Energisa S/A
Mensagem da Administração
A capacidade de entregar resultados, mesmo em um ambiente desafiador que persistiu em 2017, só reafirma a cultura e o Jeito de Ser Energisa, que é focado na eficiência, na simplicidade e na condução sustentável de nosso negócio nos últimos 113 anos.
O cenário macroeconômico, ainda influenciado pela instabilidade política brasileira, esboçou uma lenta recuperação em 2017. O Produto Interno Bruno teve aumento de 1,0% após duas quedas consecutivas, ambas de 3,5%, em 2015 e 2016. Apesar da leve recuperação, a renda per capita fechou o ano em patamar próximo a 2013. Os segmentos de serviços e industrial, que possuem maior peso na economia, mostraram estabilidade, mas ainda não recuperaram as perdas da maior recessão da história recente. Por outro lado, o forte crescimento da agropecuária, que chegou a 13%, puxado pela safra recorde de grãos, representou a principal contribuição para o resultado positivo do PIB em 2017. Para os brasileiros, um respiro. Ainda que de maneira moderada, as famílias voltaram a consumir, auxiliadas pela redução da taxa básica de juros e da inflação.
Neste contexto, a tímida recuperação ajudou a desanuviar as perspectivas futuras em um ambiente ainda incerto no país. Encerramos o ano com crescimento de 3,7% nas vendas de energia, índice superior à média de 0,8% registrada no Brasil. Os 29,6 TWh de energia faturada em nossas concessões representam o maior volume no histórico do Grupo Energisa, mas ainda crescemos em uma taxa inferior ao cenário pré-crise econômica. Nos aspectos legal e regulatório, 2017 foi um ano de intensas discussões sobre reformas no modelo setorial. A consulta pública nº 33 colheu diversos subsídios dos agentes e da sociedade para proposta de projeto de lei que o governo pretende encaminhar ao Congresso. As reformas em estudo são bastantes ambiciosas pois pretendem ampliar as escolhas do consumidor, solucionar os entraves que impedem o pleno funcionamento do mercado livre, reduzir subsídios e promover a introdução de novas tecnologias.
A despeito do baixo crescimento do país, os resultados do Grupo Energisa continuaram em expansão em 2017. Atingimos receita líquida consolidada de R$ 13,6 bilhões, crescimento de 15,5% em relação a registrada no ano anterior, EBITDA Ajustado consolidado de R$ 2,4 bilhões, 15,7% superior a 2016 e lucro líquido consolidado recorde, totalizando R$ 572,6 milhões, 192,4% maior na mesma base de comparação, o que possibilitou a distribuição de R$ 269,8 milhões em dividendos.
Conseguimos concluir investimentos relevantes, que totalizaram R$ 2,0 bilhões no ano e somam R$ 7,4 bilhões, em termos nominais, no acumulado em cinco anos. Seguimos investindo no futuro de nossas distribuidoras, prioritariamente na melhoria de qualidade e na preparação para encerrar mais um ciclo de revisões tarifárias. Já colhemos em 2017, avanços importantes nos indicadores de frequência e duração de interrupção no fornecimento de energia. Em abril de 2018 ocorrerão as revisões tarifárias de três importantes distribuidoras: Energisa Mato Grosso, Energisa Mato Grosso do Sul e Energisa Sergipe. Com os investimentos reconhecidos na base dos ativos regulatórios, a expectativa é de contínua melhoria do desempenho operacional em todas as distribuidoras.
Em 2017 também iniciamos as atividades do centro de serviços compartilhados, denominado Central de Serviços Energisa (CSE), marco importante para a continuidade da integração das empresas adquiridas do Grupo Rede. A CSE, que já nasceu como um dos maiores centros de serviços compartilhados do país foi destinada para executar os serviços administrativos, assegurando a padronização dos processos, ganhos de tempo e a eficiência, e amparando o crescimento do Grupo Energisa.
Avançamos na expansão e diversificação dos negócios do Grupo, ingressando no segmento de transmissão de energia elétrica. Vencemos o leilão para a construção de duas linhas de transmissão de energia, nos estados de Goiás e Pará, que trarão também sinergias para as atividades de distribuição. Essas linhas estarão concluídas até 2021 e 2022, respectivamente, e ampliarão a qualidade do fornecimento de energia e a segurança do sistema, especialmente em Mato Grosso e Mato Grosso do Sul.
Inauguramos também dois novos prédios em Cataguases, em Minas Gerais, berço do Grupo Energisa desde 1905. Os prédios, modernos, sustentáveis e construídos com base no uso eficiente de energia e de água, passaram a abrigar a sede da Energisa Minas Gerais, da Energisa Soluções e a Central de Serviços Energisa, proporcionando conforto e excelentes condições de trabalho para os nossos colaboradores.
eficiência relevantes para a empresa e para os clientes. Ao mesmo tempo, seguimos no processo iniciado em 2015 de migração de sistemas de informação, unificando essas distribuidoras na mesma plataforma.
Continuamos envolvidos e avançando em uma jornada de digitalização. Com esse propósito, lançamos o “+Simples, +Ágil, +Energisa”, um programa de transformação que será capaz de nos levar mais rapidamente e com menos complexidade ao patamar de liderança e eficiência que procuramos alcançar em um mundo de grandes e aceleradas mudanças.
Mantemos a busca incansável pelo sonho de sermos um grupo líder no setor elétrico. Queremos crescer e ser referência em quatro aspectos: satisfação do cliente, segurança, clima no ambiente de trabalho e rentabilidade.
Nesses quatro grandes objetivos, somamos grandes conquistas em 2017: o reconhecimento em segurança com a medalha Eloy Chaves para sete das nossas distribuidoras, com destaque para a Energisa Nova Friburgo, que está até esta data, com mais de 590 dias sem acidentes de trabalho com afastamento, o selo Great Place to Work para a Energisa Paraíba, a liderança em satisfação do cliente, com o melhor desempenho entre os grupos econômicos de distribuição no Índice de Satisfação da Qualidade Percebida (ISQP) e a Energisa Paraíba reconhecida como a melhor distribuidora do Brasil na categoria de empresas acima de 500 mil consumidores pela Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (ABRADEE) no benchmarking anual do setor. Juntos, esses reconhecimentos nos colocam cada vez mais perto do sonho que projetamos até 2020.
Essa busca de excelência também foi reconhecida por nossos investidores. As ações da Energisa apresentaram alta de 50,5% em 2017, a maior valorização entre as empresas do setor elétrico, expressivamente acima do IEE (10,0%) e do índice B3 (26,9%).
Estamos colhendo frutos por desenvolver e reter pessoas de talento, pela disciplina na gestão de custos, por antecipar cenários e por sermos protagonistas no setor em que atuamos. E é com esse espírito insurgente que estamos preparados para um novo ciclo de crescimento, certos de estarmos na direção correta e na velocidade adequada. Seguimos apoiados por um sistema sólido de governança, conformidade e valores de ética e integridade que refletem nosso compromisso com o hoje e com o futuro.
Cabe-nos reconhecer o papel de nossos empregados, clientes, fornecedores, credores e acionistas, que seguem conosco nessa trajetória. Nossos sinceros agradecimentos pela confiança.
Cataguases, 14 de março de 2018.
Ricardo Perez Botelho Ivan Müller Botelho
Resultados de 2017
Cataguases, 14 de março de 2018 – A administração da Energisa S/A (“Energisa” ou “Companhia”) apresenta os resultados do quarto trimestre (4T17) e de 2017 (12M17). As informações financeiras e operacionais a seguir, exceto quando indicado o contrário, são apresentadas em base consolidada de acordo com os Padrões Internacionais de Demonstrações Financeiras (International Financial Reporting Standards – IFRS).
Destaques
Lucro líquido consolidado cresce 560,8% no 4T17 e totaliza R$ 572,6 milhões em 2017
Lucro líquido consolidado de R$ 232,6 milhões no 4T17, ante o lucro de R$ 35,2 milhões no 4T16,
crescimento de 560,8%. Em 2017, o lucro líquido consolidado atingiu R$ 572,6 milhões, aumento de 192,4% em relação a 2016;
EBITDA ajustado consolidado totalizou R$ 806,6 milhões no 4T17, aumento de 40,2% em relação aos R$ 575,2
milhões reportados no 4T16. Em 2017, o EBITDA Ajustado atingiu R$ 2.372,8 milhões, aumento de 15,7% em relação aos R$ 2.051,6 milhões registrados em 2016, desconsiderando as vendas de ativos;
Despesas com PMSO consolidadas sobem 34,5% (R$ 184,3 milhões) no 4T17 e 9,1% em 2017 (R$ 175,8
milhões);
Caixa, equivalentes de caixa, aplicações financeiras e créditos setoriais consolidados atingiram R$ 3.171,6
milhões em dezembro de 2017, contra os R$ 2.814,9 milhões em setembro de 2017 e R$ 2.768,2 milhões registrados em dezembro de 2016;
Dívida líquida consolidada totalizou R$ 7.202,0 milhões em dezembro de 2017, contra R$ 6.021,5 milhões em
dezembro de 2016. A relação dívida líquida por EBITDA Ajustado ficou em 3,0 vezes, ante 2,9 vezes em 2016;
Investimentos consolidados de R$ 456,6 milhões no 4T17, dos quais R$ 285,3 milhões se referem a ativos elétricos. Em 2017, os investimentos somaram R$ 2.002,9 milhões (R$ 1.197,9 milhões em ativos elétricos).
Descrição
Trimestre Exercício
4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %
Indicadores Financeiros – R$ milhões
Receita Operacional Bruta 5.550,6 4.914,2 + 13,0 20.347,6 18.234,4 + 11,6
Receita líquida 3.767,1 3.264,5 + 15,4 13.637,2 11.810,7 + 15,5
Receita líquida, sem receitas de construção 3.423,9 2.874,1 + 19,1 12.245,1 10.383,7 + 17,9
PMSO 719,1 534,8 + 34,5 2.107,0 1.931,2 + 9,1
EBITDA (1) 649,0 522,4 + 24,2 2.052,6 1.820,2 + 12,8
EBITDA Ajustado, sem venda de ativos 806,6 575,2 + 40,2 2.372,8 2.051,6 + 15,7
EBITDA Ajustado, com venda de ativos 806,6 523,7 + 54,0 2.372,8 2.000,1 + 18,6
Lucro Líquido 232,6 35,2 + 560,8 572,6 195,8 + 192,4
Endividamento Líquido (2) 7.202,0 6.021,5 + 19,6 7.202,0 6.021,5 + 19,6
Investimentos 456,6 399,0 + 14,4 2.002,9 1.642,9 + 21,9
Indicadores Operacionais Consolidados
Energia vendida mercado cativo faturado (GWh) 6.363,0 6.154,9 + 3,4 24.768,5 24.787,7 - 0,1 Mercado cativo + TUSD faturado (GWh) 7.644,9 7.191,9 + 6,3 29.604,9 28.549,1 + 3,7 Mercado cativo + TUSD + não faturado (GWh) 7.746,0 7.376,8 + 5,0 29.620,4 28.493,1 + 4,0 Número de Consumidores Totais 6.650.613 6.520.041 + 2,0 6.650.613 6.520.041 + 2,0
Número de Colaboradores Próprios 12.491 11.932 + 4,7 12.491 11.932 + 4,7
Força de Trabalho (colaboradores próprios + terceirizados (3)) 16.328 15.134 + 7,9 16.328 15.134 + 7,9
(1) EBITDA é a soma do lucro líquido, impostos, resultado financeiro e depreciação/amortização, conforme Instrução CVM 527/12. EBITDA Ajustado = EBITDA + Receitas de acréscimos moratórios. (2) Inclui créditos setoriais (CDE, CCC, CVA). (3) Não incluem terceirizados em obras. (4) Para conciliação dos dados reapresentados, ver Anexo A.6.
Teleconferência dos Resultados do 4º trimestre de 2017
Data: 15 de março de 201816:00 horas (horário de Brasília) Telefone: + 55 (11) 2188-0155 Código de acesso: Energisa
Relações com Investidores
Para informações adicionais e tabelas em excel, acesse o site de RI da Energisa: ri.energisa.com.br
Sumário
1 Perfil e estrutura societária ... 6
1.1 Estrutura societária do Grupo Energisa 7 2 Desempenho operacional ... 8
2.1 Mercado de energia 8 2.2 Consumo por Classe 9 2.3 Consumo por região 10 2.4 Clientes por concessionária 11 2.5 Balanço de Energia 11 2.6 Portfólio de Contratos 12 2.7 Perdas de energia elétrica 13 2.8 Gestão da Inadimplência 14 2.8.1 Taxa de Inadimplência 14 2.8.2 Taxa de Arrecadação 14 2.9 Indicadores de qualidade dos serviços – DEC e FEC 15 2.10 Comercialização de energia 15 3 Desempenho financeiro ... 16
3.1 Receita operacional líquida 16 3.2 Ambiente Regulatório 17 3.2.1 Conta de Compensação dos Valores da Parcela A (CVA) ... 17
3.2.2 Sobrecontratação ... 17
3.2.3 Bandeiras tarifárias ... 18
3.2.4 Revisões e reajustes tarifários ... 19
3.2.5 Base de remuneração regulatória ... 19
3.2.6 Parcela B ... 20
3.2.7 Créditos de subvenção tarifária, baixa renda e sub-rogação CCC ... 20
3.3 Custos e Despesas Operacionais 21 3.3.1 Custos e Despesas operacionais não controláveis ... 21
3.3.2 Custos e Despesas operacionais controláveis ... 21
3.3.3 Demais despesas operacionais ... 23
3.4 EBITDA 24 3.5 Resultado financeiro 26 3.6 Lucro Líquido 27 4 Estrutura de capital ... 29 4.1 Operações financeiras em 2017 29 4.2 Caixa e endividamento 29 4.3 Custo e prazo médio do endividamento 31 4.4 Ratings 31 4.5 Cronograma de amortização das dívidas 32 5 Investimentos ... 33
6 Fluxo de Caixa ... 34
7 Mercado de capitais ... 35
7.1 Desempenho das ações 35 7.2 Distribuição de dividendos 35 8 Eventos Subsequentes ... 36
8.1 Energisa aumenta participação societária na EMT 36 8.2 Emissão de debêntures pelas controladas EMT, EPB e EMS 36 9 Serviços prestados pelo auditor independente ... 36
Anexo I – Informações Complementares ... 37
A.1 Vendas de Energia por Área de Concessão 37 A.2 Informações Financeiras Selecionadas da Energisa Consolidada 41 A.3 Informações Financeiras Selecionadas por distribuidora 42 A.4 Receitas Líquidas por Classe de Consumo por Distribuidora 43 A.5 Custos e Despesas Operacionais por Distribuidora 44 A.6 Conciliação lucro líquido e EBITDA e Reapresentações 45 A.7 Endividamento líquido por distribuidora 46 Anexo II - Demonstrações Financeiras ... 47
Conselho de Administração ... 54
1 Perfil e estrutura societária
O Grupo Energisa tem 113 anos de história e é o sexto maior grupo distribuidor de energia do país em consumo de energia, atendendo nesse segmento de atuação a aproximadamente 6,7 milhões de consumidores em nove estados brasileiros - o equivalente a 8,1% do total de consumidores do Brasil. A Companhia controla, atualmente, nove distribuidoras localizadas nos Estados de Minas Gerais, Sergipe, Paraíba, Rio de Janeiro, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Tocantins, São Paulo e Paraná, que mantêm contratos de concessão que vencem entre 2020 e 2045.
1.1 Estrutura societária do Grupo Energisa
O controle acionário do Grupo Energisa é exercido pela Gipar S.A., cujo controlador direto e indireto é a Família Botelho. A Companhia tem ações negociadas na Brasil, Bolsa, Balcão S.A. (B3), em São Paulo, sob os códigos ENGI3 (ações ordinárias), ENGI4 (ações preferenciais) e ENGI11 (Units, certificados compostos por uma ação ordinária e quatro ações preferenciais). Faz parte do Nível 2 de Governança Corporativa da B3.
2 Desempenho operacional
2.1 Mercado de energia
O consumo de energia no mercado cativo e livre do Grupo Energisa no 4T17 mostrou crescimento de 6,3% em relação ao mesmo período do ano anterior, totalizando 7.644,9 GWh. Considerando o fornecimento não faturado, o consumo foi de 7.746,0 GWh, aumento de 5,0% na mesma base de comparação.
Todas as classes registraram aumento no consumo. A classe residencial, com crescimento de 6,0%, mostrou os melhores aumentos na EMT (+10,0%), ETO (+8,9%), EMS (+8,7%) e ESS (+6,0%). A classe industrial registrou crescimento de 7,7%, favorecida pelas vendas da ETO (+22,3%), EMT (+12,0%) e EMS (+7,9%).
Entre as concessões, merece destaque o consumo nas regiões Centro-Oeste e Norte. Na EMT, o consumo, cativo e livre, aumentou 12,0%, puxado pelas classes residencial, industrial e rural, influenciadas pelas temperaturas elevadas e retomada da indústria e pela baixa base de comparação no mesmo trimestre de 2016. O consumo na EMS cresceu 6,9%, sobretudo, em função da classe industrial, principalmente pelo forte aumento no segmento de metalurgia (+133,6%), com a retomada do consumo de um cliente que estava desligado por aproximadamente cinco anos. Já o consumo na ETO apresentou aumento de 8,6%, também com significativo crescimento da classe industrial como resultado do melhor desempenho do setor químico.
Após registrar estabilidade em 2015 e pequeno recuo em 2016, o consumo de energia elétrica no mercado cativo e livre do Grupo Energisa apresentou aumento de 3,7% em 2017. O volume consumido (29.604,9 GWh) foi recorde histórico, sinalizando a recuperação gradual do mercado de energia. Considerando o fornecimento não faturado, o volume se situa em 29.620,4 GWh (+4,0%).
Todas as classes apresentaram variação positiva no ano, com destaque para as classes residencial e industrial. Após seguidos recuos desde 2015, a classe industrial apresentou crescimento de 2,3% (+118,2 GWh), com destaque para o ramo de alimentos, com representatividade de 40% da classe, que apresentou a maior variação (+5,3%), principalmente nas regiões das distribuidoras situadas no Centro-Oeste.
Também se destacou em 2017, o consumo nas concessões da EMT (+6,6%) e EMS (+5,4%), que juntas representam 46,0% do mercado total consolidado. Na EMT, todas as classes apresentaram variações positivas, com crescimento na maioria dos meses do ano, exceto em fevereiro e em abril. Na EMS, o consumo também apresentou crescimento em todos os meses, com recuo apenas em abril. A única distribuidora a apresentar recuo no consumo em 2017 foi a ESE (-1,3%), influenciado pelos elevados índices pluviométricos e redução de atividades de clientes industriais do ramo de cimento e óleo e gás.
Mercado de Energia das Distribuidoras
Descrição Valores em GWh
Trimestre Exercício
4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %
Energia vendida mercado cativo faturado 6.363,0 6.154,9 + 3,4 24.768,5 24.787,7 - 0,1
Transporte de energia clientes livres (TUSD) 1.281,9 1.037,0 + 23,6 4.836,4 3.761,4 + 28,6
Subtotal (Mercado Cativo + TUSD faturado) 7.644,9 7.191,9 + 6,3 29.604,9 28.549,1 + 3,7
Consumo não faturado 101,1 184,9 - 45,3 15,5 (56,0) -
Subtotal (Mercado Cativo + TUSD + não faturado) 7.746,0 7.376,8 + 5,0 29.620,4 28.493,1 + 4,0
Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o consumo no Brasil em 2017 foi 0,8% superior em relação a 2016. Por conta da diversidade geográfica e por estar em regiões de maior crescimento no país, o mercado das distribuidoras do Grupo Energisa apresenta uma variação de 2,9 pontos percentuais acima do consumo médio nacional.
Histórico de Consumo (Mercado Cativo + TUSD Faturado) versus Média Brasil
Em GWh (Grupo Energisa) e % em relação ao ano anterior
2.2 Consumo por Classe
No 4T17, as principais classes de consumo apresentaram os seguintes comportamentos:
Classe residencial (35,7% do mercado total cativo + livre): aumento de 6,0% (ou 154,1 GWh). As áreas de concessão no Centro-Oeste e Norte registraram temperaturas elevadas, escassez de chuva e baixa umidade do ar, impulsionando o uso de equipamentos de ar condicionado e umidificadores de ar. Os aumentos no consumo na EMT (+10,0%), ETO (+8,9%) e EMS (+8,7%) refletem, ainda, as bases baixas de comparação causadas por temperaturas amenas atípicas no mesmo período do ano passado. Por outro lado, apenas a ESE apresentou leve retração (-0,1%) na classe, afetada pelo aumento dos índices pluviométricos e pela queda das temperaturas;
Classe industrial (21,6% do mercado total cativo + livre): crescimento de 7,7% (ou 118,2 GWh), dos quais 49,8 GWh são provenientes da EMT (+12,0%), influenciada pelo ramo de alimentos e de produtos minerais não metálicos, como cimento. Também refletindo a melhoria no cenário econômico, as indústrias atendidas pela ESS mostraram aumento de 7,5% (+20,4 GWh) no consumo, impulsionadas pela fabricação de produtos de madeira. Exceto na EPB (queda de 0,6%, em decorrência da retração das atividades no setor de bebidas e de minerais não metálicos), todas as demais concessões do Grupo também apresentaram crescimento no trimestre: na ETO (+22,3% ou 14,2 GWh), o consumo foi impulsionado pelo segmento de produtos químicos; EMS (+7,9% ou 19,0 GWh), principalmente pela atuação de clientes do setor de alimentos; ENF (+8,9%); EBO (+7,9%); ESE (+5,6%) e EMG (+1,0%);
Classe comercial (19,7% do mercado total cativo + livre): crescimento de 4,0% (ou 58,1 GWh). Pelo quarto trimestre consecutivo, essa classe apresenta aumento de consumo. Destaque para as áreas de concessão da EMT (+7,1% ou +28,9 GWh) e EMS (+6,6% ou +18,1 GWh), em função das temperaturas mais altas e da retomada da economia local;
Classe rural (9,6% do mercado total cativo + livre): acréscimo de 11,4% (ou 74,9 GWh), impulsionado pelas concessões localizadas no Centro-Oeste e Norte. Na EMT (+28,0%) e EMS (+3,5%), em função da baixa comparação com ano anterior que foi mais chuvoso. Na ETO, o aumento do consumo desta classe foi de 12,6%. Em contrapartida, as distribuidoras do Nordeste (EPB e ESE) apresentaram queda no consumo da classe devido às chuvas intensas no período, provocando retração do consumo para irrigação;
O quadro, a seguir, mostra o comportamento consolidado das classes de consumo em 2017 e 2016:
Mercado Cativo Faturado por Classe de Consumo + TUSD (Consolidado) Descrição Valores em GWh Trimestre Exercício 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. % Residencial 2.727,9 2.573,8 + 6,0 10.475,4 10.085,1 + 3,9 Industrial 1.651,5 1.533,3 + 7,7 6.486,4 6.339,1 + 2,3 Cativo 558,6 640,5 - 12,8 2.321,5 2.967,5 - 21,8 Livre 1.092,9 892,8 + 22,4 4.164,9 3.371,6 + 23,5 Comercial 1.506,3 1.448,1 + 4,0 5.880,0 5.725,6 + 2,7 Cativo 1.348,2 1.324,4 + 1,8 5.313,0 5.365,1 - 1,0 Livre 158,1 123,7 + 27,8 567,0 360,5 + 57,3 Rural 733,2 658,3 + 11,4 2.820,3 2.613,4 + 7,9 Cativo 715,5 646,3 + 10,7 2.765,9 2.592,1 + 6,7 Livre 17,7 12,0 + 47,5 54,4 21,3 + 155,4 Outras classes 1.026,0 978,2 + 4,9 3.942,7 3.786,1 + 4,1 Cativo 1.012,8 969,9 + 4,4 3.892,7 3.777,9 + 3,0 Livre 13,2 8,3 + 59,0 50,1 8,2 + 511,0
Vendas de energia a consumidores (Mercado Cativo Faturado) 6.363,0 6.154,9 + 3,4 24.768,5 24.787,7 - 0,1
Energia associada a consumidores livres (TUSD) 1.281,9 1.037,0 + 23,6 4.836,4 3.761,4 + 28,6
Mercado Cativo Faturado + TUSD 7.644,9 7.191,9 + 6,3 29.604,9 28.549,1 + 3,7
Consumo não faturado 101,1 184,9 - 45,3 15,5 (56,0) -
Mercado Cativo Faturado + TUSD + Não faturado 7.746,0 7.376,8 + 5,0 29.620,4 28.493,1 + 4,0
2.3 Consumo por região
Do total das vendas de energia no mercado cativo e livre no 4T17, 46,3% foram vendidos na região Centro-Oeste, 26,2% na região Nordeste, 19,8% nas regiões Sudeste e Sul e 7,7% na região Norte, esta última atendida pela ETO.
Mercado Cativo + TUSD (faturado) por Distribuidora e Região
Descrição Valores em GWh
Trimestre Exercício
4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %
Região Norte 586,7 540,2 + 8,6 2.245,2 2.187,1 + 2,7
Energisa Tocantins (ETO) 586,7 540,2 + 8,6 2.245,2 2.187,1 + 2,7
Região Nordeste 2.006,2 1.990,3 + 0,8 7.830,9 7.783,1 + 0,6
Energisa Paraíba (EPB) 1.076,4 1.061,2 + 1,4 4.181,4 4.107,9 + 1,8
Energisa Sergipe (ESE) 769,2 770,0 - 0,1 3.015,3 3.054,4 - 1,3
Energisa Borborema (EBO) 160,6 159,1 + 0,9 634,2 620,8 + 2,2
Região Centro-Oeste 3.536,8 3.215,6 +10,0 13.629,9 12.843,6 + 6,1
Energisa Mato Grosso (EMT) 2.195,0 1.960,3 + 12,0 8.464,0 7.940,4 + 6,6
Energisa Mato Grosso do Sul (EMS) 1.341,8 1.255,3 + 6,9 5.165,9 4.903,2 + 5,4
Região Sul/Sudeste 1.515,2 1.445,8 + 4,8 5.898,9 5.735,5 + 2,8
Energisa Minas Gerais (EMG) 376,3 362,0 + 4,0 1.482,6 1.459,6 + 1,6
Energisa Nova Friburgo (ENF) 81,2 78,9 + 2,9 323,7 323,3 + 0,1
Energisa Sul Sudeste 1.057,7 1.004,9 + 5,3 4.092,6 3.952,6 + 3,5
2.4 Clientes por concessionária
A Energisa encerrou o ano de 2017 com 6.649.966 unidades consumidoras cativas, número 2,0% superior ao registrado no fim de 2016. A carteira de consumidores livres atingiu 647 clientes em 2017, contra 476 em 2016.
Número de consumidores Cativos e Livres por Região
Distribuidoras
Número de Consumidores
Cativos Livres Total
Região Norte 573.855 21 573.8766 ETO 573.855 21 573.876 Região Nordeste 2.376.203 98 2.376.301 EPB 1.404.298 44 1.404.342 ESE 761.924 42 761.966 EBO 209.981 12 209.993 Região Centro-Oeste 2.381.185 339 2.381.524 EMT 1.365.659 200 1.365.859 EMS 1.015.526 139 1.015.665 Região Sul/Sudeste 1.318.723 189 1.318.912 EMG 445.557 51 445.608 ENF 105.555 8 105.563 ESS 767.611 130 767.741 Total 6.649.966 647 6.650.613 2.5 Balanço de Energia
Balanço de Energia - Distribuidoras da Energisa Descrição
Valores em GWh
2017
EMG ENF ESE EBO EPB
(a) Energia Total Vendida (a=b+c+d) 1.206,3 307,8 2.746,5 549,9 3.647,6
(b) Energia vendida mercado cativo 1.204,4 307,6 2.357,7 549,3 3.645,0
Residencial 503,5 161,1 1.010,9 240,4 1.662,5
Industrial 130,9 39,6 213,8 64,8 335,6
Comercial 226,9 65,3 489,7 140,3 695,7
Rural 183,6 5,6 108,8 23,8 266,9
Setor público e consumo próprio 159,4 36,0 534,5 80,0 684,2
(c) Consumo não faturado 2,0 0,1 (0,4) 0,6 2,6
(d) Suprimento a concessionárias - - 389,2 - -
(e) Energia injetada (e=a+f+g+h) 1.680,6 373,6 3.803,8 710,2 5.005,9
(f) Transporte energia clientes livres (TUSD) 278,2 16,1 657,6 84,9 536,4
(g) Intercâmbio de energia 20,8 33,7 65,6 33,8 181,1
(h) Perdas na distribuição 175,3 16,0 334,1 41,7 640,9
(i) Energia Recebida Total (i=a+h+j+k) 1.475,4 323,8 3.358,1 717,4 4.602,9
(j) Perdas na Rede Básica 12,2 - 74,3 11,3 101,9
Balanço de Energia - Distribuidoras da Energisa (continuação) Descrição
Valores em GWh
2017
EMT EMS ETO ESS Consolidada
(a) Energia Total Vendida (a=b+c+d) 7.040,9 4.316,3 2.092,0 3.298,1 25.205,4
(b) Energia vendida mercado cativo 7.027,6 4.320,3 2.093,0 3.263,6 24.768,5
Residencial 2.771,6 1.792,6 949,3 1.383,5 10.475,4
Industrial 656,0 324,2 173,1 383,3 2.321,5
Comercial 1.524,2 1.040,9 402,6 727,5 5.313,0
Rural 1.130,8 530,0 221,3 295,1 2.765,9
Setor público e consumo próprio 945,0 632,6 346,7 474,3 3.892,7
(c) Consumo não faturado 13,4 (4,0) (1,0) 2,3 15,5
(d) Suprimento a concessionárias - - - 32,2 421,4
(e) Energia injetada (e=a+f+g+h) 9.928,6 5.989,2 2.582,8 4.480,9 34.555,7
(f) Transporte energia clientes livres (TUSD) 1.436,4 845,6 152,2 829,0 4.836,3
(g) Intercâmbio de energia 2,9 22,3 3,1 70,4 433,7
(h) Perdas na distribuição 1.448,4 805,0 335,6 283,4 4.080,3
(i) Energia Recebida Total (i=a+h+j+k) 9.075,9 5.426,3 2.600,8 4.189,6 31.770,1
(j) Perdas na Rede Básica 110,3 62,5 42,9 123,1 538,6
(k) Venda de Energia CCEE 476,3 242,5 130,3 485,0 1.945,8
2.6 Portfólio de Contratos
Portfólio de Contratos - Distribuidoras do Grupo Energia Descrição
Valores em GWh
2017
EMG ENF ESE EBO EPB
(a) Energia comprada 1.473,4 323,8 3.338,9 717,4 4.576,3
Bilateral 578,2 - 128,9 89,2 439,0
Leilões de Energia 194,6 - 1.944,9 349,6 2.370,9
Quota de Itaipu 281,7 - - - -
Quota do PROINFA 30,0 8,1 67,7 13,6 90,1
Quota de ANGRA 47,7 - 110,1 27,7 148,1
Quota de Garantia Física (95%) 341,2 - 1.087,4 237,3 1.528,2
Contrato Suprimento - 315,6 - - -
Geração distribuída - - - - -
(b) Geração Própria / Embutida / Desverticalizada - - - - -
(c) Liquidação na CCEE 2,0 - 19,2 - 26,6
(d) Energia Recebida Total (d=a+b+c) 1.475,4 323,8 3.358,1 717,4 4.602,9
Portfólio de Contratos - Distribuidoras do Grupo Energisa (continuação)
Descrição Valores em GWh
2017
EMT EMS ETO ESS Consolidada
(a) Energia comprada 7.422,5 5.246,9 2.342,7 4.182,1 29.624,1
Bilateral 1.973,1 - 195,8 587,3 3.991,3
Leilões de Energia 2.223,1 2.323,3 1.361,4 1.456,8 12.225,1
Quota de Itaipu 1.311,4 907,3 - 746,8 3.247,2
Quota do PROINFA 170,8 105,8 53,3 81,8 621,3
Quota de ANGRA 239,8 164,6 67,7 133,3 938,9
Quota de Garantia Física (95%) 1.498,2 1.434,7 613,6 914,4 7.655,1
Contrato Suprimento - - - 261,7 577,0
Geração distribuída 6,1 311,2 50,8 - 368,1
(b) Geração Própria / Embutida / Desverticalizada 1.400,5 4,1 177,0 0,1 1.581,7
(c) Liquidação na CCEE 252,9 175,2 81,1 7,5 564,4
2.7 Perdas de energia elétrica
As perdas totais consolidadas do Grupo Energisa em 2017 somaram 4.080,3 GWh, representando 11,81% da energia injetada, queda de 0,04 ponto percentual em relação ao resultado de setembro de 2017 e de 0,57 ponto percentual em relação a dezembro de 2016. Pelo quinto trimestre consecutivo, a trajetória das perdas de energia consolidadas do Grupo Energisa apresentou declínio e encerra o ano abaixo do limite regulatório. Em relação às perdas não técnicas consolidadas houve aumento 27,0 GWh, em função do forte consumo no último trimestre de 2017, mas continua apresentando decréscimo de 169 GWh, em relação a dezembro de 2016. As concessões que mais contribuíram para a boa redução das perdas consolidadas em 2017 foram a EPB, EMT, EMS e ETO. A EMT, que apresentou consistentes reduções ao longo de 2017, caminha para a meta regulatória. Esse desempenho decorre, principalmente, do aumento de 83 equipes de fiscalização, representadas por 166 profissionais que foram efetivados ao longo dos primeiros quatro meses do ano. A EMS também apresentou contínuas reduções nas perdas totais, apesar da elevação das perdas técnicas, em função da queda na geração das térmicas movidas a biomassa e em decorrência, a ampliação do recebimento de energia através de uma linha de transmissão mais distante do centro de carga. Ainda assim, essa concessão encerrou o ano 0,28 ponto percentual abaixo de 2016, mostrando a efetividade na redução das perdas não técnicas. O índice de perdas na ETO, que desde o 2T17 se encontra abaixo do limite regulatório, reflete o aprimoramento das ações de combate a perdas não técnicas, como a internalização das equipes de leitura, especialmente rural, o que permitiu a redução dos casos de faturamento pela média, devido a impedimento de acesso. Nessa concessão as perdas encerraram o ano em 1,0 ponto percentual abaixo do limite regulatório. Vale mencionar que a EMG está acima do nível regulatório em função do aumento da perda técnica e fatores não gerenciáveis pela distribuidora.
Perdas de Energia (% últimos 12 meses)
Nota: Para cálculo dos percentuais apresentados acima, foram considerados os valores de energia não faturada. Os percentuais regulatórios referem-se aos últimos dozes meses findos em dezembro de 2017.
Perdas de Energia (Em GWh nos últimos 12 meses)
Perdas em 12 meses Em GWh
Perdas Técnicas Perdas Não-Técnicas Perdas Totais
dez/16 set/17 dez/17 dez/16 set/17 dez/17 dez/16 set/17 dez/17 Var.(%)(1) EMG 158,9 171,3 171,2 11,7 0,0 4,1 170,6 171,3 175,3 + 2,3 ENF 19,0 19,3 18,8 -2,0 -2,8 -2,8 17,0 16,5 16,0 - 3,1 ESE 267,5 270,4 260,6 82,1 61,5 73,5 349,6 331,9 334,1 + 0,7 EBO 52,8 56,2 54,3 -4,2 -17,8 -12,6 48,6 38,4 41,7 + 8,5 EPB 503,5 526,4 512,3 159,8 103,3 128,6 663,3 629,7 640,9 + 1,8 EMT 920,0 937,4 943,9 526,2 483,3 504,5 1.446,2 1.420,7 1.448,4 + 1,9 EMS 559,1 582,8 599,1 221,4 209,5 206,0 780,5 792,4 805,0 + 1,6 ETO 295,7 291,4 294,7 85,7 56,5 40,8 381,4 348,0 335,6 - 3,6 ESS 271,5 287,4 292,6 21,2 12,2 -9,2 292,7 299,6 283,4 - 5,4 Energisa Consolidada 3.047,9 3.142,5 3.147,4 1.101,9 905,9 932,9 4.149,8 4.048,3 4.080,3 + 0,8
(1) Variação dezembro/setembro de 2017. Nota: Os dados são passíveis de recontabilizações de energia realizadas pela CCEE.
Distribuidoras
% Energia Injetada (12 meses) dez/16 set/17 dez/17 dez/16 set/17 dez/17 dez/16 set/17 dez/17
EMG 9,41 10,18 10,19 0,69 0,00 0,24 10,10 10,18 10,43 9,63 ENF 5,15 5,20 5,02 -0,55 -0,75 -0,75 4,60 4,45 4,28 5,84 ESE 6,90 7,09 6,85 2,12 1,61 1,93 9,02 8,71 8,78 10,51 EBO 7,50 7,97 7,64 -0,60 -2,52 -1,77 6,90 5,45 5,87 7,54 EPB 10,26 10,57 10,23 3,26 2,07 2,57 13,52 12,64 12,80 13,53 EMT 9,82 9,65 9,51 5,62 4,98 5,08 15,44 14,63 14,59 13,68 EMS 9,83 9,85 10,00 3,89 3,54 3,44 13,72 13,40 13,44 14,91 ETO 11,52 11,44 11,41 3,34 2,22 1,58 14,86 13,66 12,99 13,99 ESS 6,25 6,46 6,53 0,49 0,28 -0,20 6,74 6,73 6,32 6,73 Energisa Consolidada 9,10 9,20 9,11 3,28 2,65 2,70 12,38 11,85 11,81 12,23
Perdas Técnicas (%) Perdas Não-Técnicas (%) Perdas Totais (%)
2.8 Gestão da Inadimplência 2.8.1 Taxa de Inadimplência
Em 2017, a inadimplência (calculada pela relação percentual entre a provisão para créditos de liquidação duvidosa (PCLD) e o fornecimento faturado, no período de 12 meses) foi de 0,67%, 0,42 ponto percentual acima da registrada em 2016 (0,26%). Esse aumento deve-se, principalmente, a fatores não recorrentes na EMT em junho e setembro de 2016, devido a renegociações com a prefeitura de Cuiabá e com a SANECAP, no valor de R$ 99 milhões. Compensando parcialmente esse efeito, no 4T17 houve reversão de provisão na ESE referente ao acordo com a CODEVASF. Desconsiderando esses fatores não recorrentes, o indicador de inadimplência na EMT em 2017 estaria 0,42 ponto percentual abaixo do verificado em 2016 (1,85%) e, no caso da ESE, esse indicador seria de 0,67%, 0,19 ponto percentual acima de 2016. Em base consolidada, excluindo os mencionados eventos não recorrentes, o indicador estaria em 0,76%, 0,29 ponto percentual abaixo do valor de 2016 (1,05%).
PCLD (% do Fornecimento faturado) Em 12 meses (%) 2017 2016 Variação em p.p. EMG 0,13 0,34 - 0,21 ENF 0,19 0,28 - 0,09 ESE (0,35) 0,48 - EBO 0,28 0,50 - 0,22 EPB 0,58 0,79 - 0,21 EMT 1,42 (0,77) - EMS 0,75 1,27 - 0,52 ETO 0,41 0,97 - 0,57 ESS 0,01 0,06 - 0,05 Total 0,67 0,26 + 0,42 2.8.2 Taxa de Arrecadação
A taxa de arrecadação consolidada do Grupo Energisa (representada pela arrecadação dos últimos 12 meses sobre ao faturamento acumulado do mesmo período) apresentou ligeira queda, de 0,24 ponto percentual em 2017. No entanto, a taxa ainda se mantém em patamares elevados, mesmo com consistentes reduções nos indicadores de perdas, fechando o ano em 97,45%.
Além das iniciativas tradicionais de cobrança, novas ações na gestão de recebíveis tiveram início na EMT e na EPB. Em outubro de 2017, com o objetivo de obter uma abordagem ainda mais integrada na EMT, um núcleo multidisciplinar passou a conjugar a coordenação das atividades de cobrança em campo e back office resultando em agilização da retomada das negociações para equacionamento dos débitos.
2.9 Indicadores de qualidade dos serviços – DEC e FEC
Todas as distribuidoras do Grupo apresentaram redução do FEC em 2017 e continuam abaixo dos limites regulatórios. Em relação ao DEC, os melhores desempenhos ocorreram nas distribuidoras do Sudeste e Nordeste, cujos resultados se encontram abaixo do limite regulatório.
O ambiente climático nas áreas de concessão das distribuidoras do Centro-Oeste e Norte em 2017 foi bastante desafiador se comparado com o ano de 2016. Segundo o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais – INPE, no Mato Grosso do Sul, o índice de descargas atmosféricas em 2017 foi 65% maior do que em 2016. Ainda assim, a EMS encerrou o ano dentro da meta regulatória.
No Mato Grosso, as descargas atmosféricas em 2017 foram 42% superiores em relação a 2016. Chuvas e ventos fortes, piores que a média, também impediram a continuidade na melhoria do DEC na EMT, especialmente nos meses de outubro e novembro. No entanto, medidas adicionais em curso desde meados de 2017, já atestam a melhoria do indicador no último mês do ano.
O estado do Tocantins também vivenciou situação climática similar e observou-se elevação de 173% nas descargas atmosféricas em 2017. A maior concentração ocorreu nos meses de novembro e dezembro, quando esses índices foram 263% e 277% superiores a 2016, respectivamente. No entanto, a execução do plano de recuperação da qualidade na ETO que envolveu aumento no número de equipes e investimentos em redes pode ser considerada bem-sucedida, dada a redução de 4,26 horas no DEC da concessão no ano e a proximidade com a meta regulatória (menos de 1 hora).
Cabe observar também, que as empresas EMG, ENF e ESS, que assinaram em 2015 a renovação dos contratos de concessão, atenderam pelo segundo ano consecutivo os padrões mínimos de qualidade exigidos no novo contrato.
Os indicadores de qualidade tiveram os seguintes desempenhos em 2017:
Nota: Para apresentação da Energisa Sul/Sudeste foram realizadas ponderações pelo número de clientes. Os dados apresentados são obtidos a partir das bases de dados da ANEEL e são passíveis de alterações solicitadas pelo regulador.
2.10 Comercialização de energia
Além da venda de energia no mercado regulado, a Energisa S/A, através da sua empresa de comercialização de energia elétrica, Energisa Comercializadora (ECOM), realizou no 4T17 vendas 52,4% maiores em relação ao 4T16. No exercício de 2017, as vendas de energia aos seus 299 clientes (acréscimo de 74,9% em relação aos 171 clientes em 2016) mostraram aumento de 60,4% em relação ao ano anterior, conforme quadro a seguir:
Descrição Valores em GWh
Trimestre Exercício
4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %
Vendas a consumidores livres 1.121,1 735,4 + 52,4 3.951,6 2.458,3 + 60,4
Distribuidoras
Média móvel 12 meses dez/17 dez/16 Var.(%) dez/17 dez/16 Var.(%)
EMG 8,44 10,35 - 18,5 5,05 7,16 - 29,5 11,52 9,36 ENF 5,78 7,25 - 20,3 3,82 7,42 - 48,5 11,12 9,84 ESE 12,09 12,27 - 1,5 6,99 7,21 - 3,1 12,80 9,30 EBO 4,03 4,94 - 18,5 2,46 3,22 - 23,5 13,13 9,91 EPB 14,60 16,44 - 11,2 6,30 6,81 - 7,5 17,62 11,16 EMT 25,35 23,57 + 7,6 12,49 14,27 - 12,5 23,94 19,85 EMS 11,92 11,81 + 0,9 5,72 5,93 - 3,5 12,26 9,22 ETO 27,98 32,24 - 13,2 12,72 14,47 - 12,1 27,19 19,33 ESS 6,60 7,91 - 16,6 4,97 6,54 - 23,9 8,55 8,77
DEC (horas) FEC (vezes) Limite DEC Limite FEC
3
Desempenho financeiro
3.1 Receita operacional líquida
No 4T17, a receita operacional líquida consolidada, sem a receita de construção, totalizou R$ 3.425,2 milhões, representando aumento de 19,2% em relação ao 4T16. No acumulado em 2017, a receita operacional líquida, sem construção, foi de R$ 12.246,4 milhões, acréscimo de 17,9%, quando comparada ao valor apurado em 2016. A seguir, as receitas operacionais líquidas por classe de consumo:
Receita líquida por classe de consumo Descrição (R$ milhões)
Período Exercício
4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %
(+) Receita de energia elétrica (mercado cativo) 4.119,7 3.636,8 + 13,3 15.136,2 14.449,7 + 4,8
Residencial 1.909,3 1.648,5 + 15,8 6.909,4 6.387,7 + 8,2
Industrial 372,1 386,1 - 3,6 1.469,4 1.721,0 - 14,6
Comercial 971,0 873,6 + 11,1 3.614,7 3.492,8 + 3,5
Rural 358,2 291,6 + 22,8 1.312,3 1.161,9 + 12,9
Outras classes 509,1 437,0 + 16,5 1.830,4 1.686,3 + 8,5
(+) Suprimento de energia elétrica 32,2 195,8 - 83,6 525,1 621,1 - 15,5
(+) Fornecimento não faturado líquido 61,4 103,1 - 40,4 28,1 (37,8) -
(+) Energia comercializada 246,4 145,4 + 69,5 828,3 488,6 + 69,5
(+) Disponibilidade do sistema elétrico 245,8 191,9 + 28,1 905,5 703,7 + 28,7
(+) Receitas de construção 343,2 390,4 - 12,1 1.392,1 1.427,0 - 2,4
(+) Constituição e amortização - CVA 47,2 (47,0) - 230,8 (513,5) -
(+) Subvenções vinculadas aos serviços concedidos 257,0 236,9 + 8,5 949,3 832,5 + 14,0 (+) Ativo financeiro indenizável da concessão 179,3 25,2 + 611,5 211,4 125,1 + 69,0
(+) Outras receitas 18,4 35,7 - 48,5 140,8 138,0 + 2,0
(=) Receita bruta 5.550,6 4.914,2 + 13,0 20.347,6 18.234,4 + 11,6
(-) Impostos sobre vendas 1.455,8 1.259,0 + 15,6 5.327,6 4.887,9 + 9,0
(-) Deduções Bandeiras Tarifárias (2,5) 10,8 - 46,1 9,6 + 380,2
(-) Encargos setoriais 330,2 379,9 - 13,1 1.336,7 1.526,2 - 12,4
(=) Receita líquida 3.767,1 3.264,5 + 15,4 13.637,2 11.810,7 + 15,5
(-) Receitas de construção 343,2 390,4 - 12,1 1.392,1 1.427,0 - 2,4
A seguir, as receitas operacionais líquidas por empresa: Receita líquida por empresa
Valores em R$ milhões
Período Exercício
4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %
Distribuição de energia elétrica 3.532,0 3.132,3 + 12,8 12.848,5 11.314,8 + 13,6
EMG 173,6 158,5 + 9,5 669,5 567,4 + 18,0 ENF 36,3 37,8 - 4,0 137,7 148,2 - 7,1 ESE 308,0 286,3 + 7,6 1.161,9 1.049,4 + 10,7 EBO 64,7 60,0 + 7,8 253,0 224,7 + 12,6 EPB 466,7 446,6 + 4,5 1.650,8 1.580,6 + 4,4 EMT 1.014,7 931,9 + 8,9 3.897,6 3.331,1 + 17,0 EMS 646,6 546,4 + 18,3 2.260,4 1.963,6 + 15,1 ETO 391,6 313,1 + 25,1 1.298,2 1.188,4 + 9,2 ESS 429,8 351,7 + 22,2 1.519,4 1.261,4 + 20,5
Comercialização e serviços de energia 336,2 192,4 + 74,7 1.117,7 727,5 + 53,6
ECOM 223,1 130,9 + 70,4 747,5 440,4 + 69,7
Energisa Soluções Consolidada 50,6 34,2 + 48,0 186,5 173,7 + 7,4
Energisa S/A (ESA) 36,8 16,7 + 120,4 126,8 67,1 + 89,0
Multi Energisa 8,1 8,8 - 8,0 35,9 41,2 - 12,9
Outras (*) 17,6 1,8 + 877,8 21,0 5,1 + 311,8
Total 3.868,2 3.324,7 + 16,3 13.966,2 12.042,3 + 16,0
Energisa Consolidada 3.767,1 3.264,5 + 15,4 13.637,2 11.810,7 + 15,5
Receita de construção 343,2 390,4 - 12,1 1.392,1 1.427,0 - 2,4
Energisa Consolidada, sem receita de construção 3.423,9 2.874,1 + 19,1 12.245,1 10.383,7 + 17,9
(*) Energisa Planejamento e Corretagem de Seguros Ltda., Energisa Serviços Aéreos de Aeroinspeção S/A, Energisa Goiás Transmissora de Energia I S/A e Energisa Pará Transmissora de Energia I S/A
Nota: As receitas líquidas por classe de consumo e por distribuidora podem ser encontradas no Anexo I.
3.2 Ambiente Regulatório
3.2.1 Conta de Compensação dos Valores da Parcela A (CVA)
No 4T17, foi possível observar um aumento de R$ 94,2 milhões na constituição (líquida da amortização) da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) em relação ao 4T16. Em 2017, esse aumento foi de R$ 744,3 milhões quando comparado com o ano anterior.
Em dezembro de 2017, a CVA apresentava saldo ativo de R$ 85,0 milhões, contra um saldo passivo de R$ 112,4 milhões em dezembro de 2016.
A CVA é o mecanismo regulatório instituído pela Portaria Interministerial nº 25/02, destinado a registrar as variações de custos relacionados à compra de energia, transporte de energia e encargos setoriais, ocorridas no período entre os eventos tarifários da distribuidora. O objetivo deste mecanismo é neutralizar os efeitos desses custos, ditos de “Parcela A” e de repasse tarifário integral assegurado, sobre o resultado da distribuidora.
3.2.2 Sobrecontratação
As distribuidoras do Grupo Energisa encerraram o ano de 2016 com os montantes de energia superiores ao nível regulatório de repasse (>105%). Neste ano a sobrecontratação de energia deveu-se, principalmente, à obrigatoriedade imposta às concessionárias de energia elétrica de adquirir energia no último leilão do ano de 2015, mesmo sendo essa aquisição desnecessária, em razão do cenário de queda de demanda decorrente da retração da economia e da migração de clientes especiais para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Neste sentido, foi aberto processo para que essa sobrecontratação seja reconhecida como involuntária.
Nas Demonstrações Financeiras de 2016, conservadoramente, foram provisionadas despesas incorridas com as sobras de energia não repassáveis na tarifa, no valor de R$ 45,0 milhões.
Em 2017 as distribuidoras revisaram os níveis de contratação de 2016, em função da atualização de parâmetros regulatórios e acordos bilaterais retroativos. No exercício de 2017 foram revertidas as provisões de sobrecontratação relativas ao exercício de 2016, sendo refletidas na demonstração dos resultados R$ 4,3 milhões no 2T17 e R$ 36,9 milhões no 4T17. Neste sentido ocorreu redução dos valores anteriormente provisionados em R$ 41,2 milhões.
Adicionalmente, a Companhia calculou os efeitos da sobrecontratação para o exercício de 2017, tendo apurado o montante positivo de R$ 8,4 milhões, contabilizado na demonstração do resultado do exercício e que será reconhecido nas tarifas a partir do próximo reajuste tarifário.
Dessa forma, quando somados, os efeitos da reversão da provisão de 2016 e da apuração da sobrecontratação de 2017 representam R$ 49,5 milhões, não recorrentes na demonstração do resultado deste exercício.
3.2.3 Bandeiras tarifárias
Em janeiro de 2015 entrou em vigor o “Sistema de Bandeiras Tarifárias”, que repassa automaticamente ao consumidor final o custo incorrido pela distribuidora sempre que a compra de energia for afetada pelo despacho termelétrico de maior custo, diminuindo o carregamento financeiro entre os reajustes tarifários. O funcionamento das bandeiras tarifárias é representado pelas cores verde, amarela ou vermelha, que indicam se a energia custará mais ou menos em função das condições de geração de eletricidade.
Em 24 de outubro de 2017, foi aprovada, durante Reunião Pública da Diretoria da Aneel, audiência pública para discutir a revisão da metodologia das bandeiras tarifárias e dos valores de suas faixas de acionamento. As tarifas adicionais, vigentes a partir de novembro de 2017, são:
Bandeira Tarifária Verde: sem cobrança adicional (condições favoráveis de geração) Bandeira Tarifária Amarela: R$ 2,00 a cada 100 (kWh)
Bandeira Tarifária Vermelha - Patamar 1: R$ 3,00 a cada 100 (kWh) Bandeira Tarifária Vermelha - Patamar 2: R$ 5,00 a cada 100 (kWh)
3.2.4 Revisões e reajustes tarifários
Entre 2016 e 2017, a Agência Nacional de Energia Elétrica ("Aneel") homologou o 4º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas ("4CRTP") de seis das nove subsidiárias da Energisa S/A. As demais distribuidoras concluirão os seus processos de revisão tarifária em abril de 2018 (EMT, EMS e ESE).
Os efeitos para os consumidores decorrentes do último processo de reajuste e revisão tarifária de cada distribuidora do Grupo Energisa ocorridos em 2017 e 2018 foram os seguintes:
Distribuidoras
Efeito para o Consumidor (%)
Início da Vigência Processo Revisional Baixa
Tensão Alta e Média Tensão Médio
ECI
Caiuá + 0,64 + 6,35 + 2,13 12/07/2017 Reajuste Anual
EEB - 11,0 - 9,19 -10,32 12/07/2017 Reajuste Anual
EDEVP - 2,37 - 0,70 -1,46 12/07/2017 Reajuste Anual
CNEE + 4,77 + 7,85 + 5,52 12/07/2017 Reajuste Anual
CFLO - 7,54 + 13,01 -0,60 12/07/2017 Reajuste Anual
EPB + 13,94 + 16,38 + 14,55 28/08/2017 4CRTP
EBO + 16,83 + 21,54 + 18,21 04/02/2018 Reajuste Anual
EMT - 1,99 - 2,35 - 2,10 08/04/2017 Reajuste Anual
EMS - 1,58 - 2,68 - 1,92 08/04/2017 Reajuste Anual
ESE + 8,14 + 11,33 + 9,29 22/04/2017 Reajuste Anual
EMG + 1,46 - 1,80 + 0,76 22/06/2017 Reajuste Anual
ENF - 4,38 - 4,10 - 4,32 22/06/2017 Reajuste Anual
ETO + 5,50 + 7,72 + 6,02 04/07/2017 Reajuste Anual
Em 25 de abril de 2017, através da Resolução Autorizativa nº 6.318, a Agência Nacional de Energia Elétrica (“Aneel”) aprovou o agrupamento das áreas de concessão da CFLO, CNEE, EDEVP, EEB e CAIUA em uma única concessão. Esse processo de grupamento das concessões foi concluído em 30 de junho de 2017, quando a CAIUA teve sua denominação alterada para da Energisa Sul-Sudeste – Distribuidora de Energia S/A (“ESS”) e incorporou as distribuidoras CFLO, CNEE, EDVEP e EEB.
3.2.5 Base de remuneração regulatória
O processo de valoração dos ativos da “Base de Remuneração Regulatória” utiliza o método do “Valor Novo de Reposição – VNR”, que corresponde ao valor, a preços atuais de mercado, de um ativo idêntico, similar ou equivalente, sujeito a reposição, que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente, considerando todos os gastos necessários para a sua instalação. A evolução das “Bases de Remunerações Líquidas” (BRL) das distribuidoras do Grupo Energisa e as datas das Revisões Tarifárias (RT) são as seguintes:
Distribuidora
Base de Remuneração Líquida (BRL)
(Em R$ milhões) (1)
Data revisão tarifária 3º Ciclo 4º Ciclo 3º Ciclo 4º Ciclo 5º Ciclo
ESS 320,3 491,5 mai/12 mai/16 jul/21
EMG 218,3 308,0 jun/12 jun/16 jun/21
ENF 69,2 95,0 jun/12 jun/16 jun/21
ETO 257,1 596,2 jul/12 jul/16 jul/20
EBO 67,0 117,7 fev/13 fev/17 fev/21
EPB 827,3 1.318,4 ago/13 ago/17 ago/21
Subtotal 1.759,2 2.926,8
ESE 497,6 - (2) abr/13 abr/18 abr/23
EMT 1.693,5 - (2) abr/13 abr/18 abr/23
EMS 1.152,6 - (2) abr/13 abr/18 abr/23
Total 5.102,9 2.926,8
WACC (antes de impostos) 11,36% 12,26%
3.2.6 Parcela B
Os processos revisionais realizados em 2016 e em 2017 resultaram em um aumento na Parcela B de 4,1%, em relação à data anterior (D-1) da aplicação da revisão tarifária, chegando a R$ 3.836,0 milhões. O crescimento da Parcela B nas empresas que entraram no 4CRTP foi influenciado, principalmente, pela intensificação e reconhecimento tarifário dos investimentos realizados.
Distribuidora
Parcela B
DRA (1) DRP (2) (R$ milhões) Variação Variação % Revisional Processo
EMG 210,1 212,2 2,1 + 1,0 Reajuste Anual
ENF 45,4 45,7 0,3 + 0,7 Reajuste Anual
ESE 361,3 371,9 10,6 + 2,9 Reajuste Anual
EBO 75,9 74,8 - 1,1 - 1,4 Reajuste Anual
EPB 566,8 633,5 66,7 + 11,7 4CRTP
EMT 965,7 1.012,3 46,6 + 4,8 Reajuste Anual
EMS 641,3 667,6 26,3 + 4,1 Reajuste Anual
ETO 459,5 456,3 - 3,2 - 0,7 Reajuste Anual
ESS 359,4 361,7 2,3 + 0,6 Reajuste Anual
Total 3.685,4 3.836,0 150,6 + 4,1 -
(1) DRA – Data de Referência Anterior: é definida como sendo a data de vigência do último processo tarifário homologado pela Aneel, seja reajuste ou revisão tarifária, que contempla os custos incorridos e receitas auferidas nos doze meses relativos ao processo tarifário.
(2) DRP – Data de Referência em Processamento: a DRP é definida como sendo a data de vigência do processo tarifário em análise a ser homologado pela Aneel, quer seja reajuste ou revisão tarifária, que contempla os custos e receitas previstas para os doze meses relativos ao processo tarifário.
3.2.7 Créditos de subvenção tarifária, baixa renda e sub-rogação CCC
A Aneel também autorizou o repasse no montante de R$ 949,3 milhões em 2017 (R$ 256,9 milhões no 4T17), contra R$ 832,5 milhões em 2016 (R$ 236,9 milhões no 4T16), referentes a subsídios tarifários concedidos aos consumidores de baixa renda, rurais irrigantes e serviços públicos, através da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), em cumprimento ao disposto no Decreto nº 7.891 de 2013. Esses recursos, por sua vez, foram registrados como receita operacional. Os valores por distribuidora são os seguintes:
Recursos Decreto 7.891 e Baixa Renda (R$ milhões)
Trimestre Exercício 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. % EMG 18,3 17,3 + 5,5 74,0 68,2 + 8,5 ENF 1,3 0,8 + 62,5 4,4 3,4 + 28,1 ESE 21,0 18,8 + 11,7 80,1 74,4 + 7,7 EBO 4,2 3,6 + 16,8 16,1 13,2 + 21,8 EPB 42,5 38,7 + 9,8 140,3 129,4 + 8,4 EMT 75,6 70,4 + 7,4 281,1 254,2 + 10,6 EMS 44,3 40,7 + 8,8 168,5 129,8 + 29,8 ETO 22,9 22,4 + 2,3 87,4 74,2 + 17,8 ESS (1) 26,8 24,1 + 11,1 97,4 85,7 + 13,6 Total 256,9 236,9 + 8,5 949,3 832,5 + 14,0
(1) Em 30 de junho de 2017, a Caiuá - Distribuição de Energia S/A incorporou as distribuidoras: Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S/A,
Empresa Elétrica Bragantina S/A, Companhia Nacional de Energia Elétrica e Companhia Força e Luz do Oeste. Para fins de acompanhamento gerencial, os valores mencionados no quadro acima se referem ao somatório das cinco distribuidoras.
3.3 Custos e Despesas Operacionais
Os custos e despesas operacionais consolidadas, excluindo os custos de construção, totalizaram R$ 3.338,5 milhões no 4T17 e R$ 12.392,2 milhões em 2017, aumento de 14,0% (R$ 410,0 milhões) e de 15,9% (R$ 1.698,0 milhões), respectivamente, quando comparado com o mesmo período de 2016.
A composição dos custos e despesas operacionais consolidadas pode ser assim demonstrada: Composição dos custos e despesas operacionais
Valores em R$ milhões Trimestre Exercício 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %
1 Custos e Despesas não controláveis 2.066,4 1.816,1 + 13,8 7.955,4 6.659,4 + 19,5
1.1 Energia comprada 1.942,1 1.668,1 + 16,4 7.385,7 5.977,1 + 23,6
1.2 Transporte de potência elétrica 124,3 148,0 - 16,0 569,7 682,3 - 16,5
2 Custos e Despesas controláveis 673,5 493,5 + 36,5 2.188,6 1.851,9 + 18,2
2.1 PMSO 719,1 534,8 + 34,5 2.107,0 1.931,2 + 9,1 2.2 Provisões/Reversões (45,6) (41,3) + 10,4 81,6 (79,3) - 2.2.1 Contingências (66,2) (74,6) - 11,3 (28,6) (104,7) - 72,7 2.2.2 Devedores duvidosos 20,6 33,3 - 38,1 110,2 25,4 + 333,9 3 Demais receitas/despesas 256,7 228,5 + 12,3 857,5 755,9 + 13,4 3.1 Depreciação e amortização 220,4 186,3 + 18,3 807,7 703,6 + 14,8 3.2 Outras despesas/receitas 36,3 42,2 - 14,0 49,8 52,3 - 4,8
Total Custos e Despesas Operacionais (1+2+3, s/ construção) 2.996,6 2.538,1 + 18,1 11.001,5 9.267,2 + 18,7
Custo de construção (*) 341,9 390,4 - 12,4 1.390,7 1.427,0 - 2,5
Total Custos e Despesas Operacionais (1+2+3, c/ construção) 3.338,5 2.928,5 + 14,0 12.392,2 10.694,2 + 15,9
Nota: Os custos e despesas operacionais por distribuidoras se encontram no Anexo I.
(*) Os custos de construção estão representados pelo mesmo montante em receita de construção. Tais valores são de reconhecimento obrigatório pela ICPC 01 – Contratos de Concessão e correspondem aos custos de construção de obras de ativos da concessão de distribuição de energia elétrica, sendo o custo de construção igual à receita de construção.
3.3.1 Custos e Despesas operacionais não controláveis
Os custos e despesas não controláveis (Parcela A) apresentaram aumento de 13,8% no 4T17 (aumento de 19,5% em 2017) totalizando R$ 2.066,4 milhões. Em 2017, esses custos somaram R$ 7.955,4 milhões.
Custos com Energia Elétrica Comprada para Revenda
No 4T17, os custos com energia comprada para revenda subiram 16,4%, ou R$ 274,0 milhões, em comparação ao registrado no 4T16, totalizando R$ 1.942,1 milhões. Em 2017, os custos com energia comprada para revenda aumentaram 23,6%, ou R$ 1.408,6 milhões, em comparação ao verificado a 2016, totalizando R$ 7.385,7 milhões.
Encargos do Uso do Sistema de Transmissão
No 4T17, os custos com encargos do uso do sistema de transmissão totalizaram R$ 124,3 milhões, queda de 16,0%. Em 2017, os encargos do uso do sistema de transmissão totalizaram R$ 569,7 milhões.
3.3.2 Custos e Despesas operacionais controláveis
Os custos e despesas controláveis no 4T17 totalizaram R$ 673,5 milhões, aumento de 36,5% em relação ao 4T16. No ano, os custos e despesas controláveis totalizaram R$ 2.188,6 milhões, alta de 18,2% em relação a 2016 (R$ 1.851,9 milhões).
PMSO (Pessoal, Material, Serviços e Outros)
As despesas com PMSO reportadas foram de R$ 719,1 milhões, aumento de 34,5% (R$ 184,3 milhões) em relação ao 4T16.
PMSO Consolidado Valores em R$ milhões Trimestre Exercício 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. % Pessoal 341,0 288,2 + 18,3 1.007,5 945,8 + 6,5 Custos indenizatórios 7,2 5,8 + 24,1 29,9 38,6 - 22,5
Fundo de pensão/benefício pós emprego 51,0 7,4 + 589,2 108,1 50,7 + 113,2
Material 40,0 31,9 + 25,4 138,9 134,8 + 3,0
Serviços de terceiros 209,2 164,5 + 27,2 645,6 619,7 + 4,2
Outras 77,9 42,8 + 82,0 206,9 180,2 + 14,8
Multas e compensações 28,4 5,1 + 457,2 64,2 46,7 + 37,6
Contingências (liquidação de ações cíveis) 22,0 27,2 - 19,1 61,5 77,0 - 20,1
Outros 27,5 10,5 + 161,9 81,2 56,5 + 43,7
Total PMSO Consolidado 719,1 534,8 + 34,5 2.107,0 1.931,2 + 9,1
IPCA / IBGE (últimos 12 meses) 2,95 2,95
IGP-M / FGV (últimos 12 meses) -0,53 -0,53
As principais variações nas despesas de PMSO estão detalhadas a seguir:
Despesas com Pessoal e Fundo de Pensão/Benefício Pós Emprego
No 4T17, as despesas com pessoal, fundo de pensão e benefício pós emprego totalizaram R$ 392,0 milhões, 32,6% (R$ 96,4 milhões) acima do 4T16, decorrentes do:
(i) Acréscimo de R$ 52,8 milhões nas despesas com pessoal, sendo R$ 45,4 milhões em função principalmente da realização de indenizações trabalhistas na EMS (R$ 30,0 milhões), na EPB (R$ 12,9 milhões) e EBO (R$ 2,5 milhões), que possuem contrapartida na linha de reversão de contingências, dado que os processos já haviam sido provisionados em períodos anteriores. Além desses custos, a rubrica pessoal foi influenciada em R$ 5,5 milhões pela adesão ao Programa Especial de Regularização Tributária (PERT), na parcela dos encargos trabalhistas.
(ii) Aumento de R$ 43,6 milhões nas despesas com fundo de pensão/benefício pós emprego, devido ao reconhecimento de R$ 46,2 milhões de custeio do plano de saúde e da sinistralidade das apólices referentes aos planos (valor presente das obrigações futuras), sendo: ESE (R$ 23,2 milhões), EMT (R$ 15,7 milhões), ESS (R$ 5,5 milhões) e ETO (R$ 1,8 milhões). Esse valor foi parcialmente compensado pela redução de R$ 15,2 milhões em função de ajuste do saldo atuarial, que ocorre em dezembro de cada ano, superior ao realizado em 2016, especialmente na EPB (R$ 10,0 milhões), na ESE (R$ 2,1 milhões) e na EMT (R$ 1,8 milhão).
Em 2017, as despesas com pessoal, fundo de pensão e benefício pós emprego totalizaram R$ 1.115,6 milhões, ou seja, aumento de 12,0% (R$ 119,1 milhões) em relação a 2016. Esse aumento está concentrado no 4T17, em função dos motivos acima expostos.
Despesas com Materiais e Serviços de Terceiros
No 4T17, as despesas com materiais e serviços de terceiros totalizaram R$ 249,2 milhões, crescimento de 26,9% (R$ 52,8 milhões) em relação ao 4T16, devido ao:
(i) Acréscimo de R$ 44,7 milhões nos serviços terceirizados, principalmente devido a:
R$ 16,0 milhões atrelados a execução do plano de recuperação dos indicadores de qualidade (DEC/FEC), com intensificação dos serviços de poda de árvores e limpeza de faixas na EMT (R$ 11,5 milhões), na EMS (R$ 4,5 milhões) e na ETO (R$ 3,2 milhões);
R$ 14,2 milhões com serviços de TI para migração dos sistemas na ESS (já finalizado) e na EMS (a ser encerrado em 2018);
(ii) Incremento de R$ 8,1 milhões nas despesas com materiais, decorrentes do plano de recuperação dos indicadores de qualidade.
Outras Despesas
No 4T17, as outras despesas totalizaram R$ 77,9 milhões, crescimento de 82,0% (R$ 35,1 milhões) em relação ao 4T16, devido, principalmente, pelo aumento de R$ 23,3 milhões em multas e compensações, em função da reversão de R$ 14,9 milhões na conta de compensações no 4T16 da EMT. Essa reversão ocorreu para aplicação da Resolução Autorizativa 4.463/2013 da Aneel, que prevê, para a EMT e ETO, que, a partir de 2014, caso os valores calculados das compensações referentes ao ano civil anterior sejam superiores aos valores das compensações calculados para o ano em curso, essa diferença é considerada como investimento remunerável pela distribuidora no momento de sua revisão tarifária, sendo o valor remanescente contabilizado como “Obrigações Especiais”. Caso os valores calculados das compensações referentes ao ano civil anterior sejam inferiores aos valores das compensações calculados para o ano em curso, esses valores somados ao dobro da diferença deverão ser investidos na concessão e contabilizados na referida conta de Obrigações Especiais. A Resolução está vigente até a data da realização do 4º ciclo de revisão tarifária das distribuidoras.
Em 2017, as outras despesas totalizaram R$ 206,9 milhões, aumento de 14,8% (R$ 26,7 milhões) em relação a 2016.
A seguir, é apresentada tabela com valores das despesas com PMSO por distribuidora.
Despesas com PMSO das distribuidoras Valores em R$ milhões Trimestre Exercício 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. % EMG 33,6 34,5 - 2,6 120,7 125,0 - 3,4 ENF 6,5 9,2 - 29,3 24,6 34,6 - 28,9 ESE 81,2 45,7 + 77,7 208,2 161,5 + 28,9 EBO 12,1 12,3 - 1,6 39,4 37,6 + 4,8 EPB 86,2 81,9 + 5,3 286,0 271,2 + 5,5 EMT 192,2 133,7 + 43,6 534,1 495,0 + 7,9 EMS 157,9 107,4 + 47,0 417,3 356,9 + 16,9 ETO 78,8 65,9 + 19,6 250,2 222,0 + 12,7 ESS 68,0 65,4 + 4,0 211,1 211,8 - 0,3 Total 716,5 556,0 + 28,9 2.038,2 1.773,5 + 14,9
3.3.3 Demais despesas operacionais
O grupo das demais despesas operacionais contribuiu para melhoria do resultado em R$ 8,0 milhões no 4T17, em função, principalmente, da:
(i) Reversão de contingências em função da realização de acordos trabalhistas na EMS (R$ 31,6 milhões), na EPB (R$ 14,8 milhões) e na EBO (R$ 2,3 milhões). O 4T16 também foi impactado por reversões de provisões, sendo R$ 43,6 milhões na EMS (ação cível) e R$ 24,3 milhões na EMT (processos fiscais);
(ii) Reversão de provisão para devedores duvidosos no valor de R$ 13,4 milhões após acordo judicial entre a ESE e a Companhia de Desenvolvimento dos Vales do São Francisco e do Parnaíba (CODEVASF), referente a uma dívida anterior a 1997, ano em que a distribuidora foi privatizada. Nessa renegociação, foi reconhecida também a importância de R$ 87,8 milhões como receita de acréscimos moratórios e constituído ajuste a valor presente de R$ 19,5 milhões (despesa), ambos contabilizados no resultado financeiro.
Demais despesas operacionais Valores em R$ milhões Trimestre Exercício 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. % Provisões/Reversões (45,6) (41,3) + 10,4 81,6 (79,3) - Contingências (66,2) (74,6) - 11,3 (28,6) (104,7) - 72,7 Devedores duvidosos (PDD) 20,6 33,3 - 38,1 110,2 25,4 + 333,9 Outras despesas/receitas 36,3 42,2 - 14,0 49,8 52,3 - 4,8
Total das demais despesas operacionais (9,3) 0,9 - 131,4 (27,0) -
