263,96 9,0% Rural 213,35 190,70 11,9% Outros 226,88 207,80 9,2%

Média - Cliente Final 279,96 256,08 9,3% EDP ESCELSA Residencial 315,23 313,33 0,6% Industrial 249,51 248,18 0,5% Comercial 298,86 295,76 1,0% Rural 181,86 177,60 2,4% Outros 236,85 230,07 2,9%

Média - Cliente Final 276,56 271,97 1,7% Tarifa Média (R$/MWh) 1T11 1T10 Var.

5,4% 5,4% 5,5% 5,5% 8,2% 8,5% 8,3% 8,2% 5,9% 5,6% 5,6% 5,4% 6,1% 6,3% 5,7% _5,2% 11,3% 11,0% 11,1% 10,9% 14,3% 14,8% _14,0% 13,4% Band 2T10 Band 3T10 Band 4T10 Band 1T11 Escelsa 2T10 Escelsa 3T10 Escelsa 4T10 Escelsa 1T11

Perdas Técnicas e Comerciais

18

(substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 6,0 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares).

No período, as concessionárias realizaram aproximadamente 63,7 mil inspeções, 2,1 mil regularizações de ligações clandestinas e 32,6 mil retiradas de ligações irregulares que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 8,2 milhões.

- Indicadores de Produtividade

No 1T11, o quadro de colaboradores das distribuidoras da EDP Energias do Brasil era de 1.981 profissionais. Os indicadores de produtividade anualizados na distribuição estão demonstrados nos gráficos abaixo:

Mar-10 Jun-10 Set-10 Dez-10 Mar-11 ANEEL Mar-10 Jun-10 Set-10 Dez-10 Mar-11 ANEEL

15.363 15.779 16.058 16.095 16.169 - 10.178 10.661 10.888 10.977 11.050 -808 848 874 878 886 744 857 875 920 910 911 652 881 931 895 907 878 793 686 652 691 628 569 548 1.689 1.779 1.769 1.785 1.764 1.537 1.543 1.527 1.611 1.538 1.480 1.200 5,26% 5,37% 5,45% 5,46% 5,48% 5,04% 8,42% 8,21% 8,45% 8,29% 8,24% 7,20% 5,73% 5,90% 5,57% 5,63% 5,43% 5,38% 6,74% 6,12% 6,34% 5,73% 5,15% 6,05% 10,99% 11,27% 11,02% 11,09% 10,91% 10,42% 15,16% 14,32% 14,80% 14,01% 13,39% 13,25%

EDP Bandeirante EDP Escelsa

Comercial (C /A ) Total (B+C /A )

Perdas Acumuladas em 12 meses (GWh ou %)

Entrada de Energia na Rede (A ) Técnica (B ) Comercial (C ) Total (B +C ) Técnica (B /A ) = =

Programa de Combate às Perdas 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11

Investimentos Operacionais (R$ MM) 1,4 6,8 7,5 23,0 1,3 Despesas Gerenciáveis (R$ MM) 4,8 5,8 6,5 4,6 6,0 Recuperação de Receita (R$ MM) 2,7 5,0 5,4 9,0 8,2 Inspeções 46,0 74,3 82,7 60,5 63,7 Regularizações 4,9 2,9 4,6 8,0 2,1 Retiradas 22,0 27,5 35,8 30,6 32,6

Os números de inspeções, regularizações e retiradas de ligações são apresentados em milhares.

12,5 8,7 13,1 9,0 14,1 10,0

EDP Bandeirante EDP Escelsa

Produtividade (GWh/colaboradores)

19

- Indicadores de Qualidade

Os indicadores de qualidade DEC (duração equivalente de interrupção por cliente) e FEC (frequência equivalente de interrupção por cliente) das distribuidoras apresentaram melhora demonstrando a preocupação da empresa em ser eficiente no atendimento aos clientes.

Ativos e Passivos Regulatórios

A tabela abaixo apresenta os saldos e a variação de ativos e passivos regulatórios que deixaram de ser contabilizados, conforme o novo padrão contábil brasileiro (IFRS):

4.3. Comercialização

O volume de energia comercializada totalizou 2.330 GWh no 1T11 em comparação aos 2.086 GWh no 1T10, apresentando aumento de 11,7%, reflexo da intensificação de vendas no curto e médio prazos.

Neste trimestre, a receita líquida apresentou aumento de 55,4% em relação ao mesmo período de 2010, resultante do reajuste dos contratos de longo prazo por IGPM, além de novos contratos com preços superiores aos verificados no 1T10. Já o custo da

mar/11 dez/10 mar/11 dez/10

TOTAL ATIVOS 134.153 140.126 106.161 94.681 TOTAL PASSIVOS 137.437 126.358 139.173 118.726 TOTAL LIQUIDO (3.284) 13.768 (33.012) (24.045) Variação líquida BANDEIRANTE ESCELSA (17.052) (8.967)

Itens em R$ mil ou % 1T11 1T10 Var.

Receita Líquida 230.912 148.567 55,4% Gastos não-gerenciavéis (210.705) (131.486) 60,2% Margem Bruta 20.207 17.081 18,3% Gastos gerenciavéis (4.609) (2.708) 70,2% Depreciação e amortização (40) (34) 17,6% EBITDA 15.598 14.373 8,5% Margem EBITDA 6,8% 9,7% -2,9 p.p. Lucro Líquido 10.859 9.586 13,3% 14,5 11,0 11,6 9,2 1T10 1T11 DEC

EDP Bandeirante EDP Escelsa

7,0 6,8 7,1 6,4 1T10 1T11 FEC

20

energia vendida no trimestre aumentou 60,2%. Dessa forma, a margem bruta aumentou 18,3%, resultado do aumento de volume, da sazonalização dos contratos de compra, além da média móvel, similar ao verificado em 2010.

O lucro líquido da comercializadora foi impactado também pela constituição de uma PDD referente ao rateio da inadimplência na CCEE no valor de R$ 1,1 milhão.

5. Mercado de Capitais

5.1. Desempenho das Ações

Em 31 de março de 2011, as ações da EDP Energias do Brasil estavam cotadas a R$ 39,70, encerrando o primeiro trimestre com valorização de 2,6%, superando o desempenho do Ibovespa, que se desvalorizou em 1,0%. No entanto, o Índice de Energia Elétrica – IEE apresentou valorização de 9,7% no mesmo período. O valor de mercado da Companhia em 31 de março de 2011 era de R$ 6,3 bilhões, considerando a cotação de fechamento na data, em comparação a R$ 6,1 bilhões em dezembro de 2010. Houve negociação das ações da Companhia em todos os pregões do trimestre, totalizando 24,1 milhões de ações negociadas no período, com uma média diária de 395,5 mil ações. O volume financeiro totalizou R$ 909,5 milhões no 1T11, com volume médio diário de R$ 14,9 milhões. . 2.008 2.252 1.991 78 78 339 2.086 2.330 2.330

Vendas 1T10 Vendas 1T11 Compras 1T11

Volume de Energia Comercializada (GWh)

Outros Empresas do Grupo ENBR

9,9

11,6

12,7 _12,3

14,9

1T10 2T10 3T10 4T10 1T11

Volume Médio Diário (R$ milhões)

Cotação em 31/03/2011 Cotação em 31/12/2010

39,70 _38,71

EDP Energias do Brasil (ENBR3)

21

5.2. Assembléia Geral Ordinária

A 32ª Assembléia Geral Ordinária, realizada em 07 de abril de 2011, teve toda sua pauta aprovada; Destaque para a aprovação da distribuição de R$ 106,0 milhões na forma de Juros sobre o Capital Próprio e de R$ 246,6 milhões em dividendos, totalizando R$ 352,6 milhões, conforme proposta da administração da Companhia. Este montante é 19% superior ao distribuído em 2009 e resulta em um valor distribuído por ação de R$ 2,22 em 2010, também 19% superior a 2009. O prazo para pagamento do montante declarado é de até 60 dias a partir da data da AGO.

Adicionalmente, a 32ª AGO aprovou o Relatório da Administração, as Demonstrações Financeiras relativas ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2010 e o montante de R$ 1,231 bilhão como orçamento de capital para os exercícios de 2011 e 2012. A Assembleia definiu também o número de 7 membros como integrantes do Conselho de Administração da Companhia e a reeleição dos mesmos para um mandato de 1 ano, ou seja, até a data de realização da Assembléia Geral que examinar as contas do exercício social a findar-se em 31 de dezembro de 2011.

5.3. Capital Social

Em 31 de março de 2011, o capital social da Companhia era representado na sua totalidade por 158.805.204 ações ordinárias nominativas. Do total de ações, encontram-se em circulação 55.622.807, em conformidade com o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA. No final do 1T11, permaneciam em tesouraria 280.225 ações.

*ações em circulação (31/03/2011) 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 70 80 90 100 110 120

dez-10 jan-11 f ev-11 mar-11

ENBR3 x Desempenho dos Índices (Base 100: 31/12/2010)

IBOV = -1,0%

IEE = +9,7% ENBR3 = +2,6% Volume ENBR3 (R$ mil)

2,9%

97,1%

Base acionária*

Pessoas Físicas Pessoas Jurídicas 33%

67%

Base acionária*

22

O mapa abaixo mostra a distribuição geográfica das ações que compunham o free float da EDP Energias do Brasil em 31/03/2011.

*América Latina não inclui as ações do Brasil

6. Eventos Subsequentes

Elevação dos Ratings de Crédito

A agência Standard & Poors divulgou, no dia 03 de maio de 2011, revisão anual das classificações de risco (ratings) das distribuidoras do Grupo EDP Energias do Brasil:

EDP Escelsa: O rating em escala local foi elevado de AA para AA+, com perspectiva estável. O rating em escala global foi elevado de BB para BB+.

EDP Bandeirante: O rating em escala local foi reafirmado em AA+ e a perspectiva foi alterada de estável para positiva.

“Este material pode incluir estimativas e declarações futuras. Essas estimativas e declarações futuras têm por embasamento, em grande parte, expectativas atuais e projeções sobre eventos futuros e tendências financeiras que afetam ou podem afetar os nossos negócios. Muitos fatores importantes podem afetar adversamente os resultados da EDP Energias do Brasil tais como previstos em nossas estimativas e declarações futuras. Tais fatores incluem, entre outros, os seguintes: (i) conjuntura econômica, política, demográfica e de negócios no País; (ii) interrupções do fornecimento de energia elétrica; (iii) falha na geração energia elétrica em virtude de escassez de recursos hídricos e interrupções do sistema de transmissão, problemas operacionais e técnicos ou danos físicos nas nossas instalações; (iv) alterações das tarifas de energia elétrica; (v) interrupção ou perturbação potenciais nos serviços das controladas da EDP Energias do Brasil; (vi) inflação, valorização e desvalorização do real; (vii) a extinção antecipada das concessões das controladas da EDP Energias do Brasil pelo Poder Concedente; (vii) aumento da concorrência no setor elétrico brasileiro; (viii) habilidade da EDP Energias do Brasil em implementar seu plano de investimentos, incluindo sua capacidade de obter financiamento quando necessário e em condições razoáveis; (ix) alterações na demanda de energia elétrica por consumidores; (x) regulamentos governamentais atuais e futuros relativos ao setor elétrico.

As palavras “acredita”, “pode”, “poderá”, “visa”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e outras palavras similares têm por objetivo identificar estimativas e projeções. As considerações sobre estimativas e declarações futuras incluem informações atinentes a resultados e projeções, estratégia, planos de financiamentos, posição concorrencial, ambiente do setor, oportunidades de crescimento potenciais, os efeitos de regulamentação futura e os efeitos da concorrência. Tais estimativas e projeções referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que não assumimos a obrigação de atualizar publicamente ou revisar quaisquer dessas estimativas em razão da ocorrência de nova informação, eventos futuros ou de quaisquer outros fatores. Em vista dos riscos e incertezas aqui descritos, as estimativas e declarações futuras constantes deste material podem não vir a se concretizar. Tendo em vista estas limitações, os acionistas e investidores não devem tomar quaisquer decisões com base nas estimativas, projeções e declarações futuras contidas neste material.”

11% 3% 26% 24% 3% 33%

23

ANEXOS

A ANNEEXXOOII E EDDPP--EENNEERRGGIIAASSDDOOBBRRAASSIILLSS..AA..

BALANÇO PATRIMONIAL CONSOLIDADO - ATIVO

31/03/2011 31/12/2010 31/03/2011 31/12/2010

CIRCULANTE 535.059 584.936 2.647.692 2.874.677

Caixa e equivalentes de caixa 274.805 285.812 1.015.491 1.126.449 Títulos a receber 1.121 1.121 8.764 8.659 Ativo financeiro indenizável - - 823 823 Consumidores e concessionárias - - 935.415 888.806 Impostos e contribuições sociais 58.004 85.966 398.107 540.314 Dividendos a receber 169.312 169.312 - - Estoques - - 29.097 28.112 Cauções e depósitos vinculados 222 222 51.554 62.898 Despesas pagas antecipadamente 76 190 3.896 5.254 Ativos financeiros disponíveis para venda 30.106 40.801 30.106 40.801 Outros créditos 1.413 1.512 174.439 172.561 NÃO CIRCULANTE

Realizável a Longo Prazo 180.936 176.439 1.587.016 1.567.868

Títulos a receber 21.707 21.506 18.475 18.755 Ativo financeiro indenizável - - 416.492 397.324 Consumidores e concessionárias - - 65.936 63.733 Impostos e contribuições sociais - - 36.874 35.933 Imposto de renda e contribuição social diferidos 12.298 9.784 776.023 778.680 Partes relacionadas 117.261 116.622 - - Adiantamentos para futuros aumentos de capital 4.105 4.075 458 458 Cauções e depósitos vinculados 8.760 8.693 239.781 239.669 Despesas pagas antecipadamente - - 764 937 Outros Créditos 16.805 15.759 32.213 32.379 Permanente 4.242.035 4.039.790 8.379.683 8.367.570 Investimentos 3.977.557 3.771.044 34.899 37.271 Imobilizado 2.100 1.894 5.337.188 5.303.587 Intangível 262.378 266.852 3.007.596 3.026.712 Diferido - TOTAL DO ATIVO 4.958.030 4.801.165 12.614.391 12.810.115 Controladora Consolidado ATIVO (R$ m il)

24

A

ANNEEXXOOIIII E

EDDPP--EENNEERRGGIIAASSDDOOBBRRAASSIILLSS..AA..

BALANÇO PATRIMONIAL CONSOLIDADO – PASSIVO

31/03/2011 31/12/2010 31/03/2011 31/12/2010

CIRCULANTE 144.289 166.338 2.173.120 2.525.411

Fornecedores 4.868 3.370 585.805 626.381 Encargos de dívidas - - - - Impostos e contribuições sociais 22.916 51.659 420.844 609.891 Imposto de renda e contribuição social diferidos - - - - Dividendos 100.822 100.822 193.251 191.142 Debêntures - - 144.645 231.730 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas - - 372.985 375.701 Benefícios pós-emprego - 3 27.582 27.611 Obrigações estimadas com pessoal 8.472 4.774 60.417 50.450 Encargos regulamentares e setoriais - - 229.600 225.380 Uso do bem público - - 19.340 19.440 Provisões 2.823 1.318 30.126 30.275 Outras contas a pagar 4.388 4.392 88.525 137.410 NÃO CIRCULANTE

Exigível a Longo Prazo 78.122 80.349 3.781.950 3.829.583 Fornecedores - - 458 915 Impostos e contribuições sociais 32.924 32.295 138.523 137.853 Imposto de renda e contribuição social diferidos - 1.122 291.409 289.003 Debêntures - - 637.809 637.593 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas - - 2.090.450 2.140.882 Benefícios pós-emprego - - 188.033 189.228 Partes relacionadas 378 189 - - Encargos regulamentares e setoriais - - 12.336 12.913 Uso do bem público - - 226.658 215.764 Provisões 26.472 26.912 155.085 153.566 Provisão para passivo a descoberto 18.306 19.784 2.340 12.847 Reserva para reversão e amortização - - 17.248 17.248 Outras contas a pagar 42 47 21.601 21.772 Resultados de Exercícios Futuros - - - - Participações não controladores - - 1.923.702 1.900.643 Patrimônio Líquido 4.735.619 4.554.478 4.735.619 4.554.478

Capital social 3.182.716 3.182.716 3.182.716 3.182.716 Reservas de capital 95.598 95.598 95.598 95.598 Reservas de lucros 1.386.620 1.386.620 1.386.620 1.386.620 Ajustes de avaliação patrimonial (110.443) (103.842) (110.443) (103.842) Ações em tesouraria (6.614) (6.614) (6.614) (6.614) Prejuízos acumulados 187.742 - 187.742 -

TOTAL DO PASSIVO 4.958.030 4.801.165 12.614.391 12.810.115

Controladora Consolidado