Indicadores 3T14 3T13 Var. 2T14 Var. 9M14 9M13 Var.
Econômico- Financeiro (R$ mil)
Receita Operacional Líquida 1.981.135 1.648.482 20,2% 1.767.551 12,1% 5.849.584 5.070.705 15,4% Gastos Não-Gerenciáveis -1.423.118 -823.900 72,7% -1.493.445 -4,7% -4.381.805 -2.965.801 47,7%
Margem Bruta 558.017 824.582 -32,3% 274.106 103,6% 1.467.779 2.104.904 -30,3%
Gastos Gerenciáveis(1) -220.069 -207.826 5,9% -243.474 -9,6% -707.637 -711.461 -0,5%
Valor justo do ativo financeiro indenizável -20.149 14.850 n.d. -8.528 136,3% -13.838 27.428 n.d. Ganho na alienação de investimento -17 - n.d. 408.011 -100,0% 408.011 - n.d.
EBITDA(2) 317.782 631.606 -49,7% 430.115 -26,1% 1.154.298 1.420.871 -18,8%
EBITDA ajustado de Ativos/Passivos Regulatorios 256.117 404.520 -36,7% 751.514 -65,9% 1.423.534 1.232.055 15,5%
Depreciação -84.439 -146.160 -42,2% -86.877 -2,8% -255.949 -317.317 -19,3%
Resultado das participações societárias 49.146 -22.455 n.d. -21.085 -333,1% 14.092 -128.799 n.d.
Resultado financeiro líquido -74.451 -71.973 3,4% -48.824 52,5% -210.522 -208.625 0,9%
IR e Contribuição social -54.975 -153.532 -64,2% -64.634 -14,9% -203.747 -314.746 -35,3% Participações de minoritários -10.055 -38.094 -73,6% -25.073 -59,9% -71.957 -117.111 -38,6% Lucro Líquido 143.008 199.392 -28,3% 183.622 -22,1% 426.215 334.273 27,5% Capex 117.926 111.270 6,0% 87.254 35,2% 290.574 244.369 18,9% Dívida Líquida 2.007.781 2.453.256 -18,2% 2.031.266 -1,2% 2.007.781 2.453.256 -18,2% Evolução do Mercado (GWh)
Total Energia Distribuída 6.471 6.373 1,5% 6.479 -0,1% 19.677 19.227 2,3%
Total Energia Vendida- Geração 2.006 1.914 4,8% 1.912 4,9% 6.136 6.240 -1,7%
Total Energia Comercializada 3.360 3.278 2,5% 2.872 17,0% 9.690 9.319 4,0%
(1) Exclui depreciação, amortização e valor justo do ativo indenizavel.
(2) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização.
Principais Indicadores
Receita líquida consolidada: aumenta 20,2% com crescimento nos três segmentos de negócio: (i) +13,6% na distribuição (ii) +12,3% na geração (iii) e na comercializadora, +55,8%;
Gastos Não Gerenciáveis: aumento de 72,7% em consequência dos custos da energia comprada pelas distribuidoras, atenuado parcialmente pelos aportes da Conta-ACR, assim como o aumento nos custos das geradoras devido ao GSF médio de 84,5%;
Margem Bruta: redução de 32,3% devido ao aumento dos Gastos Não-Gerenciáveis;
Gastos Gerenciáveis: Aumento de 5,9%. Excluindo os efeitos da venda de Imóveis ocorrida no 3T13 no valor de R$ 52,6 milhões, os gastos gerenciáveis reduziriam 15,5% frente à inflação de 6,8% (IPCA) do período;
EBITDA: queda de 49,7% decorrente dos efeitos mencionados acima;
Lucro Líquido: queda de 28,3%, reflexo da queda do EBITDA, minimizado pelo resultado de Equivalência Patrimonial que aumentou R$ 71,6 milhões;
Dívida Líquida/EBITDA: 1,4x em 30 de setembro de 2014; EDP ESCELSA: Reajuste tarifário anual em 26,54%;
Aprovação do pleito da UTE Pecém I para suspensão do cálculo dos custos por indisponibilidade em base horária e recalculo das penalidades desde o inicio da operação (R$ 118,5 milhões + R$ 7,5 milhões de atualização monetária – referente a 50% da Usina);
UHE Santo Antônio do Jari: entrada em Operação da UG I com 3,5 meses de antecipação; UHE São Manoel: Inicio da Construção em Agosto de 2014;
Evento subsequente: Reajuste tarifário anual da EDP Bandeirante em 22,34%. 476.415.612
840.675
(49%)
R$ 4.764 milhões
Português/Inglês: 15h Dados para conexão: Brasil: +55 (11) 3193-1001 +55 (11) 2820-4001 EUA: +1 (786) 924-6977 Outros: +1 (888) 700-0802
2.1. Receita Operacional Líquida 4
2.1.1. Deduções da Receita Operacional 5
2.2. Gastos Operacionais 6
2.2.1. Gastos Não Gerenciáveis 6
2.2.2. Gastos Gerenciáveis 8 2.3. EBITDA 9 2.4. Resultado Financeiro 11 2.5. Equivalência Patrimonial 11 2.6. Lucro Líquido 11 5.1. Geração 17 5.2. Distribuição 22 5.3. Comercialização 26
6.1. Desempenho das Ações 27
3 1ª Emissão de debêntures simples da Empresa de Energia São Manoel S.A.
Em 18 de julho, São Manoel realizou a 1ª emissão de debêntures no valor de R$ 532 milhões, realizada com o Banco do Brasil, ao custo de CDI + 1,33% a.a. e prazo de 18 meses para vencimento (empréstimo-ponte). O pagamento de juros e principal ocorrerá em janeiro de 2016. Os recursos serão utilizados para os investimentos iniciais da construção do empreendimento. Os financiamentos adicionais (curto e longo prazo) estão em estudo.
Reajuste tarifário anual da EDP Escelsa
Em 05 de agosto, a ANEEL aprovou o reajuste tarifário anual de 2014 da companhia com reposicionamento tarifário de 26,54%, sendo 19,61% relativo ao reposicionamento econômico e 6,93% referente aos componentes financeiros. O efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos será de 23,58%. Adicionalmente, a ANEEL julgou o pedido de reconsideração interposto pela companhia após o resultado da 6ª Revisão Tarifária em 2013, acatando-o parcialmente, em virtude da retificação do valor da Base de Remuneração considerada no processo de Revisão Tarifária e da alteração da trajetória de perdas não técnicas. A velocidade da trajetória das perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão foi reduzida de 1,56% a.a. para 1,40% a.a. até a próxima revisão tarifária, a realizar-se em 2016. Os efeitos da decisão serão retroativos a agosto de 2013.
Liquidação antecipada de empréstimos da EDP Bandeirante e EDP Escelsa com o Banco Europeu de Investimento (BEI) e Swap junto ao Banco Goldman Sachs
Em 14 de agosto, os Conselhos de Administração da EDP Bandeirante e EDP Escelsa deliberaram pela liquidação antecipada dos empréstimos com o Banco Europeu de Investimento e, consequentemente seus respectivos mecanismos de proteção contratados junto ao Banco Goldman Sachs. Em 15/08/2014, as Companhias liquidaram antecipadamente os referidos empréstimos através do pagamento de principal no valor de R$ 89,5 milhões e juros de R$ 722 mil. As liquidações dos swaps resultaram em um ganho financeiro para as Companhias de R$ 18,9milhões (R$ 16,0 milhões líquidos de Imposto de Renda). O pré-pagamento faz parte da estratégia da Companhia em reestruturar o endividamento das distribuidoras.
3ª Emissão de debêntures simples da EDP Escelsa
Em 27 de agosto, a Companhia realizou a 3ª emissão de debêntures no valor de R$ 176,8 milhões, realizada com o Banco Citibank, ao custo de CDI + 1,50% a.a. e prazo de seis anos para vencimento. Os pagamentos de juros serão semestrais a partir de fevereiro de 2015 até o vencimento em agosto de 2020. As amortizações serão cinco parcelas a partir de agosto de 2018 até o vencimento em agosto de 2020.Os recursos serão destinados para o capital de giro da companhia e para o refinanciamento e alongamento do prazo médio da dívida.
Desligamento intempestivo da UG I da UTE Pecém I
Em 25 de agosto, houve o desligamento intempestivo da UG I da UTE Pecém I ocasionando a indisponibilidade não programada de 360 MW de geração a partir dessa data. A equipe de operações da companhia diagnosticou uma falha na proteção do gerador e de seu transformador que acarretou a queima do estator. Portanto, a unidade geradora 01 encontra-se fora de operação e a expectativa da companhia é que a mesma esteja disponível para operação comercial até o final de 2014. Os custos para reparo e substituição de peças serão cobertos pelo seguro vigente. A UTE Pecém I possui seguro com cobertura de dano patrimonial e lucro cessante. A usina acionou a apólice vigente para ressarcimento dos custos pela substituição de equipamentos e pela “interrupção de negócios” após o 60º dia. A paralisação da UG I impactará o cálculo do ressarcimento por indisponibilidade a partir de 2016, de acordo com a regra da média móvel de 60 meses.
Entrada em operação comercial antecipada da UG I da UHE Santo Antônio do Jari
Em 17 de setembro, a UHE Santo Antônio do Jari recebeu a Declaração Comercial de Operação (DCO) da ANEEL para iniciar a operação comercial da UG I com capacidade instalada de 123,33 MW e garantia física de 104 MW médios, com antecipação de três meses e meio em relação ao início do contrato CCEAR1 previsto para 01/01/2015. A UG I começou a fornecer energia ao SIN2 em 26/08/2014, em caráter de teste, sendo remunerada ao PLD3 sobre a energia gerada até 16/09/2014. Durante este período foram injetados 52.552 MWh no SIN, ratificando o sucesso dos testes realizados. A partir da data de DCO, a energia da antecipação está sendo liquidada no mercado de curto prazo e comercializada em contratos bilaterais. As unidades geradoras UG II, UG III, ambas com capacidade instalada de 123,33 MW, e a UG IV, com capacidade instalada de 3,4MW, estão em fase avançada de comissionamento para obtenção gradativa da operação em teste e comercial.
1) Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado. 2) Sistema Interligado Nacional.
4 ANEEL aprova o pleito da UTE Pecém I para suspensão do cálculo dos custos por indisponibilidade em base horária e determina a mensuração com base na média móvel de 60 meses
Em 30 de setembro, a ANEEL aprovou pleito da UTE Pecém I determinando que a CCEE4 recalcule os ressarcimentos devidos pela companhia desde o início da operação comercial de suas unidades geradoras, bem como a realização do encontro de contas entre os valores de ressarcimento pagos e os valores determinados pela sentença judicial proferida pelo Juiz Federal da 15ª Vara Federal do Distrito Federal em 07/08/2014, creditando o saldo resultante na apuração da receita de venda da usina. Conjuntamente, a sentença judicial suspendeu o cálculo dos custos por indisponibilidade em base horária e determinou a mensuração com base na média móvel de 60 meses. A provisão referente aos valores recalculados já foram contabilizados no 3T14 da Companhia.
2.1. Receita Operacional Líquida
*Não considera as eliminações intragrupo de R$ 289,4 milhões no 3T14 e de R$ 170,2 milhões no 3T13 e exclui receita de construção de R$ 96,4 milhões no 3T14 e de R$ 91,7 milhões no 3T13.
No 3T14, a receita operacional líquida consolidada5, excluindo a receita de construção, atingiu R$ 1.981,1 milhões, 20,2% acima do 3T13. Nos 9M14, a receita alcançou R$ 5.849,6 milhões, 15,4% superior ao mesmo período de 2013.
Na Comercialização
O volume de energia comercializada no 3T14 totalizou 3.360 GWh, 2,5% acima dos 3.278 GWh comercializados no 3T13. Nos 9M14, o volume alcançou 9.690 GWh, 4,0% superior aos 9.319 GWh comercializados nos 9M13;
O preço médio de venda de energia comercializada aumentou 49,8% em relação ao 3T13, devido ao aumento dos preços no mercado livre de energia e dos reajustes anuais dos contratos de longo prazo firmados em exercícios anteriores.
Na Geração
O volume de energia vendida no 3T14 totalizou 2.006 GWh, 4,8% acima dos 1.915 GWh vendidos no 3T13. Esse aumento deve-se à estratégia de sazonalização adotada para o ano de 2013, onde houve maior alocação de energia assegurada no 1S13 em relação ao 2S13. Nos 9M14, o volume alcançou 6.136 GWh, 1,7% inferior aos 6.241 GWh vendidos nos 9M13;
O preço médio de venda de energia no 3T14 atingiu R$ 172,9/MWh, 8,6% superior ao 3T13 (R$ 159,2/MWh) decorrente dos reajustes anuais dos contratos em vigor e da negociação de contratos de curta duração;
A receita de energia de curto prazo atingiu R$ 1,8 milhão no 3T14, redução de R$ 3,0 milhões em relação ao 3T13, resultante da redução de energia disponível para liquidação na CCEE. Nos 9M14, a receita alcançou R$ 39,7 milhões, 22,0% superior ao 9M13.
Na Distribuição6
O volume de energia distribuída pelas concessionárias no 3T14 (cativo + USD) atingiu 6.471 GWh, 1,5% acima dos 6.373 GWh distribuídos no 3T13. Nos 9M14, o volume distribuído alcançou 19.677 GWh, 2,3% superior aos 19.227 GWh dos 9M13. Na
4) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. 5) Considera eliminações intragrupo.
5 EDP Bandeirante a energia distribuída no 3T14 foi 0,8% inferior ao 3T13, enquanto a EDP Escelsa registrou aumento de 5,1% no 3T14 em relação ao 3T13;
A receita de venda de energia no mercado cativo atingiu R$ 839,9 milhões no 3T14, aumento de 16,1% em relação ao 3T13 (R$ 723,7 milhões), reflexo do aumento das tarifas aplicadas no reajuste tarifário anual da EDP Escelsa ocorrido em 07/08/2014 (26,54%) e da EDP Bandeirante ocorrido em 23/10/2013 (10,36%). Nos 9M14, a receita alcançou R$ 2.520,0 milhões, aumento de 13,8% em relação aos 9M13;
A receita de disponibilização do sistema de distribuição atingiu R$ 736,7 milhões no 3T14, aumento de 1,5% em relação ao 3T13 (R$ 725,7 milhões) decorrente da modificação de contabilização da TUSD a partir de 2014. Nos 9M14, a receita alcançou R$ 2.210,9 milhões, redução de 7,4% em relação aos 9M13;
O suprimento de energia elétrica no 3T14 atingiu R$ 27,9 milhões, aumento de 34,2% em relação ao 3T13. Esse crescimento deve-se ao aumento de 1,7% no consumo e ao reajuste de 31,6% na tarifa para as concessionárias e permissionárias da EDP Escelsa. Nos 9M14, o suprimento alcançou R$ 75,9 milhões, 31,1% acima dos 9M13;
A receita de energia de curto prazo atingiu R$ 37,5 milhões no 3T14, aumento de R$ 50,0 milhões em relação ao 3T13. Esse crescimento deve-se ao aumento de energia disponível para liquidação na CCEE no 3T14. Nos 9M14, a receita alcançou R$ 53,9 milhões, R$ 54,3 milhões superior aos 9M13.
Outras Receitas Operacionais
No 3T14, as outras receitas aumentaram R$ 35,8 milhões em relação ao 3T13:
- Subvenções: aumento devido ao reembolso dos descontos concedidos por meio do Decreto nº 7.891/2013;
- Ressarcimento por insuficiência da geração: aumento em função da compensação às distribuidoras decorrente da insuficiência de suprimento de energia pelas concessionárias de geração.
2.1.1. Deduções da Receita Operacional
No 3T14, as deduções da receita totalizaram R$ 699,0 milhões, 13,5% acima dos R$ 616,1 milhões no 3T13. Nos 9M14, as deduções atingiram R$ 2.071,0 milhões, 8,8% superior ao 9M13.
Receita Operacional Líquida (R$ mil) 3T14 3T13 Var. 9M14 9M13 Var.
Clientes Cativos 1.390.259 1.267.038 9,7% 4.171.921 4.014.801 3,9% Residencial 577.954 522.873 10,5% 1.762.501 1.684.980 4,6% Industrial 316.584 301.962 4,8% 910.453 904.467 0,7% Comercial 331.697 293.545 13,0% 1.022.595 956.538 6,9% Rural 46.397 42.177 10,0% 130.882 132.128 -0,9% Outros 117.627 106.481 10,5% 345.490 336.688 2,6%
(-) Transferência para TUSD - clientes cativos(1)-550.404 -543.360 1,3% -1.651.967 -1.799.782 -8,2%
Fornecimento não Faturado 24.310 16.591 46,5% 40.401 -58.024 n.d.
Total Fornecimento 864.165 740.269 16,7% 2.560.355 2.156.995 18,7%
Suprimento de Energia elétrica 188.890 168.197 12,3% 572.611 506.601 13,0%
Energia de curto prazo 39.114 -7.656 n.d. 93.656 32.208 190,8%
Comercialização 703.187 526.577 33,5% 1.951.046 1.468.174 32,9%
Total Suprimento 931.191 687.118 35,5% 2.617.313 2.006.983 30,4%
Fornecimento e suprimento 1.795.356 1.427.387 25,8% 5.177.668 4.163.978 24,3%
Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD)736.971 725.146 1,6% 2.207.730 2.388.432 -7,6%
Receita de construção 96.375 91.690 5,1% 235.810 202.667 16,4%
Outras receitas 147.824 112.043 31,9% 535.206 421.872 26,9%
Sub-total 2.776.526 2.356.266 17,8% 8.156.414 7.176.949 13,6%
(-) Deduções à receita operacional -699.016 -616.094 13,5% -2.071.020 -1.903.577 8,8%
Receita operacional líquida 2.077.510 1.740.172 19,4% 6.085.394 5.273.372 15,4%
Receita operacional sem construção 1.981.135 1.648.482 20,2% 5.849.584 5.070.705 15,4%
(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.
6
PIS/COFINS e ICMS: aumento de 18,3% e 8,6%, respectivamente no 3T14, em consequência do crescimento da receita operacional bruta. Nos 9M14, os aumentos alcançaram 12,5% e 5,6%, na devida ordem, em relação aos 9M13;
CCC (Conta de Consumo de Combustível): extinção do encargo conforme Lei nº 12.783/2013;
CDE (Conta de Desenvolvimento Energético): aumento da quota mensal a partir de março de 2014, de acordo com a Resolução Homologatória nº 1.699 de abril de 2014;
RGR (Reserva Global de Reversão): apesar da extinção do encargo, conforme Lei nº 12.783/2013, as concessões de geração Pantanal e Energest não foram contempladas na Lei em referência, conforme §3º do art. 4º da Lei nº 5.655/1971, de forma que o valor apresentado no 3T14 refere-se aos encargos dessas concessões.2.2. Gastos Operacionais
No 3T14, os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, depreciação e amortização e o valor justo do ativo indenizável totalizaram R$ 1.643,2 milhões, 59,3% acima do 3T13, em função do aumento de 72,7% nos gastos não gerenciáveis. Nos 9M14, os gastos operacionais alcançaram R$ 5.089,4 milhões, 38,4% superior aos 9M13.
Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação, amortização e custo de construção.
2.2.1. Gastos Não Gerenciáveis
No 3T14, os gastos não gerenciáveis referentes aos custos com compra de energia, encargos do uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da ANEEL, atingiram R$ 1.423,1 milhões no 3T14, 72,7% acima do 3T13. Nos 9M14, os gastos alcançaram R$ 4.381,8 milhões, 47,7% superior aos 9M13.
Deduções à receita operacional 3T14 3T13 Var. 9M14 9M13 Var.
P&D e PEE -14.165 -13.273 6,7% -43.649 -40.696 7,3% CCC 0 0 n.d. 0 -14.033 -100,0% CDE -28.872 -16.163 78,6% -78.146 -48.490 61,2% RGR -4.665 -5.486 -15,0% -9.503 -6.459 47,1% PIS/COFINS -244.510 -206.724 18,3% -714.512 -635.371 12,5% ICMS -394.550 -363.308 8,6% -1.188.452 -1.125.197 5,6% ISS -223 -287 -22,3% -664 -775 -14,3%
PROINFA - Consumidores Livres -12.031 -10.853 10,9% -36.094 -32.556 10,9%
7 A energia elétrica comprada para revenda atingiu R$ 1.297,3 milhões no 3T14, 77,7% acima do 3T13. No segmento de distribuição, o aumento deve-se à exposição involuntária das concessionárias e ao aumento do despacho térmico, cujos custos são determinados pelo PLD (preço de liquidação das diferenças). No segmento de Geração, o maior custo com compra de energia foi reflexo do GSF médio no período de 84,5%.
Os gastos com compra de energia elétrica de Itaipu (moeda estrangeira) atingiu R$ 124,9 milhões no 3T14, 4,6% inferior ao 3T13 decorrente da queda da cotação do dólar entre os períodos (3T14: R$ 2,27 vs 3T13: R$ 2,29). Nos 9M14, os gastos alcançaram R$ 366,7 milhões, 0,7% abaixo dos 9M13.
Em relação aos gastos com compra de energia em moeda nacional, destacam-se: Na Distribuição
A exposição involuntária das distribuidoras deve-se à rejeição de concessionárias de geração hidrelétrica às condições propostas pelo governo em 2012 (MP nº 579) para prorrogação antecipada das concessões com vencimento entre 2015 e 2017. Os mecanismos existentes para contratação de energia, em especial a distribuição das “quotas de energia velha” e os leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, tanto em 2013 quanto em 2014 (Leilão A-1 em dezembro de 2013 e Leilão A-0 em abril de 2014), não foram suficientes para atender a demanda das distribuidoras para o ano de 2014, ocasionando em exposição involuntária das concessionárias de distribuição ao mercado de curto prazo, cujos custos são determinados pelo Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).
O PLD em níveis elevados ocasiona o despacho por ordem de mérito de usinas termelétricas que apresentem custo variável unitário (CVU) menor do que o custo marginal de operação (base para a formação do PLD semanal). O aumento do despacho térmico promove o aumento dos custos de energia em relação aos custos de geração hidráulica e influenciam diretamente as distribuidoras com Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade – CCEAR-D. No 3T14, o PLD médio foi de R$ 677,01/MWh (SE), 268,7% acima do 3T13 (R$ 183,61/MWh).
Em março de 2014, o Governo Federal, por meio do Ministério da Fazenda e do Ministério de Minas e Energia, anunciou um pacote de medidas para subsidiar o sobrecusto a que estavam expostas as distribuidoras, além de diminuir a exposição destas
Gastos Não Gerenciáveis (R$ mil) 3T14 3T13 Var. 9M14 9M13 Var.
Energia Comprada para Revenda -1.297.300 -730.192 77,7% -4.050.452 -2.699.426 50,0%
Moeda estrangeira - Itaipu -124.921 -130.959 -4,6% -366.744 -369.200 -0,7%
Moeda nacional -1.172.379 -599.233 95,6% -3.683.708 -2.330.226 58,1%
Encargos de uso e conexão -114.938 -84.299 36,3% -284.602 -230.065 23,7%
Outros -10.880 -9.409 15,6% -46.751 -36.310 28,8%
Taxa de Fiscalização -2.530 -3.408 -25,8% -7.679 -10.567 -27,3%
Compensações Financeiras -6.863 -6.001 14,4% -27.716 -25.743 7,7%
outras -1.487 0 n.d. -11.356 0 n.d.
Total dos Gastos Não-Gerenciáveis -1.423.118 -823.900 72,7% -4.381.805 -2.965.801 47,7%
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
8 empresas ao mercado de curto prazo, por meio da realização de um leilão de energia com início de suprimento previsto para maio deste ano.
Em abril, o Decreto nº 8.221 encarregou a CCEE de criar e manter a Conta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, destinada a cobrir de fevereiro a dezembro de 2014 os custos que excedam a cobertura tarifária relativa à i) exposição contratual involuntária e ii) ao despacho termoelétrico relativo aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade – CCEAR-D. Em setembro, foram também realizados aportes para compensar os custos associados ao risco hidrológico referentes aos meses de julho a setembro, conforme Despacho 3968/2014. A CCEE captou R$ 17,8 bilhões em empréstimos com bancos públicos e privados (R$ 11,2 milhões em março e R$ 6,6 milhões em agosto) para repassar às distribuidoras. Contudo, as medidas acima citadas não foram suficientes para evitar a exposição involuntária das distribuidoras ao mercado de curto prazo e ao despacho térmico que permaneceu em níveis elevados.
No 3T14, os gastos com compra de energia atingiram R$ 665,4 milhões, 59,9% acima do 3T13. Nos 9M14, os gastos alcançaram R$ 2.466,9 milhões, 39,7% superior aos 9M13.
No 3T14, os aportes da Conta-ACR contabilizados para as distribuidoras da EDP atingiram R$ 273,8 milhões (EDP Bandeirante: R$ 73,4 milhões e EDP Escelsa: R$ 200,5 milhões). Desse montante, R$ 128,3 milhões (EDP Bandeirante: R$ 10,8 milhões e EDP Escelsa: R$ 117,5 milhões) são referentes aos meses de maio e junho, uma vez que os valores não puderam ser contabilizados no 2T14 devido à falta de recursos disponíveis naquele momento. Nos 9M14, os aportes alcançaram R$ 864,6 milhões (EDP Bandeirante: R$ 277,1 milhões e EDP Escelsa: R$ 587,4 milhões).
Os aportes já recebidos no caixa das distribuidoras somam R$ 761,9 milhões (EDP Bandeirante: R$ 235,9 milhões e EDP Escelsa: R$ 526,0 milhões), sendo R$ 171,2 milhões no 3T14 (EDP Bandeirante: R$ 32,2 milhões e EDP Escelsa: R$ 139,0 milhões) referentes aos meses de julho e agosto.
Na Geração
No 3T14, a compra de energia reflete, principalmente, o GSF médio verificado no período de 84,5%, totalizando R$ 198,6 milhões. Em períodos de geração hidráulica excedente 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 em 2014 esse déficit de geração foi provocado principalmente pelo baixo nível de armazenamento dos reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN), que está acarretando o despacho de todas as usinas termelétricas disponíveis no sistema.
Os encargos de uso e conexão no 3T14 atingiram R$ 114,9 milhões, 36,3% superior ao do 3T13 devido ao despacho de usinas térmicas fora de ordem de mérito e do reajuste anual das tarifas. Nos 9M14, os gastos com encargos alcançaram R$ 284,6 milhões, 23,7% superior aos 9M13.
2.2.2. Gastos Gerenciáveis
Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação, amortização e o valor justo do ativo indenizável, totalizaram R$ 220,1 milhões, aumento de 5,9% em relação ao 3T13. No acumulado do ano, os gastos atingiram R$ 707,6 milhões, queda de 0,5% em relação ao mesmo período de 2013. Destaca-se que nos últimos 12 meses a inflação aumentou 3,5% (IGP-M) e 6,8% (IPCA). Excluindo os efeitos da venda de Imóveis ocorrida no 3T13 no valor de R$52,6 milhões, os gastos gerenciáveis reduziriam 15,5% e 7,4% em relação ao 3T13 e ao 9M13, respectivamente.
R$ mil Ref 2T14 Ref 3T14* Total Contabilizado
EDP Bandeirante 10.793 62.593 73.386
EDP Escelsa 117.482 82.976 200.458
Total 128.275 145.569 273.844
9 Queda de R$ 9,5 milhões em gastos com Pessoal (-10,1%):
(i) Redução dos gastos com Remuneração resultante da reestruturação organizacional ocorrida no 2T14 (-R$ 3,7 milhões); (ii) Reformulação do contrato de assistência médica alterando o escopo para “pós-pagamento” (-R$ 4,1 milhões);
(iii) Desconsolidação de Jari e Cachoeira Caldeirão (-R$ 1,5 milhão); Queda de 11,4% nos custos com Materiais:
(i) Gastos no 3T13 com materiais para reforma da nova sede-SP (-R$ 0,7 milhão); (ii) Desconsolidação de Jari e Cachoeira Caldeirão (-R$ 0,1 milhão);
Aumento de R$ 1,0 milhão (1,0%) em Serviços de Terceiros:
(i) Maior gasto com Combate a Fraude nas Distribuidoras +R$ 2,0 milhões (R$ 1,5 milhão na EDP Bandeirante e R$ 0,5 milhão na EDP Escelsa);
(iii) Desconsolidação de Jari e Cachoeira Caldeirão (-R$ 0,9 milhão); Redução de R$ 17,9 milhões (-93,0%) em Provisões:
(i) Reversão de provisão (decisão judicial) decorrente do acordo do agente arrecadador entre a EDP Bandeirante e o Banco Bracce (-R$ 9,5 milhões);
(ii) Redução de constituição de provisão de processos judiciais devido à decisão judicial favorável (-R$ 8,6 milhões). Aumento de R$ 39,5 milhões em Outros:
(i) No 3T13, efeito não recorrente referente à apropriação do ganho da venda de imóvel (COC – Centro de Controle Operacional) da EDP Escelsa (+R$ 52,6 milhões);
(ii) Descasamento no pagamento de IPTU de um imóvel compartilhado na EDP Bandeirante em relação ao pagamento em 2014, realizado no 2º trimestre (-R$1,9 milhão);
A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 84,4 milhões no 3T14, queda de 42,2% em relação ao mesmo período de 2013. Essa redução deve-se principalmente a baixa de ativos referentes a sobras contábeis realizadas no 3T13 decorrente do levantamento físico executado para atendimento à Resolução ANEEL nº 367/2009 (-R$ 38,0 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 22,4 milhões na EDP Escelsa).
2.3. EBITDA
No 3T14, o EBITDA atingiu R$ 318 milhões, redução de 49,7% em relação ao 3T13. Essa redução é decorrente, principalmente, da elevação em R$ 600 milhões (+72,7%) dos gastos não gerenciáveis, sendo que a energia comprada para revenda foi a maior responsável, com elevação de R$ 567 milhões, ou 77,7%.
Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 100,0 milhões no 3T14, queda de 52% em relação ao 3T13, devido aos efeitos do GSF médio de 84,5% que ocasionaram maior compra de energia no período.
Na Distribuição, o EBITDA totalizou R$ 218,6 milhões no 3T14, redução de 51% em relação ao 3T13, devido ao aumento dos gastos não gerenciáveis em função de maior compra de energia.
Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 19,8 milhões no 3T14, aumento 704% em relação ao mesmo período do ano anterior, decorrente do resultado da margem bruta em função dos preços médios de compra e venda de energia comercializada entre os trimestres.
Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 3T14 3T13 Var. 9M14 9M13 Var.
Pessoal -84.466 -93.982 -10,1% -267.973 -262.636 2,0% Material -7.021 -7.925 -11,4% -21.701 -22.355 -2,9% Serviços de terceiros -92.534 -91.574 1,0% -271.882 -276.761 -1,8% Provisões -1.352 -19.198 -93,0% -45.347 -95.490 -52,5% Outros -34.696 4.853 n.d. -100.734 -54.219 85,8% Total PMSO -220.069 -207.826 5,9% -707.637 -711.461 -0,5%
Valor justo do ativo financeiro indenizável -20.149 14.850 n.d. -13.838 27.428 n.d.
Custo com construção da infraestrutura -96.375 -91.690 5,1% -235.810 -202.667 16,4%
Depreciação e amortização -84.439 -146.160 -42,2% -255.949 -317.317 -19,3%
Total dos gastos gerenciáveis -421.032 -430.826 -2,3% -1.213.234 -1.204.017 0,8%
IGP-M (últimos 12 meses)* 3,5%
IPC-A (últimos 12 meses)** 6,8%
* Fonte: FGV **Fonte: IBGE
10 *Exclui receita de construção
*Exclui depreciação e amortização
No acumulado do ano o EBITDA atingiu R$ 1.154,3 milhões, 18,8% abaixo do mesmo período do ano anterior.
*Exclui depreciação e amortização
**Referente aos ganhos obtidos no 2T14 com a venda de 50% das participações detidas pela EDP na UHE Santo Antônio do Jari e UHE Cachoeira Caldeirão para a China Three Gorges Corporation (CTG).
Geração 28% Distribuição 66% Comercialização 6%
11 2.4. Resultado Financeiro
Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 2,5 milhões no 3T14 foram: Receita Financeira: aumento de R$ 18,5milhões
(i) Aumento na receita de aplicações financeiras em função do aumento do saldo médio de disponibilidades (46,4%) e da taxa Selic nos últimos 12 meses (+R$ 13,5 milhões);
(ii) Aumento em outras receitas financeiras, resultante principalmente de transferência de crédito tributário da EDP Grid para EDP Holding (+R$ 3,7 milhões);
(iii) Redução dos juros capitalizados devido à desconsolidação dos juros das obras das UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, esta última com impacto mais relevante (+R$ 2,5 milhões);
(iv) Atualização monetária de compra de energia resultante da variação do dólar entre os períodos (-R$ 2,9 milhões); Despesa Financeira: aumento de R$ 21,2 milhões
(i) Aumento da despesa de encargos de dívidas devido ao aumento do saldo e custo médio da dívida nos últimos 12 meses (-R$ 8,3 milhões);
(ii) Aumento da despesa de Beneficio Pós Emprego (-R$ 1,4 milhões) devido à atualização de premissas atuariais. 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;
(iii) Redução dos juros capitalizados devido à desconsolidação dos juros das obras das UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, esta última com impacto mais relevante (-R$ 10,4 milhões);
Resultado Cambial
O resultado cambial no 3T14 foi estável em relação ao 3T13 (-R$ 0,2 milhão). 2.5. Equivalência Patrimonial
O Resultado de Participações societárias apresentou melhora de R$ 71,6 milhões resultante da evolução operacional da UTE Pecem I entre os trimestres comparados, além da recontabilização pela CCEE dos ressarcimentos devidos desde o início da operação comercial, conforme aprovado pela ANEEL em 30 de setembro de 2014 (vide Eventos do Período).
2.6. Lucro Líquido
O Lucro Líquido consolidado do 3T14 totalizou R$ 143,0 milhões, redução de R$ 56,4 milhões em relação ao mesmo período do ano anterior, impactado pelos efeitos já mencionados no EBITDA que foram minimizados pela melhora no resultado de participação societária.
Resultado Financeiro (R$ mil) 3T14 3T13 Var. 9M14 9M13 Var.
Receita Financeira 61.936 43.441 42,6% 199.915 117.620 70,0%
Receitas de aplicações financeiras 29.065 15.596 86,4% 78.661 33.692 133,5%
Variação monetária e acréscimo 17.479 19.990 -12,6% 70.932 62.912 12,7%
SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis2.282 1.602 42,4% 30.178 5.201 480,2%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente 6.290 7.560 -16,8% 20.113 13.335 50,8%
Outras Receitas 6.820 -1.307 n.d. 31 2.480 -98,8%
Despesa Financeira -135.734 -114.569 18,5% -407.478 -323.981 25,8%
Variação monetária e acréscimo moratório -16.260 -22.897 -29,0% -43.016 -54.999 -21,8%
Encargos de dívidas -93.536 -85.276 9,7% -336.978 -216.585 55,6%
Benefícios pós-emprego -13.837 -12.407 11,5% -41.517 -37.222 11,5%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente -5.398 -334 1516,2% -19.843 -8.234 141,0%
Outras Despesas -6.703 6.345 n.d. 33.876 -6.941 n.d.
Resultado Cambial Líquido -653 -846 -22,8% -2.959 -2.264 30,7%
12 * Margem Líquida exclui receita de construção
13 A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.405,5 milhões em 30 de setembro de 2014, 4,5% acima do verificado em 31 de dezembro de 2013 (R$ 3.259,4 milhões), sendo em ambos os períodos desconsiderada a dívida da UTE Pecém I, UHEs Santo Antônio do Jari , Cachoeira Caldeirão e São Manoel. Em 30 de setembro de 2014, a Companhia não possuía dívida em moeda estrangeira.
Nota: * não considera eliminações intragrupo de R$ 29,5 milhões ** ações preferenciais da Investco classificadas como dívida7
A dívida líquida, considerando o valor de R$ 1.397,7 milhões de disponibilidades, alcançou R$ 2.007,8 milhões em 30 de setembro de 2014, redução de 14,0% em relação a dezembro de 2013 (R$ 2.335,3 milhões).
O custo médio da dívida do Grupo em setembro de 2014 era de 10,83% ao ano, em comparação a 8,62% ao ano em dezembro de 2013, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. O aumento do custo médio ocorreu principalmente em função do aumento do CDI médio (10,32% em setembro de 2014 frente a 8,06% em dezembro de 2013).
O prazo médio da dívida consolidada em setembro de 2014 atingiu 2,65 anos, com elevação em relação a dezembro de 2013 (2,45 anos). Esse aumento deve-se à quitação da 1ª Emissão de Debêntures da Energias do Brasil (holding) e captações realizadas no período, a saber: (a) 3ª Emissão de Debêntures Simples da EDP Energias do Brasil (holding) no valor de R$ 300
7
Nota: De acordo com o artigo 8º do Estatuto Social da Companhia, as ações preferenciais da Investco gozam, entre outros, do direito de recebimento de um dividendo anual fixo, cumulativo, de 3% sobre o valor de sua respectiva participação no capital social. Devido a esta característica, as ações foram classificadas como um instrumento de dívida por satisfazerem a definição de passivo financeiro, pelo fato de a Companhia não ter o direito de evitar o envio de caixa ou outro ativo financeiro para outra entidade, conforme determina o parágrafo 19 do CPC 39.
14 milhões e prazo final em agosto de 2015; (b) Crédito Rural da Bandeirante no valor de R$ 98,6 milhões e vencimento único em julho de 2015; (c) 5ª Emissão de Debêntures Simples da Bandeirante no valor de R$ 300 milhões e vencimento final em abril de 2019; (d) Crédito Rural da Escelsa no valor de R$ 110,6 milhões e vencimento único em julho de 2015; (e) Cédula Cambiária da Escelsa no valor de R$ 200 milhões e vencimento final em maio de 2018; e (f) 3ªEmissão de Debêntures Simples da Escelsa no valor de R$ 176,8 milhões e vencimento final em agosto de 2020, totalizando R$ 1.186 milhões em captações.
A dívida de curto prazo, em 30 de setembro de 2014, representava 43,1% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 1.466,5 milhões, em comparação a R$ 1.132,1 milhões em dezembro de 2013, elevação de 29,5%. Essa variação é resultante principalmente do aumento das dívidas com vencimento no curto prazo das distribuidoras, que passaram de R$ 473,5 milhões em dez/13 para R$ 710,3 milhões em set/14, e da Holding, que passaram de R$ 510,9 milhões em dez/13 para R$ 596,4 milhões em set/14. Do total da divida de curto prazo, R$ 596,4 milhões são referentes à Holding, R$ 710,3 milhões à distribuição e R$ 159,8 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo.
Empresa Fonte Data Vencimento Custo Comparativo* R$ milhões Custo Efetivo
Holding Debêntures fev/14 ago/15 CDI +0,72% 300,0 CDI + 0,72%
EDP Bandeirante Crédito Rural fev/14 jul/15 CDI +0,12% 98,6 101,15% do CDI
EDP Bandeirante Debêntures abr/14 abr/19 CDI +1,39% 300,0 CDI + 1,39%
EDP Escelsa Crédito Rural fev/14 jul/15 CDI +0,12% 110,6 101,15% do CDI
EDP Escelsa Cédula Cambiária mai/14 mai/18 CDI -0,49% 200,0 85% do CDI + 1,0625%
EDP Escelsa Debêntures ago/14 ago/20 CDI +1,50% 176,8 CDI + 1,50%
1.186
* custo em CDI + com data base em 30/09/2014
CDI 86% TJLP 9% Pré Fixada 5% 31/12/2013 30/9/2014 34,7% 43,1% 65,3% 56,9%
Curto Prazo Longo Prazo
EDP Bandeirante
EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Lajeado EDPE Saldo Circulante 313 1.466 397 24 114 4 19 596
15 *
Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge A relação Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 3T14 em 1,4X.
* Não considera os efeitos da participação na UTE Pecém I, UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel
Considerando a proporção de 50% da participação da EDP Energias do Brasil na UTE Pecém I, UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, e 66% na UHE São Manoel, a relação dívida líquida/EBITDA seria de 2,5 vezes, conforme tabela abaixo. O prazo médio da dívida seria de 3,49 anos e o custo médio da dívida 9,70% ao ano.
Os investimentos totalizaram R$ 117,9 milhões no 3T14, 6,0% acima do 3T13, sendo em ambos os períodos desconsiderado os investimentos nas UHEs Santo Antonio do Jari e Cachoeira Caldeirão. O montante está distribuído entre os segmentos de geração (15%), distribuição (84%) e outros (1%). No acumulado do ano, os investimentos totalizaram R$ 290,6 milhões, 18,9% acima do mesmo período de 2013.
1.967 2.453 2.335 2.451 2.031 2.008 1,3 x 1,3 x 1,4 x 1,5 x 1,2 x 1,4 x -0,50 0,50 1,50 2,50 0 2000 4000 6000
Jun/13 Set/13 Dez/13 Mar/14 Jun/14 Set/14
Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA
30/09/2014 (R$ milhões)
Divida
Bruta (DB) Disponibilidade
Dívida
Líquida (DL) EBITDA DL/EBITDA
Consolidado 3.406 1.398 2.008 1.389 1,4
UTE Pecém I (50%) 1.100 40 1.060 194
UHE Santo Antonio do Jari (50%) 548 4 544 9
UHE Cachoeira Caldeirão (50%) 357 109 248 0
UHE São Manoel (66%)* 361 291 70 0
Total 5.772 1.842 3.930 1.592 2,5
16 No segmento de geração, o investimento realizado alcançou R$ 17,8 milhões no 3T14, 3,4% acima do mesmo período do ano anterior. Considerando 50% dos investimentos da UHE Santo Antônio do Jari (R$ 15,8 milhões), UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 72,9 milhões) e 66,7% da UHE São Manoel (R$ 133,2 milhões), o investimento total do grupo alcançaria R$ 340 milhões, 32,7% superior ao 3T13. No acumulado do ano, considerando 50% dos investimentos da UHE Santo Antônio do Jari (R$ 65,2 milhões), UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 149,2 milhões) e 66,67% da UHE São Manoel (R$ 162,0 milhões), o investimento total do grupo alcançaria R$ 667 milhões, 35,2% acima do mesmo período do ano anterior.
No segmento de distribuição, os investimentos atingiram R$ 119,2 milhões no 3T14, crescimento de 3,3% em relação ao 3T13. Na EDP Bandeirante, foram investidos R$ 58,8 milhões e na EDP Escelsa R$ 60,3 milhões, crescimento de 2,4% e 4,1%, respectivamente. O aumento deve-se a expansão do sistema elétrico e atendimento ao mercado, conforme detalhado abaixo. Do total das distribuidoras, R$ 73,6 milhões (61,8%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 23,6 milhões (19,8%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 3,4 milhões (2,9%) foram destinados à universalização urbana, rural e ao Programa Luz para Todos, propiciando a ligação e o acesso de consumidores aos serviços de energia, e R$ 18,5 milhões (15,5%) foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas.
Distribuição 99.284 93.130 6,6% 244.364 207.792 17,6% EDP Bandeirante 47.357 43.030 10,1% 119.591 86.818 37,7% EDP Escelsa 51.927 50.100 3,6% 124.773 120.974 3,1% Geração 17.791 17.213 3,4% 34.924 31.663 10,3% Enerpeixe 407 2.012 -79,8% 909 3.461 -73,7% Energest Consolidado 16.141 13.250 21,8% 30.829 24.224 27,3% Lajeado / Investco 1.243 1.951 -36,3% 3.186 3.978 -19,9% Outros 851 927 -8,2% 11.286 4.914 129,7% Total 117.926 111.270 6,0% 290.574 244.369 18,9% EDP Bandeirante
Valor Liquido de Obrig. Especiais 47.357 43.030 10,1% 119.591 86.818 37,7%
(+) Obrigações Especiais 11.516 14.439 -20,2% 45.844 42.348 8,3%
Valor Bruto 58.873 57.469 2,4% 165.435 129.166 28,1%
(-) Juros Capitalizados (1.374) (799) 72,0% (4.650) (3.348) 38,9% Valor Bruto sem Juros Capitalizados 57.499 56.670 1,5% 160.785 125.818 27,8% EDP Escelsa
Valor Liquido de Obrig. Especiais 51.927 50.100 3,6% 124.773 120.974 3,1%
(+) Obrigações Especiais 8.385 7.836 7,0% 28.852 16.164 78,5%
Valor Bruto 60.312 57.936 4,1% 153.625 137.138 12,0%
(-) Juros Capitalizados (1.535) (641) 139,5% (3.904) (1.777) 119,7% Valor Bruto sem Juros Capitalizados 58.777 57.295 2,6% 149.721 135.361 10,6% Distribuição 116.276 113.965 2,0% 310.506 261.179 18,9%
9M14 9M13 %
Variação do Imobilizado - Distribuição 3T14 3T13 %
Variação do Imobilizado (R$ mil) 3T14 3T13 % 9M14 9M13 %
Distribuição 99.284 93.130 6,6% 244.364 207.792 17,6% Geração 239.644 161.990 47,9% 411.349 280.748 46,5%
UHE Santo Antonio do Jari 15.840 79.873 -80,2% 65.208 172.814 -62,3% UHE Cachoeira Caldeirão 72.861 64.904 12,3% 149.217 76.271 95,6% UHE São Manoel* 133.153 - n.d. 162.000 - n.d. Outros 851 927 -8,2% 11.286 4.914 129,7%
Total 339.779 256.047 32,7% 666.999 493.454 35,2%
* Critério de consolidação: 66,7% Closing da transação ainda está em aprovação.
17 5.1. Geração
A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 332,3 milhões no 3T14, 12,3% acima do mesmo período do ano anterior, reflexo do aumento de 8,6% no preço médio de venda e de 4,8% no volume de energia vendida. No acumulado do ano, a receita alcançou R$ 1.059,3 milhões, aumento de 6,1% em relação ao mesmo período do ano anterior.
Os gastos não gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 148,1 milhões devido ao impacto do GSF médio de 84,5% no 3T14, conforme explicado na seção 2.2.1 - gastos não gerenciáveis.
O EBITDA atingiu R$ 100,0 milhões no 3T14, 52,3% abaixo do 3T13 em consequência dos motivos mencionados acima. O Lucro Líquido atingiu R$ 72,0 milhões, com aumento de R$ 51,1 milhões em relação ao 3T13, reflexo do resultado das participações societárias que refletiu a melhora dos números da UTE Pecém I em R$ 70 milhões (explicação detalhada na página 20), além da queda de 48,7% do lucro atribuível aos acionistas controladores.
No 3T14, o preço médio de venda de energia da geração foi de R$ 172,9/MWh, 8,6% acima do 3T13, resultante do aumento no preço médio da energia vendida nas UHEs Enerpeixe (5,7%), Energest (15,7%) e na Lajeado (5,5%) O aumento nas tarifas é
3T14 3T13 3T14 3T13 3T14 3T13 3T14 3T13
Receita Líquida 332.250 295.751 1.169.565 1.029.642 768.689 493.245 1.981.135 1.648.482
Gastos não-gerenciavéis -207.004 -58.855 -763.883 -450.355 -744.499 -485.187 -1.423.118 -823.900 Gastos gerenciavéis1 -25.270 -27.183 -166.962 -145.581 -4.323 -5.587 -220.069 -207.826 Valor do ativo financeiro indenizável - - -20.149 14.850 - - -20.149 14.850 Ganho na alienação de investimento - - - - - - -17
-EBITDA 99.976 209.713 218.571 448.556 19.867 2.471 317.782 631.606
Margem EBITDA 30,1% 70,9% 18,7% 43,6% 2,6% 0,5% 16,0% 38,3%
Depreciação e amortização 74.706 182.531 -22.026 -59.687 -127 -77 -84.439 -146.160
Lucro líquido antes de minoritários 82.097 82.936 84.021 202.480 11.534 781 153.063 237.486
Participações de minoritários -10.055 -38.094 - - - - -10.055 -38.094
Lucro Líquido do Exercício 72.042 44.842 84.021 202.480 11.534 781 143.008 199.392
9M14 9M13 9M14 9M13 9M14 9M13 9M14 9M13
Receita Líquida 1.059.313 998.654 3.489.195 3.209.154 2.028.406 1.431.161 5.849.584 5.070.705
Gastos não-gerenciavéis -477.343 -238.036 -2.702.483 -1.944.975 -1.934.662 -1.351.694 -4.381.805 -2.965.801 Gastos gerenciavéis1 -82.962 -82.122 -540.164 -535.968 -11.353 -12.415 -707.637 -711.461 Valor do ativo financeiro indenizável - - -13.838 27.428 - - -13.838 27.428 Ganho na alienação de investimento - - - - - - 407.994
-EBITDA 499.008 678.496 232.710 755.639 82.391 67.052 1.154.298 1.420.871
Margem EBITDA 47,1% 67,9% 6,7% 23,5% 4,1% 4,7% 19,7% 28,0%
Depreciação e amortização -102.741 -102.549 -135.699 -197.685 -392 -226 -255.949 -317.317
Lucro líquido antes de minoritários 227.694 229.371 13.262 310.344 50.596 42.039 498.172 451.384
Participações de minoritários -71.957 -117.111 - - - - -71.957 -117.111
Lucro Líquido do Exercício 155.737 112.260 13.262 310.344 50.596 42.039 426.215 334.273
1
Exclui depreciação, amortização e valor justo do ativo indenizavel. 2
Consolidado: considera eliminações intragrupo
Itens em R$ mil ou % Geração Distribuição Comercialização Consolidado
2
Itens em R$ mil ou % Distribuição Comercialização Consolidado
2 Geração 3T14 3T13 3T14 3T13 3T14 3T13 3T14 3T13 Var. Receita Líquida 103.586 95.639 95.043 75.695 133.621 124.417 332.250 295.751 12,3% Gastos não-gerenciavéis -62.969 -15.028 -56.327 -17.677 -87.708 -26.150 -207.004 -58.855 251,7% Gastos Gerenciaveis -5.051 -7.054 -12.444 -16.785 -7.725 -10.385 -25.270 -27.183 -7,0% EBITDA 35.566 73.557 26.272 41.233 38.188 87.882 99.976 209.713 -52,3% Margem EBITDA 34,3% 76,9% 27,6% 54,5% 28,6% 70,6% 30,1% 70,9% -40,8 p.p.
Atribuível aos acionistas não controladores - - -75 -784 -5.793 -7.030 -10.055 -38.094 -73,6%
Lucro Líquido 17.022 43.932 11.999 23.073 -1.378 30.167 72.042 44.842 60,7%
Energest Consolidado (1)
Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Lajeado Consolidado
(2)
Geração Consolidado (3)
(1)
Inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo. (2)
Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também integrava esse grupo. (3)
18 reflexo dos reajustes nos preços dos contratos em vigor e operações com vendas de energia de curta duração com preços mais elevados.
Nota: Preço Médio de Venda considera o volume de energia dos PPA’s
O volume de energia vendida no 3T14 alcançou 2.006 GWh, aumento de 4,8% em relação aos 1.915 GWh no 3T13. Esse aumento deve-se à estratégia de sazonalização adotada para o ano de 2013, onde houve maior alocação de energia assegurada no 1S13 em relação ao 2S13, conforme gráfico abaixo. Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade da UTE Pecém I e da UHE Santo Antonio do Jari, o volume de energia vendida alcançou 2.777 GWh no 3T14, aumento de 7,1% em relação aos 2.594 GWh no 3T13. O volume acumulado de energia vendida nos 9M14 totalizou 6.136 GWh, redução de 1,7% em relação aos 6.241 GWh vendidos no mesmo período de 2013. Considerando a UTE Pecém I e a UHE Santo Antonio do Jari, o volume de energia vendida do grupo nos 9M14 foi de 8.243 GWh, estável em relação ao mesmo período de 2013 (8.254 GWh).
O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia por trimestre:
- Capacidade Instalada de Geração
Considerando a entrada em operação da UG I da UHE Santo Antônio do Jari (50% da participação da Companhia), a capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil alcançou o montante total de 2.257 MW no 3T14, já considerando a participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos da EDP Renováveis Brasil e 50% na UTE Porto do Pecém I. Com a entrada em operação das UG II e UG III da UHE Santo Antônio do Jari, dos parques eólicos Baixa do Feijão I, II, III e IV em 2016, da UHE Cachoeira Caldeirão em 2017, da UHE São Manoel e dos parques eólicos Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura I em 2018, a capacidade instalada prevista para 2018 será de 2.830 MW.
19
Notas:
(*) Considera 45% de participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil.
(*) Considera a redução referente à venda das CGH’s São João I e II e Coxim, que somam capacidade instalada de 1,7 MW realizada no 3T13.
(*) A capacidade instalada não utiliza os valores percentuais de participação nas UHEs Costa Rica, Lajeado e Enerpeixe, uma vez que os dados dessas usinas são consolidados integralmente na EDP.
(*) Considera a participação proporcional das UHEs Santo Antônio do Jari (50%), Cachoeira Caldeirão (50%) e São Manoel (33%). A transação da UHE São Manoel ainda está em processo de aprovação pelos órgãos reguladores e outras providências de natureza societária.
- Status dos Projetos de Geração
No 3T14 a UTE Pecém I apresentou disponibilidade média de 71% (unidade I: 53% e unidade II: 88%). Em agosto de 2014 ocorreu uma falha na proteção do gerador da UG I e de seu transformador acarretando na queima do estator. Objetivando o menor tempo de parada da UG I, a Companhia realizou compra do de um novo Gerador durante o mês de Setembro. A entrada em operação ocorrerá até o final de 2014, dentro do cronograma previsto.
Cabe destacar que os custos para reparo e substituição de peças serão cobertos pelo seguro vigente. - Desempenho Econômico Financeiro*
*Valores correspondem a 50% da participação da EDP Energias do Brasil A Receita Líquida do 3T14 atingiu R$ 136,5 milhões, resultante:
(i) da soma da receita fixa da UG I e UG II, de acordo com o CCEAR, no montante de R$ 67,1milhões; (ii) da receita variável referente ao despacho da UG I e UG II, no montante total de R$ 38,7 milhões;
(iii) da receita referente a operação de compra e venda de energia reflexo da revisão do lastro da UTE conforme previsto nas Regras da Comercialização (explicação abaixo), no montante de R$ 30,6 milhões;
Os gastos não gerenciáveis alcançaram R$ 77,4 milhões, resultante de:
3T14 3T13 % 9M14 9M13 %
Receita Líquida 136.490 108.578 26% 424.988 325.847 30%
Gastos não-gerenciavéis -77.442 -62.631 24% -255.360 -302.985 -16%
Margem Bruta 59.048 45.947 29% 169.628 22.862 642%
Gastos gerenciavéis -25.676 -12.069 113% -55.745 -26.051 114%
Ressarcimento por Indisponibiidade 88.663 -13.833 n.d. 48.823 -80.395 n.d.
Depreciação e amortização -16.900 -16.948 0% -51.640 -37.921 36%
EBITDA 122.035 20.045 509% 162.706 -83.584 n.d.
Lucro Líquido 48.477 -21.518 n.d. 9.935 -128.627 n.d.
20 (i) R$ 32,6 milhões referente à Energia Comprada para Revenda devido à revisão do lastro da Usina conforme previsto no contrato de concessão (explicação abaixo).
(ii) R$ 42,6 milhões referente aos custos com insumos necessários para o despacho da usina (carvão, diesel, cal etc.); (iii) R$ 6,5 milhões referente a encargos do sistema.
A revisão do lastro ocorre anualmente (em agosto) e está prevista nas Regras da Comercialização. Todo ano o ONS calcula o fator de abatimento do lastro de energia (FID) em função das indisponibilidades realizadas pela Usina no horizonte de 60 meses. Se as indisponibilidades são maiores que as declaradas em leilão, o FID será menor que 1 e portanto haverá um abatimento da garantia física, levando a Usina a comprar a diferença de energia no mercado livre. Este montante de energia é posteriormente liquidada na CCEE, neutralizando-se o efeito dessa compra no resultado da Usina.
Os gastos gerenciáveis alcançaram + R$ 63,0 milhões, impactados pelo:
(i) Conforme mencionado nos eventos do período, a ANEEL em 30 de setembro aprovou o pleito da UTE Pecem I para que o ressarcimento por indisponibilidade seja pela média móvel dos 60 meses e que a CCEE recalcule os ressarcimentos devidos desde o início da operação comercial, sendo a provisão referente aos valores recalculados no montante de R$ 118,5 milhões (referente a 50% da participação da EDP Energias do Brasil).
(ii) Aumento de R$ 13,4 milhões em materiais e serviços devido à manutenção da UG II realizada em agosto de 2014
O ressarcimento é o pagamento devido à diferença entre a geração verificada da unidade geradora e sua potência outorgada descontada das taxas forçadas e programadas de parada, do consumo próprio da UTE e das perdas de rede básica. O cálculo do ressarcimento foi feito pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), utilizando na base de cálculo as premissas em base horária, porém dentro da média móvel de 60 meses. A UTE Pecém I atingiu 85,16% de disponibilidade em 60 meses (base agosto 2013), ressarcindo as distribuidoras o valor referente à diferença entre o PLD e o CVU da energia não entregue, sendo o CVU o valor contratado para o custo de geração no contrato de disponibilidade.
A UTE Pecém I apresentou disponibilidade média no 3T14 de 71%: UG I média de 53% e UG II média de 88%.
No 3T14, o EBITDA da UTE foi positivo, atingindo R$ 122,0 milhões, comparado a R$ 20,0 milhões no 3T13.
O resultado financeiro do 3T14 piorou 1,5% em relação ao 3T13, devido ao efeito negativo de R$ 9,2 milhões resultante da maior variação cambial incidente sobre o financiamento com o BID nos meses de fechamento 3T14 vs. 3T13 e marcação a mercado dos contratados para o hedge cambial, que foram compensados, parcialmente, pela atualização monetária da recontabilização dos valores retroativos do Adomp, conforme determinado pela ANEEL em 30 de setembro de 2014 (+R$ 7,5 milhões).
Outras informações sobre o projeto estão disponíveis no site www.energiapecem.com.br.
A obra atingiu 98,1% de evolução no 3T14.
Em 26 de agosto de 2014, a primeira unidade geradora da UHE Santo Antônio do Jari iniciou o fornecimento de energia ao SIN8 em caráter de teste, tendo obtido o DCO9 da ANEEL, para inicio de operação comercial em 17 de setembro de 2014, representando 3,5
meses de antecipação de acordo com o cronograma inicial. Em agosto, a usina produziu 4.192 MWh e em setembro, 87.912 MWh.
8
21 - Desempenho Econômico Financeiro*
*Valores correspondem a 50% da participação da EDP Energias do Brasil
A Receita Líquida do 3T14 atingiu R$ 9,2 milhões, resultante da entrada em operação comercial da UG I em 17 de setembro de 2014. Os gastos não gerenciáveis foram de R$ 0,3 milhão, resultante de encargos de uso da rede (R$ 0,2 milhões) e compensações financeiras pela utilização de recursos hídricos (R$ 0,1 milhão). Os gastos gerenciáveis foram de R$ 1,2 milhão resultantes da operação do ativo.
No 3T14, o EBITDA atingiu R$ 8,1 milhões.
O resultado financeiro do 3T14 foi negativo em R$ 5,7 milhões, devido aos encargos de dívida no montante de -R$ 12,1 milhões resultante do financiamento do BNDES e das debêntures, além dos juros capitalizados no montante de R$ 6,1 milhões.
Com a entrada em operação da UG I, as seguintes atividades estão em andamento pelo construtor (EPCista):
- UG II em fase de comissionamento, finalizado este processo a máquina estará em condições para entrar em operação comercial.
- UG III em fase final de montagem e na sequência entrará em pré-comissionamento.
O investimento total atingiu até o momento R$ 1.034,1 milhões, 93,4% do investimento total previsto. Esse montante encontra-se deduzido de R$ 31,5 milhões referente à receita obtida durante o período de testes da UG I de 26 de agosto até 17 de setembro.
No 3T14, o BNDES realizou novos desembolsos para o projeto, no montante de R$ 17,0 milhões. Até 30 de setembro de2014, já foram desembolsados R$ 650,2 milhões de um total de R$ 736,8 milhões, o que representa 85,7%.
A obra atingiu 50,5% de evolução no 3T14.
No período, destacam-se as seguintes atividades: continuação das concretagens das estruturas da Casa de Força e Vertedouro Controlado, bem como da área de montagem e a fabricação dos equipamentos eletromecânicos.
Em relação às atividades de meio ambiente, destacam-se:
Execução de atividades no contexto socioeconômico, principalmente, atividades de negociação de terras e benfeitorias, bem como atividades de apoio aos municípios afetados através de convênios firmados com o Governo do Estado e com as municipalidades.
Desconsiderando uso do bem público, licenças ambientais e atualização monetária, o investimento total atingiu até o momento R$ 470,9 milhões (38,2% do capex total previsto). No 3T14, os investimentos totalizaram R$ 146,5 milhões. Em 2014, foram investidos R$ 299,3 milhões.
Em Agosto de 2014 teve início a construção da UHE São Manoel de acordo com o cronograma previsto. Encontra-se em execução a terraplanagem para a construção da ensecadeira longitudinal de montante. Em relação às atividades de meio ambiente, no 3T14 destacaram-se:
- Execução das atividades de limpeza e supressão da vegetação no Canteiro de Obras;
9
Declaração de Operação Comercial.
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T14
Receita operacional líquida 9.234 Gastos não gerenciáveis (290) Margem Bruta 8.944 Gastos gerenciáveis (1.152)
EBITDA 8.074
Resultado financeiro líquido (5.741)
Lucro líquido (596)
22 - Execução do resgate de fauna realizado durante a operação de supressão vegetal; execução da demarcação e sinalização dos sítios arqueológicos que foram identificados na área do Canteiro de Obras.
Em 07 de outubro, o Comitê de Enquadramento, Crédito e Mercado de Capitais do BNDES informou que o projeto de implantação da UHE São Manoel foi enquadrado na modalidade de Project Finance Direto, permitindo a continuação da estruturação do financiamento de longo prazo.
5.2. Distribuição
A receita líquida, excluindo a receita de construção, atingiu R$ 1.169,6 milhões no 3T14, 13,6% acima do 3T13 (R$ 1.029,6 milhões). Esse aumento deve-se ao incremento do volume de energia distribuída e aos efeitos dos rejustes tarifários anuais (EDP Bandeirante: outubro/2013 e EDP Escelsa: agosto/2014). Nos 9M14, a receita alcançou R$ 3.489,2 milhões, 8,7% superior aos 9M13 (R$ 3.209,2).
Os gastos não gerenciáveis aumentaram 69,6% no 3T14. Esse aumento deve-se, principalmente, à exposição involuntária das concessionárias e ao aumento do despacho térmico, cujos custos são determinados pelo PLD, atenuados pelos aportes de R$ 273,8 milhões da Conta-ACR. Nos 9M14, os gastos alcançaram R$ 2.702,5 milhões, 38,9% superior aos 9M13. Informações detalhadas no item 2.2.1.
Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, valor justo do ativo indenizável, depreciação e amortização, atingiram R$ 167,0 milhões no 3T14, 14,7% superior ao 3T13. Excluindo os efeitos da venda de Imóveis ocorrida no 3T13 no valor de R$52,6 milhões, os gastos gerenciáveis reduziriam 15,9% e 8,3% em relação ao 3T13 e ao 9M13, respectivamente.
Em função dos fatores acima o EBITDA atingiu R$ 218,6 milhões, 51,3% inferior ao 3T13 e o Lucro Líquido R$ 84,0 milhões, 58,5% inferior ao 3T13.
Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado)
3T14 3T13 3T14 3T13 3T14 3T13 Var.
Receita Líquida 667.102 587.762 502.463 441.880 1.169.565 1.029.642 13,6% Gastos não-gerenciavéis -506.784 -214.406 -257.099 -235.949 -763.883 -450.355 69,6%
Margem Bruta 160.318 373.356 245.364 205.931 405.682 579.287 -30,0%
Gastos gerenciavéis1 -91.913 -101.783 -75.049 -43.798 -166.962 -145.581 14,7% Valor do ativo financeiro indenizável -17.597 5.127 -2.552 9.723 -20.149 14.850 n.d.
EBITDA 50.808 276.700 167.763 171.856 218.571 448.556 -51,3%
Margem EBITDA 7,6% 47,1% 33,4% 38,9% 18,7% 43,6% -24,9 p.p.
Lucro Líquido 5.896 132.341 78.125 70.139 84.021 202.480 -58,5%
1
Excl ui depreci a çã o, a morti za çã o e va l or jus to do a ti vo i ndeni zá vel
Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição
3T14 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
EBITDA Reportado em IFRS 50.808 167.763 218.571
Variação do Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios 7.673 -69.338 -61.665
EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios 58.481 98.425 156.906
3T14 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
Lucro Reportado em IFRS 5.896 78.125 84.021
Variação do Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios 7.673 -69.338 -61.665
Atualização Monetária 16.661 32.574 49.235
IR/CS -8.274 -12.500 -20.773
