Resultados 3T12 Novembro, 2012

Contrato bilateral com a AES Eletropaulo reajustado de R$ 173,68/MWh para R$ 182,61/MWh

Receita líquida de R$ 543 milhões, aumento de 4,7% em relação ao 3T11

Venda da AES Minas PCH concluída em 31 de agosto de 2012 com contribuição de R$ 10 milhões no Ebitda

Ebitda alcançou R$ 423 milhões, com margem de 78%

Lucro líquido de R$ 244 milhões, aumento de 7% em relação ao 3T11

Geração de energia 22% superior à garantia física e 10% acima da registrada no 3T11

Investimentos de R$ 31 milhões destinados ao programa de modernização das usinas de Nova Avanhandava (347 MW), Água Vermelha (1.396 MW) e Ibitinga (132 MW)

No 3T12, a Companhia vendeu 168 MWm através de contratos bilaterais, totalizando um portfólio de 259 MWm, dos quais 227 MWm foram vendidos em 2012

Principais destaques do 3T12

Distribuição de dividendos no valor de R$ 253,8 milhões, referentes ao resultado do 3T12, sendo

R$ 0,63 por ação ON e R$ 0,70 por ação PN. O pagamento ocorrerá em 22 de novembro de 2012

Vencedora do prêmio “As Melhores Companhias para os Acionistas 2012” da revista Capital Aberto

Operacional

Financeiro

Eventos

2

Indefinição quanto à indenização ao final da concessão

MP 579: Contexto

Riscos

Eventual pressão de alta de preços no mercado livre no curto prazo Possível venda de energia para geradoras cujas concessões estão vencendo, para a cobertura de contratos fechados no mercado livre para o período 2015-2017

Redução das tarifas de energia elétrica em 20% (Residencial: 16,2% e Industriais: 20% a 28%), a partir de Fevereiro de 2013, através de: - Redução de Encargos Setoriais (RGR, CCC e CDE): - 7% - Renovação de Concessões de Geração e Transmissão: - 13%

Oportunidades

Objetivo

3

A AES Tietê não é abrangida pelas regras da MP 579 e possui sua concessão válida até 2029

1- Sistema Interligado Nacional

PLD 2 Submercado SE/CO - Média Mensal (R$/MWh)

PLD mais alto favoreceu a receita no mercado spot

Nível dos reservatórios no SIN1

2- Preço de Liquidação de Diferenças (mercado spot)

Sudeste/ Centro Oeste

Sul Nordeste Norte

65%

94%

60%

52%48% 45% 43%

51%

3T11 3T12

4

13 14

28 22 32 68

132 138

117

72 29

48

26 12 17

32 23 20 2137 46

4423

51

125

193181

11891

119

183

280

430

235

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

2010 2011 2012

130%

125% 124%

2009 2010 2011 3T11 3T12

1.665 1.599 1.582 1.438

1.585

105%

122%

Reservatórios das usinas da AES Tietê1 Energia Gerada (MW médio3)

Geração se mantém acima da garantia física, mesmo com a redução do nível dos reservatórios

Caconde A. Vermelha B. Bonita Promissão

1 – Em 30/09/2012 3 – Energia gerada dividida pelo número de horas do período

Média: 62% 45%

(11,0 km 2) (3,6km 2) (8,1 km 2) (0,6 km 2)

2 – Volume do reservatório

Geração - MW médio

3T11 3T12

67%

66%

62%

52%

22%

53%

66%

40%

Geração/Garantia física

5

Investimentos (R$ milhões) Investimentos no 3T12

2010 2011 2012(e) 3T11 3T12

70

156

42 31

12

19

4

82

175

167

46

Investimentos Novas PCHs*

Investimentos no 3T12 direcionados principalmente à modernização das usinas de Nova Avanhandava, Água

Vermelha, Ibitinga e Limoeiro

6 * Pequenas Centrais Hidrelétricas

90%

10%

Equipamentos e Manutenção

Projetos de TI

9M11 9M12 3T11 3T12

8.045 8.558

3.011 2.887

1.425 2.182

110 788

1.192

1.083

342 172

346

421

145 123

11.118

13.032

3.608 3.970

Maior volume de energia faturada no 3T12

devido ao aumento da energia vendida no MRE1

AES Eletropaulo MRE Mercado Spot Outros contratos bilaterais

1 - Mecanismo de Realocação de Energia

Energia Faturada (GWh)

+10%

+17%

7

8

Evolução da carteira de clientes em 2012

Estratégia para contratação de energia em 2016: formação de carteira de clientes

Antes dez/2011

1T12 2T12 3T12

32 84 90

259

MWméd

• Objetivos:

- 2011 / 2012: iniciativas

comerciais para ampliar

carteira de clientes no mercado

livre

- O portfólio atual é composto

por 259 MWm, sendo que 227

MWm foram vendidos esse ano

e 87 MWm vendidos para após

2016.

AES Eletropaulo Spot/MRE Outros bilaterais

Receita Líquida (R$ milhões)

Aumento do preço no spot, maior volume de energia vendida no MRE e reajuste no contrato com a AES

Eletropaulo favoreceram o crescimento da receita líquida

+20%

+5%

9M11 9M12 3T11 3T12

1.265 1.438

498 502

39

91

7 17

40

82

14 16519

1.618

543

1.344

9

Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões)

PMSO abaixo da inflação no período

3T11 Energia comprada

para revenda

3T11 + energia

comprada

PCH Minas ProvisõesOperac e

Outras Desp

PMSO² Transmissão e conexão

CFURH 3T12

113 113 123 113 113 113 116 117 120

10 (10) 0,5 2 1 3

1 – Não inclui depreciação e amortização; 2 – Pessoal, material, serviços de terceiros 10

Ebitda (R$ milhões)

Aumento de 4% no Ebitda, com margem de 78%

9M11 9M12 3T11 3T12

1.0481.250

405 423

EBITDA

78%77%

78% 78%

Margem EBITDA (%)

11

12

Melhor resultado financeiro influenciado por menor despesa financeira

Resultado Financeiro (R$ milhões)

-42 -38

-18 -12

3T11 3T12 9M11 9M12

-31%

-9%

Distribuição de R$ 253,8 milhões em dividendos relativos ao 3T12:

- R$ 0,64/ação ON

- R$ 0,70/ação PN

- Ex-dividendos: 07/11/2012

- Pagamento: 22/11/2012

Lucro líquido 6,9% maior, em função dos maiores preços no spot, reajuste do contrato com a AES Eletropaulo e

controle de custos

Lucro Líquido (R$ milhões)

Pay-out

Lucro LíquidoYield PN13

110%107% 108%

104%

7,5% 7,9%

3,0% 3,1%

9M11 9M12 3T11 3T12

582720

228 244

Saldo Final de Caixa (R$ milhões) Geração de Caixa Operacional (R$ milhões)

Geração de caixa reflete a maior receita no spot e com o contrato com a AES Eletropaulo

14

3T11 3T12

351435

+24%

3T11 3T12

387 392

+1%

Dívida líquida (R$ bilhões)

Baixa alavancagem com relação dívida líquida/Ebitda de 0,3

Dívida financeira (bruta) /Ebitda de 2,5x

Ebitda/Despesas Financeiras de 1,75x

Fluxo de Amortização da Dívida (R$ milhões)

2013 2014 2015

300 300 300

3T11 3T12

Custo médio (% CDI)1 115% 121%

Prazo médio (anos) 2,5 1,5

Taxa efetiva 12,7% 9,7%

0,3x 0,3x

Dívida Líquida/Ebitda

3T11 3T12

0,57 0,55

Dívida Líquida

0,7x

0,6x

Dívida Bruta/ Ebitda

15

Covenants Custo da dívida

1 – Percentual do CDI

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.

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.

Resultados 3T12