Release
de Resultados
4T12
Indicadores 4T12 4T11 Var. 3T12 Var. 2012 2011 Var.
Econômico- Financeiro (R$ mil)
Receita Operacional Líquida (1) 1.893.985 1.355.096 39,8% 1.557.714 21,6% 6.331.547 5.401.662 17,2% Gastos Não-Gerenciáveis (1.457.785) (806.701) 80,7% (1.076.877) 35,4% (4.295.776) (3.002.901) 43,1% Margem Bruta(1) 436.200 548.395 -20,5% 480.837 -9,3% 2.035.771 2.398.761 -15,1% Gastos Gerenciáveis(2) (83.166) (251.435) -66,9% (235.941) -64,8% (722.294) (861.193) -16,1% EBITDA(3) 353.034 296.960 18,9% 244.896 44,2% 1.313.477 1.537.568 -14,6% Lucro Líquido 150.705 81.835 84,2% 9.465 1492,3% 341.644 490.714 -30,4% Capex 353.672 282.135 25,4% 239.273 47,8% 976.788 807.662 20,9% Dívida Líquida 3.708.450 2.717.718 36,5% 3.333.328 11,3% 3.708.450 2.717.718 36,5% Evolução do Mercado (GWh)
Total Energia Distribuída 6.298 6.087 3,5% 6.144 2,5% 24.923 24.544 1,5%
Total Energia Vendida- Geração 2.742 2.202 24,6% 2.012 36,3% 9.450 8.388 12,7%
Total Energia Comercializada 3.104 2.339 32,7% 2.937 5,7% 11.254 9.895 13,7%
(1) Exclui receita de construção.
(2) Exclui depreciação, amortização e custo de construção.
(3) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização.
Desdobramento Total de ações Ações em tesouraria Free float (31/12/2012) Valor de mercado (31/12/2012)
Antes 158.805.204 280.225 77.534.267 (49%) RS 5.950 milhões
Depois 476.415.612 840.675 232.602.924 ações (49%) R$ 5.950 milhões
Português/Inglês: 15h
Brasil: +55 (11) 4688-6361 EUA: +1 (855) 281-6021 Outros: +1 (786) 924-6977
Teleconferência com Webcast em 05/03/2013
Dados para conexão:
EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 353 milhões no 4T12
São Paulo, 04 de março 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 quarto trimestre de 2012 (4T12). 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.
Destaques
Receita líquida consolidada, excluindo receita de construção, alcançou R$ 1.894,0 milhões no 4T12, 39,8% acima do 4T11; Gastos Não Gerenciáveis: R$ 1.457,8 milhões no 4T12, com aumento de 80,7% em relação ao 4T11, em função da compra de
energia para recomposição de lastro para a UTE Pecém I, além do aumento do PLD e do despacho térmico; Constituição de R$ 56,7 milhões de Ativos Regulatórios nas distribuidoras da EDP;
Gastos Gerenciáveis (sem depreciação, amortização e custo de construção): R$ 83,2 milhões no 4T12, com redução de 66,9% em relação ao 4T11, reflexo da efetivação da venda da Evrecy, acordo judicial com a Ampla e do valor novo de reposição das distribuidoras. Excluindo esse efeito, os gastos gerenciáveis seriam de R$ 253,0 milhões;
EBITDA: R$ 353,0 milhões no 4T12, com aumento de 18,9% em relação ao do 4T11. Considerando os ajustes de saldo regulatório, provisão das receitas de ultrapassagem e eventos não recorrentes, o EBITDA seria de R$ 265,0 milhões no 4T12. Resultado Financeiro: R$ 57,6 milhões, com redução de 27,1% em relação ao 4T11;
Lucro líquido: R$ 150,7 milhões no 4T12, aumento de 84,2% comparado a 4T11. Considerando os ajustes de saldo regulatório, provisão das receitas de ultrapassagem e eventos não recorrentes, o Lucro Líquido seria de R$ 90,8 milhões no 4T12;
Dívida Líquida/EBITDA: 2,8X em dezembro/2012;
Evento do período: Em 01 de Dezembro de 2012, a Unidade I da UTE Pecém I entrou em operação comercial; Evento subsequente: Em 20 de fevereiro de 2013, a Unidade II da UTE Pecém I sincronizou com o SIN;
Evento subsequente: Em 07 de Janeiro de 2013 a EDP Energias do Brasil passou a integrar o índice Bovespa com participação de 0,645%;
Dividendos: O Conselho de Administração levará para aprovação em Assembleia Geral Ordinária o pagamento de proventos no valor de R$ 370,2 milhões, correspondente a R$ 0,78 por ação;
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 10 2.4. Resultado Financeiro 11 2.5. Lucro Líquido 12
3. Endividamento
13
4. Investimentos
15
5. Desempenho por Área de Negócios
17
5.1. Geração 17
5.2. Distribuição 21
5.3. Comercialização 27
6. Mercado de Capitais
28
6.1. Desempenho das Ações 28
6.2. Capital Social 29
6.3. Remuneração dos Acionistas 29
7. Eventos Subsequentes
29
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1. Eventos do Período
Revisão e Reajuste Tarifários da EDP Bandeirante
Conforme comunicado ao mercado publicado em 02 de outubro de 2012, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou o reposicionamento tarifário de 2011 da Bandeirante Energia S.A., referente ao Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica. O reposicionamento tarifário foi de -1,85%. Considerando-se os ajustes financeiros já incluídos nas tarifas da EDP Bandeirante, associados à recuperação relativa a períodos anteriores a outubro de 2011, o efeito médio aos consumidores cativos foi de -2,25%.
De acordo com o comunicado ao mercado em 16 de outubro de 2012, a ANEEL aprovou o reajuste tarifário anual de 2012 da Bandeirante Energia S.A. aplicado a partir de 23 de outubro de 2012. O reajuste tarifário foi de 11,45%. Em relação à tarifa praticada na época, homologada no reajuste tarifário anual de 2010, o efeito médio percebido pelos consumidores cativos, já considerando a revisão tarifária de 2011 e o reajuste tarifário de 2012, foi de 7,29%. O ajuste financeiro relativo à postergação da Revisão Tarifária Periódica de 2011 da EDP Bandeirante, no valor total de R$ 78 milhões, foi divido em três parcelas anuais, estando incluída a primeira nesse reajuste e as demais nos reajustes subsequentes.
Captação Crédito Rural Escelsa
Em 04 de outubro de 2012, a EDP Escelsa assinou contrato de Cédula de Crédito Bancário - CCB com o Banco do Brasil no valor de R$ 90 milhões, liberados integralmente em 09 de outubro de 2012. Sobre o valor do empréstimo incidem juros à razão de 98,5% do CDI e o vencimento do principal e juros será em uma única parcela, em 24 de setembro de 2014.
Distribuição de Dividendos Extraordinários – Enerpeixe
Em 8 de outubro de 2012, foi aprovada a distribuição de dividendos extraordinários da controlada Enerpeixe no montante de R$ 120 milhões, tendo sido pago para a EDP Energias do Brasil o montante de R$ 72 milhões, referente à sua participação societária, em 10 de outubro de 2012.
Aprovação do financiamento junto ao BNDES para a construção da UHE Santo Antônio do Jari
Em 16 de outubro de 2012, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou, por unanimidade, em reunião de Diretoria, o financiamento para a construção da UHE Santo Antônio do Jari. O financiamento é composto de um apoio financeiro de longo prazo no valor de R$ 736,8 milhões, com prazo de 18,5 anos, sendo 16 anos para amortização e carência até 15 de junho de 2015. O Financiamento foi contratato através da ECE Participações S.A sendo concedido à taxa de TJLP mais um spread de 1,86% a.a. A alavancagem do projeto é de aproximadamente 67% de dívida e 33% de capital próprio. O empréstimo ponte contratado pela ECE, no valor desembolsado de R$ 293 milhões, foi liquidado com os recursos da primeira liberação realizada em 28 de dezembro de 2012, no montante de R$ 300 milhões.
ANEEL revogou a autorização concedida para a UTE Terra Verde
Em 16 de outubro de 2012, a ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 3.715 revogou a autorização concedida para a Terra Verde de estabelecer-se como produtor independente de energia elétrica, mediante a implantação e exploração da UTE Terra Verde I, sem a incidência de qualquer penalidade, e indeferiu o pedido de transferência, da Brilhante Transmissora de Energia S.A. para a Terra Verde, dos ativos inerentes ao projeto de conexão da UTE Terra Verde I.
A Companhia, também, solicitou junto ao ONS as providências para o distrato do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST.
Usina Termelétrica Energia Pecém I iniciou operação
Em 1 de dezembro de 2012, a Usina Termelétrica Energia Pecém I, uma parceria 50%/50% entre a EDP Energias do Brasil e a MPX, recebeu autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica para iniciar a operação comercial da primeira unidade geradora, com capacidade instalada de 360 MW. A primeira unidade geradora de Usina Termelétrica Energia Pecém I começou a fornecer energia ao Sistema Interligado Nacional em 15 de outubro de 2012, em caráter de testes, sendo remunerada pelo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) sobre a energia efetivamente gerada neste período até a Declaração Comercial de
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Operação (DCO). Com a DCO, o Empreendimento passou a ser remunerado segundo os termos do Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) assegurado no leilão de energia A-5 de 2007, para a primeira unidade geradora.
Acordo Judicial EDP Comercializadora
No dia 7 de dezembro de 2012, EDP Comercialização e Serviços de Energia homologou acordo com a Ampla Energia e Serviços, que consiste no fim da disputa judicial entre as partes referente à sentença arbitral proferida pela Câmara FGV de Conciliação e Arbitragem; e manutenção do contrato de comercialização de energia celebrado entre as partes em junho de 2002 até o ano de 2022.
Participação no Leilão A-5
Em 14 de dezembro a EDP Energias do Brasil obteve a concessão da Central Hídrica de Cachoeira Caldeirão que será construída no Estado do Amapá, no rio Araguari, com capacidade Instalada de 219MW e um investimento total estimado em R$ 1,1 bilhão. A UHE Santo Antônio do Jari também vendeu 20,9 MW médios de sua energia adicional, aprovada pela ANEEL em julho de 2011.
Efetivação da Operação de venda das quotas da Evrecy
Em 11 de dezembro de 2012 foi aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) a efetivação da Operação de venda das quotas da Evrecy de sua titularidade, à CTEEP – Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista, realizando o fechamento da operação e concluindo a venda da Evrecy. Por esta operação a EDP Energias do Brasil recebeu o montante de R$ 63,1 milhões, contabilizando um efeito positivo de R$ 31,5 milhões no EBITDA do 4T12.
Pagamento de Juros sobre Capital Próprio
O Conselho de Administração da EDP Energias do Brasil aprovou o pagamento de juros sobre o capital próprio no montante de R$130,4 milhões, relativos ao exercício de 2012. O valor por ação ordinária é de R$ 0,274 e será imputado aos dividendos que serão pagos pela Companhia, relativos ao exercício social de 2012. As ações passaram e ser negociadas na bolsa de valores “ex- juros sobre capital próprio”, em 27 de dezembro de 2012.
2. Desempenho Econômico-Financeiro
2.1. Receita Operacional Líquida
*Não considera as eliminações intragrupo de R$ 190 milhões no 4T12 e de R$ 141 milhões no 4T11 e receita de construção de R$ 85,6 milhões no 4T12 e de R$ 73 milhões no 4T11.
No 4T12, a receita operacional líquida consolidada, excluindo a receita de construção, foi de R$ 1.894,0 milhões, 39,8% superior ao 4T11. No acumulado do ano, a receita operacional liquida, excluindo a receita de construção, foi de R$ 6.331,5 milhões, 17,2% superior ao mesmo período do ano anterior.
4T11 4T12 293 408 960 1.237 243 438 Receita Líquida (R$ milhões)*
Geração Distribuição Comercialização 80% 29% 39% Geração 20% Distribuição 59% Comercialização 21%
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Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram:
Na Geração
Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade da Usina Termelétrica Energia Pecém I, a partir de 23 de julho de 2012, o volume no 4T12 alcançou 2.742,3 GWh, aumento de 24,6% em relação ao 4T11. No acumulado do ano, o volume de energia vendida totalizou 9.450,3 GWh, com aumento de 12,7% em relação ao ano anterior.
Receita proveniente do início do contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) da Usina Termelétrica Pecém I, em 23 de julho de 2012. Adicionalmente, em 01 de dezembro de 2012, a unidade I da usina iniciou operação comercial, passando a ser remunerada de acordo com o CCEAR (R$ 114,9 milhões).
O preço médio da geração foi de R$ 153,63/MWh no 4T12, 15,3% superior ao verificado no 4T11, devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada, diferença de sazonalização entre os períodos, e incremento da energia vendida com disponibilidade da Usina Termelétrica Energia Pecém I.
Na Distribuição
O volume de energia vendida a clientes finais alcançou 3.822,4 GWh no 4T12, com aumento de 5,2% em relação ao 4T11 (+3,9% na EDP Bandeirante e +7,4% na EDP Escelsa). No acumulado do ano o incremento foi de 2,9%.
O volume de energia em trânsito (clientes livres e concessionárias) alcançou 2.325,6 GWh no 4T12, com redução de 0,5% em relação ao 4T11 (-0,6% na EDP Bandeirante e -0,4% na EDP Escelsa),devido ao arrefecimento da produção industrial. No acumulado do ano, o consumo dos clientes livres reduziu 1,2%.
Receita de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 821,9 milhões no 4T12, com aumento de 13,0% em comparação ao 4T11 (+7,7% na EDP Bandeirante e +20,9% na EDP Escelsa). Na EDP Bandeirante, destaque para o arrefecimento do mercado industrial e pela revisão e reajuste tarifários ocorrido em outubro de 2012. Na EDP Escelsa, o aumento da TUSD é decorrente, do aumento do consumo de clientes cativos e do reajuste tarifário ocorrido em agosto de 2012.
Aumento consolidado de R$ 46,8 milhões de energia de curto prazo devido à sobrecontratação nas distribuidoras (acima de 100%), em outubro e novembro, cujo excedente foi liquidado a PLD além de lançamentos contábeis retroativos realizados no 4T12 referente a ajustes da CCEE.
Aumento de R$ 37,2 milhões na rubrica de Fornecimento Não Faturado, devido ao aumento da carga no 4T12 não faturada em tempo hábil. (+R$ 31,5 milhões na EDP Bandeirante e +R$ 5,8 milhão na EDP Escelsa).
A EDP Bandeirante provisionou no 4T12 o montante de R$ 11,9 milhões referente ao faturamento de Receita por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente, conforme resolução normativa ANEEL 463/11, ainda em discussão judicial. Essa provisão é registrada como obrigação especial sem qualquer efeito no caixa da Companhia.
Incremento médio de 14,3% da tarifa na EDP Escelsa no 4T12 em comparação ao 4T11, em função do reajuste tarifário aplicado em agosto de 2012.
Incremento médio de 5,6% da tarifa da EDP Bandeirante em comparação ao 4T11, em função do processo de revisão e reajuste tarifários aplicados em 23 de outubro de 2012.
Na Comercialização:
O volume de energia comercializada totalizou 3.104,0 GWh no 4T12, com aumento de 32,7% em comparação ao 4T11. No acumulado de 2012, o volume de energia comercializada totalizou 11.254,1 GWh em comparação aos 9.894,6 GWh no mesmo período do ano anterior, apresentando aumento de 13,7%. Ambos os aumentos são reflexo da estratégia de negociações de curto e longo prazo e das vendas do 13º leilão de ajuste, ocorrido em 14 de junho de 2012.
O preço médio de venda praticado pela comercializadora do Grupo aumentou 36,0% em relação ao 4T11, devido ao incremento do PLD médio no 4T12 frente ao 4T11 e aumento das vendas de longo prazo com preço mais elevado, além dos reajustes anuais dos contratos corrigidos por inflação.
Outras Receitas Operacionais:
O aumento de R$ 32,6 milhões entre os períodos comparados deve-se à receita de arrendamento da usina de Lajeado, cujas premissas de cálculo, vinculadas à inflação, sofreram atualizações, além do efeito da energia de curto prazo da comercialização.
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2.1.1. Deduções à Receita Operacional
No 4T12, as deduções à receita totalizaram R$ 404,3 milhões, com aumento de 11,5% sobre o mesmo período do ano anterior. A variação é explicada por:
Redução de 36,4% no encargo de CCC (Conta de Consumo de Combustível), devido a publicação pela ANEEL da resolução 1.291 de 15 de maio de 2012 que estabeleceu o custo unitário para a CCC de R$ 7,75/MWh para 2012, ante R$15,00/MWh em 2011. Essa redução de custo definida pela ANEEL ocorreu devido à constituição de um saldo positivo no fundo que recebe esse montante de CCC.
Aumento de 9,6% (R$ 5,4 milhões) na conta de CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), pelo acréscimo do encargo estipulado por decisão da ANEEL.
Aumento de 31,5% (R$ 3,7 milhões) no encargo de RGR (Reserva Global de Reversão), reflexo do aumento da receita operacional.
Aumento de 29,2% na alíquota de PIS/COFINS, proporcional ao aumento da receita operacional total.
2.2. Gastos Operacionais
Receita Operacional Líquida (R$ mil) 4T12 4T11 Var. 2012 2011 Var.
Clientes Cativos 1.242.387 1.081.617 14,9% 4.620.605 4.328.710 6,7% Residencial 497.891 436.510 14,1% 1.889.672 1.737.468 8,8% Industrial 298.218 279.253 6,8% 1.105.923 1.138.932 -2,9% Comercial 295.869 241.269 22,6% 1.069.358 950.341 12,5% Rural 39.440 32.299 22,1% 149.622 132.677 12,8% Outros 110.969 92.286 20,2% 406.030 369.292 9,9%
(-) Transferência para TUSD - clientes cativos(1) (651.047) (560.501) 16,2% (2.387.275) (2.215.330) 7,8%
Fornecimento não Faturado 44.207 7.011 530,5% 39.211 11.194 250,3%
Total Fornecimento 635.547 528.127 20,3% 2.272.541 2.124.574 7,0%
Suprimento de Energia elétrica 197.458 165.131 19,6% 648.212 601.092 7,8%
Energia de curto prazo 59.253 12.434 376,5% 152.490 53.564 184,7%
Comercialização 506.666 247.815 104,5% 1.486.789 933.357 59,3%
Total Suprimento 763.377 425.380 79,5% 2.287.491 1.588.013 44,0%
Fornecimento e suprimento 1.398.924 953.507 46,7% 4.560.032 3.712.587 22,8%
Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) 820.097 717.478 14,3% 3.053.388 2.872.194 6,3%
Receita de construção 85.564 72.536 18,0% 235.736 303.747 -22,4%
Outras receitas operacionais 79.304 46.698 69,8% 282.746 238.734 18,4%
Sub-total 2.383.889 1.790.219 33,2% 8.131.902 7.127.262 14,1%
(-) Deduções à receita operacional (404.340) (362.587) 11,5% (1.564.619) (1.421.853) 10,0% Receita operacional líquida 1.979.549 1.427.632 38,7% 6.567.283 5.705.409 15,1% Receita operacional sem construção 1.893.985 1.355.096 39,8% 6.331.547 5.401.662 17,2% (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.
Deduções à receita operacional 4T12 4T11 Var. 2012 2011 Var.
P&D (15.147) (11.741) 29,0% (51.559) (48.558) 6,2% Outros encargos (14.453) (12.482) 15,8% (55.858) (48.821) 14,4% CCC (50.860) (80.018) -36,4% (292.100) (298.906) -2,3% CDE (61.185) (55.821) 9,6% (244.739) (223.282) 9,6% RGR (15.474) (11.771) 31,5% (53.272) (41.244) 29,2% PIS/COFINS (245.424) (189.889) 29,2% (862.758) (758.063) 13,8% ICMS (1.461) (623) 134,5% (3.197) (2.140) 49,4% ISS (336) (242) 38,8% (1.136) (839) 35,4% Total (404.340) (362.587) 11,5% (1.564.619) (1.421.853) 10,0%
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Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, totalizaram R$ 1.629,9 milhões no 4T12, o que representa aumento de 43,0% sobre o 4T11.
*Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação 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$ 1.457,8 milhões, com incremento de 80,7% no 4T12, em relação ao mesmo período do ano anterior.
A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 1.221,7 milhões, com incremento de 95,8% em relação ao 4T11, 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 devido a uma condição hidrológica menos favorável e maior despacho de térmicas.
O valor da energia comprada de Itaipu (moeda estrangeira) aumentou R$ 13,5 milhões, apesar da diminuição do volume, em função da elevação do preço médio de aquisição no 4T12 (R$ 109,05/MWh) comparado ao 4T11 (R$ 95,09/MWh), principalmente em virtude da valorização de 13,4% do dólar médio no 4T12 (R$ 2,06), comparado ao 4T11 (R$ 1,80).
No que se refere às compras de energia em moeda nacional, destaca-se: Na Distribuição:
A exemplo do ocorrido no 3T12, o PLD permaneceu num patamar elevado, alcançando a média de R$ 304,4/MWh no 4T12, e 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. Quando o PLD atinge um valor acima do custo variável de geração térmica (CVU), as térmicas passam a ser despachadas com o objetivo de manter o equilíbrio do sistema. O despacho das térmicas impacta no custo de energia pago pelas distribuidoras, valorado a CVU das usinas. Além do custo
Não-Gerenciáveis
95%
Gerenciáveis 5%
Composição dos Custos Operacionais - 4T12*
4T11 4T12
333
172 807
1.458 Gastos operacionais ( R$ milhões)
Gastos gerenciáveis Gastos não gerenciáveis 1.140
1.630
81%
-48%
43%
Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil)
4T12
4T11
Var.
2012
2011
Var.
Energia Comprada para Revenda
(1,221,681)
(623,785)
95.8%
(3,499,543)
(2,302,822)
52.0%
Moeda estrangeira - Itaipu
(113,645)
(100,194)
13.4%
(433,851)
(372,622)
16.4%
Moeda nacional
(1,108,036)
(523,591)
111.6%
(3,065,692)
(1,930,200)
58.8%
Encargos de uso e conexão
(215,849)
(169,774)
27.1%
(737,216)
(651,398)
13.2%
Outros
(14,722)
(13,142)
12.0%
(53,484)
(48,681)
9.9%
Taxa de Fiscalização
(3,629)
(3,446)
5.3%
(14,405)
(13,799)
4.4%
Compensações Financeiras
(11,093)
(9,696)
14.4%
(39,079)
(34,882)
12.0%
Custo da matéria prima consumida
(5,533)
0
n.d.
(5,533)
0
n.d.
8
elevado, reflexo do despacho térmico, há ainda aumento do custo do encargo de segurança energética, pago quando as usinas térmicas são despachadas, por segurança energética, fora da ordem de mérito.
Em decorrência do aumento do PLD, os preços de compra de energia aumentaram no 4T12, constituindo-se CVA positiva de R$ 68,7 milhões no trimestre, passível de recuperação nos reajustes tarifários futuros (R$ 51,8 milhões na EDP Bandeirante e R$ 16,9 milhões na EDP Escelsa).
Além disso, também contribuíram para o aumento dos custos, o início do suprimento de dois novos produtos (conjunto de contratos oriundos de um mesmo leilão de energia, com mesmo período de suprimento e fonte de energia) em janeiro de 2012, necessários ao atendimento do crescimento do mercado.
Na Geração:
No 4T12 foram realizadas compras de energia resultantes da recomposição de lastro, no valor de R$ 168,7 milhões, em função do atraso para entrada em operação da Usina Termelétrica Energia Pecém I.
Além disso, no 4T12 ocorreu Impacto de compra de energia devido ao procedimento operativo (ver detalhamento na pagina 18), no valor aproximado de R$ 30 milhões.
Os encargos de uso e conexão apresentaram aumento de 27,1% no 4T12, quando comparados ao 4T11. Esse aumento decorre do reajuste das tarifas de uso do sistema de transmissão, impactando os encargos tanto na distribuição quanto na geração, e do aumento do encargo de segurança energética (ESS), reflexo do despacho de térmicas fora da ordem de mérito (R$50,6 milhões).
As compensações financeiras tiveram acréscimo de 14,4% no 4T12 em razão do crescimento da geração gerada no período (+5,5% em relação ao 4T11, alcançando 2.304 GWh), base para cálculo desse encargo, além do aumento da tarifa anual (+6,6%) utilizada para a apuração do valor.
Os Custos de matéria prima, que são itens relacionados aos insumos para geração de energia térmica (carvão e diesel), apresentaram um efeito de R$ 5,5 milhões reflexo do inicio de operação da primeira unidade geradora da Usina Termelétrica Energia Pecém I.
2.2.2. Gastos Gerenciáveis
Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 83,2 milhões, com queda de 66,9% no 4T12 em relação ao 4T11. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros.
Os gastos gerenciáveis no acumulado do ano apresentaram redução de 16,1%, enquanto a inflação acumulada ficou em 7,8% (IGP-M) e 5,8% (IPCA).
As principais variações no 4T12 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo:
Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 4T12 4T11 Var. 2012 2011 Var.
Pessoal (87.258) (85.320) 2,3% (322.236) (287.618) 12,0% Material (7.664) (6.176) 24,1% (28.715) (26.566) 8,1% Serviços de terceiros (103.218) (106.942) -3,5% (360.848) (346.570) 4,1% Provisões 18.017 (29.206) n.d. (37.476) (82.816) -54,7% Outros 96.957 (23.791) n.d. 26.981 (117.623) n.d. Total PMSO (83.166) (251.435) -66,9% (722.294) (861.193) -16,1%
Custo com construção da infraestrutura (85.564) (72.536) 18,0% (235.736) (303.747) -22,4%
Depreciação e amortização (88.970) (81.911) 8,6% (340.417) (345.589) -1,5%
Total dos gastos gerenciáveis (257.700) (405.882) -36,5% (1.298.447) (1.510.529) -14,0%
IGP-M (últimos 12 meses)* 7,8%
IPC-A (últimos 12 meses)** 5,8%
* Fonte: FGV **Fonte: IBGE
9
Aumento de R$ 1,9 milhão na conta de gastos com Pessoal (+2,3%), com destaque para os seguintes fatores:
(i) Reajuste salarial médio de 6,7% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em maiores encargos sobre folha de pagamento (+R$ 7,4 milhões);
(ii) Efeito não recorrente referente ao crédito SAT (Seguro de Acidente de Trabalho) sobre ação judicial relativa aos anos de 1991-1999 na EDP Escelsa devido a pagamentos a maior em períodos anteriores (-R$ 4,5 milhões);
(iii) Menores gastos com horas extras (- R$ 0,6 milhão) e com desligamentos (-R$ 0,4 milhão).
Na conta Materiais, o aumento de R$ 1,5 milhão, deve-se à compra de materiais para a Usina Termelétrica Energia Pecém I e à troca de materiais para manutenção preventiva na Energest.
No item Serviços de Terceiros, o decréscimo de R$ 3,7 milhões (-3,5%) entre os trimestres deve-se a:
(i) Menores gastos com conservação e reparação do sistema elétrico resultante da primarização na EDP Bandeirante, além do Plano adicional de manutenção preventiva ocorrido em 2011 (-R$ 7,2 milhões);
(ii) Efeito não recorrente no 4T11 referente a reforma na Regional São José dos Campos, padronizações das lojas de atendimento e mudança do CMD Guarulhos (-R$ 1,8 milhão);
(iii) Gasto não recorrente com Consultoria Jurídica referente ao êxito do processo SAT na EDP Escelsa (+R$ 1,3 milhão); (iv) Repasse dos reajustes contratuais dos prestadores de serviços (+R$ 1,8 milhão); e
(v) Maiores gastos com consultorias (+R$ 3,0 milhões).
No item Provisões, a queda de R$ 47,2 milhões no 4T12 em relação ao 4T11 reflete, principalmente:
(i) Efeito não recorrente (-R$ 35,9 milhões) de reversão de PDD em função do acordo entre EDP Comercializadora e a Ampla Energia para o fim da disputa judicial entre as companhias referente à sentença arbitral proferida pela Câmara FGV de Conciliação e Arbitragem. O acordo firmado prevê a manutenção do contrato de comercialização de energia celebrado em 26 de junho de 2002, com validade até 2022;
(ii) Provisão de “Fees” de Sucesso para processos Possíveis e Remotos (+R$ 4,5 milhões, do quais +R$ 0,6 milhão na EDP Bandeirante, R$ 2,3 milhões na EDP Escelsa e R$ 1,5 milhão na EDP Investco)
(iii) Revisão de critérios de constituição de provisão para PDD de clientes parcelados (-R$ 6,0 milhões sendo -R$1,7 milhão na EDP Bandeirante e -R$4,3 milhões na EDP Escelsa);
(iv) Efeito não recorrente, em 2011, referente à provisão do processo arbitral de obrigações entre CESA x empreiteira EDEX na construção da PCH São João (- R$5,6 milhões); e
(v) Efeito não recorrente, em 2011, referente ao reconhecimento de provisão para contingências relacionada ao plano cruzado (-R$ 5,6 milhões).
A queda de R$ 120,7 milhões na rubrica Outros é resultado principalmente dos seguintes fatores:
(i) Efeito não recorrente da conclusão da venda da Evrecy Participações Ltda à CTEEP concluída em dezembro de 2012 (-R$ 31,5 milhões);
(ii) Ajuste da conciliação contábil referentes a passivos constituídos para serviços provisionados e não realizados (- R$ 12,7 milhões);
(iii) Multa por atraso na Usina Termelétrica Energia Pecém I referente ao descumprimento do prazo de entrada em operação (+R$ 6,5 milhões);
(iv) Provisão para perdas decorrente de ajuste no inventário (+R$ 9,1 milhões, sendo +R$ 7,1 milhões na EDP Bandeirante e +R$ 2 milhões EDP Escelsa);
(v) Desativação/baixas de máquinas e equipamentos nas distribuidoras do Grupo (+R$ 6,1 milhões);
(vi) Efeito não recorrente em 2011, relativo ao ganho contábil na aquisição da empresa ECE Participações S.A. baseado em laudo de avaliação de mercado conforme harmonização das práticas internacionais – CPC 15 e CPC 18 (+R$ 10,2 milhões);
(vii) Efeito no 4T11 decorrente de gastos com a repadronização da marca e desenvolvimento da agência virtual para atendimento aos clientes das Distribuidoras (-R$ 1,5 milhão).
Além dos itens mencionados acima, a linha de Outros foi impactada positivamente pelo Valor Novo de Reposição dos ativos de distribuição em R$ 102,4 milhões (R$ 24,5 milhões na EDP Bandeirante e R$ 77,9 milhões na EDP Escelsa). Conforme definido na Medida Provisória nº 579, os ativos da concessão passam a ser indenizados considerando o Valor Novo de Reposição - VNR, o mesmo utilizado nos processos de Revisão Tarifária das Concessões de Distribuição de Energia para a definição da Base de
10
Remuneração Regulatória, onde o valor apurado e considerado para constituição do novo Ativo Financeiro refere-se ao percentual não depreciado dos ativos até o término da Concessão.
A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 89,0 milhões no 4T12, com aumento de 8,6% em relação ao mesmo período de 2011, 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 4T12, o EBITDA atingiu R$ 353,0 milhões, aumento de 18,9% em relação ao mesmo período do ano anterior. No ano de 2012, o EBITDA atingiu R$ 1.313,5 milhões, queda de 14,6% em relação ao ano anterior.
Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 95,5 milhões no 4T12, redução de 56,2% em relação ao 4T11, em decorrência, principalmente, do atraso para entrada em operação da Usina Termelétrica Energia Pecém I. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 220,3 milhões no 4T12, aumento de 142,5% em relação ao 4T11, devido principalmente ao efeito não recorrente do Valor Novo de Reposição - VNR que passou a ser considerado no montante de indenização. Excluindo o VNR, o EBITDA somaria R$ 117,9 milhões, 29,7% acima do 4T11 reflexo do aumento do volume de energia distribuída e dos reajustes nas tarifas da EDP Escelsa (agosto/2012) e da EDP Bandeirante (outubro/2012). Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 20,2 milhões no 4T12, aumento de R$ 17,0 milhões em relação ao 4T11, devido, principalmente, ao acordo homologado com a Ampla.*Exclui receita de construção * Margem EBITDA exclui receita de construção
*Exclui depreciação e amortização
4T11 4T12
297
353
EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%)
21,9% 18,6% 353 168 297 EBITDA 4T12 Gastos Gerenciáveis* Gastos não-Gerenciáveis (651) Receita Líquida 539 EBITDA 4T11
Formação do EBITDA* (R$ milhões)
Geração 28% Distribuição 66% Comercialização 6% Composição do EBITDA* - 4T12
Nota: Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intra-grupo
11
EBITDA ajustado (pró-forma e não auditado)
2.4. Resultado Financeiro
O resultado financeiro líquido consolidado no 4T12 foi negativo em R$ 57,6 milhões, 27,1% inferior ao 4T11. O resultado financeiro foi composto por: (i) receita de R$ 56,6 milhões, 8,2% inferior ao 4T11, (ii) despesa de R$ 113,8 milhões, 6,1% menor que a do 4T11, e (iii) resultado cambial líquido negativo de R$ 0,4 milhões, em comparação a R$ 19,5 milhões também negativos no 4T11.
Os principais fatores que levaram à variação positiva de R$ 21,4 milhões no comparativo trimestral são:
Receita Financeira
(i) Redução da receita de aplicações financeiras em função de menor saldo de caixa e disponibilidades entre os períodos, além da redução das taxas de juros vigentes (-R$ 3,6 milhões); e
(ii) Aumento da SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis (+R$ 8,5 milhões) devido ao reconhecimento do SAT (Seguro de Acidente de Trabalho) em dezembro de 2012.
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 (SRF), em função da consolidação dos valores finais pela SRF em junho de 2011 (+R$ 6,7 milhões);
(ii) Redução de despesa de Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente principalmente devido à rolagem do hedge de Pecém (+2,5 milhões)
(iii) Redução da despesa de encargos devido a redução da TJLP e SELIC (+R$ 7,2 milhões);
(iv) Redução de Atualização monetária do uso do bem público (R$ + 1,9 milhões)
Impactos do EBITDA 4T12 4T11
EBITDA Reportado em IRFS 353.034 296.960
Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem 11.927
-Efeito do Crédito SAT (3.200)
-Efeitos Não Recorrentes do 4T11 - 2.800
Reversão de PDD em função do acordo entre EDP Comercializadora e Ampla (22.300)
-Conclusão da venda da Evrecy (31.500)
-Valor Novo de Reposição - VNR (102.400)
-Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios 59.392 8.780
EBITDA Pro forma + Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios 264.954 308.540
Resultado Financeiro (R$ mil) 4T12 4T11 Var. 2012 2011 Var.
Receita Financeira 56.622 61.672 -8,2% 183.096 210.256 -12,9%
Receitas de aplicações financeiras 13.626 17.220 -20,9% 46.524 68.474 -32,1%
Variação monetária e acréscimo 32.790 23.028 42,4% 95.268 88.134 8,1%
SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis 11.879 3.382 251,2% 22.823 20.024 14,0%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (2.677) 1.995 n.d. (2.446) 3.374 n.d.
Outras Receitas 1.004 16.047 -93,7% 20.927 30.250 -30,8%
Despesa Financeira (113.845) (121.208) -6,1% (394.696) (430.571) -8,3%
Variação monetária e acréscimo moratório (16.773) (23.707) -29,2% (77.707) (110.071) -29,4%
Encargos de dívidas (84.366) (91.646) -7,9% (330.700) (312.023) 6,0%
Benefícios pós-emprego (6.680) (5.576) 19,8% (26.870) (21.481) 25,1%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente 1.153 (1.378) n.d. (2.736) (217) 1160,8%
Outras Despesas (7.179) 1.099 n.d. 43.317 13.221 227,6%
Resultado Cambial Líquido (358) (19.481) -98,2% (34.110) (63.128) -46,0%
12
Resultado Cambial
Resultado Cambial negativo de R$ 0,4 milhão, variação de R$ 19,1 milhões frente ao 4T11. O dólar encerrou o 4T12 com desvalorização de 0,64% cotado a R$ 2,04 em comparação a uma desvalorização de 1,15% no encerramento do 4T11, cotado a R$ 1,88 (cotações de fechamento trimestrais), melhorando o resultado cambial. Além do efeito da variação cambial, a variação positiva é também reflexo da reclassificação da compra de energia de Itaipu no 4T11 e da rolagem do hedge de Pecém.
2.5. Lucro Líquido
O lucro líquido consolidado do 4T12 totalizou R$ 150,7 milhões, 84,2% superior 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) diferido que afetou a alíquota efetiva do tributo no período, conforme demonstrado no gráfico abaixo.
No dia 26 de dezembro de 2012 a companhia aprovou o pagamento de juros sobre o capital próprio no montante de R$ 130,4 milhões que tem um efeito positivo no 4T12 reduzindo a alíquota
efetiva de IR/CS. No entanto, esse efeito foi parcialmente anulado, devido, principalmente, ao reconhecimento de IR/CS diferido, retroativos e do próprio ano de 2012, sobre o valor presente das ações preferenciais da Investco.
Considerando os ajustes de saldo regulatório, da provisão das receitas de ultrapassagem e dos efeitos não recorrentes, o lucro líquido seria de R$ 90,8 milhões, estável em relação ao 4T11.
* Margem Líquida exclui receita de construção
4T11 4T12
82
151
Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%)
6,0% 8,0% -3% 14% 4T12 4T11 Alíquota IR
13
Formação do Lucro Líquido (R$ milhões)
* Inclui resultado das participações societárias, participações de minoritários e partes beneficiárias.
3. Endividamento
A dívida bruta consolidada totalizou R$ 4.280,8 milhões em 31 de Dezembro 2012, em linha (+0,9%) com o verificado em 30 de Setembro de 2012 (R$ 4.244,7 milhões). Os principais eventos foram a captação da Nota de Crédito Comercial na Escelsa (R$ 90 milhões), o desembolso do financiamento de longo-prazo com o BNDES pela ECE (R$ 300 milhões) para a construção da UHE Santo Antônio do Jari que, por sua vez, foi utilizado para a quitação do empréstimo-ponte contratado junto ao Banco do Brasil, a amortização da dívida de Pecém com o Banco Interamericando de Desenvolvimento - BID (R$ 47 milhões), além das amortizações dos financiamentos das usinas hídricas. Do total da dívida bruta, em 31 de Dezembro de 2012, 9,1% estavam denominados em moeda estrangeira, integralmente protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de hedge.
Nota: não considera eliminações intragrupo de R$ 31,3 milhões
A dívida líquida, considerando o valor de R$ 572,4 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 3.708,5 milhões em 31 de Dezembro de 2012, aumento de 11,3% em relação a setembro de 2012 (R$ 3.333,3 milhões), devido à redução de 37,2% no saldo de caixa e disponibilidades em comparação a setembro de 2012 (R$ 911,4 milhões).
151 21 82 (26) Lucro Líquido 4T12 Outros 25 IR & CS Resultado Financeiro Dep & Amort
(7) Gastos Gerenciáveis 168 Margem Bruta (112) Lucro Liquido 4T11 EDP Bandeirante
EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém Jari EDP Holding
231 556 107 352 85 1.192 299 406 166 121 334 461 Empréstimos Debêntures
14
O custo médio da dívida do Grupo em dezembro de 2012 era de 8,72% ao ano, em comparação a 9,67% em setembro de 2012, levando-se em 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 (-1,03 p.p). O prazo médio da dívida consolidada manteve-se em 4,5 anos em dezembro de 2012 em comparação a dezembro de 2011. A dívida de curto prazo, em 31 de dezembro de 2012, representava 18,7% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 800,7 milhões, em comparação a R$ 479,5 milhões do final de setembro de 2012, com aumento de 67,0%. Desse montante, R$ 226,5 milhões são referentes à distribuição e R$ 577,8 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo. O aumento do endividamento de curto prazo deve-se principalmente ao
vencimento das debêntures emitidas na Ceja no valor de R$ 300 milhões em 2013.
Dívida Bruta por Indexador (31/12/2012) CDI 59,8% TJLP 34,6% Pré Fixada 5,6% 31/12/2011 31/12/2012 16% 19% 84% 81%
Curto Prazo Longo Prazo
Dívida Bruta - Curto / Longo prazo
EDP Bandeirante
EDP Escelsa
Energest Enerpeixe Investco Pecém Jari 2013
77 801 149 21 115 12 96 334
Composição da Dívida Circulante (R$ milhões)
Dívida Bruta Dez.2012 (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida Dez.2012 3.480 801 572 4.281 3.708 L. P. C.P.
15
*
Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge
A relação dívida líquida/EBITDA encerrou o 4T12 em 2,8X.
4. Investimentos
Os investimentos totalizaram R$ 353,7 milhões no 4T12 e estão divididos em: distribuição (R$ 85,6 milhões), geração (R$ 264,4 milhões) e outros (R$ 3,6 milhões). Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros no montante de R$ 895 mil na EDP Bandeirante e R$ 1,0 milhão na EDP Escelsa e deduzidos de obrigações especiais, sendo R$ 13,2 milhões na EDP Bandeirante e R$ 1,5 milhão na EDP Escelsa.
Na EDP Bandeirante houve aumento de 3,3% no investimento realizado no 4T12 em comparação ao mesmo período do ano anterior, reflexo da prestação de serviço de manutenção da rede a fim de melhorar o nível da qualidade do serviço prestado. Na EDP Escelsa houve aumento de 22,8% no investimento realizado no 4T12 em comparação ao mesmo período do ano anterior. O aumento da EDP Escelsa é reflexo, além do serviço de manutenção da rede, da realização de obras de ampliação e expansão da rede concentradas no ultimo trimestre do ano.
Cronograma de Vencimento da Dívida* (R$ milhões)
Disponibilidade 2013 2014 2015 2016 Após 2016 572 801 1.119 592 427 1.342 806,0
Dez/11 Mar/12 Jun/12 Set/12 Dez/12
1,8 x 1,9 x 2,2 x 2,6 x 2,8 x Dívida Líquida/EBITDA 4T11 4T12 3.272 3.616 203.634 264.444 75.229 85.612
Composição do Capex (R$ milhões)
Outros Geração Distribuição
Geração 74,8% Distribuição 24,2% Outros 1,0% Composição do Capex - 4T12
16
Os investimentos realizados no quarto trimestre de 2012 pela EDP Energias do Brasil em distribuição totalizaram R$ 100,3 milhões, com aumento de 6,2% em relação a 2011.
Do total, R$ 45,4 milhões (45,3%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 22,5 milhões (22,4%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 3,5 milhões (3,5%) 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$ 28,8 milhões (28,7%) 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 (65,6%) e da Usina Termelétrica Energia Pecém I (17,3%). As demais variações são detalhadas abaixo:
(i) Enerpeixe: a redução de 57% no 4T12 em relação ao 4T11 deve-se aos pagamentos de ações judiciais, que correspondem a Regularização Fundiária (reassentamentos) e redução do custo de recomposição e melhoramentos, que ocorreram pontualmente no 4T11, o que não se repetiu no 4T12;
(ii) Lajeado/Investco: a redução de 58,9% em relação ao 4T11 é reflexo da contabilização de custos ambientais em 2011; (iii) Energest Consolidado: a redução de 4,3% em relação ao 4T11 é reflexo dos custos de recuperação do sinistro da UHE
Mimoso, que foi inundada no início do ano de 2011.
Distribuição 85.612 75.229 13,8% 242.676 323.607 -25,0% EDP Bandeirante 35.846 34.710 3,3% 101.043 184.825 -45,3% EDP Escelsa 49.766 40.519 22,8% 141.633 138.782 2,1% Geração 264.444 203.634 29,9% 729.816 473.122 54,3% Enerpeixe 1.267 2.949 -57,0% 3.462 5.727 -39,5% Energest Consolidado 40.013 41.817 -4,3% 75.640 78.339 -3,4% Lajeado / Investco 4.000 9.724 -58,9% 6.484 23.155 -72,0% Pecém 45.734 79.137 -42,2% 284.855 295.894 -3,7% Jari 173.430 70.007 147,7% 359.375 70.007 413,3% Outros 3.616 3.272 10,5% 4.296 10.933 -60,7% Total 353.672 282.135 25,4% 976.788 807.662 20,9% EDP Bandeirante
Valor Liquido de Obrig. Especiais 35.846 34.710 3,3% 101.043 184.825 -45,3% (+) Obrigações Especiais 13.179 17.506 -24,7% 54.013 25.296 113,5% Valor Bruto 49.025 52.216 -6,1% 155.056 210.121 -26,2% (-) Juros Capitalizados (895) (1.223) -26,8% (4.260) (10.743) -60,3% Valor Bruto sem Juros
Capitalizados
48.130
50.993 -5,6% 150.796 199.378 -24,4%
EDP Escelsa
Valor Liquido de Obrig. Especiais 49.766 40.519 22,8% 141.633 138.782 2,1% (+) Obrigações Especiais 1.498 1.715 -12,6% 21.325 18.924 12,7% Valor Bruto 51.264 42.234 21,4% 162.958 157.706 3,3%
(-) Juros Capitalizados (1.023) (1.387) -26,3% (4.643) (9.117) -49,1% Valor Bruto sem Juros
Capitalizados 50.241 40.846 23,0% 158.315 148.589 6,5% Distribuição 98.371 91.839 7,1% 309.111 347.967 -11,2% 2012 2011 % Investimentos - Distribuição 4T12 4T11 % Investimentos (R$ mil) 4T12 4T11 % 2012 2011 %
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5. Desempenho por Área de Negócios
5.1. Geração
A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 408,3 milhões no 4T12, 39,3% acima do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal crescimento é resultante do aumento no preço médio de energia em 15,3% e do aumento do volume de energia que passou a considerar o início do contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) da Usina Termelétrica Pecém I, em 23 de julho de 2012.
Devido a postergação do início de geração comercial, a Usina Termelétrica Pecém I teve que adquirir energia no Mercado Livre para garantir os contratos de fornecimento de energia até a data de entrada em operação comercial. A regulação vigente prevê que esse custo seja repassado segundo a Resolução Normativa nº 165/2005 da ANEEL. Entretanto a Usina Termelétrica Pecém I solicitou à ANEEL que o artigo 3º da Resolução Normativa nº 165/05 fosse integralmente afastado, alterando o critério de repasse mensal do custo de aquisição de energia. O pleito ainda encontra-se em análise pela diretoria da ANEEL. Porém, dados os precedentes existentes, para o cálculo da receita da Usina Termelétrica Pecém I foi considerado o repasse pelo ICB (índice de custo-benefício) do leilão no qual a energia foi comercializada (LEN A-5 de 2007), corrigido pelo IPCA. No trimestre, a receita líquida resultante do repasse parcial dos custos de aquisição de energia totalizou R$ 101,7 milhões, incluindo a contabilização do efeito retroativo ao 3T12 do novo critério adotado (R$ 10,8 milhões).
Adicionalmente, em 01 de dezembro de 2012, a unidade I iniciou operação comercial, passando a ser remunerada de acordo com o CCEAR, com receita líquida resultante de R$ 13,2 milhões.
Os gastos não gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 220,5 milhões, impactados, principalmente, por:
(i) Postergação do início da geração comercial na Usina Termelétrica Pecém I: o empreendimento teve que celebrar contratos de compra de energia no Mercado Livre para garantir as obrigações contratuais assumidas, que previam início de fornecimento de energia para o sistema integrado em 23 de julho. No 4T12, o custo de aquisição de energia elétrica para fins de cumprimento dos contratos foi de R$ 168,7 milhões (ajustado pela participação da EDP Energias do Brasil no projeto); e
(ii) Impacto de compra de energia devido ao procedimento operativo. 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
4T12 4T11 4T12 4T11 4T12 4T11 4T12 4T11
Receita Líquida1 408.321 293.196 1.237.457 959.876 437.744 242.788 1.893.985 1.355.096
Gastos não-gerenciavéis (265.786) (45.268) (934.388) (669.684) (451.276) (235.052) (1.457.785) (806.701) Gastos gerenciavéis2 (47.055) (30.120) (82.732) (199.322) 33.740 (4.546) (83.166) (251.435) Depreciação e amorti zação (22.921) (35.018) (46.335) (45.072) (70) (298) (88.970) (81.911)
EBITDA 95.480 217.808 220.337 90.870 20.208 3.190 353.034 296.960
Margem EBITDA 23,4% 74,3% 17,8% 9,5% 4,6% 1,3% 18,6% 21,9%
Lucro líquido antes de minoritários 61.831 150.666 139.620 35.822 16.461 2.917 199.925 154.884
Atribuível aos acionistas não controladores (18.539) 64.245 - - - - (49.220) (73.048) Lucro Líquido do Exercício 43.292 214.911 139.620 35.822 16.461 2.917 150.705 81.835 1
Exclui receita de construção 2
Exclui depreciação, amortização e custo de construção. 3
Consolidado: considera eliminações intragrupo
Itens em R$ mil ou % Distribuição Comercialização Consolidado
3 Geração 4T12 4T11 4T12 4T11 4T12 4T11 4T12 4T11 4T12 4T11 Var. Receita Líquida 99.182 95.139 72.880 67.178 121.101 131.220 114.946 - 408.321 293.196 39,3% Gastos não-gerenciavéis (28.154) (12.125) (34.527) (10.859) (24.492) (22.003) (178.613) - (265.786) (45.268) 487,1% Gastos gerenciavéis (6.419) (5.219) (14.739) (22.527) (11.496) (9.566) (11.938) (1.683) (47.055) (30.120) 56,2% Depreciação e amortização (12.341) (12.217) (4.651) (4.067) (16.771) (15.992) (2.704) (36) (22.921) (35.018) -34,5% EBITDA 64.609 77.795 23.614 33.792 85.113 99.651 (75.605) (1.683) 95.480 217.808 -56,2% Margem EBITDA 65,1% 81,8% 32,4% 50,3% 70,3% 75,9% -65,8% n.d. 23,4% 74,3% -50,9 p.p.
Atribuível aos acionistas não controladores - - (1.721) (1.623) (10.163) (18.742) - - (18.539) 64.245 n.d. Lucro Líquido 46.452 52.248 21.057 27.694 44.578 68.115 (58.616) (8.946) 43.292 214.911 -79,9% (1)
Incl ui Ca s te l o Ene rgé ti ca S.A, Pa nta na l Ltda , Sa nta Fé S.A, Cos ta Ri ca Ltda , Evre cy S.A. e Ene rges t S.A. com a s devi da s el i mi na çõe s i ntra grupo.
(3)
Incl ui Ene rpei xe, Energes t Cons ol i da do, La je a do Tota l , Pecém, Te rra Verde , Ene rcouto, Omega e Enernova . (2)
Incl ui La je a do Energi a e Inve s tco com a s devi da s el i mi na çõe s i ntra grupo. Em 2009 a EDP La je a do Energi a ta mbém i nte gra va e s s e grupo.
Geração Consolidado (3) Energest Consolidado (1)
Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Lajeado Consolidado
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elevada geração termelétrica há redução da geração hidráulica e em 2012 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. Em 2012 a receita decorrente da energia secundária do sistema agregou um ganho de aproximadamente R$64,0 milhões, enquanto o POCP gerou uma despesa de aproximadamente R$ 40 milhões, concentrada no 4T12 (R$ 30 milhões), gerando um saldo líquido de R$ 24 milhões à geração do grupo EDP no ano.
O EBITDA atingiu R$ 95,5 milhões no 4T12, 56,2% abaixo do apresentado no 4T11. O lucro líquido atingiu R$ 43,3 milhões, 79,9% abaixo do apresentado no 4T11.
No 4T12, o preço médio da geração foi de R$ 153,63/MWh, 15,3% superior ao verificado no 4T11, reflexo do aumento no preço médio da energia vendida em Enerpeixe (5,5%), Lajeado (9,6%) e Energest (1,3%) devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada e diferença de sazonalização entre os períodos, além da inclusão do preço médio de R$ 188,25 da UTE Pecém I que passou a vender energia a partir do dia 23 de julho de 2012. O aumento do PLD no 4T12 (preço médio de R$ 304,4/MWh) comparado ao 4T11 (R$ 42,35/MW).
Nota: Preço Médio de Venda considera o volume de energia dos PPA’s e a energia vendida de Pecém
A sazonalização da energia vendida é definida pelos clientes, dentro do limite estabelecido no contrato, até dezembro do ano anterior. No momento da definição da sazonalização de 2012, que ocorreu no final de 2011, a situação hidrológica estava incerta com relação ao período úmido do início de 2012, o que indicava volatilidade dos Preços de Liquidação das Diferenças (PLD) no início do ano. Desse modo, a sazonalização dos contratos de energia seguiu esse perfil, protegendo o 1º semestre com alocação de maior volume no mesmo e menor volume no 2º semestre.
O volume de energia vendida no grupo no 4T12 alcançou 2.063,7 GWh, redução de 6,3% em relação aos 2.201,7 GWh no 4T11. No acumulado de 2012, o volume de energia vendida totalizou 8.255,0 GWh, com queda de 1,6% em relação aos 8.388,1 GWh vendidos em 2011. Essa redução deve-se a uma operação de curto prazo, não recorrente, realizada em 2011, mas os contratos de longo prazo totalizaram 8.135 GWh em 2012, com 1,4% de incremento frente ao total de 2011. Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade de Pecém I, o volume no 4T12 alcançou 2.742,3 GWh, aumento de 24,6% em relação ao 4T11. No acumulado do ano, o volume de energia vendida totalizou 9.450,3 GWh, com aumento de 12,7% em relação ao ano anterior.
O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia por trimestre desde 2010:
615 636 813 679 2,742 R$ 180 R$ 126 R$ 127 R$ 188 R$ 154
Enerpeixe Energest Lajeado Pecém Total
Energia Vendida e Preço Médio de Venda
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Para 2013, a sazonalização de venda de energia foi postergada para o início do ano, devido aos efeitos da Lei nº 12.783/13 resultando em um regime de cotas distribuído proporcionalmente ao mercado de cada distribuidora, impactando a contratação de energia. Dessa forma, considerando que a atual situação hidrológica do país está desfavorável, a EDP Energias do Brasil priorizou a alocação da garantia física sazonalizada no primeiro trimestre do ano com a finalidade de reduzir as perdas com a elevação do PLD e redução da geração hidráulica sistêmica, com provável rebaixamento da garantia física das usinas hidrelétricas, apresentadas no início de 2013. Cabe ressaltar, que as geradoras do grupo EDP Energias do Brasil estão “sobrecontratadas” em 3,5% de sua energia assegurada para o ano de 2013.
- Capacidade Instalada de Geração
A capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil é de 2.012 MW no 4T12, incluindo a participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos. Com a entrada em operação comercial da segunda unidade da Usina Termelétrica Energia Pecém I, a finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas em 2013, 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.
(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
1T 2T 3T 4T 1.782 1.884 2.257 2.386 1.982 2.032 2.172 2.202 2.1022.149 2.077 2.012 2.064 1.918 1.889 1.964
Venda Consolidada da Geração
2010 (GWh) 2011 (GWh) 2012 (GWh) 2013 (GWh) Estimado 530 219 2.844 4 180 180 5 373 54 Capacidade Instalada (MW) 2005 2011 2ª unidade Pecém I(1) 2012 UHE Santo Antonio do Jari 2015 Baixa do Feijão 2016 (2) 2017 Repotenciação UHE Mascarenhas 1ª unidade Pecém I (1) 1.828 2.012 Repotenciação UHE Mascarenhas UHE Cachoeira Caldeirão
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No final do 4T12, o projeto atingiu um progresso físico de 99,3% e o investimento correspondente à participação da EDP Energias do Brasil totalizou R$ 29,4 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 16,3 milhões. No acumulado do ano, o investimento totalizou R$ 210,4 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 74,5 milhões.
O último trimestre de 2012 foi marcado pela entrada em operação comercial da Unidade I, em 1º de dezembro, passando a ser remunerado segundo os termos do Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) para essa unidade. Em 20 de fevereiro de 2013 a Unidade II realizou a sincronização com o Sistema Interligado Nacional (SIN). A sincronização e os testes em carga constituem a etapa final para a aprovação da Declaração de Operação Comercial (DOC).
.
No 4T12, não ocorreram desembolsos para o projeto. No acumulado do ano o desembolso do BID (Banco Interamericano de Desenvolvimento) em 2012 atingiu US$ 319,8 milhões de um total de US$ 327,0 milhões. Com relação ao BNDES, esse montante alcançou R$ 1.403 milhões de um total de R$ 1.410 milhões.
Outras informações sobre o projeto estão disponíveis nas seções “Eventos do Período” e “Eventos Subsequentes” 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 4T12, destacam-se as seguintes atividades realizadas ou ainda em execução pelo construtor: concretagem da casa de força e da área de montagem, lançamento das ensecadeiras da margem esquerda, escavação das estruturas de desvio, escavação da casa de força complementar, e continuação da supressão vegetal nas áreas (a) provisórias, (b) definitivas e (c) na faixa de servidão da linha de transmissão.
Em relação às atividades de meio ambiente, no 4T12 destacaram-se:
• Continuidade da supressão de vegetação e resgate de fauna nas margens esquerda, direita e na região das ilhas;
• Resgate e salvamento de ictiofauna no leito do rio ensecado;
• 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;
Atividade Peso Relativo Progresso Atingido
Engenharia 3,8% 100,0%
Suprimentos 69,4% 100,0%
Construção 26,1% 98,6%
Comissionamento e Partida 0,7% 69,9%
100,0% 99,3%
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• 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
Em 16 de outubro de 2012, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), aprovou, por unanimidade, o financiamento para a construção da UHE Santo Antônio do Jari no valor de R$ 736,8 milhões, com prazo total de 18,5 anos, sendo 16 anos para amortização e carência até 15 de junho de 2015. O empréstimo ponte contratado pela ECE, no valor desembolsado de R$ 293 milhões, foi liquidado com os recursos da primeira liberação realizada em 28 de dezembro de 2012, no montante de R$ 300 milhões. Mais detalhes estão disponíveis na seção “Eventos do Período” deste relatório.
Em dezembro de 2012, a UHE Santo Antônio do Jari vendeu 20,9 MW adicionais em contratos regulados por 28 anos ao preço de R$ 82,00/MWh, com data base de dezembro de 2012.
Vista de Jusante Vista de Montante
5.2. Distribuição
A receita líquida consolidada da distribuição atingiu R$ 1.321,2 milhões no 4T12, 28,0% acima do registrado no mesmo período do ano anterior. Excluindo os efeitos de receita de construção, a receita operacional foi de R$ 1.237,5 milhões no 4T12, 28,9% acima do 4T11. Tal aumento justifica-se pelo aumento de 5,2% no volume de energia vendida a clientes finais, pelo reajuste tarifário anual médio de 14,29% aplicado às tarifas da EDP Escelsa, a partir de 7 de agosto de 2012 e pela revisão e reajuste tarifários com efeito médio de 7,29% às tarifas da EDP Bandeirante, a partir de 23 de outubro de 2012. Esse aumento foi compensado parcialmente pela provisão na EDP Bandeirante no montante de R$ 11,9 milhões referente ao faturamento de receitas por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente no trimestre.
Os gastos não gerenciáveis aumentaram 39,5%, impactados pelo aumento do PLD, refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período e aumento dos encargos de uso e conexão, que apresentaram aumento de 27,1% no 4T12, quando comparados ao 4T11. 4T12 4T11 4T12 4T11 4T12 4T11 Var. Receita Líquida1 706.609 580.746 530.848 379.130 1.237.457 959.876 28,9% Gastos não-gerenciavéis (570.714) (417.769) (363.674) (251.915) (934.388) (669.684) 39,5% Margem Bruta 135.895 162.977 167.174 127.215 303.069 290.192 4,4% Gastos gerenciavéis2 (75.407) (109.269) (7.325) (90.053) (82.732) (199.322) -58,5% Depreciação e amortização (21.563) (19.413) (24.772) (25.659) (46.335) (45.072) 2,8% EBITDA 60.488 53.708 159.849 37.162 220.337 90.870 142,5% Margem EBITDA 8,6% 9,2% 30,1% 9,8% 17,8% 9,5% 8,3 p.p. Lucro Líquido 34.821 33.141 104.799 2.681 139.620 35.822 289,8% 1
Excl ui re cei ta de cons truçã o
2
Excl ui depre ci a çã o, a morti za çã o e cus to de cons truçã o.
