EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 462 milhões no 1T13
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EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 462 milhões no 1T13
Release de Resultados 1T13 EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 462 milhões no 1T13 São Paulo, 08 de maio de 2013 - A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA (Código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros do primeiro trimestre de 2013 (1T13). As informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram objeto de revisão por parte dos auditores independentes. Total de ações 476.415.612 Ações em tesouraria 840.675 Free float 232.602.924 ações (49%) Valor de mercado (31/03/2013) R$ 5.776 milhões Teleconferência com Webcast em 09/05/2013 Português/Inglês: 15h Dados para conexão: Brasil: +55 (11) 4688-6361 EUA: +1 (855) 281-6021 Outros: +1 (786) 924-6977 Resolução CVM 698/2012: adoção do IFRS 11/CPC 19 (R2) na qual a UTE Energia Pecém I passa a ser consolidada como Equivalência Patrimonial; Receita líquida consolidada: cresce 28% pela posição long da Comercializadora, pela alta do PLD, redução dos encargos na Distribuição e atualização de contratos da Geração; Gastos Não Gerenciáveis: o incremento de 39% deve-se ao aumento do PLD, reflexo da condição hidrológica menos favorável e maior despacho de térmicas; Ativos Regulatórios: constituição de R$ 42 milhões nas distribuidoras da EDP; Gastos Gerenciáveis: sobem 15% devido a efeitos não recorrentes de Provisões e Outros; EBITDA: sobe 11% como consequência da evolução da Margem Bruta e Opex; Resultado Financeiro: R$ 59,5 milhões, aumento de 49% em relação ao 1T12, reflexo da redução da receita financeira e custos com benefício pós-emprego; Lucro líquido: cai 37% pelo prejuízo de R$ 62 milhões da UTE Pecém I consolidada como equivalência patrimonial; Dívida Líquida/EBITDA: 1,9X em março/2013; Evento do Período: sincronização da Unidade II da UTE Pecém I ao SIN; Decreto 7.945, atenuando o impacto do aumento dos gastos não gerenciáveis das distribuidoras através de aportes da CDE; Evento Subsequente: Aprovação em AGO da distribuição de R$ 370,2 milhões em Dividendos e 2ª emissão de debêntures no valor de R$ 500 milhões na holding. Indicadores 1T13 1T12 Var. 4T12 Var. 1.846.534 1.447.338 27,6% 1.893.985 -2,5% Econômico- Financeiro (R$ mil) Receita Operacional Líquida (1) Gastos Não-Gerenciáveis Margem Bruta (1.150.377) (828.091) (1) Gastos Gerenciáveis (2) (3) 38,9% (1.457.785) -21,1% 696.157 619.247 12,4% 436.200 59,6% (233.824) (203.359) 15,0% (83.166) 181,2% EBITDA 462.333 415.888 11,2% 353.034 31,0% Lucro Líquido 90.275 142.488 -36,6% 150.705 -40,1% Capex Dívida Líquida 140.396 123.135 14,0% 353.672 -60,3% 2.643.726 2.517.171 5,0% 3.708.450 -28,7% 6.376 6.204 2,8% 6.298 1,2% 2.354 2.102 12,0% 2.064 14,1% 2.922 2.512 16,3% 3.104 -5,9% Evolução do Mercado (GWh) Total Energia Distribuída Total Energia Vendida- Geração Total Energia Comercializada (4) (1) Exclui receita de construção. (2) Exclui depreciação, amortização e custo de construção. (3) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização. (4) Energia Vendida - Geração não considera os valores de Pecém. Índice 1. Eventos do Período 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro 4 2.1. Receita Operacional Líquida 4 2.1.1. Deduções à Receita Operacional 6 2.2. Gastos Operacionais 6 2.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis 7 2.2.2. Gastos Gerenciáveis 8 2.3. EBITDA 9 2.4. Resultado Financeiro 11 2.5. Lucro Líquido 12 3. Endividamento 12 4. Investimentos 14 5. Desempenho por Área de Negócios 16 5.1. Geração 16 5.2. Distribuição 20 5.3. Comercialização 25 6. Mercado de Capitais 26 6.1. Desempenho das Ações 26 6.2. Capital Social 27 7. Eventos Subsequentes 28 1. Eventos do Período As ações da EDP Energias do Brasil passaram a integrar o índice Bovespa Em 7 de janeiro de 2013, as ações da Companhia passaram a integrar o índice Bovespa com participação de 0,645%. A nova carteira do Ibovespa passou a ser composta por 69 ações. O Índice Bovespa (“Ibovespa”) é um dos mais importantes indicadores de desempenho das cotações do mercado de ações brasileiro. BlackRock passou a deter 5,10% das ações ordinárias da Companhia Em 11 de janeiro de 2013, a BlackRock passou a deter ações da EDP Energias do Brasil correspondente à 5,10% do seu capital social. A BlackRock declarou que esta participação nas ações da Companhia não visa nem resulta qualquer alteração do controle acionário da Companhia ou de sua estrutura administrativa, e tem finalidade de investimento. Lei nº 12.783/13 (Conversão da Medida Provisória nº 579/12) A Medida Provisória nº 579/2012, publicada em 11 de setembro de 2012, na qual o governo federal apresentou medidas para reduzir a conta de energia elétrica, resultou na Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013. Essa lei estabelece que as concessionárias de geração e transmissão licitadas antes de fevereiro de 1995 e que tiverem seus contratos vencendo entre 2013 e 2017, poderão prorrogar antecipadamente as suas concessões. Com a Lei, o Governo Federal estimou uma redução de energia de 18% para os consumidores de baixa tensão (residências) e de até 32% para os de alta tensão (indústria). Na EDP Bandeirante a redução foi de 18,07% para os consumidores de baixa tensão e 25,77% para os de alta tensão. Na EDP Escelsa a redução foi de 18,01% para os consumidores de baixa tensão e 25,29% para os de alta tensão. As concessões de geração alcançadas por esta Lei disponibilizaram sua garantia física de energia para o regime de cotas que foi distribuído proporcionalmente ao mercado de cada distribuidora, impactando a contratação de energia. Em decorrência da não adesão de todos os geradores, ocorreu redução no recebimento de cotas para as distribuidoras do grupo EDP Energias do Brasil que ficaram "subcontratadas" em 97,6% e 95,3% na EDP Bandeirante e EDP Escelsa, respectivamente, para 2013. Entretanto, cabe ressaltar que as distribuidoras não serão penalizadas, pois essa posição de "subcontratação" ocorreu de forma involuntária e será compensada via CDE. UHE Mascarenhas inicia operação comercial da Unidade II Em 08 de fevereiro de 2013, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorizou o início da operação comercial da unidade geradora II, de 49,5 MW de potência instalada, que estava paralisada desde fevereiro de 2012 para a repotenciação. Com a entrada em operação dessa unidade, a UHE Mascarenhas finaliza o processo de repotenciação de suas quatro unidades geradoras. O projeto de repotenciação das 4 unidades geradoras acrescentou 17,5 MW, totalizando hoje 198 MW de potência instalada. Captação de Empréstimos – EDP Escelsa Em 15 de fevereiro de 2013, a controlada EDP Escelsa assinou junto ao Banco do Brasil, contrato de empréstimo na modalidade de Crédito Rural e Agronegócio, no valor de R$ 68 milhões, tendo a incidência de juros de 102% do CDI, em média, com principal e juros a vencer em única parcela em fevereiro de 2015. A Unidade II da Usina Termelétrica Energia Pecém I foi sincronizada ao Sistema Interligado Nacional Em 20 de fevereiro de 2013, a Usina Termelétrica Energia Pecém I realizou a sincronização da unidade II com o Sistema Interligado Nacional. A sincronização e os testes em carga constituem a etapa final para a aprovação da Declaração de Operação Comercial (DOC). ANEEL Aprovou Alteração no Mecanismo de Repasse dos Custos de Aquisição de Energia para UTE Pecém I Em 05 de março de 2013, a ANEEL aprovou o pleito referente à Usina Termelétrica Energia Pecém I, para alteração da aplicação do artigo 3º da Resolução Normativa nº 165/2005 que estabelece o mecanismo de repasse às distribuidoras do custo de aquisição de energia para recomposição de lastro. A aprovação determinou que o repasse dos custos de recomposição de lastro de energia para os consumidores finais se dê pelo mínimo valor entre: (i) o valor da energia do contrato de compra; e (ii) índice custo benefício (“ICB”) do leilão no qual a energia foi comercializada (LEN A-5 de 2007), sendo o valor do ICB de R$ 171,12/MWh (data-base: novembro de 2012). Decreto nº 7.945/13 e Nota Técnica nº83/13 - SRE /ANEEL Em 7 de março de 2013 foi publicado o decreto nº 7.945 que altera os Decretos nºs 5.163/04 e o 7.891/13. Esse novo decreto passou a vigorar com as seguintes alterações: (i) transferência de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para as concessionárias de distribuição decorrente do despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética; (ii) mudanças nos critérios do cálculo do PLD e; (iii) o Custo da Segurança Energética passa a ser pago por todos os 3 agentes de mercado, incluindo geradores, comercializadores, distribuidores e clientes livres. Adicionalmente em 2 de abril de 2013 foi publicada a Nota Técnica que destina-se a subsidiar as decisões da Superintendência de Regulação Econômica da ANEEL, que apresentou o cálculo dos valores a serem repassados à CCEE pela Conta de Desenvolvimento Energético – CDE às concessionárias de distribuição. O cálculo proposto prevê o repasse para cobrir os seguintes custos de contabilização na CCEE: (i) a exposição ao risco hidrológico dos contratos de cota de garantia física; (ii) encargo de serviços de sistema corrente relativo ao acionamento de usinas fora da ordem de mérito por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE; e, (iii) exposição involuntária relativa à não adesão ao regime de cotas por parte de algumas hidrelétricas, em conjunto com a não realização de leilão para recontratação do montante de reposição do ano de 2013. Conclusão da aquisição do Epecista de Pecém Em 27 de março de 2013, a EDP Energias do Brasil em conjunto com a MPX, concluiu a aquisição da MABE, consórcio formado pelas empresas Tecnimont e Efacec, referente à gestão das obras das Usinas Termelétricas Energia Pecém I, Itaqui e Pecém II. A operação efetivou as condições anunciadas anteriormente tendo Tecnimont e Efacec mantido as garantias de desempenho dos Empreendimentos, por meio de garantias bancárias relativas ao desempenho das unidades. Distrato ao acordo de acionista da Terra Verde e entrega de Projeto Básico Em 27 de março de 2013, a EDP Energias do Brasil e a Investimento Verde Participações resolveram celebrar o Distrato ao acordo de Acionista celebrado entre as partes em 17 de junho de 2008. Na mesma data, a EDP Energias do Brasil entregou à Investimento Verde o Projeto Básico de Engenharia da UTE Terra Verde, e em decorrência deste ato, a Investimento Verde declarou e garantiu que a EDP Energias do Brasil passa a não possuir qualquer responsabilidade por qualquer eventual inconsistência, imprecisão, insuficiência, ou inveracidade do Projeto Básico. Concessão da Usina Hidrelétrica de Cachoeira Caldeirão Em 14 de dezembro de 2012 a Companhia, no leilão A-5 realizado pela ANEEL, obteve a concessão da Usina Hidrelétrica de Cachoeira Caldeirão que será construída no Estado do Amapá, no rio Araguari. O projeto conta com Capacidade Instalada de 219 MW e energia vendida no Ambiente de Contratação Regulada - ACR de 129,7 MW médios, com ínicio da entrega da energia em Janeiro de 2017, pelo prazo de 30 anos. Em 15 de fevereiro de 2013 a Companhia foi habilitada para o leilão e em 8 de março o resultado foi homologado e adjudicado. A concessão será recebida pela Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A., subsidiária da EDP - Energias do Brasil S.A., cujos documentos já foram aprovados em 5 de abril de 2013. Ocorreu também o início do processo de adesão à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e o aporte das Garantias de Fiel Cumprimento, no valor de R$ 42 milhões. A data prevista para a assinatura do Contrato de Concessão é 5 de agosto de 2013, com assinatura dos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR - em 2 de setembro. O investimento total estimado é de R$ 1,1 bilhão e o início das obras está previsto para 2013. 2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1. Receita Operacional Líquida Composição da Receita Líquida* - 1T13 Receita Líquida (R$ milhões)* 93% Comercialização 25,3% 522 270 12% Distribuição 55,5% 1.146 1.023 Geração 19,2% 33% 298 397 1T12 1T13 Geração Distribuição Comercialização *Não considera as eliminações intragrupo de R$ 144 milhões no 1T12 e de R$ 218 milhões no 1T13 e receita de construção de R$ 64 milhões no 1T12 e de R$ 44 milhões no 1T13. 4 No 1T13, a receita operacional líquida consolidada, excluindo a receita de construção, foi de R$ 1.846,5 milhões, 27,6% superior ao 1T12. Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram: Na Comercialização O volume de energia comercializada totalizou 2.921,8 GWh no 1T13, com aumento de 16,3% em comparação ao 1T12, reflexo da estratégia de sazonalização de longo prazo concentrada no início do ano; O preço médio de venda praticado pela comercializadora do Grupo aumentou 68,7% em relação ao 1T12, devido ao incremento do PLD médio no 1T13 (média de R$ 326,30/MW) e aumento das vendas de longo prazo com preço mais elevado, além dos reajustes anuais dos contratos corrigidos por inflação; Aumento de R$ 211,4 milhões na linha de comercialização da tabela abaixo, deve-se aos itens mencionados acima, além da estratégia de gestão de portfólio no qual a comercializadora se beneficiou do incremento do PLD médio no 1T13 para liquidar parte de seus contratos de energia nesse trimestre. Na Geração O volume de energia vendida no Grupo no 1T13 alcançou 2.354,1 GWh, aumento de 12,0% em relação aos 2.102,1 GWh no 1T12. Este aumento deve-se a maior alocação de energia assegurada para o 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013. Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade de Pecém I, o volume no 1T13 alcançou 3.029,6 GWh, aumento de 44,1% em relação ao 1T12; O preço médio da geração, excluindo a UTE Energia Pecém I, foi de R$ 166,70/MWh no 1T13, 23,8% superior ao verificado no 1T12, devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada, além da diferença de sazonalização ocorrida entre os períodos analisados, no qual as geradoras alocaram mais energia assegurada no 1T13. Na Distribuição O volume de energia distribuída alcançou 6.376,4 GWh no 1T13, com aumento de 2,8% em relação ao 1T12 (+0,7% na EDP Bandeirante e +5,8% na EDP Escelsa); Receita de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 661,4 milhões no 1T13, com redução de 13,1% em comparação ao 1T12 (-19,0% na EDP Bandeirante e -4,9% na EDP Escelsa), resultante da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei 12.783/2013; O aumento consolidado de R$ 17,2 milhões de energia de curto prazo deve-se à sobrecontratação da EDP Bandeirante no mês de Janeiro, cujo excedente foi liquidado a PLD, além de lançamentos contábeis retroativos realizados no 1T13 referentes a ajustes da CCEE e ajustes de provisão do 4T12 realizados no 1T13; Redução de R$ 53,5 milhões na rubrica de Fornecimento Não Faturado deve-se à redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei 12.783/2013, além do menor número de dias médios faturados (-R$ 30,6 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 18,0 milhões na EDP Escelsa); Incremento médio de 1,0% da tarifa na EDP Escelsa no 1T13 em comparação ao 1T12, como efeito da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei 12.783/2013, em conjunto com o reajuste tarifário ocorrido em agosto de 2012; Incremento médio de 1,1% na tarifa da EDP Bandeirante no 1T13 em comparação ao 1T12, como efeito da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei 12.783/2013, em conjunto com o efeito dos processos de reajuste e revisão tarifária ocorridos em outubro de 2012. Outras Receitas Operacionais O aumento de R$ 114,2 milhões entre os períodos comparados deve-se as penalidades, recebidas pelas distribuidoras, referentes ao atraso das usinas termelétricas, além da venda de energia de curto prazo na comercialização. 5 Receita Operacional Líquida (R$ mil) 1T13 1T12 Var. (-) Transferência para TUSD - clientes cativos Fornecimento não Faturado Total Fornecimento Suprimento de Energia elétrica Energia de curto prazo Comercialização Total Suprimento Fornecimento e suprimento Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) Receita de construção Outras receitas operacionais Sub-total (-) Deduções à receita operacional 1.136.411 480.321 237.050 277.910 42.194 98.936 (513.284) (48.638) 574.489 177.066 49.241 485.328 711.635 1.286.124 659.360 44.243 183.690 2.173.417 (282.640) 1.139.844 475.743 262.530 269.822 34.127 97.622 (591.591) 4.847 553.100 149.267 25.208 273.953 448.428 1.001.528 759.323 64.479 69.474 1.894.804 (382.987) -0,3% 1,0% -9,7% 3,0% 23,6% 1,3% -13,2% n.d. 3,9% 18,6% 95,3% 77,2% 58,7% 28,4% -13,2% -31,4% 164,4% 14,7% -26,2% Receita operacional líquida 1.890.777 1.511.817 25,1% Receita operacional sem construção 1.846.534 1.447.338 27,6% Clientes Cativos Residencial Industrial Comercial Rural Outros (1) (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. 2.1.1. Deduções à Receita Operacional No 1T13, as deduções à receita totalizaram R$ 282,6 milhões, com redução de 26,2% sobre o mesmo período do ano anterior reflexo da: Redução de 82,9% na conta de CCC (Conta de Consumo de Combustível), devido à extinção do encargo conforme lei 12.783/2013, sendo o valor remanescente referente aos dias de janeiro antes da efetiva redução da tarifa; Redução de 73,6% na conta de CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), devido à redução do encargo conforme lei 12.783/2013; Redução de R$ 12,6 milhões na conta de RGR (Reserva Global de Reversão), devido à extinção do encargo conforme lei 12.783/2013, sendo o valor do trimestre referente ao estorno da quota de 2010 das distribuidoras; Aumento de 12,6% na alíquota de PIS/COFINS, proporcional ao aumento da receita operacional total. Deduções à receita operacional P&D Outros encargos CCC CDE RGR PIS/COFINS ICMS ISS Total 1T13 1T12 Var. (14.600) (10.852) (14.033) (16.163) 400 (226.967) (183) (242) (282.640) (11.652) (13.674) (81.917) (61.185) (12.190) (201.594) (559) (216) (382.987) 25,3% -20,6% -82,9% -73,6% n.d. 12,6% -67,3% 12,0% -26,2% 2.2. Gastos Operacionais Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, totalizaram R$ 1.470,6 milhões no 1T13, o que representa aumento de 32,3% sobre o 1T12. 6 Composição dos Custos Operacionais - 1T13 Gastos Operacionais (R$ milhões) 1.384 Gerenciáveis 16,9% 34% 1.031 1.150 39% NãoGerenciáveis 83,1% 828 15% 234 203 1T12 1T13 Gastos Gerenciáveis Gastos Não-gerenciáveis *Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação e amortização e custos de construção. 2.2.1. 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 e em conjunto, somaram R$ 1.150,4 milhões, com incremento de 38,9% no 1T13, em relação ao mesmo período do ano anterior. Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil) 1T13 1T12 Var. Energia Comprada para Revenda Moeda estrangeira - Itaipu Moeda nacional Encargos de uso e conexão Outros Taxa de Fiscalização Compensações Financeiras Total dos Gastos Não-Gerenciáveis (1.047.148) (113.375) (933.773) (88.762) (14.467) (3.580) (10.887) (1.150.377) (642.861) (96.360) (546.501) (169.008) (16.222) (3.586) (12.636) (828.091) 62,9% 17,7% 70,9% -47,5% -10,8% -0,2% -13,8% 38,9% A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 1.047,1 milhões, com incremento de 62,9% em relação ao 1T12, em função do aumento do preço médio de compra de energia, reajustado pelas variações inflacionárias do IPCA e IGP-M, e aumento do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD reflexo da condição hidrológica menos favorável e maior despacho de térmicas, afetando tanto o segmento de distribuição quanto o de geração e comercialização. Nível dos Reservatórios (%) Evolução Mensal do PLD (R$/MWh) Submercado SE/CO 98,8% 98,9% 94,2% 92,2% 83,0% 400 78,5% 75,9% 82,1% 350 62,5% 300 54,1% 250 42,9% 34,6% 200 150 100 50 SE/CO 0 jan fev mar abr mai 2011 jun jul 2012 ago set out nov dez Sul Nordeste 1T11 1T12 Norte 1T13 2013 O valor da energia comprada de Itaipu (moeda estrangeira) aumentou R$ 17,0 milhões, apesar da diminuição do volume, em função da valorização de 13,7% do dólar médio no 1T13 (R$ 1,99), comparado ao 1T12 (R$ 1,75). 7 No que se refere às compras de energia em moeda nacional, destaca-se: Na Distribuição A exemplo dos últimos meses do ano de 2012, o PLD continuou elevado no 1T13 refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. O PLD é formado por um modelo estatístico definido pelo ONS com o objetivo de otimizar a exploração das usinas no Brasil, influenciado pelo nível dos reservatórios de água no país e pela expectativa hidrológica de curto prazo. Além do custo elevado reflexo do despacho térmico, houve aumento do custo do encargo de segurança energética (ESS), que é pago quando as usinas térmicas são despachadas, por segurança energética, fora da ordem de mérito. No entanto, este custo adicional do ESS foi mitigado pela liberação de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), através do decreto 7.945/2013, publicado pelo Governo Federal. A transferência de recursos da CDE foi realizada pela ANEEL, através da Eletrobrás, que transferiu os fundos diretamente para a CCEE. A CCEE, por sua vez distribuiu os recursos recebidos para cada uma das distribuidoras. Adicionalmente, os recursos também serviram para neutralizar os custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física e a exposição involuntária ao PLD, devido à insuficiência de energia de cotas fornecidas às distribuidoras pela ANEEL. O montante contabilizado no 1T13 referente aos custos de encargos de segurança energética foi de R$ 36,5 milhões na EDP Escelsa e R$ 47,3 milhões na EDP Bandeirante. Para cobertura dos custos de risco hidrológico, o montante somou R$ 9,1 milhões para a EDP Escelsa e R$ 14,2 milhões para a EDP Bandeirante. Quanto à exposição involuntária ao PLD, causado pela insuficiência de cotas de garantia física, foi contabilizado o montante de R$ 19,5 milhões na EDP Escelsa e R$ 7,5 milhões na EDP Bandeirante. Os valores totais referentes a janeiro, R$ 29,1 milhões para EDP Escelsa e R$ 27,8 milhões para EDP Bandeirante, foram recebidos no dia 08 de abril, conforme despacho nº 954 de 02 de abril de 2013. O montante remanescente referente aos meses de fevereiro e março, provisionado no resultado do 1T13, está previsto para ser recebido na primeira quinzena de maio. Além disso, também contribuíram para o aumento dos custos, o início do suprimento de três novos produtos, sendo eles: o Leilão de Jirau, a ampliação de Santo Antônio e o 7º Leilão de energia nova, em janeiro de 2013, necessários ao atendimento do crescimento do mercado. Na Geração No 1T13 as geradoras compraram energia no curto prazo devido ao cenário hidrológico desfavorável, no valor aproximado de R$ 34 milhões (ver detalhamento na página 16). Os encargos de uso e conexão apresentaram redução de 47,5% no 1T13, quando comparados ao 1T12. Essa redução é decorrente do pacote de redução da tarifa de energia anunciado pelo governo através da lei 12.783/2013, que também contemplou uma redução do encargo referente ao uso do sistema de transmissão e distribuição. As compensações financeiras tiveram redução de 13,8% no 1T13 reflexo da redução da energia gerada no período (-15,3% em relação ao 1T12), base para cálculo desse encargo. 2.2.2. Gastos Gerenciáveis Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 233,8 milhões, com aumento de 15,0% no 1T13 em relação ao 1T12. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros. Gastos Gerenciáveis (R$ mil) Pessoal Material Serviços de terceiros Provisões Outros Total PMSO Custo com construção da infraestrutura Depreciação e amortização Total dos gastos gerenciáveis IGP-M (últimos 12 meses)* IPC-A (últimos 12 meses)** * Fonte: FGV **Fonte: IBGE 8 1T13 1T12 Var. (85.483) (6.618) (88.575) (30.833) (22.315) (233.824) (44.243) (86.383) (364.450) (83.889) (6.281) (87.448) (14.390) (11.351) (203.359) (64.479) (80.496) (348.334) 1,9% 5,4% 1,3% 114,3% 96,6% 15,0% -31,4% 7,3% 4,6% 8,1% 6,6% As principais variações no 1T13 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo: Aumento de R$ 1,6 milhão na conta de gastos com Pessoal (+1,9%), com destaque para os seguintes fatores: (i) Reajuste salarial médio de 6,3% em cumprimento ao acordo coletivo (+R$ 3,8 milhões); (ii) Efeito de primarização, com aumento de 259 colaboradores no quadro de pessoal (+R$ 2,7 milhões); (iii) Incremento de gastos com benefícios, em decorrência da aplicação do índice de reajuste e maior número de colaboradores no grupo (+R$ 1,6 milhão); (iv) Efeito não recorrente da reestruturação organizacional da Unidade de Negócio de Distribuição ocorrida no 1T12 (-R$ 6,6 milhões). Na conta Materiais, o aumento de +5,4%, deve-se à compra de peças e acessórios para os veículos da frota operacional. No item Serviços de Terceiros, o aumento de R$ 1,1 milhão (+1,3%) entre os trimestres deve-se a: (i) Efeito da primarização na EDP Bandeirante, realizada a partir de Abril/12, com redução das equipes prestadoras de serviço e na UHE Peixe Angical, realizada a partir de Maio/12 (-R$ 3,9 milhões); (ii) Reajustes contratuais de prestadores de serviços – TI, Serviços ao cliente, Serviços Administrativos (+R$ 2,2 milhões); (iii) Efeito não recorrente referente aos maiores gastos com serviço de consultoria para o projeto de reestruturação organizacional (+R$ 2,9 milhões). No item Provisões, o aumento de R$ 16,4 milhões no 1T13 em relação ao 1T12 reflete, principalmente: (i) Efeito não recorrente resultante da provisão de perdas de contas a receber do programa Luz para Todos, ocorrido em 2007 (+R$5,2 milhões); (ii) Provisão referente aos clientes em atraso, liminares e prefeituras com saldo em aberto (+R$ 6,9 milhões na EDP Bandeirante e +R$0,9 milhão na EDP Escelsa). O aumento de R$ 11,0 milhões na rubrica Outros é resultado principalmente dos seguintes fatores: (i) Efeito positivo referente ao Valor Novo de Reposição dos ativos de distribuição em -R$ 5,8 milhões (-R$ 2,0 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 3,8 milhões na EDP Escelsa); (ii) Efeito não recorrente no 1T12, relativo à venda de imóveis nas Distribuidoras (+R$ 16,0 milhões); (iii) Provisão para perdas relativas às vendas dos ativos das Centrais Geradoras Hidroelétricas de Coxim, São João I e II na UHE Pantanal (+R$ 2,2 milhões); A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 86,4 milhões no 1T13, com aumento de 7,3% em relação ao mesmo período de 2012, referente ao menor aproveitamento de créditos de PIS e COFINS devido à mudança no critério de utilização dos créditos que deixaram de ser divididos em 12 parcelas e passaram a ser de acordo com a vida útil do ativo. 2.3. EBITDA No 1T13, o EBITDA atingiu R$ 462,3 milhões, aumento de 11,2% em relação ao mesmo período do ano anterior. Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 277,7 milhões no 1T13, aumento de 23,3% em relação ao 1T12, em decorrência do aumento de 12,0% do volume de energia do 1T13 comparado ao 1T12 e da estratégia de sazonalização onde houve maior alocação de energia assegurada para o 1T13. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 157,8 milhões no 1T13, redução de 14,7% em relação ao 1T12, resultado da queda de 0,8% na margem bruta em função da elevação do custo de aquisição de energia, atenuada pelo aporte da CDE através do decreto 7.945/2013. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 50,4 milhões no 1T13, aumento de 88,5% em relação ao 1T12, devido a estratégia de negociações de longo prazo e sazonalização concentrada no início do ano. 9 Composição do EBITDA - 1T13 EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%) Comercialização 10% 28,7% 25,0% Distribuição 33% 462 416 Geração 57% 1T12 1T13 *Exclui receita de construção Nota: Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intragrupo Formação do EBITDA* (R$ milhões) 399 (322) 462 416 (31) EBITDA 1T12 Receita Líquida Gastos nãoGastos Gerenciáveis Gerenciáveis* EBITDA 1T13 *Exclui depreciação e amortização EBITDA ajustado (pró-forma e não auditada) Impactos do EBITDA (R$ mil) 1T13 1T12 EBITDA Reportado em IRFS 462.333 415.888 45.115 5.431 507.448 421.319 Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA Pro forma + Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios 10 2.4. Resultado Financeiro Resultado Financeiro (R$ mil) Receita Financeira Receitas de aplicações financeiras Variação monetária e acréscimo SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente Outras Receitas Despesa Financeira Variação monetária e acréscimo moratório Encargos de dívidas Benefícios pós-emprego Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente Outras Despesas Resultado Cambial Líquido Total 1T13 1T12 Var. 35.007 4.046 22.257 1.806 5.243 1.655 (93.370) (14.494) (60.852) (12.408) (4.542) (1.074) (1.116) (59.479) 49.431 12.264 20.846 3.436 4.749 8.136 (85.078) (13.177) (59.928) (6.730) (3.856) (1.387) (4.175) (39.822) -29,2% -67,0% 6,8% -47,4% 10,4% -79,7% 9,7% 10,0% 1,5% 84,4% 17,8% -22,6% -73,3% 49,4% O resultado financeiro líquido consolidado no 1T13 foi negativo em R$ 59,5 milhões, 49,4% superior ao 1T12. O resultado financeiro foi composto por: (i) receita de R$ 35,0 milhões, 29,2% inferior ao 1T12, (ii) despesa de R$ 93,4 milhões, 9,7% maior que a do 1T12, e (iii) resultado cambial líquido negativo de R$ 1,1 milhões, em comparação a R$ 4,2 milhões também negativos no 1T12. Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 19,7 milhões no comparativo trimestral são: Receita Financeira (i) Redução da receita de aplicações financeiras em função da redução das taxas de juros vigentes e do caixa médio dos últimos 12 meses (-R$ 8,2 milhões); (ii) Redução da SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis em função da queda da taxa Selic e menor volume de compensáveis, reflexo da redução do lucro do 1T13 comparado ao 1T12 (-R$ 1,6 milhão); (iii) Redução de outras receitas financeiras (-R$ 6,5 milhões) devido à variação cambial menor em 2012 frente a 2013, referente à energia comprada de Itaipu. Despesa Financeira (i) Redução de despesa financeira de atualizações monetárias relacionadas a multas e juros do programa REFIS (programa de consolidação de débitos) da Secretaria da Receita Federal (+R$ 1,6 milhão); (ii) Aumento de despesa de atualização monetária do uso do bem público das UHE Peixe Angical e Investco devido à atualização pela inflação (- R$ 6,0 milhões); (iii) Aumento de despesa de Benefício Pós-Emprego (-R$ 5,7 milhões) devido à atualização de premissas atuarias. Conforme alterações introduzidas pelo IAS 19, houve mudança na taxa de retorno dos investimentos, na qual a mesma passou a ser equivalente à taxa de desconto, impactando negativamente a rentabilidade dos ativos e sendo necessária maior contribuição das patrocinadoras para manter o mesmo patamar do benefício definido; (iv) Redução de outras despesas financeiras devido à multa e juros sobre recolhimento de impostos maior em 2012 frente a 2013 (+R$ 0,3 milhão). Resultado Cambial Resultado Cambial negativo de R$ 1,1 milhão com variação de R$ 3,1 milhões frente ao 1T12. O melhor resultado cambial deveu-se à combinação de melhores taxas de câmbio e Libor entre os períodos analisados: i) no 1T13, houve valorização cambial de 1,5% enquanto que no 1T12, a desvalorização cambial foi de 5,3%; ii) os contratos de swap, por sua vez, geraram resultados para mitigar as variações cambiais apresentados nos períodos; iii) no 1T13, a Libor foi de 0,59% enquanto que no 1T12, a Libor foi de 0,75%. 11 2.5. Lucro Líquido O lucro líquido consolidado do 1T13 totalizou R$ 90,3 milhões, 36,6% inferior ao mesmo período do ano anterior. Além dos efeitos demonstrados no EBITDA, o lucro também foi impactado pelos efeitos do resultado financeiro, pela participação de minoritários e pelo Imposto de Renda (IR) e contribuição social do período. Adicionalmente, o lucro líquido foi impactado pelo aumento no Resultado das Participações Societárias devido à contabilização do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial, conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2). Considerando os ajustes de saldo regulatório, o lucro líquido seria de R$ 118,0 milhões comparados a R$ 140,1 milhões no 1T12. Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%) 9,9% 4,9% 142 90 1T12 1T13 * Margem Líquida exclui receita de construção Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) (30) 77 (6) (20) 142 (7) (66) 90 Lucro Liquido 1T12 Margem Gastos Bruta Gerenciáveis Dep & Amort Resultado Financeiro IR & CS Outros Lucro Líquido 1T13 3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.580,2 milhões em 31 de março de 2013, com aumento de 15,9% em relação ao verificado em 31 de dezembro de 2012 de R$ 3.088,5 milhões, sendo em ambas já desconsideradas as dívidas da UTE Pecem I. Esse aumento resultou, principalmente, da captação da Nota de Crédito Comercial na EDP Escelsa (R$ 68,0 milhões), do desembolso do financiamento de longo-prazo com o BNDES (R$ 80,0 milhões) para a construção da UHE Santo Antônio do Jari, captações de crédito de curto prazo na Energias do Brasil (R$ 201,0 milhões), além da emissão de debêntures para empréstimo ponte da UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 168,0 milhões). Do total da dívida bruta, em 31 de março de 2013, 2,2% estavam denominados em moeda estrangeira, integralmente protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de swap, ante 2,6% em Dezembro de 2012. 12 Dívida Bruta por empresa (R$ milhões) 169 340 469 396 608 123 221 384 324 107 EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest 167 211 Cachoeira Caldeirão EDP Holding 91 Enerpeixe Investco Empréstimos Jari Debêntures Nota: não considera eliminações intragrupo de R$ 31,8 milhões A dívida líquida, considerando o valor de R$ 936,5 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 2.643,7 milhões em 31 de março de 2013, aumento de 5,0% em relação a dezembro de 2012 (R$ 3.580 2.517,2 milhões), devido ao aumento do endividamento da 936 C.P. Companhia. Este foi, parcialmente compensado pelo aumento de 1.403 63,9% no saldo de caixa e disponibilidades em comparação a dezembro de 2012 (R$ 571,4 milhões) reflexo, principalmente, do 2.644 desembolso das debêntures da UHE Cachoeira Caldeirão. 2.177 L. P. O custo médio da dívida do Grupo em março de 2013 era de 8,53% ao Dívida Bruta (-) Disp. e Títulos Dívida Líquida ano, em comparação a 9,75% em dezembro de 2012, levando-se em Mar.2013 a receber Mar.2013 consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. A redução do custo em relação ao trimestre anterior resulta, principamente, da redução da taxa Selic acumulada (-0,79 p.p). O prazo médio da dívida consolidada caiu para 3,1 anos em março de 2013 em comparação a 3,5 anos em dezembro de 2012, já desconsiderando as dívidas da UTE Pecém I. A dívida de curto prazo, em 31 de março de 2013, representava 39,2% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 1.403,1 milhões, em comparação a R$ 704,8 milhões do final de dezembro de 2012, reflexo das debêntures emitidas na Holding, no valor de R$ 450 milhões, com vencimento em fevereiro de 2014. Do total da dívida de curto prazo, R$ 679,4 milhões são referentes à Holding, dos quais R$ 210,8 milhões já foram liquidados com a 2ª emissão de debêntures concluída em abril de 2013, R$ 220,5 milhões à distribuição e R$ 508,2 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo. Dívida Bruta por Indexador 31/03/2013 TJLP 26,5% Pré Fixada 6,0% Dívida Bruta - Curto / Longo prazo 61% 77% 39% CDI 67,5% 23% 31/12/2012 31/03/2013 Curto Prazo 13 Longo Prazo Composição da Dívida Circulante (R$ milhões) 1.403 679 343 116 153 15 35 68 EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Jari EDPE Saldo Circulante Cronograma de Vencimento da Dívida* (R$ milhões) 1.206 806,0 936 865 600 570 339 Disponibilidade * 2013 2014 2015 2016 Após 2016 Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge A relação dívida líquida/EBITDA encerrou o 1T13 em 1,9X. Divída Líquida/EBITDA* 1,9 x 1,9 x 2.517 2.644 Dez/12 Mar/13 1,5 x 0,9 x 1.917 1.505 Jun/12 Set/12 Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA * Não considera os efeitos da participação na UTE Pecém I 4. Investimentos Os investimentos totalizaram R$ 140,4 milhões no 1T13 e estão divididos em: distribuição (R$ 45,8 milhões), geração (R$ 93,3 milhões) e outros (R$ 1,3 milhão). Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros no montante de R$ 972 mil na EDP Bandeirante e R$ 604 mil na EDP Escelsa e deduzidos de obrigações especiais e ultrapassagem de demanda, sendo R$ 14,3 milhões na EDP Bandeirante e R$ 5,1 milhões na EDP Escelsa. Na EDP Bandeirante houve redução de 60,4% dos investimentos realizados no 1T13, em comparação ao mesmo período do ano anterior, com variação de R$ 22,4 milhões entre os períodos. Em relação às obrigações especiais, a rubrica apresentou uma variação de -R$ 18,2 milhões reflexo do estorno ocorrido no 1T12 relativo aos valores de ultrapassagem de demanda e consumo de energia reativa excedente que foram contabilizados no 2T12 como obrigações especiais retroativos ao 4T11. 14 Na EDP Escelsa houve aumento de 3,6% dos investimentos realizados no 1T13 em comparação ao mesmo período do ano anterior, reflexo dos investimentos feitos no período tais como, serviço de manutenção da rede, obras de ampliação e expansão da rede, sendo parte referente as obrigações especiais (-R$ 2,0 milhões). Composição do Capex (R$ mil) Composição do Capex - 1T13 45.819 Geração 66% 67.129 Distribuição 33% 93.275 55.656 350 Outros 1% 1.302 1T12 Outros Geração 1T13 Distribuição Os investimentos brutos realizados no 1T13 pela EDP Energias do Brasil em distribuição totalizaram R$ 65,3 milhões, com redução de 1,8% em relação a 2012. Do total, R$ 43,8 milhões (67,1%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 13,7 milhões (21,0%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 4,2 milhões (6,4%) foram destinados à universalização urbana e rural, propiciando a ligação e o acesso de consumidores aos serviços de energia; e R$ 3,6 milhões (5,5%) foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perda. No segmento de geração, entre os trimestres comparáveis, os investimentos foram alocados, principalmente, na construção da UHE Santo Antônio do Jari (84,5%) e início de compra de equipamentos para a construção da obra de Cachoeira Caldeirão (7,3%). As demais variações são detalhadas abaixo: (i) Enerpeixe: a redução de 17,7% no 1T13 deve-se a diminuição dos investimentos nas atividades relacionadas ao meio ambiente e compras de equipamentos e máquinas; (ii) Lajeado/Investco: aumento de R$ 475 mil em relação ao 1T12 deve-se aos investimentos feitos em equipamentos, tratamento anticorrosivo nas comportas, melhorias no sistema de tratamento de água e sistema de proteção; (iii) Energest Consolidado: redução de 24,8% em relação ao 1T12 reflexo da conclusão da repotenciação da UHE Mascarenhas; (iv) Outros: o aumento deve-se à aquisição de licenças de TI. Investimentos (R$ mil) 1T13 1T12 % Distribuição 45.819 67.129 -31,7% EDP Bandeirante 14.645 37.029 -60,4% EDP Escelsa 31.174 30.100 3,6% Geração 93.275 55.656 67,6% -17,7% Enerpeixe Energest Consolidado 774 941 6.067 8.063 -24,8% 744 269 176,6% 70,0% Lajeado / Investco 78.860 46.383 Cachoeira Caldeirão Jari 6.830 - Outros 1.302 350 272,0% 140.396 123.135 14,0% Total Investimentos - Distribuição 1T13 1T12 n.d. % EDP Bandeirante Valor Liquido de Obrig. Especiais 14.645 37.029 14.349 (3.806) n.d. Valor Bruto 28.994 33.223 -12,7% (-) Juros Capitalizados Valor Bruto sem Juros Capitalizados EDP Escelsa (1.376) -29,4% 28.022 31.847 -12,0% Valor Liquido de Obrig. Especiais 31.174 30.100 3,6% 5.106 3.139 62,7% 36.280 33.239 9,1% (1.274) -52,6% 35.676 31.965 11,6% 63.698 63.812 -0,2% (+) Obrigações Especiais (+) Obrigações Especiais Valor Bruto (-) Juros Capitalizados Valor Bruto sem Juros Capitalizados Distribuição 15 (972) (604) -60,4% 5. Desempenho por Área de Negócios Geração Itens em R$ mil ou % 1 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis 2 Gastos gerenciavéis Depreciação e amortização EBITDA Margem EBITDA Lucro líquido antes de minoritários Atribuível aos acionistas não controladores Lucro Líquido do Exercício 1 Exclui receita de construção 2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção. 3 Consolidado: considera eliminações intragrupo 1T13 397.248 (88.864) (30.639) (34.059) 277.745 69,9% 94.317 (11.542) 82.775 1T12 298.189 (45.542) (27.465) (37.057) 225.182 75,5% 113.436 (11.711) 101.725 Distribuição 1T13 1.145.816 (813.725) (174.322) (46.695) 157.769 13,8% 58.385 58.385 1T12 1.023.448 (688.664) (149.934) (41.817) 184.850 18,1% 82.014 82.014 Comercialização 1T13 521.717 (466.235) (5.082) (71) 50.400 9,7% 32.956 32.956 1T12 269.900 (239.888) (3.275) (70) 26.737 9,9% 17.661 17.661 3 Consolidado 1T13 1.846.534 (1.150.377) (233.824) (86.383) 462.333 25,0% 152.434 (62.159) 90.275 1T12 1.447.338 (828.091) (203.359) (80.496) 415.888 28,7% 192.252 (49.764) 142.488 5.1. Geração Itens em R$ mil ou % Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis Gastos gerenciavéis Depreciação e amortização EBITDA Margem EBITDA Lucro Líquido Enerpeixe 1T13 1T12 122.402 104.305 (10.781) (12.593) (5.087) (5.552) (12.348) (12.326) 106.534 86.160 87,0% 82,6% 68.928 54.248 (1) Energest Consolidado 1T13 1T12 108.666 73.312 (40.560) (10.362) (16.257) (14.060) (4.962) (3.966) 51.849 48.890 47,7% 66,7% 27.590 31.498 (2) Lajeado Consolidado 1T13 1T12 166.180 120.572 (37.523) (22.587) (7.134) (5.953) (16.742) (16.273) 121.523 92.032 73,1% 76,3% 51.454 34.277 (3) Geração Consolidado 1T13 1T12 Var. 397.248 298.189 33,2% (88.864) (45.542) 95,1% (30.639) (27.465) 11,6% (34.059) (37.057) -8,1% 277.745 225.182 23,3% 69,9% 75,5% -5,6 p.p. 82.775 101.725 -18,6% (1) Inclui Ca s telo Energética S.A, Pa nta na l Ltda , Sa nta Fé S.A, Costa Rica Ltda e Energest S.A. com a s devida s elimi na ções i ntra grupo. (2) Inclui La jea do Energi a e Investco com a s devi da s e li mina ções i ntra grupo. Em 2009 a EDP La jea do Energia ta mbém i ntegra va es se grupo. (3) Inclui Enerpei xe, Energes t Cons oli da do, La jea do Tota l, Terra Verde, Enercouto, Omega , Enernova e a consolida çã o da UTE Pecém I em equiva l ênci a pa trimonia l . A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 397,2 milhões no 1T13, 33,2% acima do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal crescimento é resultante do aumento no preço médio (23,8%) e do volume de energia em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013, com maior alocação de energia assegurada no 1T13. Os gastos não gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 43,3 milhões, impactados pela compra de energia, reflexo do procedimento operativo no período. Em períodos de excedente de geração hidráulica no país, o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) distribui ganhos às usinas participantes desse sistema, denominado ganho de energia secundária, e o contrário ocorre em períodos de escassez hidrológica, em que o déficit de geração é descontado da garantia física das usinas provocando perdas de receita. Tipicamente em períodos de elevada geração termelétrica há redução da geração hidráulica e no 1T13, esse déficit de geração foi provocado principalmente pelo Procedimento Operativo de Curto Prazo (POCP), que despacha preventivamente usinas termelétricas para elevação dos níveis dos reservatórios. Para mitigar as perdas associadas ao risco hidrológico da geração e o Procedimento Operativo de Curto Prazo, principalmente no início do ano, foi alocada uma quantidade maior de garantia física nos meses de janeiro e fevereiro de 2013. A estratégia de proteção ao Risco Hidrológico só foi possível em decorrência da estratégia de compra de energia para todo o ano de 2013 e manutenção de sobra contratual, em que a companhia iniciou o ano de 2013 com sobras contratuais de 4,1% em relação à sua Garantia Física. O impacto do Procedimento Operativo de Curto Prazo foi de aproximadamente R$ 34 milhões. O EBITDA atingiu R$ 277,7 milhões no 1T13, 23,3% acima do apresentado no 1T12. O lucro líquido atingiu R$ 82,8 milhões, 18,6% abaixo do apresentado no 1T12, impactado pela consolidação do resultado da UTE Energia Pecém I em equivalência patrimonial. No 1T13, o preço médio da geração foi de R$ 166,7 MWh, resultante do aumento no preço médio da energia vendida nas usinas Enerpeixe (6,2%), Lajeado (30,6%) e Energest (42,2%). Esse aumento é reflexo dos reajustes dos contratos por inflação e diferença de sazonalização entre os períodos. 16 Energia Vendida e Preço Médio de Venda 2.354 R$ 182 R$ 174 R$ 167 R$ 152 1.012 654 688 Enerpeixe Energest Energia Vendida (GWh) Lajeado Total Preço Médio (R$/MWh) Nota: Preço Médio de Venda considera o volume de energia dos PPA’s A sazonalização da energia vendida é definida pelos clientes, dentro do limite estabelecido no contrato, até dezembro do ano anterior. No entanto, para 2013, a entrega da sazonalização foi postergada para o início do ano, devido aos efeitos da Lei nº 12.783/13. Considerando a situação hidrológica desfavorável do país nos primeiros meses de 2013, a EDP Energias do Brasil priorizou a alocação da garantia física de suas usinas na sazonalização do primeiro trimestre do ano, com objetivo de protegerse de eventual redução da energia alocada no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e exposição ao Mercado de Curto Prazo a elevados PLDs. O volume de energia vendida no grupo no 1T13 alcançou 2.354,1 GWh, aumento de 12,0% em relação ao 1T12. Este aumento deve-se a maior alocação de energia assegurada para o 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização mencionada. Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade de Pecém I, o volume no 1T13 alcançou 3.029,6 GWh, aumento de 44,1% em relação ao 1T12. O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia por trimestre desde 2010: Venda Consolidada da Geração 2.354 1.982 2.102 2.032 2.077 1.930* 1.884 1.782 1T *GWh estimado para 2013. 2T 2010 (GWh) 2011 (GWh) 2.257 2.172 2.386 2.202 2.012 1.870* 3T 2012 (GWh) 2.064 1.942* 4T 2013 (GWh) - Capacidade Instalada de Geração A capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil foi ampliada em 4,5 MW, alcançando o montante total de 2.017 MW no 1T13, incluindo sua participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos. Esse aumento é resultante da finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas, que passou a totalizar uma capacidade de 198 MW. 17 Com a entrada em operação comercial da segunda unidade da Usina Termelétrica Energia Pecém I, a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari em 2015, a entrada em operação dos parques eólicos Baixa do Feijão I, II, III e IV em 2016 e da Usina Hidrelétrica Cachoeira Caldeirão em 2017, a capacidade instalada prevista é de 2.844 MW. Capacidade Instalada (MW) 2.844 219 54 373 2.012 1.828 4 2.017 5 180 180 530 2005 2011 Rep. 1ª Unidade Mascarenhas Pecém I(1) 2012 Rep. Mascarenhas 1T13 2ª unidade Sto Antonio Baixa do Cachoeira Pecém I(1) Jari Feijão 2016(2)Caldeirão 2015 2017 2017 (1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil. - Status dos Projetos de Geração em Construção USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM I No final do 1T13, o projeto atingiu um progresso físico de 99,7% e o investimento correspondente à participação da EDP Energias do Brasil totalizou R$ 35,6 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 8,9 milhões. Entretanto, com a finalização do processo de aquisição da MABE Brasil Ltda., ocorreu a reversão de provisões para retenções contratuais e compensações de saldo passivo de fornecedor, reduzindo o saldo de imobilizado, conforme demostrado no anexo V (página 40). O primeiro trimestre de 2013 foi marcado pela sincronização da Unidade II ao Sistema Interligado Nacional (SIN), no dia 20 de fevereiro. A sincronização e os testes em carga constituem a etapa final para a aprovação da Declaração de Operação Comercial (DOC). Evolução da Construção da UTE Porto do Pecém I Atividade Peso Relativo Progresso Atingido Engenharia 3,8% 100% Suprimentos 69,4% 100% Construção 26,1% 99,2% 0,7% 82,0% 100% 99,7% Comissionamento e Partida 18 No 1T13, não ocorreram desembolsos de financiamento para o projeto. Dessa forma, ainda temos R$ 7,0 milhões do BNDES e R$ 7,0 milhões no BID (Banco Interamericano de Desenvolvimento) a serem desembolsados. - Desempenho Econômico Financeiro* Itens em R$ mil ou % Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis Gastos gerenciavéis Depreciação e amortização EBITDA Margem EBITDA Lucro Líquido Pecém 1T13 1T12 103.769 (140.381) (35.106) (1.641) (8.004) (38) (71.718) (1.641) -69.1% n.d. (62.092) (6.250) *Valores correspondem a 50% da participação da EDP Energias do Brasil Conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2), a partir do 1T13 a UTE Energia Pecém I passou a ser contabilizada no resultado da companhia em equivalência patrimonial. A Receita Líquida do 1T13 atingiu R$ 103,8 milhões, resultante da soma da receita fixa da Unidade I, de acordo com o CCEAR, no montante de R$ 31,5 milhões, da receita variável referente ao despacho da Unidade I, no montante total de R$ 20,9, milhões e do repasse pelo ICB (índice de custo-benefício) da compra de lastro para a Unidade II no montante de R$ 51,4 milhões. Os gastos não gerenciáveis alcançaram R$ 140,4 milhões, reflexo da postergação do início da operação comercial da Usina na qual o empreendimento teve que celebrar contratos de compra de energia para garantir as obrigações contratuais assumidas com a unidade II. Os gastos gerenciáveis foram impactados pelo ressarcimento por indisponibilidade da unidade I no valor de R$ 30,7 milhões. O ressarcimento é a diferença entre o despacho real da unidade geradora, quando está é acionada por ordem de mérito, e sua potência outorgada ajustada pela CCEE. A Unidade I da UTE Energia Pecém produziu em média 255 MW médios no 1T13 ressarcindo as distribuidoras o valor referente à diferença entre o CVU e o PLD da energia não entregue, sendo o CVU o valor contratado para o custo de geração no contrato de disponibilidade. O EBITDA do 1T13 ficou negativo em R$ 71,7 milhões. Outras informações sobre o projeto estão disponíveis nas seção “Eventos do Período” deste relatório e no site www.energiapecem.com.br. UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI A construção da UHE Santo Antônio do Jari tem evoluído de acordo com o cronograma previsto. No 1T13, destacam-se as seguintes atividades realizadas ainda em execução pelo construtor: concretagem da casa de força, da área de montagem, das estruturas de desvio, da barragem de CCR, do vertedouro e da casa de força complementar; montagem da ponte rolante da casa de força e pré-distribuidor; e continuação da supressão vegetal nas áreas (a) provisórias, (b) definitivas e (c) na faixa de servidão da linha de transmissão e construção de suas primeiras torres. Em relação às atividades de meio ambiente, no 1T13 destacaram-se: Continuidade da supressão de vegetação e resgate de fauna nas margens esquerda, direita e na região das ilhas; Implantação de todas as estações automáticas de monitoramento hidrossedimentológico; Execução de Inspeção Ambiental Semanal nos Canteiros de Obras, referente ao temas de resíduos sólidos, efluentes líquidos e emissões atmosféricas; Continuidade das atividades de Comunicação Social, Educação Ambiental, Indenização e Remanejamento da População, Capacitação de Mão de Obra Local, Capacitação de Agentes Públicos, Apoio aos Municípios, Caracterização e Fomento da Atividade Pesqueira, Paleontologia, Arqueologia, Prevenção de Acidentes com Fauna, Desenvolvimento do Potencial Turístico e Recreativo, Educação Patrimonial, Documentação e Preservação do Patrimônio Natural, Saúde e Controle da Malária; 19 Execução de campanhas de monitoramento dos seguintes temas: Processos Erosivos, Lençol Freático, Hidrossedimentologia, Flora, Fauna, Ictiofauna, Limnologia, Macrófitas Aquáticas, População Migrante, Aspectos Socioeconômicos e Atividades Minerárias e; Execução de monitoramento contínuo dos seguintes temas: Climato-Meteorológico e Hidrossedimentológico. Vista geral da Tomada d’Água Vista de Montante No 1T13, foi desembolsado R$ 80,0 milhões do financiamento de longo-prazo com o BNDES, tendo até o momento já desembolsado o montante de R$ 380,0 milhões, o que representa 52% do montante total do financiamento com o BNDES. 5.2. Distribuição Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição 1T12 Var. Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis 643.134 608.024 502.682 415.424 1.145.816 1.023.448 12,0% (474.401) (425.961) (339.324) (262.703) (813.725) (688.664) 18,2% Margem Bruta 168.733 182.063 163.358 152.721 332.091 334.784 -0,8% (99.655) (75.106) (74.667) (74.828) (174.322) (149.934) 16,3% 1 2 1T13 1T12 1T13 1T12 1T13 Gastos gerenciavéis Depreciação e amortização (21.948) (18.146) (24.747) (23.671) (46.695) (41.817) 11,7% EBITDA 69.078 106.957 88.691 77.893 157.769 184.850 -14,7% Margem EBITDA 10,7% 17,6% 17,6% 18,8% 13,8% 18,1% -4,3 p.p. Lucro Líquido 27.026 55.104 31.359 26.910 58.385 82.014 -28,8% 1 Excl ui re cei ta de cons truçã o 2 Excl ui depreci a çã o, a morti za çã o e cus to de cons truçã o. A receita líquida, excluindo os efeitos de receita de construção, atingiu R$ 1.145,8 milhões no 1T13, 12,0% acima do 1T12. Tal aumento justifica-se (i) pelo aumento de 2,8% no volume de energia vendida a clientes finais, (ii) pelo efeito combinado do reajuste tarifário anual aplicado às tarifas da EDP Escelsa, a partir de 7 de agosto de 2012, (iii) pela revisão e reajuste tarifários aplicados às tarifas da EDP Bandeirante, a partir de 23 de outubro de 2012 e (iv) pela redução na tarifa de energia elétrica anunciada pelo governo através da lei 12.783/2013, a partir de 24 de janeiro de 2013. Os gastos não gerenciáveis aumentaram 18,2%, impactados pelo aumento do PLD, refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. Houve ainda aumento do custo do encargo de segurança energética (ESS), que é pago quando as usinas térmicas são despachadas, por segurança energética, fora da ordem de mérito. No entanto, este custo adicional foi mitigado pela liberação de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), através do decreto 7.945/2013. Adicionalmente, os recursos também serviram para neutralizar os custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física e a exposição involuntária ao PLD, devido à insuficiência de energia de cotas fornecidas às distribuidoras pela ANEEL. Os detalhes dos valores liberados pela CDE estão mencionados na explicação dos gastos não gerenciáveis item 2.2.1. Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 174,3 milhões, com aumento de 16,3% no 1T13 em relação ao 1T12, impactada pelo aumento de 32,7% no PMSO da EDP Bandeirante, reflexo do aumento de R$ 24,9 milhões nas linhas de provisões e outros. Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 157,8 milhões no 1T13, 14,7% abaixo do apresentado no 1T12. Considerando o saldo de ativos e passivos regulatórios, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 202,9 milhões e o Lucro Líquido de R$ 86,1 milhões. 20 Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado) EDP Bandeirante 1T13 69.078 88.691 14.481 45.115 99.711 103.172 202.884 EDP Bandeirante 27.026 EDP Escelsa 31.359 30.633 14.481 Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios Lucro Reportado em IFRS Distribuição 30.633 EBITDA Reportado em IFRS 1T13 EDP Escelsa Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios 157.769 Distribuição 58.385 45.115 Atualização Monetária (1.921) (1.212) (3.133) IR/CS (9.762) (4.512) (14.274) 45.976 40.117 86.093 Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios Mercado Energia vendida a clientes finais: aumento de 1,5% no 1T13 em relação ao 1T12, uma vez que o aumento no consumo das classes residencial, comercial e rural foi compensado pela redução verificada na classe industrial no mesmo período. Residencial e Comercial: estas classes apresentaram aumentos consolidados de consumo de 4,5% e 4,8%, respectivamente, no 1T13 em comparação ao 1T12, influenciadas pelo contínuo aumento da renda média nacional e redução na taxa de desemprego. Industrial: a redução de 9,8% no resultado consolidado do 1T13 em comparação ao 1T12 reflete as migrações de clientes para o mercado livre e a acomodação da produção industrial nacional. Rural: o incremento de 27,0% no resultado consolidado do 1T13 em comparação ao 1T12 reflete as condições climáticas no Espírito Santo influenciado pelo baixo volume de precipitação que elevou o consumo de energia para irrigação. A Energia em Trânsito Consolidada no Sistema de Distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, cresceu 4,5% no 1T13, em comparação ao mesmo período do ano anterior, refletindo as migrações de clientes do mercado cativo. 1T13 Variação 1T13/1T12 Clientes Volume unid. MWh Consumo Médio * KWh Clientes Volume Consumo Médio % % % DISTRIBUIÇÃO Residencial 2.521.385 1.428.284 189 3,5% 4,5% 1,0% Industrial 23.359 885.549 12.637 2,0% -9,8% -11,5% Comercial 225.266 893.361 1.322 7,1% 4,8% -2,2% Rural 169.763 211.309 415 3,0% 27,0% 23,3% 23.769 399.249 5.599 1,9% 1,4% -0,5% 2.963.542 3.817.752 429 3,7% 1,5% -2,1% - Outros Energia Vendida Clientes Finais 3 149.457 16.606.299 0,0% 9,2% Energia em Trânsito (USD) Suprimento 226 2.405.437 3.547.842 42,1% 4,5% - Consumo Próprio 345 3.760 3.633 1,8% -3,8% - 2.964.116 6.376.407 717 3,7% 2,8% -0,9% Total Energia Distribuída Notas: *Cons umo médi o mens a l por cl i ente Outros = Poder públi co + Il umi nação públ i ca + Servi ço públ i co Da dos em R$ referem-s e à Recei ta s em ICMS e s em RTE. 21 - Base Tarifária Os reajustes anuais, bem como as revisões periódicas das distribuidoras do Grupo, ocorrem em datas específicas, conforme o quadro a seguir: Distribuidora Alíquota Total Alíquota Efetiva 2012 Reajuste Revisão Reajuste Revisão EDP Bandeirante 11,45% -1,85% 7,29% -2,25% 14,29% - 11,33% - 2012 EDP Escelsa Nota: Alíquota efetiva de reajuste refere-se ao percentual percebido pelo consumidor O quadro ao lado mostra a tarifa média por classe e por distribuidora no período, verificando-se que a tarifa média para clientes finais aumentou 1,1% na EDP Bandeirante e 1,0% na EDP Escelsa. Tal aumento já considera a redução das tarifas com base na Lei nº 12.783/13, na qual o governo estimou uma redução de energia em média de 18% para os consumidores de baixa tensão (residências) e de até 32% para os de alta tensão (indústria). Segue abaixo o percentual da redução verificada nas empresas do grupo decorrente da lei 12.783/13: Tarifa Média (R$/MWh) 1T12 1T13 Var. EDP BANDEIRANTE Residencial 322,9 310,4 -3,9% Industrial 242,9 258,8 6,6% Comercial 283,7 288,1 1,5% Rural 210,9 219,4 4,0% Outros 222,8 228,2 2,4% Média - Cliente Final 278,7 281,8 1,1% Tarifa Média (R$/MWh) 1T12 1T13 Var. EDP Bandeirante EDP Escelsa Alta Tensão - Grupo A -25,77% -25,29% EDP ESCELSA Baixa Tensão - Grupo B -18,07% -18,01% Residencial 331,4 335,9 1,4% Industrial 266,4 267,5 0,4% Comercial 306,0 314,0 2,6% EDP Bandeirante Na EDP Bandeirante as tarifas do 1T13 contemplam os processos de reajustes e revisão tarifários que aconteceram em 23 de outubro de 2012 juntamente com a redução advinda da Lei 12.783/13. Rural 187,6 186,0 -0,9% Outros 242,2 249,9 3,2% Média - Cliente Final 288,7 291,5 1,0% Refere-se a receita sem ICMS, RTE, PIS e COFINS A classe residencial apresentou redução (-3,9%) na tarifa média, reflexo do aumento na base de clientes residenciais de Baixa Renda, cuja tarifa cobrada é inferior à tarifa convencional. As demais classes ainda apresentaram aumento na tarifa média, sendo, industrial (+6,6%), comercial, (+1,5%), rural (+4,0%) e outros (+2,4%) por conta do período de faturamento dos clientes de alta tensão ter sido concentrado no começo do mês frente à redução da tarifa conforme Lei nº 12.783/13, que passou a vigorar a partir de 24 de janeiro de 2013. EDP Escelsa Na EDP Escelsa as tarifas do 1T13 contemplam o processo de reajuste tarifário aplicado em 07 de agosto de 2012, juntamente com a redução advinda da Lei 12.783/13. Residencial: o aumento de 1,4% na tarifa média é reflexo do aumento do consumo no horário de ponta; Industrial: o aumento de 0,4% na tarifa média deve-se ao incremento de 27,08% da ultrapassagem faturada e aumento de 27,15% dos reativos de demanda; Comercial: aumento de 2,6% na tarifa média deve-se ao aumento de 44,82% no faturamento de ultrapassagem e aumento de 69,59% dos reativos de demanda (DRE); Rural: apesar do aumento de 27,07% no horário de ponta e de 47,36% no reativo excedente (ERE), houve redução de 0,9% na tarifa média, reflexo da redução da tarifa com base na Lei nº 12.783/13; 22 Outros: o aumento de 3,2% na tarifa média deve-se ao aumento de 12,89% de demanda faturada, aumento de 74,23% de ultrapassagem na classe poder público e o aumento de 40,73% no faturamento dos reativos excedentes (ERE) na classe serviço público. - Balanço Energético Consolidado BALANÇO ENERGÉTICO - 1T13 (MWh) Itaipu + Proinfa 1.138.815 Leilão 2.807.228 Outros 1.107.705 Energia em Trânsito 2.405.415 (- ) Perdas Transmissão 81.614 Perdas de Itaipu 43.612 Vendas C.Prazo -34.879 Ajustes C.Prazo -4.226 Suprimento 149.457 Fornecimento 3.821.513 Perdas e Diferenças 918.447 Energia em Trânsito 2.405.415 Energia = Requerida 7.294.832 O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou 7.294,8 GWh no 1T13. Do total, 57% foram para a EDP Bandeirante e 43% para a EDP Escelsa. O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu 4.889,4 GWh e a energia em trânsito, distribuída a clientes livres, 2.405,4 GWh. - Perdas As perdas não técnicas apresentaram redução de 0,04 p.p. na EDP Bandeirante e 0,30 p.p. na EDP Escelsa, em relação ao 4T12. Na EDP Bandeirante houve redução de 0,01 p.p. nas perdas técnicas e na EDP Escelsa aumento em 0,12 p.p, principalmente, devido ao aumento na carga no norte do estado do Espírito Santo em relação ao trimestre anterior. No 1T13, as distribuidoras da EDP Energias do Brasil, desembolsaram um total de R$ 8,0 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 2,2 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 5,8 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). = EDP Bandeirante EDP Escelsa Perdas Acumuladas em 12 meses (GWh ou %) Jun-12 Set-12 Dez-12 Mar-13 Entrada de Energia na Rede (A) Técnica (B) 16.464 911 16.411 898 16.478 906 16.495 906 Não-técnica (C ) ANEEL Jun-12 Set-12 Dez-12 Mar-13 11.441 833 11.452 838 11.735 900 11.882 925 ANEEL 767 803 779 772 665 612 705 679 Total (B +C ) 1.682 1.705 1.685 1.678 1.497 1.450 1.605 1.604 Técnica (B /A) 5,53% 5,47% 5,50% 5,49% 4,89% 7,28% 7,32% 7,67% 7,79% Não-técnica (C /A) 4,66% 4,89% 4,72% 4,68% 4,16% 5,81% 5,35% 6,01% 5,71% 4,03% 10,21% 10,39% 10,22% 10,17% 9,05% 13,09% 12,66% 13,68% 13,50% 11,29% Mercado Baixa Tensão (D) Comercial Baixa Tensão (C /D) Jun-12 4.961 15,46% Set-12 4.999 16,06% Dez-12 5.075 15,34% Mar-13 5.122 15,07% ANEEL 13,23% Jun-12 3.711 17,91% Set-12 3.748 16,34% Dez-12 3.841 18,37% Mar-13 3.946 17,20% ANEEL 12,07% Total (C /D ) 15,53% 16,14% 15,34% 15,07% 13,23% 17,91% 16,34% 18,37% 17,20% 12,07% Total (B+C /A) Perdas Acumuladas Baixa Tensão em 12 meses (GWh ou %) EDP Bandeirante 7,26% EDP Escelsa No período, nossas concessionárias realizaram aproximadamente 50,8 mil inspeções, 34,9 mil retiradas de ligações irregulares e 6,1 mil regularizações de ligações clandestinas que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 5,0 milhões. Para analisar a eficácia das iniciativas de combate às perdas não técnicas, teríamos que considerar, além das receitas recuperadas, o custo de oportunidade de não ter ações direcionadas a coibir fraudes e ligações clandestinas. 23 Consolidado Distribuidoras CAPEX - Investimentos Operacionais (R$ milhões) OPEX - Despesas Gerenciáveis (R$ milhões) Inspeções (milhares) Regularização de Clandestinos (milhares) Retirada de Ligações Irregulares (milhares) Receita Recuperada (R$ milhões) set/11 dez/11 mar/12 jun/12 set/12 dez/12 mar/13 3,3 4,8 1,4 3,6 4,9 10,2 2,2 5,2 7,1 5,5 4,2 4,8 5,7 5,8 69,4 68,6 55,6 56,8 52,6 54,7 50,8 2,1 3,1 1,2 1,5 3,7 7,0 6,1 31,3 27,4 34,8 33,3 33,7 18,9 34,9 5,4 3,4 3,7 3,8 3,3 3,9 5,0 - Indicadores de Produtividade No 1T13, o quadro de colaboradores das distribuidoras da EDP Energias do Brasil era de 2.189 profissionais em comparação a 1.981 profissionais no 1T12. Os indicadores de produtividade anualizados na distribuição são apresentados nos gráficos abaixo: Produtividade (GWh/colaboradores) 13,9 13,1 12,4 10,6 10,3 9,0 EDP Bandeirante EDP Escelsa 1T11 1T12 1T13 - Indicadores de Qualidade O DEC aumentou comparativamente ao mesmo período do ano anterior em ambas as distribuidoras do Grupo, sendo na EDP Bandeirante um acréscimo de 0,62 hora (6,84%) e na EDP Escelsa, aumento de 0,11 hora (1,04%). O aumento no indicador foi devido ao impacto de maior severidade das intempéries na área de concessão no primeiro trimestre de 2013, principalmente no mês de março, que ocasionaram maior tempo para reestabelecimento das ocorrências. O FEC na EDP Bandeirante apresentou queda no período sendo 0,49 vezes (-7,71%) e na EDP Escelsa o indicador apresentou aumento 0,09 vez (1,40%). Ambas distribuidoras mantiveram-se dentro dos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. A EDP Energias do Brasil continuará empenhada em reduzir o nível do DEC através de investimentos na rede de distribuição para elevar a qualidade do serviço prestado a seus clientes. DEC (horas) 9,70 10,55 9,08 FEC (vezes) 10,66 5,84 6,32 Band 1T12 Band 1T13 Escelsa 1T12 Escelsa 1T13 Band 1T12 Band 1T13 DEC: duração equivalente de interrupção por cliente FEC: frequência equivalente de interrupção por cliente Meta Anual Regulatória ANEEL EDP Bandeirante: DEC 9,36 / FEC: 8,07 EDP Escelsa: DEC: 10,38 / FEC: 8,13 24 6,43 Escelsa 1T12 6,52 Escelsa 1T13 Ativos e Passivos Regulatórios (informação não auditada e passível de alterações) De acordo com o Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e as práticas do novo padrão contábil brasileiro (IFRS), os ativos e passivos regulatórios não são mais contabilizados nos resultados societários. No 1T13, as distribuidoras do grupo constituíram 1 um Ativo Regulatório de R$ 42,0 milhões enquanto no 1T12 foi constituído um Ativo Regulatório de R$ 3,6 milhões. A tabela abaixo apresenta os saldos e a variação de ativos e passivos regulatórios que deixaram de ser contabilizados, conforme o novo padrão contábil adotado pelo Brasil (IFRS): BANDEIRANTE Ativos Regulatórios Constituição de CVAs Am ortização de CVAs Subsídio Baixa Renda Déficit do PLPT Repasse Sobrecontratação Subsídios e outros Saldo Final 1T12 168,017 9,219 24,519 65,385 267,140 Passivos Regulatórios 1T12 Constituição de CVAs (134,223) (22,567) (19,857) (109,756) (286,403) (19,263) Am ortização de CVAs Neutralidade Parcela A Repasse Sobrecontratação Outros Passivos Regulatórios Saldo Final Total Líquido 2T12 3T12 264,574 13,330 27,011 86,410 391,325 290,663 11,701 30,498 11,590 344,452 2T12 (142,733) (32,211) (26,372) (168,968) (370,284) 21,041 3T12 (157,009) (4,746) (7,663) (81,981) (251,399) 93,053 ESCELSA 4T12 1T13 145,820 112,175 16,794 10,256 285,045 252,801 74,782 10,400 5,984 343,967 4T12 (18,304) (32,956) (2,481) (5,019) (90,787) (149,547) 135,498 1T13 (46,630) (21,970) (830) (8,895) (101,432) (179,757) 164,210 Impacto no Resultado do Tri 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 40,571 3,959 12,417 674 32,687 93,493 183,801 85,792 991 15,333 169 37,445 98,505 238,235 52,509 42,759 17,973 51,418 164,659 94,356 8,517 7,057 83,264 193,194 119,718 4,866 29,360 91,714 245,658 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 (42,257) (47,824) (24,594) (18,028) (6,482) (9,780) (29,634) (22,975) (55,012) (69,258) (157,979) (167,865) 25,822 70,370 28,712 (13,764) (31,639) (7,374) (5,128) (15,606) (73,511) 91,148 (7,035) (16,678) (16,618) (16,614) (7,325) (9,928) (9,331) (4,268) (47,446) (79,462) (87,755) (126,950) 105,439 118,708 13,269 Conforme decreto 7.945/2013, o saldo de ativo e passivo regulatório constituído no 1T13 está líquido dos aportes da CDE contabilizados no resultado, detalhados no capítulo 2.2.1 dos gastos não gerenciáveis. A transferência de recursos da CDE foi realizada pela ANEEL, através da Eletrobrás, que transferiu os fundos diretamente para a CCEE. A CCEE, por sua vez distribuiu os recursos recebidos para cada uma das distribuidoras. Os recursos serviram para neutralizar o aumento do custo do encargo de segurança energética (ESS), alem dos custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física e a exposição involuntária ao PLD. Portanto, o montante total de R$ 134,1 milhões não foi contemplado no saldo de ativo e passivo regulatório demonstrado no quadro acima. 5.3. Comercialização Itens em R$ mil ou % 1T13 1T12 Var. Receita Líquida 521.717 269.900 93,3% Gastos não-gerenciavéis (466.235) (239.888) 94,4% Margem Bruta 55.482 30.012 84,9% Gastos gerenciavéis (5.082) (3.275) 55,2% (71) (70) 1,4% 50.400 26.737 88,5% 9,7% 9,9% -0,2 p.p. 32.956 17.661 86,6% Depreciação e amortização EBITDA Margem EBITDA Lucro Líquido O volume de energia comercializada totalizou 2.921,8 GWh no 1T13 em comparação aos 2.511,8 GWh no 1T12, apresentando aumento de 16,3%, reflexo da estratégia de negociações de longo prazo e sazonalização concentrada no início do ano, no qual a companhia alocou os resultados de 2013 no primeiro trimestre do ano, se beneficiando do incremento médio do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no 1T13 (média de R$ 326,30/MW). No 1T13, a receita líquida apresentou aumento de 93,3% em relação ao mesmo período de 2012, reflexo do incremento do volume, da estratégia de gestão de portfólio mencionada acima, além do aumento de 68,7% no preço médio de venda de 1 Considera itens financeiros 25 energia praticado pela comercializadora. O incremento de 94,4% dos gastos não gerenciáveis deve-se à estratégia de sazonalização dos contratos de compra, aumento do custo da energia comprada no trimestre, reflexo do aumento do PLD e dos reajustes anuais dos contratos bilaterais corrigidos pela inflação. Os gastos gerenciáveis aumentaram 55,2% no 1T13 devido, principalmente, ao aumento de pessoal e a constituição de provisão para devedores duvidosos, fruto do rateio de inadimplência na CCEE. No trimestre, o EBITDA teve aumento de 88,5% e o Lucro Líquido alcançou R$ 33,0 milhões, com aumento de 86,6% comparado ao 1T12. Volume de Energia Comercializada (GWh) 2.922 2.922 2.512 404 743 2.433 2.518 2.179 Vendas 1T12 Vendas 1T13 Compras 1T13 79 Outros Empresas do Grupo ENBR 6. Mercado de Capitais 6.1. Desempenho das Ações Em 31 de março de 2013, as ações da EDP Energias do Brasil estavam cotadas a R$ 12,12, encerrando o 1T13 com valorização de 1,0%, superando o desempenho do Ibovespa e do Índice de Energia Elétrica (IEE), que se desvalorizaram 7,5% e 3,6%, respectivamente, no mesmo período. O valor de mercado da Companhia em 31 de março de 2013 era de R$ 5,8 bilhões em comparação a R$ 5,7 bilhões em 31 de dezembro de 2012, considerando as cotações de fechamento com ajuste de proventos nas respectivas datas. As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões do 1T13, totalizando 132,6 milhões de ações negociadas no período, com uma média diária de 2.247,4 mil ações. O volume financeiro totalizou R$ 1.616,9 milhões no período, com volume médio diário de R$ 27,4 milhões. EDP Energias do Brasil (ENBR3) +1,0% 12,00 12,12 Cotação em 31/12/2012 Cotação em 31/03/2013 Nota: Cotações históricas ajustadas para proventos. 29,1 Volume Médio Diário (R$ milhões) 27,4 20,4 1T12 26 2T12 22,0 23,0 3T12 4T12 1T13 6.2. Capital Social Em 31 de março de 2013, o capital social da Companhia era representado na sua totalidade por 476.415.612 ações ordinárias nominativas. Do total de ações, 232.602.924 encontravam-se em circulação, em conformidade com o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, e 840.675 ações permaneciam em tesouraria. Base acionária* Base acionária* 2,4% 19,2% 97,6% 80,8% Nacional Pessoas Físicas Internacional Pessoas Jurídicas *ações em circulação (31/03/2013) O gráfico abaixo mostra a distribuição geográfica das ações que compunham o free float da EDP Energias do Brasil em 31 de março de 2013: 6,2% 1,7% 19,2% 1,6% 44,5% 26,7% Ásia América Latina América do Norte Europa *América Latina não inclui as ações do Brasil 27 Oceania Brasil 7. Eventos Subsequentes Assembleia Geral Ordinária Foi aprovada em Assembleia Geral Ordinária, realizada em 10 de abril de 2013, a destinação do lucro líquido com distribuição de dividendos no valor de R$ R$ 324,6 milhões, Juros sobre Capital Próprio no valor de R$ 130,4 milhões, e adicionalmente, a distribuição de parcela de lucros retidos, a débito da conta de Reserva de Retenção de Lucros da Companhia, no valor de R$ 45,6 milhões, referentes ao exercício de 2012, a serem pagos até 31 de dezembro de 2013, sem ajuste, aos acionistas titulares de ações ordinárias da Companhia na data-base da Assembleia Geral Ordinária. Na mesma assembleia foi aprovada também a fixação da verba anual de até R$ 860 mil como sendo a remuneração global dos membros do Conselho de Administração e de até R$ 5,6 milhões, como sendo a remuneração global da Diretoria, para o período de abril de 2013 a março de 2014, inclusive. Conclusão do processo da 2ª emissão de debêntures no valor de R$ 500 milhões Em 11 de abril de 2013, a EDP Energias do Brasil concluiu o processo de sua 2ª emissão de debêntures simples, no valor de R$ 500 milhões. Sobre este valor, há incidência de juros de CDI + 0,55%a.a, com pagamento de juros semestrais e principal em duas parcelas iguais, a primeira a vencer em abril de 2015 e a segunda em abril de 2016. Liberação de recursos do BNDES à EDP Escelsa Em 26 de abril de 2013, a EDP Escelsa recebeu nova liberação do BNDES, no valor de R$ 7 milhões. Sobre este valor, há incidência de juros entre TJLP + 1,81%a.a. e TJLP + 3,21%a.a., com pagamento mensal de juros e principal em setenta e duas parcelas, a partir de julho de 2013. Assembleia Geral de Debenturista Em Assembleias Gerais de Debenturistas da EDP Bandeirante e da EDP Escelsa, realizadas em 30 de abril de 2013, foi aprovada a alteração da definição de EBITDA para o cálculo dos índices financeiros presentes nas escrituras de emissão de debêntures em circulação em ambas distribuidoras. O EBITDA Ajustado significará “o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização, ajustado com os ativos e passivos de CVA – Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” – sobrecontratação e neutralidade dos encargos setoriais”. “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.” 28 ANEXOS ANEXO I EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. BALANÇO PATRIMONIAL – ATIVO ATIVO (R$ mil) CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa Títulos a receber Controladora Consolidado 31/03/2013 31/12/2012 31/03/2013 31/12/2012 344.829 402.161 2.886.795 2.278.307 33.149 99.054 936.456 571.375 4.403 3.402 4.585 4.530 Consumidores e concessionárias - - 1.509.490 1.252.551 Impostos e contribuições sociais 68.807 84.084 151.089 166.040 Partes relacionadas 38.157 10.698 730 718 Dividendos a receber 183.043 183.043 - - - - 42.337 40.579 Cauções e depósitos vinculados 222 222 11.193 24.207 Despesas pagas antecipadamente 626 63 4.518 704 - - 4.758 6.150 15.713 19.806 15.713 19.806 709 1.789 205.926 191.647 569.620 396.277 1.911.423 1.849.574 21.186 20.602 20.139 21.324 - - 727.990 690.278 Estoques Rendas a receber Ativos financeiros disponíveis para venda Outros créditos NÃO CIRCULANTE Realizável a Longo Prazo Títulos a receber Ativo financeiro indenizável Consumidores e concessionárias - - 39.799 40.294 Impostos e contribuições sociais - - 65.615 55.512 Imposto de renda e contribuição social diferidos - - 610.560 614.957 Partes relacionadas 172.166 153.771 159.746 136.232 Adiantamentos para futuros aumentos de capital 349.600 195.400 - - Cauções e depósitos vinculados 12.313 12.213 243.295 244.650 Outros Créditos 14.355 14.291 44.279 46.327 4.560.787 4.381.536 8.702.349 8.691.389 Permanente Investimentos 4.553.041 4.374.862 702.227 708.682 Imobilizado 6.078 5.004 4.617.451 4.554.328 Intangível 1.668 1.670 3.378.544 3.424.252 Propriedades para investimentos TOTAL DO ATIVO 29 5.475.236 5.179.974 4.127 13.500.567 4.127 12.819.270 ANEXO II EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. BALANÇO PATRIMONIAL – PASSIVO PASSIVO E PATRIMÔNIO LIQUIDO (R$ mil) CIRCULANTE Controladora 31/03/2013 31/12/2012 167.243 3.380.087 2.611.765 10.523 7.897 1.005.586 912.180 4.802 23.418 265.027 278.260 Dividendos 115.291 113.393 209.526 201.472 Debêntures 468.617 - 905.674 435.535 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 210.804 - 497.454 269.236 11 11 35.516 35.517 13.350 11.364 74.596 65.011 - - 186.666 205.108 Fornecedores Impostos e contribuições sociais Benefícios pós-emprego Obrigações estimadas com pessoal 836.613 Consolidado 31/03/2013 31/12/2012 Encargos regulamentares e setoriais Uso do bem público - - 21.965 21.953 Provisões 6.484 6.429 55.735 53.548 Outras contas a pagar 6.731 4.731 122.342 133.945 113.161 567.028 3.651.704 3.875.119 43.500 43.879 104.704 111.855 NÃO CIRCULANTE Exigível a Longo Prazo Impostos e contribuições sociais Imposto de renda e contribuição social diferidos 516 1.908 379.790 387.253 Debêntures - 460.674 759.595 1.052.633 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas - - 1.417.459 1.331.142 - - 523.856 518.332 2.061 768 - - Benefícios pós-emprego Partes relacionadas Encargos regulamentares e setoriais - - 9.418 17.071 Uso do bem público - - 244.444 242.140 Provisões 34.406 31.569 178.358 180.428 Provisão para passivo a descoberto 32.229 27.781 1.435 1.455 Reserva para reversão e amortização Outras contas a pagar - - 17.248 17.248 449 449 15.397 15.562 - - 1.943.314 1.886.683 Patrimônio Líquido Participações de não controladores 4.525.462 4.445.703 4.525.462 4.445.703 Capital social 3.182.716 3.182.716 3.182.716 3.182.716 144.137 144.540 144.137 144.540 1.194.422 1.194.422 1.194.422 1.194.422 (53.417) (51.721) (53.417) (51.721) Reservas de capital Reservas de lucros Outros resultados abrangentes Ações em tesouraria (6.614) (6.614) (6.614) (6.614) Lucros acumulados 64.218 (17.640) 64.218 (17.640) TOTAL DO PASSIVO 30 5.475.236 5.179.974 13.500.567 12.819.270 ANEXO III EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS TRIMESTRAL Demonstrativo de Resultados (R$ mil) Receita operacional líquida Controladora 1T13 1T12 Consolidado % 1T13 1T12 % 1.511.817 339 - n.d. 1.890.777 - - n.d. (1.150.377) (828.091) 38,9 - - n.d. (1.047.148) (642.861) 62,9 Gastos não gerenciáveis Energia comprada para revenda 25,1 Encargos de uso do sistema - - n.d. (88.762) (169.008) -47,5 Outros - - n.d. (14.467) (16.222) -10,8 - - n.d. - - n.d. 339 - n.d. 740.400 683.726 8,3 Custo da matéria prima consumida Margem Bruta Gastos gerenciáveis (25.429) (23.825) 6,7 (364.450) (348.334) 4,6 Total do PMSO Pessoal (23.859) (22.273) 7,1 (233.824) (203.359) 15,0 (6.950) (10.126) -31,4 (85.483) (83.889) 1,9 5,4 Material (121) (225) -46,2 (6.618) (6.281) (10.181) (5.422) 87,8 (88.575) (87.448) 1,3 Provisões (1.495) (422) 254,3 (30.833) (14.390) 114,3 Outros (5.112) (6.078) -15,9 (22.315) (11.351) 96,6 -31,4 Serviços de terceiros Custo com construção da infraestrutura n.d. (44.243) (64.479) (1.570) (1.552) 1,2 (86.383) (80.496) 7,3 Resultado do serviço (EBIT) (25.090) (23.825) 5,3 375.950 335.392 12,1 EBITDA (23.520) (22.273) 5,6 462.333 415.888 Margem EBITDA n.d. n.d. n.d. Depreciação e amortização Resultado das participações societárias Resultado financeiro líquido Receitas financeiras Despesas financeiras LAIR - 121.368 (6.003) Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido antes de minoritários Reversão dos juros sobre capital próprio Atribuível aos acionistas não controladores Lucro líquido Margem Liquida 31 25,0% 11,2 28,7% -3,7 p.p. 162.005 -25,1 (61.564) (8.315) 640,4 4.308 n.d. (59.479) (39.822) 49,4 -30,9 6.301 7.626 -17,4 36.207 52.402 (12.304) (3.318) 270,8 (95.686) (92.224) 3,8 -36,6 254.907 287.255 -11,3 90.275 IR e Contribuição social Imposto de renda e contribuição social correntes - 142.488 - - n.d. (102.473) (95.003) 7,9 - - n.d. (104.148) (86.374) 20,6 - - n.d. 1.675 90.275 142.488 -36,6 152.434 - - 90.275 142.488 n.d. n.d. (36,6) - (8.629) 192.252 - (62.159) 90.275 (49.764) 142.488 4,8% 9,4% n.d. -20,7 n.d. 24,9 (36,6) ANEXO IV EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. DEMONSTRATIVO POR SEGMENTO DE NEGÓCIO (5) Demonstrativo por Segmento de Negócio (R$ mil) (1) Receita Líquida (2) Geração Distribuição Comercialização Outros e Eliminações Gastos Não Gerenciavéis (2) 1T12 1.846.534 1.447.338 397.248 298.189 1.145.816 1.023.448 521.717 269.900 (218.247) (144.199) (1.150.377) (828.091) Geração Distribuição (88.864) (45.542) (813.725) (688.664) Comercialização (466.235) (239.888) Outros e Eliminações 218.447 146.003 Margem Bruta 696.157 619.247 Geração 308.384 252.647 Distribuição 332.091 334.784 55.482 30.012 200 1.804 (233.824) (203.359) (30.639) (27.465) Comercialização Outros e Eliminações Gastos Gerenciavéis Geração (3) Distribuição (174.322) (149.934) Comercialização (5.082) (3.275) Holding (25.429) (23.825) 1.648 1.140 Outros e Eliminações Depreciação (86.383) (80.496) Geração (34.059) (37.057) Distribuição (46.695) (41.817) (71) (70) Holding (1.570) (1.552) Outros e Eliminações (3.988) 0 Comercialização EBITDA 462.333 415.888 Geração 277.745 225.182 Distribuição 157.769 184.850 Comercialização 50.400 26.737 Holding (23.520) (22.273) Outros e Eliminações Lucro Líquido Geração (4) Distribuição (61) 1.392 90.275 142.488 82.775 101.725 58.385 82.014 Comercialização 32.956 17.661 Atribuível aos acionistas não controladores (62.159) (49.764) Outros e Eliminações (21.682) (9.148) (1) (2) Recei ta Li qui da excl ui recei ta de cons trução Gera ção = Consi dera as el i mi na ções entre a s geradoras do Grupo. (3) Excl ui depreci a ção e amorti zaçã o. (4) Lucro Líqui do cons i dera a cons ol i daçã o da UTE Pecém I em equi val ênci a patri moni al (5) 32 1T13 Qua dro não revi sa do pel os Audi tores Independentes . ANEXO V EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO GERAÇÃO CONSOLIDADO* Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 1T13 1T12 % Receita operacional líquida 397.248 298.189 33,2 Gastos não gerenciáveis (88.864) (45.542) 95,1 Energia comprada para revenda (55.255) (8.650) 538,8 Encargos de uso do sistema (21.816) (23.311) -6,4 Outros (11.793) (13.581) -13,2 Margem Bruta 308.384 252.647 22,1 Gastos gerenciáveis (64.698) (64.522) 0,3 Total do PMSO (30.639) (27.465) 11,6 Pessoal (11.962) (10.698) 11,8 Material (764) (904) -15,5 Serviços de terceiros (12.704) (12.553) 1,2 Provisões (533) (269) 98,1 Outros (4.676) (3.041) 53,8 Depreciação e amortização (34.059) (37.057) -8,1 Resultado do serviço (EBIT) 243.686 188.125 29,5 EBITDA 277.745 225.182 23,3 Margem EBITDA 69,9% 75,5% -7,4 p.p. Resultado das participações societárias (62.238) (5.719) 988,3 Resultado financeiro líquido (30.037) (24.804) 21,1 Receitas financeiras 4.192 9.650 -56,6 Despesas financeiras (34.229) (34.454) -0,7 LAIR 151.411 157.602 -3,9 IR e Contribuição social (57.094) (44.166) 29,3 Imposto de renda e contribuição social correntes (62.241) (43.955) 41,6 Imposto de renda e contribuição social diferidos 5.147 (211) n.d. Lucro líquido antes de minoritários 94.317 113.436 -16,9 Reversão dos juros sobre capital próprio n.d. Atribuível aos acionistas não controladores (11.542) (11.711) -1,4 Lucro líquido 82.775 101.725 (18,6) * Incl ui Enerpei xe, Energes t Cons ol i da do, Lajea do Tota l , Terra Verde, Enercouto, Omega , Enernova e cons ol i da çã o da UTE Pecém I em equi val ênci a pa tri moni a l . 33 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO ENERPEIXE * Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 1T13 1T12 % Receita operacional líquida 122.402 104.305 17,4 Gastos não gerenciáveis (10.781) (12.593) -14,4 Energia comprada para revenda 919 n.d. Encargos de uso do sistema (7.680) (8.117) -5,4 Outros (4.020) (4.476) -10,2 Margem Bruta 111.621 91.712 21,7 Gastos gerenciáveis (17.435) (17.878) -2,5 Total do PMSO (5.087) (5.552) -8,4 Pessoal (2.186) (1.218) 79,5 Material (289) (137) 110,9 Serviços de terceiros (2.003) (3.554) -43,6 Provisões n.d. Outros (609) (643) -5,3 Depreciação e amortização (12.348) (12.326) 0,2 Resultado do serviço (EBIT) 94.186 73.834 27,6 EBITDA 106.534 86.160 23,6 Margem EBITDA 87,0% 82,6% 4,4 p.p. Resultado das participações societárias n.d. Resultado financeiro líquido (12.307) (10.163) 21,1 Receitas financeiras 2.362 4.624 -48,9 Despesas financeiras (14.669) (14.787) -0,8 LAIR 81.879 63.671 28,6 IR e Contribuição social (12.951) (9.423) 37,4 Imposto de renda e contribuição social correntes (14.134) (9.628) 46,8 Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.183 205 477,1 Lucro líquido antes de minoritários 68.928 54.248 27,1 Atribuível aos acionistas não controladores n.d. Lucro líquido 68.928 54.248 27,1 * Consolida 100% do empreendimento. A EDP Energias do Brasil detém 60% da Enerpeixe. Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil) ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Outros Não Circulante Ativo Permanente PASSIVO Circulante Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo Outros Não Circulante Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo Outros Patrimônio Líquido PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 34 ENERPEIXE 31/3/2013 31/12/2012 2.027.153 2.006.403 218.782 187.783 126.007 118.623 92.775 69.160 78.821 76.955 1.729.550 1.741.665 649.096 697.274 234.401 256.334 115.604 115.219 118.797 141.115 414.695 440.940 208.732 237.195 205.963 203.745 1.378.057 1.309.129 2.027.153 2.006.403 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO ENERGEST CONSOLIDADO* Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 1T13 Receita operacional líquida 108.666 Gastos não gerenciáveis (40.560) Energia comprada para revenda (35.965) Encargos de uso do sistema (2.532) Outros (2.063) Margem Bruta 68.106 Gastos gerenciáveis (21.219) Total do PMSO (16.257) Pessoal (6.621) Material (253) Serviços de terceiros (6.223) Provisões (43) Outros (3.117) Depreciação e amortização (4.962) Resultado do serviço (EBIT) 46.887 EBITDA 51.849 Margem EBITDA 47,7% Resultado das participações societárias Resultado financeiro líquido (4.521) Receitas financeiras 511 Despesas financeiras (5.032) LAIR 42.366 IR e Contribuição social (13.824) Imposto de renda e contribuição social correntes (11.971) Imposto de renda e contribuição social diferidos (1.853) Lucro líquido antes de minoritários 28.542 Reversão dos juros sobre capital próprio Atribuível aos acionistas não controladores (952) Lucro líquido 27.590 1T12 % 73.312 48,2 (10.362) 291,4 (5.103) 604,8 (3.333) -24,0 (1.926) 7,1 62.950 8,2 (18.026) 17,7 (14.060) 15,6 (5.935) 11,6 (419) -39,6 (5.466) 13,8 (161) -73,3 (2.079) 49,9 (3.966) 25,1 44.924 4,4 48.890 6,1 66,7% -19,0 p.p. n.d. (2.707) 67,0 2.966 -82,8 (5.673) -11,3 42.217 0,4 (8.556) 61,6 (8.770) 36,5 214 n.d. 33.661 -15,2 n.d. (2.163) -56,0 31.498 (12,4) * Energes t Cons ol ida do i ncl ui Ca s tel o Energéti ca S.A, Pa ntana l Ltda , Sa nta Fé S.A, Cos ta Ri ca Ltda e Energes t S.A. com a s devida s el imina ções i ntra grupo Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil) ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Outros Não Circulante Ativo Permanente PASSIVO Circulante Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo Outros Não Circulante Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo Outros Patrimônio Líquido PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 35 ENERGEST CONSOLIDADO 31/3/2013 31/12/2012 878.783 849.710 136.292 107.980 56.802 44.195 79.490 63.785 15.673 15.620 726.818 726.110 344.723 341.672 137.152 117.646 30.809 19.434 106.343 98.212 207.571 224.026 195.911 207.644 11.660 16.382 534.060 508.038 878.783 849.710 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO LAJEADO CONSOLIDADO* Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 1T13 Receita operacional líquida 166.180 Gastos não gerenciáveis (37.523) Energia comprada para revenda (20.209) Encargos de uso do sistema (11.604) Outros (5.710) Margem Bruta 128.657 Gastos gerenciáveis (23.876) Total do PMSO (7.134) Pessoal (2.572) Material (154) Serviços de terceiros (3.156) Provisões (490) Outros (762) Depreciação e amortização (16.742) Resultado do serviço (EBIT) 104.781 EBITDA 121.523 Margem EBITDA 73.1% Resultado das participações societárias Resultado financeiro líquido (7.697) Receitas financeiras 641 Despesas financeiras (8.338) LAIR 97.084 IR e Contribuição social (35.040) Imposto de renda e contribuição social correntes (36.136) Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.096 Lucro líquido antes de minoritários 62.044 Reversão dos juros sobre capital próprio Atribuível aos acionistas não controladores (10.590) Lucro líquido 51.454 1T12 120.572 (22.587) (3.547) (11.861) (7.179) 97.985 (22.226) (5.953) (2.900) (188) (2.703) (108) (54) (16.273) 75.759 92.032 76.3% (2.175) 1.979 (4.154) 73.584 (27.557) (25.557) (2.000) 46.027 (11.751) 34.277 % 37.8 66.1 469.7 -2.2 -20.5 31.3 7.4 19.8 -11.3 -18.1 16.8 353.7 1.311.1 2.9 38.3 32.0 -3.2 p.p. n.d. 253.9 -67.6 100.7 31.9 27.2 41.4 n.d. 34.8 n.d. -9.9 50.1 * Cons i dera 100% da La jea do Energi a e 100% da Inves tco com a s res pecti vas el i mi na ções i ntra -grupo, a s pa rti ci pações dos mi nori tá ri os na Inves tco e pa rtes benefi ci á ri as na La jea do Energi a. Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil) ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Outros Não Circulante Ativo Permanente PASSIVO Circulante Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo Outros Não Circulante Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo Outros Patrimônio Líquido PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 36 LAJEADO CONSOLIDADO 31/3/2013 31/12/2012 2.224.577 2.166.015 225.753 148.638 100.088 83.440 125.665 65.198 126.092 128.565 1.872.732 1.888.812 367.458 365.224 217.452 214.740 14.478 11.118 202.974 203.622 150.006 150.484 70.500 67.274 79.506 83.210 1.857.119 1.800.791 2.224.577 2.166.015 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO INVESTCO Demonstrativo de Resultados (R$ mil) Receita operacional líquida Gastos não gerenciáveis Energia comprada para revenda Encargos de uso do sistema Outros Margem Bruta Gastos gerenciáveis Total do PMSO Pessoal Material Serviços de terceiros Provisões Outros Depreciação e amortização Resultado do serviço (EBIT) EBITDA Margem EBITDA Resultado das participações societárias Resultado financeiro líquido Receitas financeiras Despesas financeiras LAIR IR e Contribuição social Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido antes de minoritários Reversão dos juros sobre capital próprio Atribuível aos acionistas não controladores Lucro líquido Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil) ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Outros Não Circulante Ativo Permanente PASSIVO Circulante Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo Outros Não Circulante Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo Outros Patrimônio Líquido PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 37 1T13 49.128 (445) (13) (354) (78) 48.683 (15.024) (5.757) (2.227) (154) (2.322) (503) (551) (9.267) 33.659 42.926 87,4% (7.087) 73 (7.160) 26.572 (8.524) (11.266) 2.742 18.048 18.048 1T12 63.590 (442) (1) (343) (98) 63.148 (14.056) (5.256) (2.810) (188) (2.212) (90) 44 (8.800) 49.092 57.892 91,0% (4.519) 57 (4.576) 44.573 (15.157) (15.219) 62 29.416 29.416 % -22,7 0,7 1.200,0 3,2 -20,4 -22,9 6,9 9,5 -20,7 -18,1 5,0 458,9 n.d. 5,3 -31,4 -25,9 -3,7 p.p. n.d. 56,8 28,1 56,5 -40,4 -43,8 -26,0 4.322,6 -38,6 n.d. n.d. (38,6) INVESTCO 31/3/2013 31/12/2012 1.355.065 1.347.727 49.612 33.636 26.334 6.023 23.278 27.613 1.029 1.117 1.304.424 1.312.974 227.746 238.456 85.143 95.746 15.353 11.868 69.790 83.878 142.603 142.710 75.819 73.624 66.784 69.086 1.127.319 1.109.271 1.355.065 1.347.727 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO LAJEADO ENERGIA Demonstrativo de Resultados (R$ mil) Receita operacional líquida Gastos não gerenciáveis Energia comprada para revenda Encargos de uso do sistema Outros Margem Bruta Gastos gerenciáveis Total do PMSO Pessoal Material Serviços de terceiros Provisões Outros Depreciação e amortização Resultado do serviço (EBIT) EBITDA Margem EBITDA Resultado das participações societárias Resultado financeiro líquido Receitas financeiras Despesas financeiras LAIR IR e Contribuição social Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido antes de minoritários Reversão dos juros sobre capital próprio Atribuível aos acionistas não controladores Lucro líquido 38 1T13 152.079 (37.078) (20.196) (11.250) (5.632) 115.001 (43.879) (36.404) (345) (834) 13 (35.238) (7.475) 71.122 78.597 51,7% 13.175 (610) 766 (1.376) 83.687 (26.516) (24.870) (1.646) 57.171 (5.717) 51.454 1T12 % 102.253 48,7 (22.145) 67,4 (3.546) 469,5 (11.518) -2,3 (7.081) -20,5 80.108 43,6 (53.441) -17,9 (45.968) -20,8 (90) 283,3 n.d. (491) 69,9 (18) n.d. (45.369) -22,3 (7.473) 0,0 26.667 166,7 34.140 130,2 33,4% 18,3 p.p. 21.474 -38,6 2.344 n.d. 3.198 -76,0 (854) 61,1 50.485 65,8 (12.400) 113,8 (10.338) 140,6 (2.062) -20,2 38.085 50,1 n.d. (3.809) 50,1 34.277 50,1 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO PECÉM Demonstrativo de Resultados (R$ mil) Receita operacional líquida Gastos não gerenciáveis Energia comprada para revenda Encargos de uso do sistema Outros Custo da matéria prima consumida Margem Bruta Gastos gerenciáveis Total do PMSO Pessoal Material Serviços de terceiros Provisões Outros Depreciação e amortização Resultado do serviço (EBIT) EBITDA Margem EBITDA Resultado das participações societárias Resultado financeiro líquido Receitas financeiras Despesas financeiras LAIR IR e Contribuição social Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido antes de minoritários Atribuível aos acionistas não controladores Participações dos acionistas não controladores Lucro líquido Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil) ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Outros Não Circulante Ativo Permanente PASSIVO Circulante Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo Outros Não Circulante Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo Outros Patrimônio Líquido PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 39 1T13 103.769 (140.381) (104.701) (7.651) (28.029) (36.612) (43.110) (35.106) (1.805) (319) (1.774) (31.208) (8.004) (79.722) (71.718) -69,1% (14.357) 4.620 (18.977) (94.079) 31.987 31.987 (62.092) (62.092) 1T12 (1.679) (1.641) (504) (12) (595) (530) (38) (1.679) (1.641) n.d (5.172) 8.654 (13.826) (6.851) 601 601 (6.250) (6.250) % n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 2.467,6 2.039,3 258,1 2.558,3 198,2 n.d. 5.788,3 20.963,2 4.648,2 4.270,4 n.d. n.d. 177,6 -46,6 37,3 1.273,2 5.222,3 n.d. 5.222,3 893,5 n.d. n.d. 893,5 PECÉM 31/3/2013 31/12/2012 2.082.416 2.079.137 215.286 221.032 9.064 363 206.222 220.669 184.566 152.213 1.682.564 1.705.892 1.477.070 1.467.704 236.774 235.704 99.530 95.970 137.244 139.734 1.240.296 1.232.000 1.081.589 1.096.312 158.707 135.688 605.346 611.433 2.082.416 2.079.137 ANEXO VI EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS EDP BANDEIRANTE EDP BANDEIRANTE Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 1T13 Receita operacional líquida 656.807 643.677 2,0 (474.401) (425.961) 11,4 (431.240) (325.846) 32,3 (41.574) (98.542) -57,8 Gastos não gerenciáveis Energia comprada para revenda Encargos de uso do sistema Outros (1.587) Margem Bruta Gastos gerenciáveis % (1.573) 0,9 182.406 217.716 (135.276) (128.905) 4,9 (99.655) (75.106) 32,7 (34.301) (32.004) 7,2 11,1 Total do PMSO Pessoal Material -16,2 (2.938) (2.645) Serviços de terceiros (32.439) (35.358) -8,3 Provisões (19.989) (5.235) 281,8 Outros (9.988) 136 Custo com construção da infraestrutura (13.673) (35.653) Depreciação e amortização n.d. -61,6 (21.948) (18.146) 21,0 Resultado do serviço (EBIT) 47.130 88.811 -46,9 EBITDA 69.078 106.957 -35,4 Margem EBITDA Resultado das participações societárias Resultado financeiro líquido Receitas financeiras Despesas financeiras LAIR IR e Contribuição social Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido antes de minoritários Reversão dos juros sobre capital próprio Participações de minoritários Lucro líquido Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil) ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Outros Não Circulante Ativo Permanente PASSIVO Circulante Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo Outros Não Circulante Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo Outros Patrimônio Líquido PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 40 1T12 10,7% (5.767) 17,6% -6,9 p.p. - n.d. (5.178) 11,4 15.152 21.260 -28,7 (20.919) (26.438) -20,9 41.363 83.633 -50,5 (14.337) (28.529) -49,7 (13.194) (23.905) -44,8 (1.143) (4.624) -75,3 27.026 55.104 -51,0 - - n.d. 27.026 55.104 n.d. (51,0) BANDEIRANTE 31/3/2013 31/12/2012 2.482.832 2.445.523 879.405 829.707 187.954 111.544 691.451 718.163 615.035 608.895 988.392 1.006.921 1.676.517 1.666.234 766.470 824.281 76.872 76.584 689.598 747.697 910.047 841.953 549.882 559.624 360.165 282.329 806.315 779.289 2.482.832 2.445.523 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS EDP ESCELSA EDP ESCELSA Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 1T13 Receita operacional líquida 533.252 444.250 20,0 (339.324) (262.703) 29,2 (310.945) (211.102) 47,3 (27.292) (50.542) -46,0 (1.087) (1.059) 2,6 Gastos não gerenciáveis Energia comprada para revenda Encargos de uso do sistema Outros Margem Bruta Gastos gerenciáveis Total do PMSO Pessoal 181.547 (129.984) (127.325) 2,1 (74.667) (74.828) -0,2 (30.166) (29.039) 3,9 (2.784) (2.493) 11,7 6,8 (32.006) (33.067) -3,2 Provisões (8.042) (8.441) -4,7 Outros (1.669) (1.788) -6,7 Custo com construção da infraestrutura (30.570) (28.826) 6,1 Depreciação e amortização (24.747) (23.671) 4,5 Resultado do serviço (EBIT) 63.944 54.222 17,9 EBITDA 88.691 77.893 Margem EBITDA 17,6% Resultado das participações societárias Resultado financeiro líquido Receitas financeiras Despesas financeiras (17.214) IR e Contribuição social Imposto de renda e contribuição social correntes 18,8% - 13,9 -1,1 p.p. n.d. (14.281) 20,5 -20,8 12.245 15.461 (29.459) (29.742) -1,0 46.730 39.941 17,0 (15.371) (13.031) 18,0 (11.422) (9.161) 24,7 LAIR Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido antes de minoritários Reversão dos juros sobre capital próprio Participações de minoritários Lucro líquido Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil) ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Outros Não Circulante Ativo Permanente PASSIVO Circulante Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo Outros Não Circulante Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo Outros Patrimônio Líquido PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 41 % 193.928 Material Serviços de terceiros 1T12 (3.949) (3.870) 2,0 31.359 26.910 16,5 - - n.d. 31.359 26.910 n.d. 16,5 ESCELSA 31/3/2013 31/12/2012 2.554.038 2.417.308 796.240 665.561 178.392 85.502 617.848 580.059 856.921 832.464 900.877 919.283 1.908.214 1.802.843 830.030 772.152 85.921 85.485 744.109 686.667 1.078.184 1.030.691 624.673 573.426 453.511 457.265 645.824 614.465 2.554.038 2.417.308 ANEXO VII EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO DADOS OPERACIONAIS DA DISTRIBUIÇÃO TRIMESTRAL 1T13 Variação 1T13/1T12 Clientes Volume unid. MWh Consumo * Médio KWh Clientes Volume Consumo Médio % % % EDP BANDEIRANTE Residencial 1,475,230 859,828 194 3.2% 1.9% -1.3% Industrial 11,776 624,873 17,688 3.9% -12.9% -16.2% Comercial 111,016 526,133 1,580 12.7% 4.3% -7.5% 8,062 20,737 857 -0.1% -4.1% -3.9% 12,270 228,074 6,196 3.0% 1.0% -1.9% 1,618,354 2,259,644 465 3.8% -2.3% -5.9% 2 10,624 0 0.0% 1.7% - Energia em Trânsito (USD) 154 1,416,708 0 57.1% 5.8% - Consumo Próprio 169 1,489 0 0.6% -3.4% - 1,618,679 3,688,465 760 3.8% 0.7% -3.0% Rural Outros Energia Vendida Clientes Finais Suprimento Total Energia Distribuída EDP ESCELSA Residencial 1,046,155 568,457 181 3.8% 8.8% 4.8% Industrial 11,583 260,675 7,502 0.1% -1.3% -1.4% Comercial 114,250 367,228 1,071 2.2% 5.5% 3.2% Rural 161,701 190,572 393 3.1% 31.6% 27.7% 11,499 171,176 4,962 0.8% 2.0% 1.2% 1,345,188 1,558,108 386 3.5% 7.6% 4.0% 1 138,832 0 0.0% 9.8% - 72 988,729 0 18.0% 2.6% - Outros Energia Vendida Clientes Finais Suprimento Energia em Trânsito (USD) Consumo Próprio Total Energia Distribuída 176 2,272 0 2.9% -4.1% - 1,345,437 2,687,941 666 3.5% 5.8% 2.2% DISTRIBUIÇÃO Residencial 2,521,385 1,428,284 189 3.5% 4.5% 1.0% Industrial 23,359 885,549 12,637 2.0% -9.8% -11.5% Comercial 225,266 893,361 1,322 7.1% 4.8% -2.2% Rural 169,763 211,309 415 3.0% 27.0% 23.3% 23,769 399,249 5,599 1.9% 1.4% -0.5% 2,963,542 3,817,752 429 3.7% 1.5% -2.1% - Outros Energia Vendida Clientes Finais Suprimento 3 149,457 16,606,299 0.0% 9.2% Energia em Trânsito (USD) 226 2,405,437 3,547,842 42.1% 4.5% - Consumo Próprio 345 3,760 3,633 1.8% -3.8% - 2,964,116 6,376,407 717 3.7% 2.8% -0.9% Total Energia Distribuída Notas: *Cons umo médi o mens a l por cl iente Outros = Poder públi co + Ilumi na çã o pública + Servi ço público Da dos em R$ referem-s e à Receita s em ICMS e s em RTE. 42 ANEXO IX EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - COMERCIALIZAÇÃO DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS EDP COMERCIALIZADORA Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 1T13 Receita operacional líquida Gastos não gerenciáveis Energia comprada para revenda Encargos de uso do sistema Outros % 269.900 93.3 (466.235) (239.888) 94.4 (462.647) (236.043) 96.0 (3.588) (3.845) -6.7 - - n.d. Margem Bruta 55.482 30.012 84.9 Gastos gerenciáveis (5.153) (3.345) 54.1 Total do PMSO Pessoal (5.082) (3.275) 55.2 (2.104) (1.835) 14.7 (11) (14) -21.4 (1.334) (895) 49.1 Material Serviços de terceiros Provisões (774) Outros (859) (508) 69.1 (71) (70) 1.4 Depreciação e amortização (23) 3.265.2 Resultado do serviço (EBIT) 50.329 26.667 88.7 EBITDA 50.400 26.737 88.5 Margem EBITDA Resultado das participações societárias Resultado financeiro líquido Receitas financeiras Despesas financeiras LAIR IR e Contribuição social Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido antes de minoritários Reversão dos juros sobre capital próprio Participações de minoritários Lucro líquido Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil) ATIVO Circulante Caixa e equivalentes de caixa Outros Não Circulante Ativo Permanente PASSIVO Circulante Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo Outros Não Circulante Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo Outros Patrimônio Líquido PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 43 521.717 1T12 9.7% - 9.9% -0.2 p.p. - n.d. (345) 156 n.d. 351 658 -46.7 (502) 38.6 (696) 49.984 26.823 86.3 (17.028) (9.162) 85.9 (17.291) (9.238) 87.2 263 76 246.1 32.956 17.661 86.6 - - n.d. 32.956 17.661 n.d. 86.6 EDP COMERCIALIZADORA 31/3/2013 31/12/2012 408.136 202.077 398.280 192.474 13.712 18.694 384.568 173.780 7.900 7.599 1.956 2.004 314.452 141.281 314.322 141.033 3 1 314.319 141.032 130 248 130 248 93.684 60.796 408.136 202.077