Apresentação dos

Resultados Financeiros e Operacionais

Terceiro Trimestre de 2006

28 de Novembro de 2006

APIMEC São Paulo

2

Agenda

Resultados Operacionais

Resultados Financeiros

A Companhia e Questões Estratégicas Principais

3

Agenda

Resultados Operacionais

Resultados Financeiros

A Companhia e Questões Estratégicas Principais

4

Histórico Cemar e Equatorial

Adm. Estatal Adm. PP&L (EUA) Intervenção ANEEL IPO EquatorialAdm. Equatorial

Até Jul/00 Ago/00 – Ago/02 Ago/02 – Mai/04 Mai/ 04– Mar/06 Após Mar/06

5

Composição Acionária

Brasil Energia I(3)

Eletrobras Outros

NovasAquisições

Total: 34,0% Total: 0,7% Total: 65,4%

Total: 40,6%Votante: 62,1%

Total: 59,4%Votante: 37,9%

Total de Units:65,558,392

Mercado

6

Estratégia

Consolidação de distribuidoras no

N / NE / CO

Aumento de eficiência operacional e

diminuição de perdas

Avaliação seletiva de investimentos em

geração

Aquisição de controle, compartilhado ou nãoOportunidades de ganhos através de: sinergias operacionais, reestruturação operacional e financeira e redução de perdas de energia

Continuação do programa de reestruturação da CEMAR, ampliando os ganhos de produtividade, buscando novas reduções de custos e de redução de perdas comerciais de energia

Expressivos investimentos em geração serão necessários nos próximos anos no BrasilEste cenário poderá gerar oportunidades de investimento atrativas que serão examinadas pela Equatorial

7

Estratégia / Mercados Alvo

O mercado alvo representa 22,5% da demanda de energia (2005), 34,2% dapopulação (2005)e 20,4% do PIB (2003)

CelgEstadual

CematGrupo Rede

EletroacreEletronorte

CeamEletronorte

Boa VistaEletronorte

CeronEletrobras

BA

CepisaEletrobras

CemarEquatorial

CelpaGrupo Rede

CeaEstadual

CeltinsGrupo Rede

CoelceEndesa

MS

CebEstadual

CosernNeoenergia

SaelpaCataguazes

CealEletrobras

EnergipeCataguazes

CelpeNeoenergia

SulgipeIndependent

Manaus EnergiaEletronorte

CEREstadual

8

Diferenciais / Pontos Fortes

Solidez financeira e administração profissional com experiência em reestruturação

Potencial de crescimento significativo com perspectiva de consolidação

Cultura e modelo de gestão voltados para resultados

Comprometimento com as melhores práticas de

governança corporativa

9

Novas Regras de Revisão Tarifária: Principais PontosWACC

• Mudanças mínimas na metodologia e nos parâmetrosBase 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

10

A CEMAR no ambiente regulatório

mercado da CEMAR cresce acima da média nacional

té 2008 o PLPT ligará 249 mil clientes

RR razoavelmente avaliada no primeiro ciclo

nvestimentos acima da QRR

nvestimentos do PLPT

usto da dívida reduzido

CEMAR opera bem abaixo da ER

ER – CEMAR aumentará significativamente em função do elevado nível de investimentos e do crescimento de número de consumidores

nclusão de custos associados as Perdas e Qualidade compensarão os ajustes propostos pela ANEEL

Ganhos de Escala

Remuneração sobre o Capital

Empresa de Referência

11

Agenda

Resultados Operacionais

Resultados Financeiros

Questões Estratégicas Principais

12

• Crescimento de 8,9% da base nos últimos 12 meses

Base de Clientes

Clientes (mil) Composição

Outros6,0%

Residencial 85,8%

Comercial7,5%

Industrial 0,7%

1.2021.219

1.254

1.281

1.3071.327

2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06

13

Volume de Energia

• Crescimento de 4,3% no volume de energia faturada nos últimos doze meses

•Crescimento da classe residencial impactado pelo acréscimo de 6,4% da base de clientes em 12 meses

•Recuperação no nível de atividade industrial, reduzindo a queda no consumo para 4,9% no 3T06 contra 17,6% no 2T06. Destaques:

•Na classe industrial, destaca-se o crescimento no consumo das indústrias de ferro gusa, 14,7% acima do 3T06

Volume de Energia Faturada (MWh) En. Vendida (% por Classe)

Carga: Brasil vs. Nordeste vs. CEMAR

Residencial41,9%

Comercial20,4%

Industrial12,5%

Outros25,1%

CLASSE DE CONSUMO (MWh) 3T05 3T06 Var.% 9M05 9M06 Var.%

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 140.436 149.695 6,6% 404.706 430.359 6,3%

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%

Ano 1T 2T 3T 9M

Carg a Brasil (GWh)* 2006 104.999 100.980 140.886 346.865 2005 99.900 99.538 134.671 334.109

Var. % 5,1% 1,4% 4,6% 3,8%

Carg a Nordeste (GWh)* 2006 15.079 14.476 20.396 49.951 2005 14.512 14.323 19.777 48.612

Var. % 3,9% 1,1% 3,1% 2,8%

Carg a CEMAR (MWh) 2006 966.504 983.932 1.085.808 3.036.244 2005 926.615 966.722 1.024.914 2.918.251

Var. % 4,3% 1,8% 5,9% 4,0%

2006 669.484 697.806 739.500 2.106.789 2005 650.086 677.208 708.949 2.036.244

Var. % 3,0% 3,0% 4,3% 3,5%* dados referen t es ao Sis t em a In t eg rado Nacional Fon t e: ONS e CEMAR

Vendas CEMAR (MWh - sem consumo próprio)

14

29,7%29,9%29,6%29,8%29,5%30,4%

3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 3T06 Ex-Itapagé

Balanço Energético e Perdas de Energia

Evolução das Perdas de Energia (acumuladas nos últimos 12 meses)

•Perdas (LTM) de 29,9% no 3T06, redução de 0,5 p.p. em relação ao 3T05, e aumento

sobre o 2T06 de 0,3 p.p.

•Excluindo o efeito do cliente ItapajéCelulose no 3T06, as perdas acumuladas dos

últimos 12 meses seria 29,7%

Balanço Energético

Bal. Energ ét ico (MWh) 3T05 3T06 Var. % 9M05 9M06 Var. %

Energ ia Requer ida * 1.025.098 1.085.933 5,9% 2.918.825 3.036.609 4,0%

Energ ia Vendida ** 710.355 741.243 4,3% 2.040.182 2.111.835 3,5%

Perdas 314.743 344.690 9,5% 878.644 924.775 5,3%

* inclu i g eração própr ia** inclu i vendas às c las s es , cons um o própr io e fo rnecim ent o à CEP ISA

15

4,0%

5,9%

9,0%

7,2%

2,9%

5,3%

3,5%

7,8%

19,7%

13,9%

5,3%

5,7%

2003 2004 2005 9M06

Energia Requerida * Energia Vendida ** Perdas

Tendência das Perdas de Energia em MWh

Evolução em MWh (variação % em relação ao ano anterior)

•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

16

37,734,5

32,931,0

29,227,1

30,629,3

31,430,1

25,022,2

19,8

35,5

1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06

CEMAR

São Luis

DEC e FECEvolução do DEC (média de horas por consumidor – últ. 12 meses)

Evolução do FEC (frequência média por consumidor – últ. 12 meses)

60,5

55,9 54,6 54,1 52,849,9

38,635,8 36,4 35,4

29,928,1 26,6

57,2

1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06

CEMAR

São Luis

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

2,98% Compra de Energia

1,08%Encargos Setoriais e

do Sistema de Transmissão

5,84% RTD0,17% Parcela B4,25% Universalização

0,26%Outros Ajustes

Financeiros

CEMAR - Detalhamento do Reajuste Tarifário de 2006

Ajuste Tarifário: 14,58%

Repasse da Variação da Parcela A e

Parcela B: 10,07%

Parcela A

Parcela B

Variação nos Componentes

Financeiros: 4,51%

Componentes 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

18

Agenda

Resultados Operacionais

Resultados Financeiros

Questões Estratégicas Principais

19

464,6

634,8

9M05 9M06

Receita Líquida

• 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%)

Receita Líquida (R$ MM)

170,6

260,5

3T05 3T06

36,6%52,7%

20

Custos e Despesas Gerenciáveis

• 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

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.

21

242,5

119,3

25,7%

38,2%

9M05 9M06EBITDA Margem EBITDA

EBITDA e 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

EBITDA (R$ MM) e Margem EBITDA (% da Receita Líquida)

103,2%129,4%

47.6

109.227.9%

41.9%

3T05 3T06EBITDA Margem EBITDA

,

,

,,

22

Imposto de Renda e Contribuição Social

•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

I.R / C.S.L.L. Consolidado (R$MM) 1T06 2T06 3T06 9M06

Despesa I.R. / C.S.L.L. (1) 12,6 13,5 18,5 44,6

(+) Reversão da Prov isão 2005 - 3,1 6,3 9,4( - ) At ivo F iscal Dif erido (3,8) (6,7) (11,6) (22,1)( - ) Incent ivo ADENE (3,0) (2,7) (5,7) (11,4)= Imposto Caix a (2) 5,8 7,2 7,5 20,5LAIR (3) 33,7 43,2 89,6 166,5Taxa Ef et iva de I.R. / C.S.L.L. (%) - Conceito Econômico - (1)/ (3) 37,4% 31,3% 20,7% 26,8%Taxa Ef et iva de I.R. / C.S.L.L. (%) - Conceito Caixa - (2)/ (3) 17,2% 16,7% 8,4% 12,3%

23

Lucro Líquido

• 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

Lucro Líquido (R$ MM)

26,7

48,1

3T05 3T06

49,7

77,9

9M05 9M06

80,0%

56,6%

24

Endividamento Bruto

Endividamento Bruto – 3T06

•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

Vencimento R$ MM % do Total

Curto Prazo 36,5 6,4%

Longo Prazo 529,3 93,6%

2007 16,9 3,0%

2008 55,5 9,8%

2009 69,3 12,2%

2010 59,6 10,5%Após 2010 328,0 58,0%

Total 565,8 100,0%

IndexadorSpread Médio

(ao ano)Prazo Final Médio

(mês/ano)Part. (%)

Libor de 6 meses 0,8% nov-06 1,3%IGP-M (3 anos) 12,0% nov-09 15,1%IGP-M (9 anos) 12,7% nov-15 30,2%IGP-M (17 anos) 4,4% nov-23 22,0%TJLP 2,0% nov-13 0,2%Pré Fixado (R$) 11,9% nov-17 8,0%RGR 0,1% out-17 6,6%Pré Fixado (US$) 3,5% jun-17 1,5%FINEL 1,8% fev-08 10,2%CDI 0,3% nov-15 5,0%

25

71,5

109,5

184,1

55,3

369,9

4,9

Dív

.Br

uta

Ati

voR

eg.

Líqu

ido

Dis

p.C

EMA

R

Dis

p.EQ

TL

Dív

. Líq

.3T

06

Dív

. Líq

.2T

06

109,3

167,4

105,1179,8

565,8

184,1

Dív

.Br

uta

Ati

voR

eg.

Líqu

ido

Dis

p.C

EMA

R

Dis

p.EQ

TL

Dív

. Líq

.3T

06

Dív

. Líq

.2T

06

Dívida Líquida

Conciliação da Dívida Líquida – Consolidado (R$ MM) Conciliação da Dív. Líquida – Ajustado pela Participação (R$ MM)

Dívida Líquida (R$ MM) e Divida Líquida / EBITDA (últ. 12m)

105,1

305,0331,9

179,8

385,4 359,70,3 x

0,7 x1,5 x1,6x

2,4 x3,0 x

2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06

Div. Líquida Div. Líq. / EBITDA (LTM)

26

10,014,0

12,7

12,8

4,5

1,4

0,2

0,8

31,5

24,9

3T05 3T06

InvestimentosInvestimentos Próprios CEMAR

Outros

Equipamentos e Sistemas

Expansão da Rede

Manutenção da Rede

26,7

39,7

36,0

26,1

12,5

5,7

1,3

2,5

9M05 9M06

80,8

69,7

• Esperamos para 2006 um volume de investimentos próprios, excluindo investimentos diretos do PLPT, da ordem de R$120 MM

26,5%

15,9%

27

Programa Luz para Todos - PLPT

• Até o final de setembro, a CEMAR realizou um total de

80,6 mil ligações no PLPT

Investimento Direto PLPT (R$ MM) Investimento Direto PLPT(R$ MM)

Ligações Acumuladas

54,4%79,2%

25.711

40.136

50.824

62.443

80.577

3T05 4T05 1T06 2T06 3T06

32,2

58,1

3T05 3T06

117,9

76,2

9M05 9M06

28

173,3

325,3

9M05 9M06

EBITDA (R$) por ConsumidorEBITDA (R$) por MWh

75,369,2

9M05 9M06

100,2

187,9

9M05 9M06

Indicadores de Eficiência

Ganhos contínuos de eficiência

86,8%96,4%

PMSO* / Consumidor

-8,9%

Consumidores por Colaborador

28,2%

100,2

187,9

9M05 9M06

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

Rentabilidade (31/03 a 24/11)•EQTL11: 20,97% (R$17,54)•IBOVESPA: 10,03% (41.757)

•IEE: 6,45% (12.825)

Volume negociado:• Média Diária 60 dias: R$2,2 milhões/dia• Média Diária 30 dias: R$2,2 milhões/dia

80

90

100

110

120

130

31/3

/06

8/4/

0616

/4/0

624

/4/0

62/

5/06

10/5

/06

18/5

/06

26/5

/06

3/6/

0611

/6/0

619

/6/0

627

/6/0

65/

7/06

13/7

/06

21/7

/06

29/7

/06

6/8/

0614

/8/0

622

/8/0

630

/8/0

67/

9/06

15/9

/06

23/9

/06

1/10

/06

9/10

/06

17/1

0/06

25/1

0/06

2/11

/06

10/1

1/06

18/1

1/06

Evol

ução

do

Preç

o

EQTL11 IBOV IEE

24/1

1/0 6

30

Contato

Leonardo DiasDiretor Financeiro e de Relações com Investidores

Arnaldo FaissolGerente de Relações com Investidores

Telefone1: +0 XX (98) 3217-2245Telefone2: +0 XX (98) 3217-2113

E-mail: ri@equatorialenergia.com.brWebsite: http://www.equatorialenergia.com.br/ri

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.