1. Resultados 2T13
Agosto, 2013

2. Destaques do 2T13 (1/2)
■ Redução de 52% nas indisponibilidades não programadas (de 1,92% no 1S12 vs. 0,87% no
1S13)
Operacional
■ Investimentos de R$ 26 milhões (27,7% maior em relação ao 2T12) destinados à
modernização e manutenção preventiva das usinas Água Vermelha, Ibitinga e Caconde
■ Aumento no portfólio de contratos bilaterais no mercado livre para 455 MWm (150 MWm em
novos contratos no 2T13; 288 MWm pós 2015)
■ Contrato bilateral com a AES Eletropaulo reajustado em julho de R$ 182,61/MWh para R$
194,19/MWh
■ Receita líquida de R$ 583 milhões, com aumento de 9% em relação ao 2T12
■ Custos de R$ 42 milhões com energia comprada justificada principalmente pelo aumento do
portfólio de novos contratos bilaterais (566 GWh no 2T13 vs. 200 GWh no 2T12)
Financeiro
■ Ebitda alcançou R$ 421 milhões no 2T13 (margem de 72%) com aumento de 4,1% em relação
ao 2T12
■ Lucro líquido de R$ 240 milhões com aumento de 5% em relação ao 2T12
2

3. Destaques do 2T13 (2/2)
Regulatório
■ CNPE 03/2013 - Suspensão do rateio do ESS por segurança energética concedido por meio da
liminar obtida pela APINE em 27 de maio de 2013
■ Rebaixamento médio da garantia física de 0,7% a 2,4%, considerando despacho térmico de
10 GW a 12 GW
Estimativa
2013
■ Compra de 296 GWh a 468 GWh de energia no mercado de curto prazo a um custo anual de R$
123 milhões a R$ 156 milhões
■ Custo já incorrido (1S13) com compra de energia no mercado de curto prazo de R$ 122 milhões
Dividendos
■ Dividendos intermediários a serem distribuídos no valor de R$ 258 milhões com pagamento
em 25/set/2013
■ R$ 0,65 por ação ON e R$ 0,71 por ação PN (dividend yield de 3,3%)
3

4. Desempenho operacional
■
Recuperação do nível dos reservatórios suportado pelo despacho térmico (6 GW em 1S12 para 12 GW no 1S13)
▬ Expectativa de despacho térmico médio no 2S13 de 10GW
■
PLD menor em relação ao 1T13 devido à melhor afluência e redução do despacho térmico no 2T13
■
CNPE 03/2013 – Efeitos suspensos pela liminar concedida à APINE (∆PLD e ESS por segurança energética )
Nível Histórico dos Reservatórios Brasileiros (%)
Evolução Mensal do PLD¹ (R$/MWh) - SE/CO
100
100
90
90
80
80
70
63
62
61
61 63
62
70
60
55
61 63
55
46
60
50
46
50 3838
40
40
30
30
20
20
10
10
0
0 Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
340
340
Jan
Fev Mar Abr Mai Jun 2001
Jul
Dados Históricos desde 2001
Dados Históricos desde 2001
215
215
125
125
Set
Out
Nov
Out
2013
2012
Dez
Nov
Dez
2013
1 – PLD de abril a junho de 2013 foi calculado com base nos valores de PLD1 (não inclui o ∆PLD)
196
196
193
193
208
183
181 208
183
181
118 121 119
118 121 119
91
23 91 20 21 37
32
17 32
23 20 21 37
17
48 51
48
26
23 51 26 12
12
23
jan fev mar abr mai jun jul
jan fev mar abr 2011 jun jul
mai
2012
2011
2012
29
29
Ago Set
2012
2001
376
376
345
345
280
280
Max (%)
Max (%)
414
414
46
46
260
260
44
44
ago set out nov dez
ago set out nov dez
2013
2013
4

5. Desempenho operacional
■
Redução de 52% nas indisponibilidades não programadas (1,92% do 1S12 para 0,87% no 1S13)
■
Redução em 28,0% da energia gerada em relação ao 2T12 em função de menor despacho da usina de Água
Vermelha
8.38
Indisponibilidade não Programada (%)
-75,8%
2.500
Energia Gerada (MW médio2)
7.47
2.300
8.38
125%
124%
2.100
7.47
1.900
125%
127%
-28,0%
136%
127%
124%
136%
97%
1.700
7.33
1.500
7.33
-52%
1.300
7.23
2.03
1.92
1.38
1.68
1.05
0.24
2010
2011
EFOF¹
EFOF¹
97%
7.23
0.35
2012
1.07
0.31
1.100
0.37
1.599
Série3
Fator de Parada para Manutenção Não Planejada
1.582
1.582
1.68
0.87
700
1.05
0.71
0.15
2013 - FYF 2012 YTD 2013 YTD
2010
Fator de Manutenção não Planejada
1 - Fator Equivalente de Paradas Forçadas
2 - Energia gerada dividida pelo número de horas do período
1.599
900
1.55
2.05
2.03
0.24
0.35
2010
2010
2011
EFOF²
2011
2011
2012
1.629
1.629
1.38
1.07
0.31
1.731
1.731
1.68
1.247
0.87
1.247
0.37
0.71
0.15
2012
2T12
2T13
2T12
2T13
20132012 2012 YTD 2013 YTD
- FYF
Geração - MW médio
Geração/Garantia física
Fator de Manutenção não Planejada
Série3
Geração - MW médio
Geração/Garantia física
5

6. Investimentos
Título do Gráfico
Histórico de Investimentos (R$ milhões)
Investimentos 2T13 (%)
Modernização das usinas
de Água Vermelha, Nova
Avanhandava e Caconde
Título do Gráfico
12%
12%
12%
175
19
139
4
88%
213
156
27,7%
135
88%
20
19
2011
2012
Investimentos
1 – Pequenas Centrais Hidrelétricas
2013 (e)
1
2T12
Novas PCHs¹
26
Modernização e Manutenção
Projetos de TI
Modernização e Manutenção
Projetos de TI
2T13
6

7. Desempenho Financeiro
■
Reajuste anual do contrato bilateral de R$ 173,68/MWh para R$ 182,61/MWh em 04/jul/12 (R$ 194,19/MWh em
04/jul/2013)
■
Menor volume de energia faturada no trimestre e no acumulado do ano em função da redução do volume de
vendas no spot e no MRE compensado parcialmente pela maior venda de energia por meio de bilaterais
Energia Faturada (GWh)
Receita Líquida (R$ milhões)
9,8%
-9,9 %
1.181
1.181
1.075
1.075
9.062
911
2.182
38
8.163
297
971
1.143
936
1.026
5.890
4.193
925
1H13
AES Eletropaulo
Mercado Spot
1 – Mecanismo de Realocação de Energia
583
535
3.980
339
543
56
459
2T12
116
2T13
493
2T13
38
2.832
2T12
51
20
489
2.793
1H12
8,9%
53
158
135
5.672
102
-5,1%
101
MRE¹
Outros contratos bilaterais
1S12
AES Eletropaulo
1S13
Spot/MRE
Outros bilaterais
7

8. Desempenho Financeiro
■
Aumento nos custos e despesas operacionais devido principalmente a compra de energia dos contratos bilaterais
■
Variação nos custos gerenciáveis (PMS) de +6,8% no 2T13 em linha com inflação no período (6,3%)
Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões)
23,7%
2,5
4
173
179
177
Provisões oper. e
outras desp.
PMS
Transmissão
e conexão
6
4
42
131
2T12
Energia elét. comprada
para revenda
162
131
1 – Não inclui depreciação e amortização
Comp. Fin. p/ Utilização
de Rec. Híd.
2T13
8

9. Desempenho Financeiro
Ebitda (R$ milhões)
77%
Destaques 2T12 x 2T13
76%
■ Impacto positivo pela alteração da
volume e do preço do contrato
bilateral com a AES Eletropaulo
72%
64%
-8,7%
-9%
4,2%
827
4%
755
Ebitda
1S13
755
404
1S12
827
421
2T12
1S12
2T13
1S13
Margem Ebitda (%)
Ebitda
404
2T12
■ Menor geração de secundária no
sistema (1% no 2T13 vs. 9% no 2T12)
e maior preço no spot (R$ 250 MWh
no 2T13 vs. R$ 165 MWh no 2T12)
421
■ Redução de R$ 3 milhões nas
2T13 despesas com PMSO
Margem Ebitda (%)
9

10. Desempenho Financeiro
Lucro Líquido (R$ milhões)
Destaque 2T13
108%
108%
109%
107%
5,3%
3,0%
2,5%
■
3,3%
Maior volume de energia vendida por
meio do contrato bilateral com a
Eletropaulo favoreceu o aumento de
5,2% no lucro líquido do 2T13
-10,5%
Proventos
5,2%
■
476
426
229
241
Distribuição de dividendos
intermediários no valor de R$ 258
milhões
▬ R$ 0,64/ação ON
▬ R$ 0,71/ação PN
1S12
1S13
Lucro Líquido
2T12
Payout
2T13
Yield PN
▬ Data para pagamento:
25/09/2013
10

11. Desempenho Financeiro
Destaques 2T12 x 2T13
■
Redução da geração de caixa operacional no 2T13 devido a menor secundária e liquidação na CCEE
(rebaixamento Janeiro), parcialmente compensando pelo reajuste do contrato com a Eletropaulo
■
Aumento no saldo final de caixa no 2T13 por conta da 2ª emissão de debêntures (15/mai/2013)
Geração de Caixa Operacional (R$ milhões)
Saldo Final de Caixa (R$ milhões)
-24,2%
466
2T12
36,8%
354
2T13
Geração de Caixa
273
2T12
374
2T13
Saldo Final de Caixa
11

12. Endividamento
Dívida líquida (R$ milhões)
Cronograma de Amortização da Dívida
0,8
0,6
Total de R$ 498
milhões da 2ª
emissão de
debêntures
0,5
0,4
300
0,6
0,7
2T12
300
2T13
166
2014
Dívida Líquida
166
166
2015
2017
2018
2019
Fluxo de amortização da divida
Dívida Líquida/Ebitda Ajustado
Dívida Bruta/ Ebitda Ajustado
Covenants
■ Dívida Bruta / Ebitda =< 2,5x
■ Dívida Líquida / Ebitda Ajustado =< 3,5x
■ Ebitda Ajustado/Despesas Financeiras =>1,75x
1 – Percentual do CDI
Custo da dívida
■ Res. Financeiro (R$ MM)
■ Custo médio (% CDI)
■ Prazo médio (anos)
■ Taxa efetiva
2T12
(15)
120%
1,8
10,1%
2T13
(16)
103%
2,9
10,5%
12

13. Resultados 2T13
Declarações contidas neste documento, relativas à
perspectiva dos negócios, às projeções de resultados
operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das
Empresas, constituem-se em meras previsões e foram
baseadas nas expectativas da administração em relação ao
futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente
dependentes de mudanças no mercado, do desempenho
econômico do Brasil, do setor elétrico e do mercado
internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças.