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COMPANHIA ESTADUAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA –
CEEE-D
Data de publicação das Demonstrações 2019: 30 de março de 2020.
Data de publicação do Informe de Resultados: 30 de março de 2020.
Diretor responsável pela informação:
Diretor-Presidente: Marco da Camino Ancona Lopez Soligo.
Períodos analisados:
2019 x 2018
4º Trimestre 2019 x 4º Trimestre 2018
Informe de Resultados
2019 e 4T2019
2 Em 30 de março de 2020, na cidade de Porto Alegre, a Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D divulgou o resultado do 4T2019 e o resultado das demonstrações financeiras do exercício social encerrado no ano de 2019, estando as informações econômico-financeiras de acordo com a legislação e normas contábeis aplicadas. As comparações são realizadas com o 4T2018 e 2018, salvo quando indicado ao contrário. Os valores são expressos em milhares de reais (mil R$), exceto quando indicado de outra forma. A CEEE-D detém a concessão para exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica no território do Estado do Rio Grande do Sul, atendendo em 72 municípios, com 1.743.491 unidades consumidoras.
SUMÁRIO
DESTAQUES:... 3
1. COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA ... 3
2. DESEMPENHO OPERACIONAL ... 4
2.1 Energia Vendida e Mercado... 4
2.2 Perdas de Energia Elétrica ... 5
2.3 Qualidade Operacional ... 5
2.3.1 Qualidade do Serviço ... 5
2.3.2 Qualidade do Produto ... 8
3. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO ... 10
3.1. Demonstrativo do Resultado ... 10
3.1.1 Principais variações no ano e nos trimestres ... 10
a) Receita Operacional Líquida ... 10
b) Ativos e Passivos Financeiros Setoriais ... 11
c) Custo com Energia Elétrica ... 12
c.1) Encargos de uso do sistema ... 12
c.2) Energia Comprada – Hídrica ... 13
c.3) Energia Comprada - Fonte Térmica ... 14
c.4) Energia Comprada - Eólica... 14
c.5) Energia Comprada - Proinfa ... 14
c.6) Energia Comprada – Fontes Alternativas ... 14
c.7) Energia Comprada - Mercado de Curto Prazo ... 15
d) Custos e Despesas Gerenciáveis ... 15
d.1) PMSO ... 16
d.2) Demais Custos e Despesas Operacionais ... 19
d.3) Outras Receitas e Despesas Operacionais ... 19
4. EBITDA ... 19
5. Resultado Financeiro ... 20
6. Resultado Líquido ... 21
7. ENDIVIDAMENTO ... 22
7.1 Dívida ... 22
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9. INVESTIMENTOS ... 23
DESTAQUES:
Os principais destaques do resultado do 4T2019, ante o mesmo período do exercício anterior, estão assim elencados:
No 4T2019, redução de 1,8% no volume de Energia Vendida Total;
No 4T2019, redução de 4,5% no volume de Energia Vendida no Mercado Cativo; No 4T2019, acréscimo de 10,4% na Receita Operacional Líquida, para R$1,035 bilhão; No 4T2019, EBITDA de R$ 60,9 milhões;
Prejuízo Líquido no 4T2019 de R$ (82,4 milhões);
1. COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA
A CEEE Distribuição é controlada pela CEEE-Par, holding do Grupo CEEE, sociedade de economia mista, cujo acionista majoritário é o Estado do Rio Grande do Sul, e tem entre seus investidores a Eletrobras, o maior grupo brasileiro de energia elétrica.
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2. DESEMPENHO OPERACIONAL
2.1 Energia Vendida e Mercado
O mercado total atendido pela distribuidora apresentou retração de 1,8% na quantidade de energia distribuída no 4T2019 frente ao 4T2018. Essa menor queda no consumo melhorou o comportamento do ano, encerrando 2019 com redução de 2,3% na energia distribuída (vs. 2,6% nos 9M2019). Nesse mesmo período, verifica-se expansão de 1,4% no número de consumidores conectados à distribuidora.
Considerando apenas o mercado cativo, para o qual a distribuidora fornece efetivamente energia, verifica-se que houve redução de 4,5% no quarto trimestre e de 3,8% no ano, comparativamente ao mesmo período de 2018. Destaca-se que o consumo residencial apresentou incremento de 1,5% no 4T2019, após dois trimestres consecutivos de queda, e fechou o acumulado do ano com incremento de 0,8%. Na tabela abaixo pode ser observado o detalhamento das informações:
O consumo comercial cativo apresentou queda de 5,7% no 4T2019, associada ao fraco desempenho da economia, ao baixo nível de confiança dos agentes econômicos e à migração, no ano, de 73 consumidores para o Mercado livre. Esse cenário adverso afetou o consumo comercial negativamente, durante todo o ano de 2019, finalizando com queda de 5,2% frente a 2018. Quando analisamos o total do consumo comercial, somando cativos e livres, verificamos que houve retração de 1,3% no consumo da classe no 4T2019.
Destaca-se ainda, negativamente, o desempenho da classe industrial com redução de 25,9% no 4T2019 e de 16,8% no ano. Esse resultado foi fortemente impactado pelo baixo desempenho da economia e pela ocorrência de 21 migrações para o mercado livre. Ao analisar o consumo industrial total, incluindo cativos e livres, o resultado do 4T2019 permanece negativo: - 3,7% frente ao 4T2018.
A queda de 24,2% do consumo rural no quarto trimestre ainda está impactada pela quebra de safra, devido ao excesso de precipitação na fase de germinação das lavouras entre 6 e 10 de janeiro. No ano, o resultado foi de -14,5% frente ao mesmo período de 2018.
O mercado livre Industrial no 4T2019 apresentou aumento de 9,2%, enquanto o acumulado do ano apresentou retração de 0,7%. O mercado livre comercial, por sua vez, apresentou crescimento de 14,8% no 4T2019 e 16,7% no ano de 2019. Destaca-se ainda, a inclusão de clientes rurais no consumo livre, fechando o ano com 02 unidades consumidoras.
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2.2 Perdas de Energia Elétrica
O gráfico abaixo apresenta o percentual de participação das perdas elétricas no montante de energia injetada na fronteira da distribuidora para atender todo o mercado de consumidores conectados à sua rede e os patamares regulatórios de perdas totais que foram definidos pela ANEEL no processo de Revisão Tarifária de 2016. A linha pontilhada, representando a perda regulatória reconhecida, possui inclinação negativa, haja vista que a agência reguladora impôs uma trajetória de redução das perdas elétricas ao longo do ciclo 2016 – 2021. O índice de participação das perdas elétricas no total da energia demandada pela distribuidora finalizou o quarto trimestre de 2019 com 17,24% em patamar superior aos 17,19% do quarto trimestre de 2018. Neste mesmo período, o limite regulatório reduziu-se em 0,04 p.p, passando de 9,79% para 9,75%. Logo, as perdas excedentes, diferença entre o nível das perdas globais e o limite regulatório, aumentaram 0,09 p.p em 2019 de 7,40% para 7,49% quando comparadas ao ano anterior, conforme demonstrado no gráfico abaixo.
Fonte: Setor de Regulação e Estudos de Mercado
2.3 Qualidade Operacional
2.3.1 Qualidade do Serviço
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Fonte: Divisão de Operações
No processo tarifário de 2016, a ANEEL definiu os limites anuais dos Indicadores Coletivos de Continuidade da Companhia. Em 2019, os patamares regulatórios ficaram limitados a 10,24 horas de DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC de 8,16 interrupções (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora).
Considerando o indicador ao final do ano de 2019, tanto os limites de DEC quanto os de FEC foram violados. As extrapolações dos limites supracitados devem-se, principalmente, às condições meteorológicas desfavoráveis ocorridas ao longo de 2019 nos municípios atendidos pela companhia. Durante esse ano, houve eventos recorrentes de baixa e média intensidade espalhados por toda a área de concessão. Apesar de constantes, boa parte dos eventos não atingiu a condição de severidade exigida pela regulação do setor elétrico para caracterização de interrupções ocorridas em situação de emergência ou em situação de dia crítico. Esse cenário dificultou o atendimento dos serviços na rede de distribuição e implicou na degradação dos indicadores de qualidade dos serviços.
Por outro lado, a companhia apresentou o melhor Tempo Médio de Atendimento Emergencial (TMAE) entre as grandes distribuidoras de energia elétrica do estado do Rio Grande do Sul em 2019. Abaixo, segue o gráfico com os valores realizados pela Companhia:
7 Com relação ao atendimento dos prazos regulatórios estabelecidos pelo Anexo III da Resolução Normativa nº 414 da ANEEL, até dezembro de 2019, a companhia atendeu 870.347 chamados, dentre os quais estão serviços de ligações novas (urbana e rural), religações, análise de projetos, substituição de medidores e pagamento de indenização de danos. Do total de serviços atendidos, mais de 97% foram realizados dentro dos prazos regulatórios. O gráfico abaixo demonstra o desempenho desse indicador ao longo dos últimos trimestres.
Fonte: Divisão de operações
Quanto à qualidade do atendimento telefônico, no final de maio de 2019, a CEEE-D concluiu a contratação de uma empresa terceirizada para o serviço de Central de Teleatendimento. Tal condição melhorou sua comunicação com o cliente final.
A melhora no desempenho pode ser observada através do Indicador de Abandono (IAb), que mede o percentual de chamadas abandonadas em tempo de espera superior a 30 segundos em relação às chamadas recebidas e através do Indicador de Nível de Serviço (INS), que verifica o percentual de chamadas atendidas em até 30 segundos de espera em relação ao total de chamadas recebidas, ambos regulados e com metas definidas pela ANEEL. Abaixo é demonstrado o desempenho da CEEE-D nesses dois indicadores no ano de 2019. Através da análise dos gráficos é possível perceber claramente que as dificuldades enfrentadas pela CEEE-D para alcançar os índices estabelecidos pelo órgão regulador, foram completamente superadas com a entrada em operação da empresa terceira para o serviço de Central de Tele atendimento.
Fonte: Divisão de Operações
70,00% 75,00% 80,00% 85,00% 90,00% 95,00% 100,00% 0 40000 80000 120000 160000 200000 240000 2019-T1 2019-T2 2019-T3 2019-T4
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Fonte: Divisão de Operações
2.3.2 Qualidade do Produto
A ANEEL regula a qualidade do produto das concessionárias através de indicadores de conformidade de tensão. Nesse quesito, destacam-se os indicadores coletivos de Duração Relativa de Transgressão de Tensão Precária Equivalente (DRPE) e Duração Relativa de Transgressão de Tensão Crítica Equivalente (DRCE). Esses indicadores têm por objetivo verificar o percentual do tempo que um conjunto de unidades consumidoras permaneceu em situação de transgressão de tensão precária ou crítica. É permitido que uma unidade consumidora permaneça no máximo 3% do tempo em regime de tensão precária e/ou 0,5% do tempo em regime de tensão crítica.
No resultado acumulado até dezembro de 2019, a CEEE-D apresentou os valores de 0,56% para DRPE e 0,13% para DRCE. Tais resultados são obtidos através da realização de leituras amostrais em unidades consumidoras selecionadas pelo órgão regulador. Extrapolando o resultado da amostra selecionada e comparando os valores obtidos pelas demais distribuidoras do Estado através do site da ANEEL, é possível inferir que no Rio Grande do Sul os clientes da CEEE-D permaneceram o menor período com tensão em regime inadequado. Abaixo, seguem gráficos demonstrando o desempenho de DRPE e DRCE até o quarto trimestre de 2019.
9 Fonte: Divisão de Operações
Importante salientar que, tendo como base a trajetória dos limites dos indicadores de DEC/FEC estabelecido no contrato de concessão pela ANEEL em 2015, no ano de 2019 será a primeira vez em que a CEEE-D não atenderá a condição regulatória para esse quesito.
Também importa informar que existe expectativa da melhora nos indicadores de continuidade após a conclusão e efetiva entrada em operação (previsão para ocorrer até o primeiro trimestre de 2020) dos seguintes empreendimentos:
Subestação PAL 20 - Situada na zona norte de Porto Alegre;
Subestação ALV 2 - Situada na região central do município de Alvorada (região metropolitana de Porto Alegre);
Subestação PAL 15 - Situada na zona sul de Porto Alegre;
Subestação PEL 1 – Situada na Localidade do Laranjal, no município de Pelotas (região sul do Estado);
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3. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
3.1. Demonstrativo do Resultado
As principais contas de resultado foram demonstradas no quadro abaixo:
3.1.1 Principais variações no ano e nos trimestres
11 Em 2019 a Receita Operacional Líquida apresentou aumento de 1,6%. Os principais destaques são:
Em 2019, houve variação de 3,1% ou R$ 149,6 milhões na receita de Fornecimento de Energia Elétrica, em consequência da aplicação do reajuste tarifário médio da distribuição, vigente no período de novembro de 2018 a novembro de 2019.
Em 2019, o Suprimento de Energia Elétrica apresentou retração de 54,1% em consequência do menor volume de Energia Descontratada negociada no (MCSD) – Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits.
Em 2019, a receita oriunda da venda de energia elétrica no Mercado de Curto Prazo apresentou acréscimo de 71,9%, sendo que no 4T2019 apresentou aumento de 13,2%. Na composição da Receita com Energia Elétrica de Curto Prazo, são consideradas todas as receitas oriundas do processo de contabilização de curto prazo (receita oriunda da venda de energia no mercado de curto prazo, diferenças de PLD entre submercados, ajustes decorrentes de recontabilizações e GSF positivo). Desse modo, não há uma relação direta entre o resultado físico das operações de compra/venda de energia no curto prazo e o resultado financeiro de receita ou despesa. As principais variáveis que influenciaram a receita em 2019 foram as sobras de energia superiores a 2018. Com isso, a venda média mensal de energia no mercado de curto prazo, em 2019, foi de 121 MW médios, frente a 29 MW médios em 2018.
No 4T2019, ocorreu variação de 47,7% na Receita de Ativos e Passivos Setoriais. Esse fato se deve às amortizações de saldos ativos ocorridas no período. Esses saldos ativos foram constituídos no ciclo anterior.
b) Ativos e Passivos Financeiros Setoriais
Os saldos dos Ativos e Passivos Financeiros Setoriais são decorrentes das diferenças temporárias entre os custos homologados (Parcela A e outros componentes financeiros), que são incluídos na tarifa no início do ciclo tarifário, e aqueles que são efetivamente pagos ao longo do período de vigência da tarifa. Essa diferença constitui um direito a receber sempre que os custos homologados e incluídos na tarifa são inferiores aos custos efetivamente pagos, ou uma obrigação quando os custos homologados e incluídos na tarifa são superiores aos custos efetivamente pagos.
Conforme previsto em regulação vigente, eventuais ativos ou passivos financeiros setoriais devem ser incorporados à tarifa das distribuidoras nos seus respectivos aniversários tarifários. O demonstrativo a seguir mostra a movimentação do período:
12 Ao final de 2019, o saldo desses ativos e passivos financeiros setoriais era positivo em R$ 99,5 milhões, comparado a um saldo positivo de R$ 161,9 milhões em 2018. Em relação aos componentes financeiros setoriais1apurados para o ciclo 2019-2020, resta para a compensação no exercício de 2020 o saldo ativo de R$ 183,1 milhões.
c) Custo com Energia Elétrica
Seguem as justificativas para as principais variações apresentadas no ano de 2019 e nos trimestres, além da composição do custo médio de energia por MWh:
c.1) Encargos de uso do sistema
Refere-se aos custos com encargos de conexão, transmissão e transporte da energia de Itaipu, provisionamento de encargos e créditos de tributos recuperáveis. Verificou-se uma redução de 11,8% nos custos em 2019 com relação a 2018. Isso ocorreu também devido à revisão tarifária da rede básica do sistema existente – RBSE no ciclo 2018/2019, quando houve o recálculo da receita homologada, considerando a depreciação desses ativos ao longo do período, resultando em menor custo para a distribuidora no ano de 2019.
Comparando-se o 4T2019 com o 4T2018 é verificado aumento de 23,7% nos custos dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão - EUST. Tal efeito foi decorrência do aumento nas tarifas de uso do sistema de transmissão homologadas pela Aneel a partir do segundo semestre de 2019.
A abaixo tabela demonstra a variação do custo médio de Energia Elétrica em 2019 e 2018 e entre 4T2019 e 4T2018:
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Os componentes financeiros são considerados como a CVA em Processamento obtida pela aplicação da remuneração projetada para o período de doze meses subseqüentes.
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c.2) Energia Comprada – Hídrica
A tabela abaixo demonstra os valores que compuseram o total de energia comprada proveniente de fonte hídrica.
Em 2019 verificou-se um aumento total de 7,3% nos custos totais de energia comprada desta fonte de suprimento, incluindo o provisionamento contábil2. Verificou-se redução de 0,6% no custo de compra de energia dos contratos de leilão, decorrente da redução da energia contratada pela migração de consumidores livres3.
No caso de Itaipu, houve redução tanto na tarifa homologada pela Aneel quanto no montante de potência contratada, sendo que o aumento dos custos ocorre em função da contabilização da fatura de competência novembro no exercício de 2019, ter sido registrada dentro do ano, fato que não ocorreu em 2018, sendo a mesma provisionada.
Com relação aos custos da energia contratada de cotas, ocorreu aumento de 16,0% em 2019 e 8,6% no 4T2019 em decorrência do reajuste da receita anual de geração das usinas cotistas para o ciclo 2019/2020. O Termo Aditivo ao Contrato de Concessão de Geração, firmado pelas concessionárias que aceitaram a prorrogação nos termos da Lei 12.783/2013 e do Decreto no 7.805/2012, estabeleceu o regime de tarifa regulada para as usinas hidrelétricas, que resulta no cálculo da Receita Anual de Geração (RAG), com reajuste previsto para 1º de julho de cada ano.
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O provisionamento ocorre em função das notas fiscais de Energia Comprada que ingressaram na CEEE-D no mês seguinte ao da competência. Assim, provisiona-se para que o mês da competência não fique sem o referido registro do custo da energia comprada.
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Está prevista a descontratação de energia de leilões de energia existente, quando ocorre a migração de Consumidores livres convencionais (carga superior a 3000 kW).
14 A tabela abaixo demonstra a variação dos montantes de Energia Hídrica (MWh):
Os preços médios da compra de Energia Hídrica seguem abaixo:
c.3) Energia Comprada - Fonte Térmica
O custo da energia comprada de fontes térmicas apresentou redução de 6,2% em 2019 e aumento de 53,4% no 4T2019. O despacho térmico está, dentre outros, relacionado ao montante de energia hídrica gerado no sistema. A medida que existe predominância de geração hídrica o PLD cai e o custo do despacho térmico também. Em 2019, houve redução no PLD médio vs. 2018, impactando diretamente na redução do custo da energia comprada de fontes térmicas. No 4T2019, além de a companhia ter comprado mais energia de fonte térmica do que no 4T2018 ela pagou em média 22,8% a mais por essa energia (319 MWh vs. 260 MWh).
c.4) Energia Comprada - Eólica
Em 2019 houve o início de suprimento de energia eólica proveniente de novos contratos do 20º Leilão de Energia Nova, e do restabelecimento do suprimento de energia de contratos provenientes do 13º, 17º, 18º e 22º Leilões de energia nova, que haviam sido temporariamente suspensos em 2018, visando à redução da sobrecontratação de energia. Em 2019 e no 4T2019, compramos mais energia eólica, mas pagamos menos por ela. No 4T2019, o custo com essa energia aparece como “negativo” em função de diferença de provisionamento contábil de faturas de energia entre os períodos.
c.5) Energia Comprada - Proinfa
Apresentou aumento de 15,1% nos custos do Proinfa em 2019 em relação a 2018. A cota do Proinfa para 2018, estabelecida pela Resolução Homologatória nº 2.365, de 21 de dezembro de 2017, foi de R$ 64,2 milhões. Para 2019, o valor da cota foi estabelecido pela Resolução Homologatória nº 2.508, de 18 de dezembro de 2018, em R$ 73,9 milhões. Essa variação entre as cotas anuais representou aumento de 15,1% nos custos de energia comprada dessa fonte.
c.6) Energia Comprada – Fontes Alternativas
Refere-se à energia comprada de fonte nuclear e micro / mini geração distribuída, através do sistema de compensação de energia. Os custos da energia comprada de fonte nuclear em 2019, homologados pela
15 Resolução Homologatória nº 2.509/2018, no valor de R$ 82,2 milhões, reduziram-se em relação aos custos de 2018, homologados pela Resolução Homologatória nº 2.359/2017, no valor de R$ 84,7 milhões. Já os custos da energia proveniente da micro e mini geração distribuída, através do sistema de compensação de energia, conforme Resolução Normativa n° 482/2012, obtiveram aumento de 144,7% em 2019, resultante do crescimento significativo do número de unidades consumidoras participantes do sistema de compensação de créditos de energia. Ao final de 2019, a companhia tinha 1.891 unidades consumidoras bidirecionais.
A tabela abaixo demonstra a variação dos montantes (em R$):
c.7) Energia Comprada - Mercado de Curto Prazo
Em 2019 os custos com a energia de curto prazo reduziram-se em 2,3% em comparação ao mesmo período de 2018, enquanto que, no 4T2019, houve redução de 26,5% em relação ao 4T2018.
As despesas verificadas na tabela acima, constantes na rubrica Mercado de Curto Prazo, são compostas pela parcela correspondente à energia comprada no mercado de curto prazo4, e outros itens previstos nas regras de comercialização homologadas pela Aneel, cujo gerenciamento não está ao alcance da distribuidora, sendo assim incorporada na Parcela A e repassada às tarifas conforme regras estabelecidas pela Aneel.
Para a energia de reserva, verificou-se redução de 10,9% em 2019, também impactada pela redução do PLD médio.
d) Custos e Despesas Gerenciáveis
Os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 305,8 milhões no 4T2019, apresentando redução de 6,9%. Em 2019, o montante foi de R$ 1,283 bilhão, representando incremento de 10,8%.
Esses custos são representados por PMSO (Pessoal, Material, Serviços e Outros) e no Demonstrativo de Resultado representa a soma dos Custos Operacionais, Despesas Operacionais e Outras Receitas/Outras Despesas Operacionais.
4 Causado pelas diferenças mensais entre o consumo de energia verificado na área de concessão da CEEE-D e os montantes de contratos registrados na CCEE, valorada ao PLD calculado pela CCEE.
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d.1) PMSO
No 4T2019, o PMSO apresentou acréscimo de 4,9%, e em 2019 teve variação de 16,9%, totalizando R$ 1 bilhão frente aos R$ 859,8 milhões em 2018. Segue abaixo a composição do PMSO e suas variações:
O total de eventos não recorrentes reconhecidos no exercício de 2019 foi de R$ 71,5 milhões e no 4T2019 de R$ 34,8 milhões.
17 O aumento na rubrica de Remuneração de R$ 9,3 milhões no 4T2019 e de R$ 25,9 milhões em 2019 decorre dos efeitos dos eventos não recorrentes. Esses registros resultam de baixas realizadas de Ordens de Serviços - ODS’s, as quais absorveram despesas de pessoal e não foram encerradas em anos anteriores, passando por correção durante o ano de 2019, incrementando essa despesa.
Excluindo-se os efeitos dos eventos não recorrentes, no ano de 2019, houve redução de 4,4% nesta rubrica e no 4T2019 redução de 4,7%. Esse movimento se justifica pela redução de Gratificações, Provisões de Férias e 13º salário em consequência do número de desligamentos e afastamentos por licenças que totalizaram 51 empregados em 2019.
Não houve gastos com PDV e Rescisória no 4T2019 e foi registrada redução de R$ 5,3 milhões em 2019. O resultado se deve ao fechamento do Programa de Demissão Voluntária (PDV) para novas adesões em março de 2019, medida tomada em função do Decreto Estadual nº 54.480/2019. Por ele, ficaram estabelecidas novas condições para a implantação de PDV nas empresas do Estado, as quais a companhia não tinha condições de atender.
No 4T2019, os Benefícios tiveram redução de 4,6%, e, em 2019, de 21,2%, devido ao pagamento das diferenças do vale-alimentação aos funcionários em 2018, não havendo esse dispêndio em 2019.
Abaixo segue demonstrativo para o cálculo da média salarial nos períodos:
No 4T2019, houve redução de R$ 18,1 milhões na despesa com ex-autárquicos (funcionários atualmente aposentados remanescentes da antiga Comissão Estadual de Energia Elétrica, autarquia que foi sucedida pela CEEE) em consequência a maior taxa de mortalidade dos seus participantes. A companhia possui atualmente 598 pessoas nessa condição, com idade média de 84 anos.
Com vistas a reduzir os custos operacionais com Pessoal, o Acordo Coletivo de 2019/2020 foi negociado, dentre outros, sem qualquer reajuste salarial e nas demais cláusulas financeiras.
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Material, Serviços e Outros
Material - No 4T2019, houve acréscimo de 92,6% nas despesas de materiais e de 31,7% em 2019. Destaque para o registro de Eventos Não Recorrentes no montante de R$ 2,3 milhões no 4T2019 e de R$ 4,2 milhões em 2019. Esses registros são decorrentes de baixas realizadas de ODS’s – Ordens em Serviço, as quais absorveram gastos com materiais e não foram encerradas em anos anteriores, passando por correção durante o exercício de 2019.
Serviços – No 4T2019, houve aumento de 18,3%. Os acréscimos são verificados na contratação dos serviços de poda, desmatamento e limpeza nas áreas de concessão, serviços relacionados à área de tecnologia da informação (TI), prestação de serviços da Central de Atendimento e outros. Esses efeitos também ocasionaram impacto na variação em 2019. Destaque para o registro de Eventos Não Recorrentes no montante de R$ 20,8 milhões no 4T2019 e de R$ 32,3 milhões em 2019. Esses registros foram realizados em consequência de baixas de ODS’s – Ordens em Serviço, as quais absorveram gastos com serviços e não foram encerradas em anos anteriores, passando por correção durante o exercício de 2019.
Outros – é composto essencialmente pela provisão para perda estimada com créditos de liquidação duvidosa - PCLD e pelas despesas legais e judiciais. A PCLD apresentou no 4T2019 redução de R$ 10,6 milhões e em 2019 aumento de R$ 23,4 milhões. Em 2018, a provisão foi impactada positivamente em R$ 16,2 milhões pelo acordo para pagamento parcelado de débitos atrasados das prefeituras de Imbé (R$ 10,3 milhões) e Tramandaí (R$ 5,9 milhões).
No 4T2019, as despesas com contingências trabalhistas aumentaram R$ 11,1 milhões e R$ 56,1 milhões em 2019. No ano, o aumento ocorreu pela provisão de R$ 14,4 milhões da ação movida pelo Sindicato Senergisul, buscando o pagamento das verbas atrasadas originadas pelo PCS (Plano de Cargos e Salários), pelo ingresso de novas ações (722 ações) e por reclassificação no 4T2019, para a companhia, de 252 processos trabalhistas equivocadamente registrados como sendo da CEEE-GT, no valor de R$ 22 milhões. A Companhia encerrou o ano de 2019 com 4179 ações trabahistas.
No 4T2019, há o aumento de R$ 4,9 milhões e, em 2019, de R$ 9,8 milhões nas despesas com contingências cíveis. Este efeito na comparabilidade deriva da revisão dos cálculos de processos no ano de 2018, reduzindo as despesas naquele período pela exclusão de valores alocados equivocadamente.
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d.2) Demais Custos e Despesas Operacionais
Depreciação e Amortização – No 4T2019, a depreciação totalizou R$ 32,6 milhões vs. R$ 27,1 milhões em 4T2018. Em 2019, ela foi de R$ 125,2 milhões vs. R$ 103,7 milhões em 2018. A variação anual e trimestral é consequência principalmente do reconhecimento das despesas das licenças que compõem o sistema corporativo ERP (Enterprise Resource Planning) SAP e demais sistemas da solução tecnológica CONVEX. O ano de 2019 foi o 1º no qual houve a depreciação integral destes ativos.
Depreciação do Ativo de Direito de Uso – Refere-se aos contratos de locações e leasings contabilizados em atendimento ao IFRS 16 – CPC 06 vigentes a partir de 2019, advindo do direito de uso e controle de um bem relacionado ao contrato de arrendamento.
Custo de Construção – A redução tanto no 4T2019 quanto em 2019 é justificada pelo menor volume de investimentos realizados nos períodos.
d.3) Outras Receitas e Despesas Operacionais
As Outras Receitas e Despesas Operacionais são compostas essencialmente pelas alienações/baixas ou ganhos de bens e direitos e compartilhamento de Infraestrutura. A receita deriva principalmente do aluguel de postes, (R$ 31,8 milhões), e ganho na alienação de bens como sucata, por exemplo. As despesas derivam principalmente das desativações de bens não inteiramente depreciados. Essas desativações aumentaram para R$ 44,6 milhões em 2019 contra R$ 32,6 milhões em 2018.
20 O EBITDA de 2019 foi negativo em R$ 420,3 milhões. Já o EBITDA do 4T2019 foi positivo em R$ 60,9 milhões. Segue abaixo o cálculo do EBITDA:
A tabela que segue demonstra as principais linhas do demonstrativo de resultado e suas respectivas variações, as quais impactaram no comportamento do EBITDA:
5. Resultado Financeiro
As tabelas seguintes demonstram as principais variações no resultado financeiro:
Destaque para a redução da Receita Financeira – Acréscimo Moratório de Energia Vendida, que decorre dos atrasos pelos pagamentos das faturas de energia dos consumidores entre os períodos de 2019 e 2018. A variação é consequência do reconhecimento dos encargos financeiros oriundos dos parcelamentos realizados sobre os saldos a receber das Prefeituras de Imbé e Tramandaí, em maio de 2018.
No 4T2019 houve retração de 21,5% na despesa financeira com variação cambial, decorrente de uma menor desvalorização do real frente ao dólar, no período, impactando diretamente os saldos dos financiamentos com BID e AFD, que estão vinculados à moeda estrangeira.
21 Houve acréscimo de 233,9% no 4T2019 e de 222,5% em 2019, em despesa financeira com Multas/Juros por atraso no pagamento de tributos, devido essencialmente à inadimplência dos montantes a recolher de ICMS. Os encargos relativos a essa inadimplência totalizaram R$ 326,6 milhões em 2019 e R$ 274,2 milhões em 2018. A redução no 4T2019 de 90,1% e em 2019 de 90,4% na conta de juros e despesas financeiras com parcelamentos ocorreu pela interrupção das condições de pagamento do ICMS de forma parcelada, motivada pela inadimplência no pagamento dessas parcelas, ocasionando a reclassificação dos saldos de parcelamentos não pagos para a conta de multas/juros por atraso em pagamento de tributos.
Segue abaixo o demonstrativo da dívida de ICMS em 31/12/2019:
A rubrica Outras Despesas/Receitas Financeiras correspondem ao somatório da Renda de Aplicação Financeira, Atualização Monetária dos Depósitos Judiciais, Receita/Despesas da Variação Cambial com Energia Comprada, Outras Receitas/Despesas Financeiras e Despesas Financeiras de PEE/P&D/PLT. O acréscimo de 15,1% nesta rubrica no 4T2019 decorre dos pagamentos em atraso de fornecedores.
6. Resultado Líquido
O prejuízo líquido em 2019 foi de R$ (1,1 bilhão), frente ao valor de R$ (989,3 milhões) em 2018, representando uma variação de 9,4%. No 4T2019, o prejuízo totalizou R$ (82,8 milhões) ante os R$ (136,6 milhões) no mesmo período do exercício anterior, apresentando variação de 39,4%. Seguem abaixo as principais variações nos períodos, já explicadas anteriormente:
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7. ENDIVIDAMENTO
7.1 Dívida
A evolução da dívida está apresentada na tabela a seguir:
A redução do saldo da dívida no 4T2019 em comparação ao 4T2018 em R$ 18,3 milhões se deve principalmente pela amortização das parcelas do serviço da dívida em montante superior aos efeitos da alta da variação cambial no saldo devedor acumulado em 2019.
A seguir apresenta-se o demonstrativo da movimentação do endividamento com as instituições financeiras entre o 4T2018 e 4T2019:
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8. FLUXO DE CAIXA INDIRETO
As variações ocorridas no Fluxo de Caixa Indireto são apresentadas a seguir, representando o valor da geração de caixa operacional nos períodos:
Em 2019, houve redução de R$ 61,1 milhões no Fluxo de Caixa, justificada principalmente pelas variações ocorridas nas contas dos ativos e passivos circulantes operacionais, que constituem o ciclo financeiro da Companhia, especialmente no acúmulo dos saldos de Tributos Estaduais e Federais, ocasionado pela inadimplência dos mesmos.
A redução verificada em Outros Passivos entre os exercícios é reflexo das liberações de mútuo realizadas pela CEEE-GT à distribuidora, durante o ano de 2018. Já no exercício de 2019, houve somente o pagamento de encargos incorridos, não havendo mais liberações.
Em 2019, houve variação significativa das atividades de financiamentos em R$ 235,3 milhões provocados pelo ingresso de recursos advindos do programa de financiamento BID em 2018, fato que não ocorreu em 2019.
9. INVESTIMENTOS
Em 2019, os investimentos realizados foram de R$ 149,1 milhões, apresentando redução de 42,6%, quando comparados ao montante de 2018, que foi de R$ 259,6 milhões. Nesta mesma análise, o 4T2019 apresentou redução de 49,1%, totalizando R$ 34,6 milhões, quando comparado ao mesmo período do exercício anterior, no qual totalizava R$ 67,9 milhões.
24 A diferença pode ser verificada em decorrência dos valores despendidos ainda em 2018 para os pagamentos finais do sistema corporativo ERP (Enterprise Resource Planning) SAP, que é um investimento não recorrente. Além disso, também houve redução no segmento de expansão, em função da retração do mercado e diminuição de novos pedidos dos consumidores, reduzindo a compra de estoque para investimentos na planta elétrica. Outro fator que justifica a variação é a conclusão de obras do financiamento com o BID e AFD, cujo volume de recurso em 2018 foi elevado devido ao término do prazo contratual. Importante destacar que a Companhia seguiu em 2019 com investimentos voltados para melhoria dos indicadores operacionais, tanto com foco na redução de custos quanto no aumento da receita, os quais trarão resultado no decorrer de 2020.
