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
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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

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