O documento apresenta os resultados financeiros e operacionais da empresa no terceiro trimestre de 2006. Apresenta informações sobre a base de clientes, volume de energia vendida, balanço energético e perdas, além de detalhar o reajuste tarifário aprovado para o período.

1. Apresentação dos
Resultados Financeiros e Operacionais
Terceiro Trimestre de 2006
28 de Novembro de 2006
APIMEC São Paulo

2. Agenda
A Companhia e Questões Estratégicas Principais
Resultados Operacionais
Resultados Financeiros
2

3. Agenda
A Companhia e Questões Estratégicas Principais
Resultados Operacionais
Resultados Financeiros
3

4. Histórico Cemar e Equatorial
Adm. Estatal Adm. PP&L (EUA) Intervenção ANEEL Adm. Equatorial IPO Equatorial
Até Jul/00 Ago/00 – Ago/02 Ago/02 – Mai/04 Mai/ 04– Mar/06 Após Mar/06
4

5. Composição Acionária
Brasil Energia I(3) Mercado
Total: 40,6% Total: 59,4%
Votante: 62,1% Votante: 37,9%
Total de Units:
Eletrobras Outros 65,558,392
Total: 34,0% Total: 0,7% Total: 65,4%
Novas
Aquisições
5

6. Estratégia
Aquisição de controle, compartilhado ou não
Consolidação de
distribuidoras no Oportunidades de ganhos através de: sinergias operacionais,
reestruturação operacional e financeira e redução de perdas de
N / NE / CO energia
Aumento de eficiência Continuação do programa de reestruturação da CEMAR, ampliando
operacional e os ganhos de produtividade, buscando novas reduções de custos e
de redução de perdas comerciais de energia
diminuição de perdas
Expressivos investimentos em geração serão necessários nos
Avaliação seletiva de próximos anos no Brasil
investimentos em Este cenário poderá gerar oportunidades de investimento atrativas
geração que serão examinadas pela Equatorial
6

7. Estratégia / Mercados Alvo
O mercado alvo representa 22,5% da demanda de energia (2005), 34,2% da
população (2005)e 20,4% do PIB (2003)
Boa Vista
Eletronorte Cea
Estadual
CER
Estadual
Cosern
Neoenergia
Ceam
Saelpa
Eletronorte Celpa Coelce
Cemar Cataguazes
Manaus Energia Grupo Rede Endesa
Eletronorte Equatorial
Cepisa Celpe
Eletrobras Neoenergia
Eletroacre
Eletronorte
Ceron Celtins
Grupo Rede Ceal
Eletrobras
Eletrobras
BA
Cemat
Grupo Rede
Energipe
Ceb Cataguazes
Estadual
Sulgipe
Independent
Celg
Estadual
MS
7

8. Diferenciais / Pontos Fortes
Potencial de crescimento Solidez financeira e
significativo com administração profissional com
perspectiva de experiência em reestruturação
consolidação
Cultura e modelo de Comprometimento com as
gestão voltados para melhores práticas de
resultados governança corporativa
8

9. Novas Regras de Revisão Tarifária: Principais Pontos
WACC
• Mudanças mínimas na metodologia e nos parâmetros
Base de Remuneração
• Base de Remuneração auferida na Revisão Tarifária ajustada apenas pela inflação e deduzida da depreciação
• Novos investimentos avaliados de acordo com uma média de preços da indústria e e ajustados pelos índices
específicos do setor
• Faixas de avaliação dos preços dos ativos elétricos variam entre 90% e 110% dos preços da base
Empresa de Referência
• Conceito de empresa modelo como benchmark mantido
• Pequenas alterações na metodologia para estimar os custos operacionais da empresa modelo
• Taxas de inadimplência determinadas individualmente para cada empresa
Fator X
• Fator Xc eliminado
• Fator Xe calculado de acordo com premissas da distribuidora
Perdas de Energia
• Perdas comerciais determinadas individualmente para cada distribuidora
• Deve refletir a especificidade de cada concessão e a relação custo-benefício associado à redução das perdas
de energia
• Reconhecida a influência das perdas técnicas na redução das perdas comerciais
Depreciação sobre “Obrigações Especiais” (Investimentos financiados com subsídios)
• Exclusão do cálculo tarifário
9

10. A CEMAR no ambiente regulatório
CEMAR opera bem abaixo
da ER
RR razoavelmente
avaliada no primeiro ciclo ER – CEMAR aumentará
significativamente em função
mercado da CEMAR nvestimentos acima da do elevado nível de
cresce acima da média QRR investimentos e do
nacional crescimento de número de
nvestimentos do PLPT consumidores
té 2008 o PLPT ligará 249
mil clientes usto da dívida reduzido nclusão de custos associados
as Perdas e Qualidade
compensarão os ajustes
propostos pela ANEEL
Ganhos Remuneração Empresa de
de Escala sobre o Capital Referência
10

11. Agenda
Questões Estratégicas Principais
Resultados Operacionais
Resultados Financeiros
11

12. Base de Clientes
Clientes (mil) Composição
1.327
1.307
Residencial
1.281 85,8%
1.254
1.219
1.202 Industrial
0,7%
Comercial
7,5%
Outros
6,0%
2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
• Crescimento de 8,9% da base nos últimos 12 meses
12

13. Volume de Energia
Volume de Energia Faturada (MWh) En. Vendida (% por Classe)
CLASSE DE CONSUMO (MWh) 3T05 3T06 Var.% 9M05 9M06 Var.% Outros
25,1%
Residencial 283.102 300.342 6,1% 828.460 875.372 5,7%
Industrial 108.861 103.575 -4,9% 315.988 276.751 -12,4%
Comercial
Comercial 140.436 149.695 6,6% 404.706 430.359 6,3%
20,4%
Outros (não inclui consumo próprio) 176.550 185.889 5,3% 487.089 524.308 7,6%
TOTAL 708.949 739.500 4,3% 2.036.244 2.106.789 3,5%
Carga: Brasil vs. Nordeste vs. CEMAR
Ano 1T 2T 3T 9M
Industrial
Carg a Bra sil (GWh)* 2006 104.999 100.980 140.886 346.865 12,5% Residencial
2005 99.900 99.538 134.671 334.109 41,9%
Va r. % 5,1% 1,4% 4,6% 3,8%
• Crescimento de 4,3% no volume de energia
Carg a No rdest e (GWh)* 2006 15.079 14.476 20.396 49.951
2005 14.512 14.323 19.777 48.612
faturada nos últimos doze meses
Va r. % 3,9% 1,1% 3,1% 2,8% •Crescimento da classe residencial impactado pelo
Carg a CE MAR (MWh) 2006 966.504 983.932 1.085.808 3.036.244 acréscimo de 6,4% da base de clientes em 12 meses
2005 926.615 966.722 1.024.914 2.918.251
Va r. % 4,3% 1,8% 5,9% 4,0% •Recuperação no nível de atividade industrial,
Vendas CEMAR (MWh - 2006 669.484 697.806 739.500 2.106.789
reduzindo a queda no consumo para 4,9% no 3T06
sem co nsum o pró prio ) 2005 650.086 677.208 708.949 2.036.244 contra 17,6% no 2T06. Destaques:
Va r. % 3,0% 3,0% 4,3% 3,5% •Na classe industrial, destaca-se o crescimento no
* d ad o s r e f e r e n t e s ao Sis t e m a In t e g r ad o Nacio n al
consumo das indústrias de ferro gusa, 14,7% acima
F o n t e : ONS e CE MAR
do 3T06
13

14. Balanço Energético e Perdas de Energia
Balanço Energético
Bal. E nerg ét ico (MWh) 3T05 3T06 Var. % 9M05 9M06 Va r. %
E n e r g ia Req u er id a * 1.025.098 1.085.933 5,9% 2.918.825 3.036.609 4,0%
E n e r g ia Ven d id a ** 710.355 741.243 4,3% 2.040.182 2.111.835 3,5%
P er d as 314.743 344.690 9,5% 878.644 924.775 5,3%
* in clu i g er ação p r ó p r ia
** in clu i v en d as às clas s es , co n s u m o p r ó p r io e f o r n e cim en t o à CE P ISA
Evolução das Perdas de Energia (acumuladas nos últimos 12 meses)
•Perdas (LTM) de 29,9% no 3T06, redução 30,4%
29,5% 29,8% 29,6% 29,9% 29,7%
de 0,5 p.p. em relação ao 3T05, e aumento
sobre o 2T06 de 0,3 p.p.
•Excluindo o efeito do cliente Itapajé
Celulose no 3T06, as perdas acumuladas dos
últimos 12 meses seria 29,7%
3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 3T06 Ex-
Itapagé
14

15. Tendência das Perdas de Energia em MWh
Evolução em MWh (variação % em relação ao ano anterior)
19,7%
13,9%
9,0% 7,8%
7,2%
5,9%
5,3% 5,3%
2,9% 4,0%
5,7%
3,5%
2003 2004 2005 9M06
Energia Requerida * Energia Vendida ** Perdas
•Até Set/06, a taxa de variação das perdas foi inferior ao observado em 2005 em 0,4 p.p,
mas foi superior à variação da energia requerida e a da energia vendida
* inclui geração própria
** inclui venda às classes, consumo próprio e fornecimento à CEPISA
15

16. DEC e FEC
Evolução do DEC (média de horas por consumidor – últ. 12 meses)
60,5
57,2
55,9 54,6 54,1 52,8
49,9
CEMAR
São Luis
38,6
35,8 36,4 35,4
29,9
28,1
26,6
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
Evolução do FEC (frequência média por consumidor – últ. 12 meses)
37,7
35,5 34,5
32,9
31,0
29,2 CEMAR
27,1
30,6 31,4 São Luis
29,3 30,1
25,0
22,2
19,8
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
16

17. Reajuste Tarifário
• Foi aprovado o reajuste médio das tarifas em 14,58% entre ago/06 a jul/07
•Considerando-se ajustes financeiros e recuperação de diferenças tarifárias de períodos passados, o
reajuste tarifário médio efetivo nas faturas de energia elétrica foi de 10,68%
•A ANEEL concedeu a compensação financeira pelos custos do programa de universalização, que
corresponde a um valor de R$34,0 MM (sem PIS/COFINS) no resultado do trimestre
CEMAR - Detalhamento do Reajuste Tarifário de 2006
2,98% Compra de Energia
Encargos Setoriais e
Repasse da Variação Parcela A
1,08% do Sistema de
da Parcela A e
Transmissão
Ajuste Tarifário: Parcela B: 10,07%
5,84% RTD
14,58% Parcela B
0,17% Parcela B
Variação nos 4,25% Universalização
Componentes
Componentes Outros Ajustes
0,26% Financeiros
Financeiros: 4,51% Financeiros
Item 2005 2006 Ajuste (%)
Ajuste Anual R$726.415.379,06 R$799.593.865,83 10,07%
Parcela A R$346.846.807,11 R$376.320.022,91 8,50%
Parcela B R$379.568.571,94 R$423.273.842,92 11,51%
Ajustes Financeiros - R$36.046.002,22 N/A
17

18. Agenda
Questões Estratégicas Principais
Resultados Operacionais
Resultados Financeiros
18

19. Receita Líquida
Receita Líquida (R$ MM)
260,5 634,8
52,7% 36,6%
464,6
170,6
3T05 3T06 9M05 9M06
• A Receita Líquida cresceu 52,7% e 36,6% no 3T06 e nos 9M06, respectivamente
• Resultado devido principalmente aos impactos:
a) da revisão tarifária de agosto de 2005 (15,95%)
b) do reconhecimento do PLPT no reajuste tarifário de agosto de 2006 (R$34,0 MM)
c) do crescimento do volume de energia vendida (4,3%)
19

20. Custos e Despesas Gerenciáveis
R$ MM 3T05 3T06 Var. % 9M05 9M06 Var. %
Pessoal 13,4 10,8 -19,4% 36,8 32,8 -10,8%
Material 0,8 1,1 29,3% 3,3 3,4 4,4%
Serviço de Terceiros 13,8 16,8 22,1% 43,1 45,5 5,4%
Outros 1,0 1,9 86,1% 7,0 7,6 9,4%
PMSO 29,0 30,6 5,4% 90,2 89,4 -0,9%
PMSO (% Rec. Liq) 17,0% 11,7% -5,3 p.p. 19,4% 14,1% -5,3 p.p.
Provisões 5,3 8,9 67,9% 14,0 20,9 49,3%
Reestruturação 1,1 1,8 67,7% 3,8 8,7 128,0%
Outras Despesas Não Recorrentes 0,0 5,7 N/A 0,0 5,7 N/A
CUSTOS E DESPESAS GERENCIÁVEIS 35,4 47,0 32,7% 108,0 124,7 15,4%
CUSTOS E DESPESAS GERENCIÁVEIS (% Rec. Liq) 20,7% 18,0% -2,7 p.p. 23,2% 19,6% -3,6 p.p.
• PMSO (excluindo provisões e reestruturação e outras despesas não recorrentes) atingiu 14,1% da Receita
Líquida nos 9M06, uma queda de 5,3 p.p. em relação aos 9M05
• Pessoal: queda de 10,8% nos 9M06 em relação aos 9M05
• Despesas com reestruturação de R$8,7 MM nos 9M06: crescimento devido à intensificação da reestruturação
no período
• Outras despesas não recorrentes: impacto devido ao pagamento de multa à ANEEL pelo descumprimento
parcial de um Termo de Ajustamento de Conduta
20

21. EBITDA e Margem EBITDA
EBITDA (R$ MM) e Margem EBITDA (% da Receita Líquida)
38,2%
,
41.9%
109.2
, 242,5
,
27.9% 25,7%
103,2%
129,4% 119,3
,
47.6
3T05 3T06 9M05 9M06
EBITDA Margem EBITDA EBITDA Margem EBITDA
• O EBITDA atingiu R$109,2 milhões no 3T06, maior nível já registrado na história da Companhia,
129,5% superior aos R$45,6 milhões do 3T05
• A margem EBITDA foi de 41,9% no 3T06, um aumento de 15,2 p.p. comparado ao 3T05
21

22. Imposto de Renda e Contribuição Social
I.R / C.S.L.L. Co nso lida do (R$MM) 1T06 2T06 3T06 9M06
Despesa I.R. / C.S.L.L. (1) 12,6 13,5 18,5 44,6
(+ Rev ersã o da P ro v isã o 2005
) - 3,1 6,3 9,4
( - ) At iv o F isca l Dif erido (3,8) (6,7) (11,6) (22,1)
( - ) Incent iv o ADE NE (3,0) (2,7) (5,7) (11,4)
= Im po st o Ca ix a (2) 5,8 7,2 7,5 20,5
LAIR (3) 33,7 43,2 89,6 166,5
Ta x a Ef et iv a de I.R. / C.S.L.L. (%) - Co nceit o Eco nô m ico - (1)/ (3) 37,4% 31,3% 20,7% 26,8%
Ta x a Ef et iv a de I.R. / C.S.L.L. (%) - Co nceit o Ca ix a - (2)/ (3) 17,2% 16,7% 8,4% 12,3%
•O ativo fiscal diferido da CEMAR e benefícios fiscais da região Nordeste permitem que a Equatorial
tenha desembolsos efetivos de IR/CSLL em níveis inferiores às taxas regulares
de pagamentos destes tributos
22

23. Lucro Líquido
Lucro Líquido (R$ MM)
77,9
56,6%
80,0% 48,1 49,7
26,7
3T05 3T06 9M05 9M06
• Lucro Líquido 3T06: R$48,1 MM (R$0,73 / Unit), aumento de 80,0% contra o 3T05
• Lucro Líquido 9M06: R$77,9 MM (R$1,18/ Unit), um crescimento de 58,6% vs. 9M05
23

24. Endividamento Bruto
Endividamento Bruto – 3T06
Spread Médio Prazo Final Médio
Vencimento R$ MM % do Total Indexador Part. (%)
(ao ano) (mês/ano)
Curto Prazo 36,5 6,4% Libor de 6 meses 0,8% nov-06 1,3%
Longo Prazo 529,3 93,6% IGP-M (3 anos) 12,0% nov-09 15,1%
IGP-M (9 anos) 12,7% nov-15 30,2%
2007 16,9 3,0%
IGP-M (17 anos) 4,4% nov-23 22,0%
2008 55,5 9,8% TJLP 2,0% nov-13 0,2%
2009 69,3 12,2% Pré Fixado (R$) 11,9% nov-17 8,0%
RGR 0,1% out-17 6,6%
2010 59,6 10,5%
Pré Fixado (US$) 3,5% jun-17 1,5%
Após 2010 328,0 58,0% FINEL 1,8% fev-08 10,2%
Total 565,8 100,0% CDI 0,3% nov-15 5,0%
•O aumento da dívida bruta é justificado pela liberação da segunda parcela no montante de
R$22,2 milhões da linha de financiamento concedida pelo BNB para a CEMAR
•Perfil da dívida: custo médio atrativo (12,2% a.a. nos últimos 12 meses ou 73,2% do CDI) e
prazo médio de 10,2 anos
24

25. Dívida Líquida
Conciliação da Dívida Líquida – Consolidado (R$ MM) Conciliação da Dív. Líquida – Ajustado pela Participação (R$ MM)
109,3
71,5
167,4
109,5
565,8
369,9
184,1
184,1
179,8
105,1 4,9 55,3
CEMAR
Bruta
Disp.
Dív. Líq.
Dív. Líq.
Líquido
EQTL
CEMAR
Dív.
Bruta
Disp.
Dív. Líq.
Dív. Líq.
Líquido
EQTL
Disp.
Dív.
Ativo
Reg.
Disp.
3T06
2T06
Ativo
Reg.
3T06
2T06
Dívida Líquida (R$ MM) e Divida Líquida / EBITDA (últ. 12m)
3,0 x 2,4 x
1,6x 1,5 x 0,7 x
385,4 0,3 x
359,7
331,9
305,0
179,8
105,1
2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
Div. Líquida Div. Líq. / EBITDA (LTM)
25

26. Investimentos
Investimentos Próprios CEMAR
15,9% 80,8
2,5
69,7
26,5% 31,5
1,3 12,5
0,2
5,7
24,9 4,5
0,8 26,1
Outros
1,4
36,0 Equipamentos e Sistemas
12,8
Expansão da Rede
12,7 Manutenção da Rede
39,7
14,0 26,7
10,0
3T05 3T06 9M05 9M06
• Esperamos para 2006 um volume de investimentos próprios,
excluindo investimentos diretos do PLPT, da ordem de R$120 MM
26

27. Programa Luz para Todos - PLPT
Investimento Direto PLPT (R$ MM) Investimento Direto PLPT(R$ MM)
117,9
79,2% 58,1 54,4%
32,2 76,2
3T05 3T06 9M05 9M06
Ligações Acumuladas • Até o final de setembro, a
80.577 CEMAR realizou um total de
80,6 mil ligações no PLPT
62.443
50.824
40.136
25.711
3T05 4T05 1T06 2T06 3T06
27

28. Indicadores de Eficiência
Ganhos contínuos de eficiência
PMSO* / Consumidor Consumidores por Colaborador
-8,9% 187,9
75,3
69,2
28,2%
100,2
9M05 9M06 9M05 9M06
EBITDA (R$) por MWh EBITDA (R$) por Consumidor
187,9
325,3
96,4% 86,8%
100,2
173,3
9M05 9M06 9M05 9M06
28

29. Desempenho da Equatorial – EQTL11
As UNITs da Equatorial Energia vêm mantendo desempenho consistente, com rentabilidade acumulada acima do
IBOVESPA e do IEE – Índice de Energia Elétrica
130
Rentabilidade (31/03 a 24/11)
120 •EQTL11: 20,97% (R$17,54)
•IBOVESPA: 10,03% (41.757)
Evolução do Preço
•IEE: 6,45% (12.825)
110
Volume negociado:
100 • Média Diária 60 dias: R$2,2 milhões/dia
• Média Diária 30 dias: R$2,2 milhões/dia
90
80
31/3/06
16/4/06
24/4/06
10/5/06
18/5/06
26/5/06
11/6/06
19/6/06
27/6/06
13/7/06
21/7/06
29/7/06
14/8/06
22/8/06
30/8/06
15/9/06
23/9/06
8/4/06
2/5/06
3/6/06
5/7/06
6/8/06
7/9/06
1/10/06
9/10/06
2/11/06
17/10/06
25/10/06
10/11/06
18/11/06
24/11/06
EQTL11 IBOV IEE
29

30. Contato
Leonardo Dias
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Arnaldo Faissol
Gerente de Relações com Investidores
Telefone1: +0 XX (98) 3217-2245
Telefone2: +0 XX (98) 3217-2113
E-mail: ri@equatorialenergia.com.br
Website: http://www.equatorialenergia.com.br/ri
30

31. AVISO
As estimativas e declarações futuras constantes da presente apresentação têm por embasamento, em grande parte, as
expectativas atuais e estimativas sobre eventos futuros e tendências que afetam ou podem potencialmente vir a afetar os
negócios, a situação financeira, os resultados operacionais e prospectivos da Companhia. Estas estimativas e declarações
estão sujeitas a diversos riscos, incertezas e suposições e são feitas com base nas informações de que a Companhia
atualmente dispõe. Esta apresentação também está disponível no site www.equatorialenergia.com.br/ri e no sistema IPE
da CVM.
Essas estimativas envolvem riscos e incertezas e não consistem em garantia de um desempenho futuro, sendo que os
reais resultados ou desenvolvimentos podem ser substancialmente diferentes das expectativas descritas nas estimativas e
declarações futuras. Tendo em vista os riscos e incertezas envolvidos, as estimativas e declarações acerca do futuro
constantes desta apresentação podem não vir a ocorrer e, ainda, os resultados futuros e o desempenho da Companhia
podem diferir substancialmente daqueles previstos nas estimativas da Companhia. Por conta dessas incertezas, o
investidor não deve se basear nestas estimativas e declarações futuras para tomar uma decisão de investimento.
As palavras “acredita”, “pode”, “poderá”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e expressões similares
têm por objetivo identificar estimativas. Tais estimativas referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que a
Companhia não pode assegurar a atualização ou revisão de quaisquer dessas estimativas em razão da ocorrência de
nova informação, de eventos futuros ou de quaisquer outros fatores.
Esta apresentação não constitui oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores
mobiliários. E, esta apresentação ou qualquer informação aqui contida não constituem a base de um contrato ou
compromisso de qualquer espécie.
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