Release
de Resultados
1T14
Indicadores 1T14 1T13 Var. 4T13 Var.
Econômico- Financeiro (R$ mil)
Receita Operacional Líquida (1) 2.100.898 1.846.534 13,8% 1.700.062 23,6%
Gastos Não-Gerenciáveis (1.465.242) (1.150.377) 27,4% (1.191.460) 23,0%
Margem Bruta(1) 635.656 696.157 -8,7% 508.602 25,0%
Gastos Gerenciáveis(2) (229.255) (233.824) -2,0% (273.776) -16,3%
EBITDA(3) 406.401 462.333 -12,1% 234.826 73,1%
Resultado das participações societárias (13.969) (61.564) -77,3% (11.628) 20,1%
Resultado financeiro líquido (87.247) (59.479) 46,7% (90.434) -3,5%
IR e Contribuição social (84.138) (102.473) -17,9% 55.227 -252,3% Participações de minoritários (36.829) (62.159) -40,8% (61.211) -39,8% Lucro Líquido 99.585 90.275 10,3% 41.495 140,0% Capex 85.394 54.706 56,1% 397.825 -78,5% Dívida Líquida 2.451.035 1.894.965 29,3% 2.335.300 5,0% Evolução do Mercado (GWh)
Total Energia Distribuída 6.726 6.376 5,5% 6.653 1,1%
Total Energia Vendida- Geração(4) 2.217 2.351 -5,7% 1.976 12,2%
Total Energia Comercializada 3.458 2.930 18,0% 3.071 12,6%
(1) Exclui receita de construção.
(2) Exclui depreciação, amortização e custo de construção.
(3) EBITDA = lucro antes de impostos, resultados financeiros, depreciação e amortização. (4) Energia Vendida - Geração não considera os valores de Pecém.
Principais Indicadores
EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 406 milhões no 1T14
São Paulo, 09 de maio de 2014 - A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA (código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros e operacionais do primeiro trimestre de 2014 (1T14). As informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram objeto de revisão por parte dos auditores independentes.Receita líquida consolidada: aumento de 13,8% devido a: (i) nas distribuidoras, aumento de 8,3%
(ii) nas geradoras, aumento de 1,4% (iii) e na comercializadora, aumento de 30,3%;
Gastos Não-Gerenciáveis: aumento de 27,4% em consequência da compra de energia tanto nas
distribuidoras (atenuada em parte pelos aportes de recursos) quanto nas geradoras ocasionada pelo impacto do GSF médio de 96,2% no trimestre;
Margem Bruta: redução de 8,7% como consequência do aumento dos Gastos Não-Gerenciáveis;
Gastos Gerenciáveis: redução de 2,0% em relação ao 1T13 e de 16,3% em relação ao 4T13;
EBITDA: redução de 12,1% reflexo da queda da margem bruta mitigada pela evolução favorável
do Opex;
Lucro Líquido: aumento de 10,3% reflexo do melhor resultado das participações societárias
societárias e da queda do Imposto de Renda (IR) e contribuição social do período e das participações minoritárias;
Dívida Líquida/EBITDA: 1,5x em 31 de março de 2014;
UTE Pecem I: Tribunal Federal concede Tutela Antecipada para suspender os custos de
indisponibilidade da UTE Pecém I baseado em apuração horária.
UHE São Manoel: contratação de empréstimo-ponte para início de construção da Usina;
Total de ações 476.415.612 Ações em tesouraria 840.675 Free float (49%) Valor de mercado (31/03/2014) R$ 4.907 milhões Teleconferência com Webcast em 12/05/2014 Português/Inglês: 15h
Dados para conexão: Brasil: +55 (11) 3193-1001
+55 (11) 2820-4001
EUA: +1 (786) 924-6977
Índice
1. Eventos do Período
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2. Desempenho Econômico-Financeiro
4
2.1. Receita Operacional Líquida
4
2.1.1. Deduções da Receita Operacional
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2.2. Gastos Operacionais
6
2.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis
6
2.2.2. Gastos Gerenciáveis
8
2.3. EBITDA
10
2.4. Resultado Financeiro
11
2.5. Lucro Líquido
11
3. Endividamento
12
4. Variação do Imobilizado
15
5. Desempenho por Área de Negócios
16
5.1. Geração
16
5.2. Distribuição
21
5.3. Comercialização
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6. Mercado de Capitais
27
6.1. Desempenho das Ações
27
6.2. Capital Social
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7. Eventos Subsequentes
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1. Eventos do Período
Tribunal Federal Concede Tutela Antecipada para Suspender os Custos de Indisponibilidade da UTE Pecém I
Em 24 de janeiro, a EDP Energias do Brasil comunicou que a 15ª Vara Federal do Distrito Federal concedeu Tutela Antecipada a Pecém I para suspender o cálculo dos custos de indisponibilidade em base horária, com efeito imediato, e determinando que os cálculos sejam efetuados com base na média móvel de 60 meses. Em 7 de janeiro de 2014, Pecém I ingressou com uma ação judicial contra a ANEEL, questionando as penalidades incorridas com base na apuração horária da diferença entre a energia líquida declarada e a energia líquida gerada pela usina (custos de indisponibilidade). Os Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR) contemplam uma apuração em média móvel de 60 meses da disponibilidade efetiva e não preveem penalidades baseadas em uma apuração horária.
Assembleia Geral Extraordinária – Alteração do Conselho de Administração
Em 04 de fevereiro, foram aprovadas em Assembleia Geral Extraordinária as indicações para ocupar o cargo de Presidente do Conselho de Administração a Sra. Ana Maria Machado Fernandes, para ocupar o cargo de Vice-Presidente do Conselho de Administração o Sr. Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas, bem como a indicação do Sr. Miguel Dias Amaro como novo membro do Conselho de Administração da Companhia.
Assinatura de Contrato de Compra e Venda para alienar 33,3% dos direitos de construção da UHE São Manoel
para a CWEI Brasil
Conforme comunicado ao mercado em 07 de fevereiro, a EDP Energias do Brasil comunicou que, no contexto da parceria entre a EDP Energias do Brasil, a CWE Investment Corporation e a CWEI Brasil Participações, companhias controladas integralmente pela China Three Gorges, assinou o Contrato de Compra e Venda para alienar 33,3% dos direitos de construção da UHE São Manoel para a CWEI Brasil.
Venda de participação acionária
Em 11 de fevereiro, a ANEEL anuiu a transferência de 50% da participação societária direta na Central Hídrica de Cachoeira Caldeirão e na CEJA – Companhia Energética do Jari, detida pela Companhia para a CWEI Brasil. A conclusão da operação está sujeita, ainda, à aprovação do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, órgãos reguladores chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação de controle.
Aumento da Base de Remuneração da EDP Escelsa
Em 12 de fevereiro, a ANEEL, por meio do Despacho nº 287/2014, aceitou o pleito da EDP Escelsa realizado durante o processo do 3º ciclo de Revisão Tarifária. O pleito requisitou que a valorização do investimento realizado no período incremental fosse efetuada com base no banco de preços do período entre ciclos, em função da existência de diferentes regimes tributários. Sendo assim, o valor total da Base de Remuneração Líquida, referente ao 3º ciclo de Revisão Tarifária, passa a ter um incremento de R$ 24,6 milhões.
3ª Emissão de debêntures simples da EDP Energias do Brasil no valor de R$ 300 milhões
Em 12 de fevereiro, a EDP Energias do Brasil realizou a 3ª emissão de debêntures no valor de R$ 300 milhões ao custo de CDI + 0,72% a.a., com pagamentos de juros e amortização no prazo final de 18 meses, em 12 de agosto de 2015. Os recursos foram utilizados para o refinanciamento parcial da 1ª emissão de debêntures realizada em 06 de agosto de 2012.
Contratação de CCBs - Crédito Rural para as distribuidoras do Grupo
Em 21 de fevereiro, a EDP Bandeirante e a EDP Escelsa celebraram contratos de CCB nos valores de R$ 98,6 milhões e R$ 110,6 milhões, respectivamente, ao custo anual de CDI + 0,12%, com pagamentos de juros e amortização no prazo final em 01 de julho de 2015. Os recursos foram utilizados para refinanciamento das dívidas de curto prazo.
Contratação de empréstimo-ponte para início de construção da UHE São Manoel
Em 17 de março, a Empresa Energia São Manoel, SPE detentora dos direitos de construção e operação da Central Hídrica de São Manoel, celebrou o contrato de CCB no valor de R$ 45 milhões ao custo de CDI + 0,90% a.a., com pagamento de juros e amortização no prazo final em 04 de agosto de 2014. O recurso foi utilizado para investimentos iniciais do empreendimento.
Acidente na UHE Santo Antônio do Jari
Em 29 de março, a ECE Participações, concessionária da UHE Santo Antônio do Jari, informou que devido às cheias verificadas na região, registrou-se o alagamento de área confinada da casa de força da usina, provocando o desaparecimento de colaboradores da empresa responsável pela construção (CESBE S.A Engenharia Empreendimentos) que trabalhavam na obra no
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momento. As companhias prestaram todo apoio e assistência às famílias envolvidas. O incidente não provocou quaisquer danos estruturais na usina. A entrada em operação comercial da usina está prevista para janeiro de 2015.
2. Desempenho Econômico-Financeiro
2.1. Receita Operacional Líquida
*Não considera as eliminações intragrupo de R$ 223 milhões no 1T14 e de R$ 218 milhões no 1T13 e exclui receita de construção de R$ 69,1 milhões no 1T14 e de R$ 44,2 milhões no 1T13.
No 1T14, a receita operacional líquida consolidada1, excluindo a receita de construção, atingiu R$ 2.100,9 milhões, 13,8%
superior ao 1T13 (R$ 1.846,5 milhões).
Na Comercialização
O volume de energia comercializada totalizou 3.458 GWh no 1T14, 18,0% acima dos 2.930 GWh comercializados no 1T13. Além do aumento do volume comercializado, alia-se a esse resultado a estratégia de sazonalização para o ano de 2014, concentrada no primeiro trimestre do ano.
O preço médio de venda de energia comercializada aumentou 12,5% em relação ao 1T13, devido ao aumento dos preços no mercado livre de energia e dos reajustes anuais dos contratos de longo prazo firmados em exercícios anteriores.
Na Geração
O volume de energia vendida no 1T14 alcançou 2.217 GWh no 1T14, 5,7% inferior aos 2.351 GWh vendidos no 1T13 em função da maior alocação da energia assegurada no 1T13.
O preço médio de venda no 1T14 de energia foi de R$ 176,7/MWh no 1T14, 5,8% acima do preço verificado no 1T13, devido aos reajustes anuais dos contratos em vigor.
O aumento de R$ 7,4 milhões na receita de energia de curto prazo é resultante da estratégia da Companhia que realizou compra de energia, em contratos de curta duração, a preços mais baixos em 2013, liquidando na CCEE ao PLD - preço de liquidação das diferenças do período (PLD médio submercado SE/CO: R$ 674,6/MWh).
Na Distribuição2
O volume de energia distribuída no 1T14, por ambas as concessionárias (cativo + USD), atingiu 6.726 GWh no 1T14, 5,5% superior aos 6.376 GWh distribuídos no 1T13 (+ 6,4% na EDP Bandeirante e + 4,3% na EDP Escelsa);
A receita bruta de vendas de energia no mercado cativo atingiu R$ 1.447 milhões no 1T14, estável (+0,9%) em relação ao 1T13 (R$ 1.434 milhões).
A receita bruta de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 764,0 milhões no 1T14, redução de 13,2% em relação ao 1T13 (R$ 880,3 milhões), reflexo da redução da TUSD conforme Lei nº 12.783/2013;
O suprimento de energia elétrica no 1T14 atingiu R$ 23,5 milhões, aumento de 25,4% em relação ao 1T13 (R$ 18,8 milhões). Esse crescimento deve-se ao aumento de 24,7% da tarifa para a classe de consumo (concessionárias e permissionárias) da EDP Escelsa devido ao reajuste tarifário conforme Resolução nº 1.576/2013;
1) Considera eliminações intragrupo.
2) Exclui não faturado
Geração 17,3% Distribuição 53,4% Comercialização 29,3% Composição da Receita Líquida* - 1T14
1T13 1T14
397 403
1.146 1.241
522 680
Receita Líquida (R$ milhões)*
Geração Distribuição Comercialização
30% 8% 1% Residencial; 44% Industrial; 20% Comercial; 25% Rural; 3% Outros; 8%
5
A redução de R$ 25,4 milhões em energia de curto prazo no 1T14, em relação ao mesmo período do ano anterior, deve-se à subcontratação das distribuidoras (Média 1T14: EDP Bandeirante 97,7% e EDP Escelsa 82,1%) devido à insuficiência de cotas de energia, e consequentemente exposição ao PLD, além de ajustes de provisões referentes a meses anteriores realizados no 1T13.
As tarifas médias de venda de energia da EDP Bandeirante e da EDP Escelsa no 1T14 foram 3,41% e 5,83%, inferiores ao 1T13, respectivamente, devido à redução das tarifas de energia conforme Lei nº 12.783/2013 e à redução das tarifas aplicadas na revisão tarifária da EDP Escelsa a partir de 07 de agosto de 2013. A redução na tarifa verificada na EDP Bandeirante foi parcialmente compensada pelo aumento de 10,36% (econômico: 9,92% e financeiro: 0,44%) no reajuste tarifário ocorrido em 23 de outubro de 2013;
Outras Receitas Operacionais
No 1T14, as outras receitas aumentaram R$ 83,7 milhões. Esse resultado deve-se, principalmente, ao aumento do repasse da CDE às distribuidoras para o atendimento da subvenção econômica destinada à modicidade tarifária (Decreto nº 7.891/2013) e ao ressarcimento pela insuficiência na entrega de energia contratada pelas distribuidoras (CCEAR e CER).
Em relação às subvenções, a Medida Provisória nº 605, de 23 de janeiro de 2013, aumentou o escopo de utilização dos recursos da CDE, com o objetivo de prover recursos para compensar os descontos aplicados às tarifas de energia e compensar o efeito da não adesão de alguns agentes à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica. Por meio do Decreto nº 7.891/2013, os descontos tarifários para as tarifas de baixa renda, atividade rural, tratamento de água, esgoto, saneamento e irrigantes, puderam deixar de serem custeados por meio das tarifas dos demais consumidores, permitindo desta forma que a redução prometida pudesse ser atingida. Mensalmente, a ANEEL homologa os recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobrás a cada distribuidora, para custear os descontos acima mencionados. Dessa forma, foi provisionado no 1T14 o montante de R$ 12,5 milhões na EDP Bandeirante e R$ 35,9 milhões na EDP Escelsa impactando positivamente a rubrica outras receitas operacionais.
Outras receitas Operacionais 1T14 1T13 Var.
Subvenções 48.399 31.258 54,8%
Ressarcimento por insuficiência de geração 104.959 28.752 265,0%
Arrendamentos e aluguéis 67.638 63.798 6,0%
Outras receitas operacionais 46.386 59.882 -22,5%
Total 267.382 183.690 45,6%
Receita Operacional Líquida (R$ mil) 1T14 1T13 Var.
Clientes Cativos 1.446.635 1.434.109 0,9% Residencial 630.975 616.053 2,4% Industrial 293.034 298.539 -1,8% Comercial 364.787 353.098 3,3% Rural 41.669 48.394 -13,9% Outros 116.170 118.025 -1,6%
(-) Transferência para TUSD - clientes cativos(1) (578.639) (654.967) -11,7%
Fornecimento não Faturado 11.630 (48.638) n.d.
Total Fornecimento 879.626 730.504 20,4%
Suprimento de Energia elétrica 208.408 177.066 17,7%
Energia de curto prazo 31.183 49.241 -36,7%
Comercialização 665.028 501.814 32,5%
Total Suprimento 904.619 728.121 24,2%
Fornecimento e suprimento 1.784.245 1.458.625 22,3%
Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) 762.637 878.208 -13,2%
Subvenções 48.399 31.258 54,8%
Ressarcimento por insuficiência de geração 104.959 28.752 265,0%
Arrendamentos e aluguéis 67.638 63.798 6,0%
Receita de construção 69.142 44.243 56,3%
Outras receitas operacionais 46.386 59.882 -22,5%
Sub-total 2.883.406 2.564.766 12,4%
(-) Deduções à receita operacional (713.366) (673.989) 5,8%
Receita operacional líquida 2.170.040 1.890.777 14,8% Receita operacional sem construção 2.100.898 1.846.534 13,8%
(1) Em atendimento às determinações da ANEEL, esta rubrica se refere à parcela faturada dos clientes cativos correspondente à tarifa de uso do sistema de distribuição, anteriormente apresentada integralmente em Fornecimento de Energia Elétrica e passou a ser apresentada em Disponibilização do Sistema de Distribuição.
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2.1.1. Deduções da Receita Operacional
No 1T14, as deduções da receita totalizaram R$ 713,4 milhões, 5,8% superior ao valor verificado no 1T13 (R$ 674,0 milhões):
Aumento de 11,6% na alíquota de PIS/COFINS e de 4,4% de ICMS em função do aumento da receita operacional bruta. CCC (Conta de Consumo de Combustível): extinção do encargo conforme Lei nº 12.783/2013; CDE (Conta de Desenvolvimento Energético): aumento da quota mensal a partir da competência de março de 2014 com base na resolução homologatória 1.699 de abril de 2014. RGR (Reserva Global de Reversão): apesar da extinção do encargo conforme Lei nº 12.783/2013, as concessões de geração Pantanal e Energest, não foram contempladas na Lei em referência, conforme §3º do art. 4º da Lei 5.655/1971, de forma que o valor apresentado no 1T14 refere-se aos encargos dessas concessões. O valor positivo do 1T13 refere-se ao estorno da quota referente ao ano de 2010 nas distribuidoras.
2.2. Gastos Operacionais
Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 1.694,5 milhões no 1T14, 22,4% superior ao 1T13 (R$ 1.384,2 milhões).
Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação, amortização e custo de construção.
2.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis
Os gastos não-gerenciáveis relativos aos custos com compra de energia, encargos do uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da ANEEL, somaram R$ 1.465,2 milhões no 1T14, 27,4% superior ao 1T13 (R$ 1.150,4 milhões).
Deduções à receita operacional 1T14 1T13 Var.
P&D e PEE (16.089) (14.600) 10,2% CCC 0 (14.033) -100,0% CDE (20.400) (16.163) 26,2% RGR (2.419) 400 n.d. PIS/COFINS (253.315) (226.967) 11,6% ICMS (408.880) (391.532) 4,4% ISS (232) (242) -4,1%
PROINFA - Consumidores Livres (12.031) (10.852) 10,9%
Total (713.366) (673.989) 5,8%
Não-Gerenciáveis 86%
Gerenciáveis 14% Composição dos Custos Operacionais - 1T14
1T13 1T14
234 229
1.150
1.465
Gastos Operacionais (R$ milhões)
Gastos Gerenciáveis Gastos Não-gerenciáveis 1.384
1.694
27%
-2% 22%
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A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 1.361,3 milhões no 1T14, 28,3% superior ao 1T13. Esse aumento deve-se à exposição involuntária das distribuidoras e ao patamar elevado do PLD (aumento do despacho térmico). No caso das geradoras, o maior custo com compra de energia foi reflexo do GSF médio no período de 96,2%, conforme detalhado abaixo.
O custo com energia elétrica comprada de Itaipu (moeda estrangeira) sofreu um aumento de R$ 9,6 milhões em função da valorização de 18,4% do Dólar médio no 1T14, (R$ 2,36), em comparação ao 1T13 (R$ 2,00).
Em relação às compras de energia em moeda nacional, destaca-se:
Na Distribuição
Os mecanismos disponíveis ao longo do ano de 2013, em especial a distribuição das “Quotas de energia velha” e os leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, foram insuficientes para atender as necessidades das distribuidoras, fazendo com que as concessionárias ficassem expostas, involuntariamente, ao Preço de Liquidação das Diferenças - PLD do mercado de curto prazo. Diante disso, e de modo a evitar um risco de exposição financeira por parte das distribuidoras, em 07 de março de 2014, foi publicado o Decreto nº 8.203 autorizando o repasse de recursos da CDE às distribuidoras, com o intuito de cobrir o sobrecusto com a compra de energia no mercado de curto prazo na competência de janeiro de 2014, decorrente da frustação do leilão A-1, ocorrido em dezembro de 2013. Dessa forma, para a EDP Escelsa foi homologado o montante de R$31,0 milhões, enquanto a EDP Bandeirante não teve valor a receber.
No dia 13 de março de 2014, o Governo Federal, através do Ministério da Fazenda e do Ministério de Minas e Energia, convocou a imprensa para anunciar um pacote de medidas para subsidiar o sobrecusto de energia das distribuidoras, além de diminuir a exposição destas empresas ao mercado de curto prazo, através da realização de um leilão de energia com início de suprimento previsto para maio deste ano. Entretanto, até o início do fornecimento da energia contratada através do leilão citado, o governo utilizaria a CCEE para captação de recursos junto ao sistema bancário e consequente cobertura das despesas com exposição involuntária e energia de curto prazo das Distribuidoras.
Em 1º de abril de 2014, o Decreto 8.221, encarregou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE de criar e manter a Conta no Ambiente de Contratação Regulada - CONTA-ACR, destinada a cobrir de fevereiro a dezembro de 2014 os custos que excedam a cobertura tarifária relativa à i) exposição contratual involuntária e ii) ao despacho termoelétrico relativo aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade – CCEAR-D.
Gastos Não Gerenciáveis (R$ mil) 1T14 1T13 Var.
Energia Comprada para Revenda (1.361.257) (1.061.188) 28,3%
Moeda estrangeira - Itaipu (122.952) (113.375) 8,4%
Moeda nacional (1.238.305) (947.813) 30,6%
Encargos de uso e conexão (83.452) (74.722) 11,7%
Outros (20.533) (14.467) 41,9%
Taxa de Fiscalização (2.577) (3.580) -28,0%
Compensações Financeiras (12.350) (10.887) 13,4%
outras (5.606) 0 n.d.
Total dos Gastos Não-Gerenciáveis (1.465.242) (1.150.377) 27,4%
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Evolução Mensal do PLD (R$/MWh) Submercado SE/CO
2011 2012 2013 2014
SE/CO Sul Nordeste Norte
83,0% 92,2% 75,9% 98,8% 78,5% 34,6% 82,1% 98,9% 54,1% 62,5% 42,9% 94,2% 36,3% 46,1% 41,5% 86,1% Nível dos Reservatórios (%)
8
O PLD em níveis elevados ocasiona o despacho, por ordem de mérito, de usinas termelétricas (UTEs). O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) despacha as UTEs que apresentam custo variável unitário (CVU) menor do que o custo marginal de operação (base para a formação do PLD semanal), sendo o PLD utilizado para definir o preço da energia comercializada no curto prazo. Além disso, tem como objetivo buscar o equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e a vantagem futura de seu armazenamento. O cálculo do PLD é baseado nas condições hidrológicas (nível dos reservatórios), demanda de energia, preços dos combustíveis, custo de déficit, entrada em operação comercial de novos projetos e na disponibilidade de equipamentos de geração e transmissão. O despacho térmico acarreta em custo de energia mais alto (em relação ao custo de geração hidráulica).
Sendo assim, a ANEEL homologará o montante mensal de recursos da CDE a ser repassado pela conta ACR, a partir da competência de fevereiro de 2014. A CCEE captará empréstimos de bancos por meio da conta ACR para repassar às distribuidoras esses montantes homologados pela ANEEL. Em contrapartida, ela terá um direito de receber da CDE, a partir de 2015, os valores arrecadados pelas distribuidoras para pagamento do empréstimo. Os valores arrecadados pelas distribuidoras para pagamento da CDE se dará de forma proporcional ao mercado cativo de cada uma, no prazo de dois anos, com atualização pelo IPCA.
Além disso, conforme estabelece no artigo 2º da Resolução Normativa nº 337/2008, a Conta de Energia de Reserva - CONER é uma conta específica administrada pela CCEE para realização de operações associadas à contratação e uso de energia de reserva. O encargo é pago por consumidores livres e residenciais e financia a geração de energia por eólicas, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) durante o ano todo. A energia de reserva é contratada pelo preço de leilão, mas é liquidada pelo preço do mercado spot (PLD). Quando o PLD está baixo, o consumidor tem que pagar essa diferença, mas quando o PLD está elevado, o consumidor ganha um crédito que é repassado pela distribuidora via tarifa.
No 1T14, o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) foi de R$ 674,6, MWh 109% acima dos R$ 322,7 MWh do verificado no 1T13. Abaixo apresentamos uma tabela resumo com os recursos recebidos e provisionados por distribuidora no trimestre:
O montante total provisionado foi no valor de R$ 413,7 milhões, porém as homologações somaram R$ 419,8 milhões.
Na Geração
No 1T14, a compra de energia foi reflexo do GSF médio de 96,2% verificado no período, totalizando R$ 56,5 milhões. Em períodos de geração hidráulica excedente no país o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) distribui ganhos às usinas participantes desse sistema, denominado ganho de energia secundária, e o contrário ocorre em períodos de escassez hidrológica em que o déficit de geração é descontado da garantia física das usinas provocando perdas de receita. Tipicamente em períodos de elevada geração termelétrica há redução da geração hidráulica e em 2014 esse déficit de geração foi provocado principalmente pelo baixo nível de armazenamento dos reservatórios do SIN, que está acarretando o despacho de todas as usinas termelétricas disponíveis no sistema.
Os encargos de uso e conexão no 1T14 foram 11,7% superiores ao 1T13, reflexo do reajuste anual das tarifas.
As compensações financeiras aumentaram 13,4% no 1T14 em função do aumento da geração das usinas do grupo e o aumento de 5,9% da TAR – Tarifa Atualizada de Referência.
2.2.2. Gastos Gerenciáveis
R$/milAportes conta-ACR (Decreto 8.221/14) Janeiro Fevereiro Março Janeiro Fevereiro Março TOTAL Contratos por Disponibilidade - 49.123 37.889 - 20.276 16.949 124.237
Exposição Involuntária - 20.910 14.188 - 113.896 97.252 246.245 Aportes CDE (Decreto 8.203/14) Janeiro Fevereiro Março Janeiro Fevereiro Março TOTAL
Exposição Involuntária - - - 31.008 - - 31.008 Reembolso CONER (REN 606/14) Janeiro Fevereiro Março Janeiro Fevereiro Março TOTAL
Reembolso CONER - 5.002 2.051 - 3.641 1.491 12.185 TOTAL - 75.035 54.128 31.008 137.812 115.692 413.675
9
Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 229,2 milhões no 1T14, 2,0% e 16,3% abaixo, respectivamente do 1T13 (R$ 234,0 milhões) e 4T13 (R$ 273,8 milhões). Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros.
*Fonte:FGV **Fonte: IBGE
Aumento de R$ 3,2 milhões em gastos com Pessoal (+3,7%), em relação ao 1T13:
(i) Reajuste salarial médio de 6,5% em cumprimento ao Acordo Coletivo e aumento do quadro de colaboradores (+R$ 3,5 milhões);
(ii) Aumento dos gastos com benefícios (vale alimentação, refeição, seguro de vida e medicamentos) em decorrência da aplicação do índice de reajuste e aumento do quadro de colaboradores no Grupo (+R$ 1,4 milhão);
(iii) Aumento das capitalizações (-R$ 1,1 milhão);
(iv) Redução dos gastos com horas extras (- R$ 0,4 milhão).
Em relação ao 4T13, os gastos com Pessoal reduziram-se em R$ 21,9 milhões (-19,8%).
Aumento de R$ 0,3 milhão (+3,8%) em Materiais refere-se à compra de equipamentos de segurança - EPI/EPC.
Em relação ao 4T13, os gastos com material reduziram-se em R$ 5,3 milhões (-43,5%).
No item Serviços de Terceiros, o aumento de R$ 0,9 milhão (+1,1%) deve-se a:
(i) Gastos com a reforma da Regional Mogi na EDP Bandeirante (+R$ 1,2 milhão);
(ii) Gastos com atendimento ao cliente com alteração do fornecedor do Call Center e acréscimo de Postos de Atendimentos - Resolução ANEEL 516 (+R$ 1,8 milhão);
(iii) Serviços emergenciais nas Unidades Geradoras da Investco (+R$ 1,2 milhão);
(iv) Efeito não recorrente no 1T13 de serviços de consultoria para o projeto de reestruturação organizacional (-R$ 2,9
milhões);
Em relação ao 4T13, os gastos com serviços de terceiros reduziram-se em R$ 22,8 milhões (-20,4%).
No item Provisões, redução de R$ 11,6 milhões (-37,7%):
(i) Provisão referente aos clientes em atraso, liminares e prefeituras com saldo em aberto ocorrido no 1T13(-R$ 6,0 milhões sendo -R$ 6,9 milhões na EDP Bandeirante e +R$0,9 milhão na EDP Escelsa).
(ii) Efeito não recorrente no 1T13 resultante da provisão de perdas de contas a receber do programa Luz para Todos,
ocorrido em 2007, o qual a Eletrobrás subsidiaria parte dos kit´s vendidos aos clientes rurais de baixa renda na EDP Bandeirante (-R$5,2 milhões);
Em relação ao 4T13, as provisões aumentaram R$ 12,4 milhões.
O aumento de R$ 2,6 milhões na rubrica Outros é resultado dos seguintes fatores:
(i) Impacto do Valor Novo de Reposição – VNR resultante do aumento da base e do reajuste do IGPM (-R$ 9,3 milhões);
Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 1T14 1T13 Var. 4T13 Var.
Pessoal (88.654) (85.483) 3,7% (110.576) -19,8% Material (6.869) (6.618) 3,8% (12.168) -43,5% Serviços de terceiros (89.539) (88.575) 1,1% (112.437) -20,4% Provisões (19.223) (30.833) -37,7% (6.788) 183,2% Outros (24.970) (22.315) 11,9% (31.807) -21,5% Total PMSO (229.255) (233.824) -2,0% (273.776) -16,3%
Custo com construção da infraestrutura (69.142) (44.243) 56,3% (123.058) -43,8%
Depreciação e amortização (84.633) (86.383) -2,0% (85.285) -0,8%
Total dos gastos gerenciáveis (383.030) (364.450) 5,1% (482.119) -20,6%
IGP-M (últimos 12 meses)* 7,3%
10
(ii) Reajustes contratuais de aluguel (+R$ 1 milhão);
(iii) Provisão para perdas relativas às vendas dos ativos das Centrais Geradoras Hidroelétricas de Coxim, São João I e II na UHE Pantanal ocorridos no 1T13(-R$ 2,2 milhões);
(iv) Provisão de perdas do imobilizado (+R$ 13,6 milhões);
(v) Efeito não recorrente no 1T14 referente à indenização de sinistro referente à contenção da barragem da UHE
Enerpeixe (-R$ 1,0 milhão).
Em relação ao 4T13, a rubrica Outros reduziu em R$ 6,8 milhões (21,5%).
A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 84,6 milhões no 1T14, redução de 2,0% em relação ao mesmo período de 2013.
2.3. EBITDA
No 1T14, o EBITDA atingiu R$ 406,4 milhões, redução de 12,1% em relação ao 1T13 (R$ 462,3 milhões).
Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 242,7 milhões no 1T14, queda de 12,6% em relação ao 1T13 (R$ 277,7 milhões), devido aos efeitos do GSF de 96,2% que ocasionaram maior compra de energia no período. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 138,8 milhões no 1T14, redução de 12,0% em relação ao 1T13 (R$ 157,8 milhões), devido ao aumento dos gastos não gerenciáveis. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 50,6 milhões no 1T14, em linha com o mesmo período do ano anterior (+0,5%).
*Exclui receita de construção Nota: Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intra-grupo
*Exclui depreciação e amortização
1T13 1T14
462
406
EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%) 25,0% 19,3% Geração 56,2% Distribuição 32,1% Comercialização 11,7% Composição do EBITDA - 1T14 406 5 462 -61
Margem Bruta Gastos Gerenciáveis*
EBITDA 1T14 EBITDA 1T13
11
2.4. Resultado Financeiro
Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 27,8 milhões no 1T14 foram:
Receita Financeira: aumento de R$ 20,1 milhões
(i) Aumento de R$ 18,8 milhões na receita de aplicações financeiras em função do aumento do saldo médio de disponibilidades e da taxa Selic nos últimos 12 meses;
(ii) Aumento de Selic sobre tributos e contribuições sociais compensáveis (+R$ 2,7 milhões), em função do aumento da taxa Selic no 1T14 (10,75%) em relação ao 1T13 (7,25%);
Despesa Financeira: aumento de R$ 47,5 milhões
(i) Aumento da despesa de encargos de dívidas devido ao aumento do saldo e custo médio da dívida nos últimos 12 meses (- R$ 60,9 milhões);
(ii) Aumento dos juros capitalizados devido à evolução do cronograma das obras das UHEs Jari e Cachoeira Caldeirão, esta última com impacto mais relevante (+ R$ 20,7 milhões);
(iii) Aumento da despesa de atualização monetária do uso do bem público das UHE Peixe Angical e Investco devido à atualização por inflação (-R$ 5,4 milhões);
Resultado Cambial
O resultado cambial no 1T14 foi estável em relação ao 1T13 (+R$ 0,4 milhão).
2.5. Lucro Líquido
O lucro líquido consolidado do 1T14 totalizou R$ 99,6 milhões, aumento de R$ 9,3 milhões em relação ao mesmo período do ano anterior, impactado pelos efeitos do resultado financeiro, pela queda de R$ 25,3 milhões na participação de minoritários e pelo Imposto de Renda (IR) e contribuição social do período, que excluindo o efeito da equivalência patrimonial alcançaria 36% no 1T14, comparado a 32% no 1T13. Essa variação é decorrente de impostos diferidos não reconhecidos na Holding, além da redução do beneficio fiscal na EDP Escelsa em função da redução do IR devido. Adicionalmente, o lucro líquido foi impactado pelo Resultado das Participações Societárias, devido à contabilização do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial (-R$ 15,0 milhões), conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2).
Resultado Financeiro (R$ mil) 1T14 1T13 Var.
Receita Financeira 55.147 35.007 57,5%
Receitas de aplicações financeiras 22.870 4.046 465,2%
Variação monetária e acréscimo 27.822 22.257 25,0%
SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis 4.593 1.806 154,3%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente 7.062 4.794 47,3%
Outras Receitas (7.200) 2.104 n.d.
Despesa Financeira (141.344) (93.854) 50,6%
Variação monetária e acréscimo moratório (19.454) (16.207) 20,0%
Encargos de dívidas (121.769) (60.852) 100,1%
Benefícios pós-emprego (13.180) (12.408) 6,2%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (8.264) (5.026) 64,4%
Outras Despesas 21.323 639 3236,9%
Resultado Cambial Líquido (1.050) (632) 66,1%
Formação do Lucro Líquido (R$ milhões)
3. Endividamento
A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.231,2 milhões em 31 de março de 2014, em linha (
dezembro de 2013 (R$ 3.259,4 milhões), sendo em ambos os períodos desconsiderada a dívida da UTE Pecém I, UHEs Antonio do Jari , Cachoeira Caldeirão e São Manoel. Do total da dívida bruta, em 31 de março de 2014, R$ 90,7 milhões estavam denominados em moeda estrangeira, integralmente protegidos da variação cambial e d
de hedge e swap.
Nota: * não
Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%)
Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)
* Margem Líquida exclui receita de construção
ormação do Lucro Líquido (R$ milhões)
*Exclui depreciação e amortização
consolidada totalizou R$ 3.231,2 milhões em 31 de março de 2014, em linha (-0,9%) com o
(R$ 3.259,4 milhões), sendo em ambos os períodos desconsiderada a dívida da UTE Pecém I, UHEs ldeirão e São Manoel. Do total da dívida bruta, em 31 de março de 2014, R$ 90,7 milhões estavam denominados em moeda estrangeira, integralmente protegidos da variação cambial e da taxa Libor por meio de instrumentos
Nota: * não considera eliminações intragrupo de R$ 34,7 milhões
1T13 1T14
90
100
Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%) 4,9%
4,7%
Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)*
**
12
0,9%) com o verificado em 31 de (R$ 3.259,4 milhões), sendo em ambos os períodos desconsiderada a dívida da UTE Pecém I, UHEs Santo ldeirão e São Manoel. Do total da dívida bruta, em 31 de março de 2014, R$ 90,7 milhões estavam Libor por meio de instrumentos Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%)
13 ** ações preferenciais da Investco classificadas como dívida3
A dívida líquida, considerando o valor de R$ 780,1 milhões de disponibilidades, alcançou R$ 2.451,0 milhões em 31 de março de 2014, aumento de 5,0% em relação a dezembro de 2013 (R$ 2.335,3 milhões).
O custo médio da dívida do Grupo em março de 2014 era de 9,39% ao ano, em comparação a 8,62% ao ano em dezembro de 2013, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. O aumento do custo médio ocorreu em função do aumento do CDI médio (8,80% em março de 2014 frente a 8,06% em dezembro de 2013) além de captações realizadas a um custo superior às dívidas anteriormente contratadas.
O prazo médio da dívida consolidada em março de 2014 atingiu 2,59 anos, com elevação em relação a dezembro de 2013 (2,45 anos). Esse aumento deve-se à quitação da 1ª Emissão de Debêntures da Energias do Brasil (holding) e captações realizadas no período, descritas abaixo.
A dívida de curto prazo, em 31 de março de 2014, representava 24,7% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 799,5 milhões, em comparação a R$ 1.132,1 milhões em dezembro de 2013, redução de 29,4% (R$ 332,5 milhões). Essa redução é resultante da substituição da 1ª Emissão de Debêntures pela 3ª Emissão de Debêntures da EDP Energias do Brasil (holding) e captação de R$ 98,6 milhões pela EDP Bandeirante e de R$ 110,6 milhões pela EDP Escelsa. Do total da divida de curto prazo, R$ 23,6 milhões são referentes à Holding, R$ 607,7 milhões à distribuição e R$ 175,0 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo.
3
Nota: De acordo com o artigo 8º do Estatuto Social da Companhia, as ações preferenciais da Investco gozam, entre outros, do direito de recebimento de um dividendo anual fixo, cumulativo, de 3% sobre o valor de sua respectiva participação no capital social. Devido a esta característica, as ações foram classificadas como um instrumento de dívida por satisfazerem a definição de passivo financeiro, pelo fato de a Companhia não ter o direito de evitar o envio de caixa ou outro ativo financeiro para outra entidade, conforme determina o parágrafo 19 do CPC 39.
Dívida Bruta Mar.2014
(-) Disponibilidades Dívida Líquida Mar.2014
2.432
800 780
3.231
2.451
Composição da Dívida Líquida (R$ milhões)
L. P. C. P. CDI 82% TJLP 12% Pré Fixada 6% Dívida Bruta por Indexador
31/03/2014 31/12/2013 31/03/2014 34,7% 24,7% 65,3% 75,3%
Curto Prazo Longo Prazo
14
* Não considera eliminação
*
Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge A relação Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 1T14 em 1,5X.
* Não considera os efeitos da participação na UTE Pecém I, UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel
Considerando a proporção de 50% da participação da EDP Energias do Brasil na UTE Pecém I e 100% nas UHE’s Santo Antonio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel a relação dívida líquida/EBITDA seria de 2,8 vezes, conforme tabela abaixo. O prazo médio da dívida seria de 3,87 anos e o custo médio da dívida 8,48% ao ano.
EDP Bandeirante
EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Lajeado EDPE Saldo
Circulante 237 800 371 24 115 20 17 24 Composição da Dívida Circulante (R$ milhões)
Disponibilidade 2014/2015 2015 2016 2017 Após 2017 780 800 1.186 551 239 456 Cronograma de Vencimento da Dívida* (R$ milhões)
806,0
1.992 1.967
2.453 2.335 2.451
1,4 x 1,3 x 1,3 x 1,4 x 1,5 x
Mar/13 Jun/13 Set/13 Dez/13 Mar/14
Divída Líquida/EBITDA*
15
4. Variação do Imobilizado
Os investimentos totalizaram R$ 85,4 milhões no 1T14, 56,1% acima do 1T13, sendo em ambos os períodos desconsiderado os investimentos nas UHEs Santo Antonio do Jari e Cachoeira Caldeirão. O montante está distribuído entre os segmentos de geração (8%), distribuição (84%) e outros (8%).
No segmento de geração, o investimento realizado alcançou R$ 6,7 milhões no 1T14, 12,1% abaixo do mesmo período do ano anterior, reflexo da repotenciação da UHE Mascarenhas realizada no 1T13 e de menos manutenção realizada na UHE Enerpeixe. Considerando os investimentos da UHE Santo Antonio do Jari (R$ 50,0 milhões) e UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 69,3 milhões), o investimento total do grupo alcançaria R$ 324,1 milhões, 43,4% acima do 1T13.
31/03/2014 (R$ milhões)
Divida
Bruta (DB) Disponibilidade
Dívida
Líquida (DL) EBITDA DL/EBITDA
Consolidado 3.231 780 2.451 1.600 1,5
UTE Pecém I 1.098 19 1.079 107
UHE Santo Antonio do Jari 950 7 942 0
UHE Cachoeira Caldeirão 676 422 254 0
UHE São Manoel 45 33 13 0
Total 6.000 1.261 4.739 1.707 2,8 Distribuição 71.787 45.819 56,7% EDP Bandeirante 36.033 14.645 146,0% EDP Escelsa 35.754 31.174 14,7% Geração 6.665 7.585 -12,1% Enerpeixe 22 774 -97,2% Energest Consolidado 5.817 6.067 -4,1% Lajeado / Investco 826 744 11,0% Outros 6.942 1.302 433,2% Total 85.394 54.706 56,1% EDP Bandeirante
Valor Liquido de Obrig. Especiais 36.033 14.645 146,0% (+) Obrigações Especiais 12.066 14.349 -15,9% Valor Bruto 48.099 28.994 65,9%
(-) Juros Capitalizados (1.709) (972) 75,8% Valor Bruto sem Juros Capitalizados 46.390 28.022 65,5%
EDP Escelsa
Valor Liquido de Obrig. Especiais 35.754 31.174 14,7% (+) Obrigações Especiais 7.367 5.106 44,3% Valor Bruto 43.121 36.280 18,9% (-) Juros Capitalizados (936) (604) 55,0%
Valor Bruto sem Juros Capitalizados 42.185 35.676 18,2%
Distribuição 88.575 63.698 39,1%
Variação do Imobilizado - Distribuição 1T14 1T13 %
16
No segmento de distribuição, os investimentos atingiram R$ 91,2 milhões no 1T14 (não considera juros capitalizados), crescimento de 39,7% em relação ao 1T13. Na EDP Bandeirante, foram investidos R$ 48,0 milhões e na EDP Escelsa R$ 43,1 milhões, crescimento de 65,9% e 18,9%, respectivamente. O aumento deve-se a expansão do sistema elétrico e atendimento ao mercado, conforme detalhado abaixo.
Do investimento total das distribuidoras, R$ 57,2 milhões, (62,7%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 21,9 milhões (24,0%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 3,4 milhões (3,7%) foram destinados à universalização urbana, rural e ao Programa Luz para Todos, propiciando a ligação e o acesso de consumidores aos serviços de energia; e R$ 8,8 milhões (9,6%) foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas.
O aumento de R$ 5,6 milhões em outros investimentos no 1T14 deve-se à aquisição do projeto da UTE Resende (direito de implementação do projeto de construção e operação da usina termelétrica a gás natural com potência instalada de 502 MW).
5. Desempenho por Área de Negócios
5.1. Geração
A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 402,8 milhões no 1T14, 1,4% acima do mesmo período do ano anterior, reflexo do aumento de 5,8% no preço médio da energia vendida apesar da queda de 5,7% no volume de energia vendida.
Distribuição 71.787 45.819 56,7% Geração 126.017 93.275 35,1%
UHE Santo Antonio do Jari 50.050 78.860 -36,5% UHE Cachoeira Caldeirão 69.301 6.830 914,7%
Outros 6.942 1.302 433,2%
Total 324.097 226.086 43,4%
Variação do Imobilizado (R$ mil) 1T14 1T13 %
1T14 1T13 1T14 1T13 1T14 1T13 1T14 1T13 Receita Líquida1 402.844 397.248 1.241.058 1.145.816 679.892 521.717 2.100.898 1.846.534 Gastos não-gerenciavéis (129.319) (88.864) (934.611) (813.725) (624.339) (466.235) (1.465.242) (1.150.377) Gastos gerenciavéis2 (30.822) (30.639) (167.662) (174.322) (4.882) (5.082) (229.255) (233.824) Depreciação e amortização (34.032) (34.059) (44.775) (46.695) (135) (71) (84.633) (86.383) EBITDA 242.703 277.745 138.785 157.769 50.671 50.400 406.401 462.333 Margem EBITDA 60,2% 69,9% 11,2% 13,8% 7,5% 9,7% 19,3% 25,0%
Lucro líquido antes de minoritários 99.233 94.317 49.147 58.385 32.375 32.956 136.414 152.434
Participações de minoritários (36.829) (62.159) - - - - (36.829) (62.159)
Lucro Líquido do Exercício 62.404 32.158 49.147 58.385 32.375 32.956 99.585 90.275
1
Exclui receita de construção
2
Exclui depreciação, amortização e custo de construção
3
Consolidado: considera eliminações intragrupo
Itens em R$ mil ou % Distribuição Comercialização Consolidado
3 Geração 1T14 1T13 1T14 1T13 1T14 1T13 1T14 1T13 Var. Receita Líquida 113.534 122.402 154.389 108.666 134.921 166.180 402.844 397.248 1,4% Gastos não-gerenciavéis (27.112) (10.781) (69.133) (40.560) (33.074) (37.523) (129.319) (88.864) 45,5% Gastos gerenciavéis (4.583) (5.087) (13.965) (16.257) (8.782) (7.134) (30.822) (30.639) 0,6%
Depreciação e amorti zação (12.348) (12.348) (5.265) (4.962) (16.412) (16.742) (34.032) (34.059) -0,1%
EBITDA 81.839 106.534 71.291 51.849 93.065 121.523 242.703 277.745 -12,6%
Margem EBITDA 72,1% 87,0% 46,2% 47,7% 69,0% 73,1% 60,2% 69,9% -9,7 p.p.
Atribuível aos acionistas não controladores - - (1.897) (952) (6.399) (10.590) (36.829) (62.159) -40,8%
Lucro Líquido 49.846 68.928 45.119 27.590 21.701 51.454 62.404 32.158 94,1%
(3)
Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e a consolidação da UTE Pecém I em equivalência patrimonial. (1)
Inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo. (2) Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também integrava esse grupo.
Energest Consolidado (1)
Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Lajeado Consolidado
(2)
17
Os gastos não-gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 40,5 milhões devido ao impacto do GSF médio de 96,2% ocorrido no 1T14, conforme explicado na seção 2.2.1 - gastos não gerenciáveis.
O EBITDA atingiu R$ 242,7 milhões no 1T14, 12,6% abaixo do 1T13 em consequência dos motivos mencionados acima, uma vez que os gastos gerenciáveis ficaram em linha com o mesmo período do ano passado (+0,6%). O lucro líquido atingiu R$ 62,4 milhões, com acréscimo de R$ 30,2 milhões em relação ao 1T13. Esse aumento é reflexo, principalmente, da melhora no resultado da UTE Pecém I. Embora a consolidação do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial tenha sido negativa (-R$ 15,0 milhões), o resultado do 1T14 da UTE ficou 75,8% melhor do que o 1T13.
No 1T14, o preço médio de venda de energia da geração foi de R$ 176,7/MWh, 5,8% acima do 1T13, resultante do aumento no preço médio da energia vendida nas UHEs Enerpeixe (5,9%), Lajeado (-8,7%) e Energest (18,4%). O aumento nas UHEs Enerpeixe e Energest é reflexo dos reajustes dos contratos em vigor e do aumento das vendas de energia de curta duração com preços mais elevados. A queda da UHE Lajeado deve-se a uma operação realizada no ano de 2013, em que houve venda de energia no 1T13 a um valor superior ao preço de compra.
Nota: Preço Médio de Venda considera o volume de energia dos PPA’s
O volume de energia vendida no grupo no 1T14 alcançou 2.217 GWh, redução de 5,7% em relação aos 2.351 GWh no 1T13. Esta redução deve-se a maior alocação de energia assegurada no 1T13 em consequência da sazonalização para o ano de 2013. A sazonalização dos contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) ocorrem em dezembro do ano anterior. Entretanto, excepcionalmente para o ano de 2013, a sazonalização foi postergada para o início do ano devido aos efeitos da Lei nº 12.783/13. Sendo assim, a EDP Energias do Brasil priorizou naquele ano a alocação da garantia física de suas usinas na sazonalização do primeiro trimestre, com objetivo de proteger-se da redução da energia alocada no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e exposição ao Mercado de Curto Prazo a elevados PLDs. Para 2014, não houve postergação da sazonalização, no entanto, como o cenário hidrológico ainda se mostrou desfavorável, a EDP Energias do Brasil priorizou a alocação de energia no primeiro trimestre do ano, porém em menor proporção quando comparada ao ano de 2013, mantendo a estratégia de proteção quanto à exposição ao PLD elevado. Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade da UTE Pecém I, o volume no 1T14 alcançou 2.882 GWh, redução de 4,4% em relação aos 3.015 GWh no 1T13.
O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia por trimestre desde 2011:
631 740 847 2.217 R$ 192 R$ 206 R$ 139 R$ 177
Enerpeixe Energest Lajeado Total
Energia Vendida e Preço Médio de Venda
18
- Capacidade Instalada de Geração
A capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil alcançou o montante total de 2.195 MW no 1T14, sem alteração em relação ao 4T13, considerando a participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos da EDP Renováveis Brasil e 50% na UTE Porto do Pecém I. Com a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari em 2015, dos parques eólicos Baixa do Feijão I, II, III e IV em 2016, da UHE Cachoeira Caldeirão em 2017, da UHE São Manoel e dos parques eólicos Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura I em 2018, a capacidade instalada prevista para 2018 será de 2.830 MW.
Capacidade Instalada em MW
Notas:
(*) Considera 45% de participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil.
(*) Considera a redução referente à venda das CGH’s São João I e II e Coxim, que somam capacidade instalada de 1,7 MW realizada no 3T13.
(*) A capacidade instalada não utiliza os valores percentuais de participação nas UHEs Costa Rica, Lajeado e Enerpeixe, uma vez que os dados dessas usinas são consolidados integralmente na EDP.
(*) Considera a participação proporcional das UHEs Santo Antonio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel. A transação ainda está em processo de aprovação pelos órgãos reguladores e outras providências de natureza societária.
- Status dos Projetos de Geração
USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM I
O primeiro trimestre de 2014 foi marcado pela evolução do desempenho da Usina que apresentou disponibilidade média de 71% (unidade I: 56% e unidade II: 86%).
- Desempenho Econômico Financeiro*
1T 2T 3T 4T 2.102 2.077 2.012 2.064 2.351 1.976 1.915 1.976 2.217 1.912 2.007 2.115
Venda Consolidada da Geração
2012 (GWh) 2013 (GWh) 2014 (GWh) *GWh estimado para 2014. * * * 530 2.195 187 54 110 233 52 2.830 2005 2013 UHE Santo Antônio do Jari 2015 EOL Baixa do Feijão 2016 UHE Cachoeira Caldeirão 2017
UHE São Manoel 2018
EOL Aventura 2018
2018
19 *Valores correspondem a 50% da participação da EDP Energias do Brasil
Conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2), a partir do 1T13, a UTE Pecém I passou a ser contabilizada no resultado da companhia em equivalência patrimonial.
A Receita Líquida do 1T14 atingiu R$ 141,8 milhões, resultante:
(i) da soma da receita fixa da UG I e UG II, de acordo com o CCEAR, no montante de R$ 75,6 milhões; (ii) da receita variável referente ao despacho da Unidade I e II, no montante total de R$ 51,6 milhões;
(iii) da receita referente a operação de compra e venda de energia reflexo da revisão do lastro da Usina conforme previsto no contrato de concessão (explicação abaixo), no montante de R$ 32,2 milhões;
(iv) da exclusão dos impostos (ICMS, PIS e COFINS, P&D e RGR) no montante de R$ 17,6 milhões;
Os gastos não-gerenciáveis alcançaram R$ 85,3 milhões, resultante de:
(i) R$ 28,5 milhões referente à Energia Comprada para Revenda devido à revisão do lastro da Usina conforme previsto no contrato de concessão (explicação abaixo).
(ii) R$ 49,8 milhões referente aos custos com insumos necessários para o despacho da usina (carvão, diesel, cal etc.); (iii) R$ 7,0 milhões referente a encargos do sistema.
A revisão do lastro ocorre anualmente (em agosto) e está prevista no contrato de concessão da Usina. Todo ano o ONS calcula o fator de abatimento do lastro de energia (FID) em função das indisponibilidades realizadas pela Usina no horizonte de 60 meses. Se as indisponibilidades são maiores que as declaradas em leilão, o FID será menor que 1 e portanto haverá um abatimento da garantia física, levando a Usina a comprar a diferença de energia no mercado livre. Como a UTE Pecém I já está sendo penalizada pelo ressarcimento por indisponibilidade, a compra de energia do lastro pode ser liquidada na CCEE, neutralizando o efeito dessa compra no resultado da Usina.
Os gastos gerenciáveis foram impactados pelo:
(I) Aumento de R$ 3,7 milhões em pessoal, devido ao aumento de quadro de pessoal temporário necessário para as manutenções previstas para 2014 e reflexo da entrada em operação das duas unidades (no 1T13 somente a Unidade I estava em operação);
(II) Aumento de R$ 8,6 milhões em serviço de terceiros, devido à entrada em operação das duas unidades (no 1T13 somente a Unidade I estava em operação) e primeira parada programada da Unidade I que ocorreu em janeiro de 2014.
(III) Redução de R$ 15,0 milhões em outros, reflexo do ressarcimento por indisponibilidade das unidades I e II no valor de R$ 20,4 milhões.
O ressarcimento é o pagamento devido à diferença entre a geração verificada da unidade geradora e sua potência outorgada descontada das taxas forçadas e programadas de parada, do consumo próprio da UTE e das perdas de rede básica. No dia 24 de janeiro de 2014 a UTE Pecém I comunicou ao mercado que, a 15ª Vara Federal do Distrito Federal concedeu Tutela Antecipada suspendendo o cálculo dos custos de indisponibilidade em base horária, com efeito imediato. Sendo assim, o cálculo do ressarcimento foi feito pela CCEE (Câmera de Comercialização de Energia Elétrica), utilizando na base de cálculo as premissas em base horária, porém dentro da média móvel de 60 meses. A UTE Pecém I, produziu em média 469,30 MW médios no 1T14 (Geração Bruta), ressarcindo as distribuidoras o valor referente à diferença entre o CVU e o PLD da energia não entregue, considerando a média de 60 meses, sendo o CVU o valor contratado para o custo de geração no contrato de disponibilidade.
1T14 1T13 %
Receita Líquida 141.855 103.769 37%
Gastos não-gerenciavéis (85.293) (112.352) -24%
Margem Bruta 56.563 (8.583) n.d.
Gastos gerenciavéis (11.808) (32.313) -63%
Ressarcimento por Indisponibiidade (20.350) (30.822) -34%
Depreciação e amortização (17.778) (8.004) 122%
EBITDA 24.405 (71.718) n.d.
Lucro Líquido (15.022) (62.092) -76%
20
A UTE Pecém I apresentou disponibilidade média no 1T14 de 71%: UG I média de 56% e UG II média de 86%
No 1T14, o EBITDA da Usina foi positivo, atingindo R$ 24,4 milhões.
A variação do imobilizado foi de R$ 7,3 milhões no 1T14.
O aumento de R$ 9,8 milhões em Depreciação e Amortização é reflexo da entrada em operação comercial integral da UTE. No 1T13 somente a Unidade I estava em operação.
O resultado financeiro do 1T14 piorou em relação ao 1T13 (-R$ 15,0 milhões), devido ao (i) fim da capitalização dos juros dos financiamentos do BNDES e do BID em função da entrada em operação das unidades geradoras (no 1T13, ainda houve capitalização referente à segunda unidade que entrou em operação em maio de 2013); (ii) efeito da desvalorização cambial no período sobre os juros do financiamento com o BID; (iii) reversão de valores registrados no PL em função da descontinuidade de contabilização dos derivativos em hedge accounting; e (iv) juros de mútuos.
Outras informações sobre o projeto estão disponíveis no site
www.energiapecem.com.br
. UHE SANTO ANTÔNIO DO JARINo 1T14, destacam-se as seguintes atividades realizadas pelo construtor: concretagem da casa de força, da barragem de CCR (concreto compactado a rolo), do vertedouro e da casa de força complementar, além da montagem do gerador e da turbina das UG1 e UG2, da subestação da usina e término da construção da linha de transmissão.
Em relação às atividades de meio ambiente, destacam-se:
• Campanhas de monitoramento de lençol freático, de flora, de fauna, de processos erosivos, de atividades minerarias, além da execução de plantio de mudas de árvores de espécies nativas.
• Continuidade das atividades de supressão de vegetação e resgate de fauna, comunicação social, educação ambiental e remanejamento da população.
No 1T14, o BNDES realizou um novo desembolso para o projeto, no montante de R$ 30,2 milhões. Até 31 de março de2014, já foram desembolsados R$ 548,2 milhões de um total de R$ 736,8 MM, o que representa 74,5%.
UHE CACHOEIRA CALDEIRÃO
Na construção da UHE Cachoeira Caldeirão, destacam-se a finalização das escavações em rocha das estruturas da Casa de Força e Vertedouro Controlado, bem como o início das concretagens, que caracteriza um importante marco das obras civis. Outro
90% 82% 67% 7% 7% 77% 67% 66% 83% 47% 23% 12% 0% 74% 95% 0% 0% 0% 0% 88% 59% 74% 64% 80% 72% 90% 70% 86% 91% 82% UG I UG II
21
evento de destaque foi à chegada dos metálicos do tubo de sucção, marcando o início das atividades eletromecânicas no canteiro de obras.
Em relação às atividades de meio ambiente, destacam-se:
• Execução de atividades de supressão de vegetação e resgate de fauna, comunicação social, cadastramento físico e socioeconômico da população atingida.
Desconsiderando uso do bem público, licenças ambientais e atualização monetária, o investimento total atingiu até o momento R$ 229,5 milhões, 20,3% do investimento total previsto.
5.2. Distribuição
A receita líquida, excluindo os efeitos de receita de construção, atingiu R$ 1.241,1 milhões no 1T14, 8,3% acima do 1T13. Esse aumento deve-se: (i) ao aumento de 5,5% no volume de energia distribuída e (ii) às revisões e reajustes tarifários aplicados às tarifas da EDP Bandeirante e EDP Escelsa.
Os gastos não gerenciáveis aumentaram 14,9%, reflexo do aumento da compra de energia em consequência da exposição involuntária e do aumento do PLD (maior despacho térmico). Os aportes da CDE neutralizaram parcialmente o impacto da compra de energia. Os detalhes dos valores liberados estão mencionados na explicação dos gastos não gerenciáveis item 2.2.1.
Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 167,7 milhões, com redução de 3,8% no 1T14 em relação ao 1T13.
Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 138,8 milhões no 1T14, 12,0% abaixo do apresentado no 1T13. O Lucro Líquido atingiu R$ 49,1 milhões no 1T14, 15,8% abaixo do 1T13.
Considerando a variação do saldo de ativos e passivos regulatórios, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 148,3 milhões e o Lucro Líquido de R$ 60,6 milhões.
Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado)
1T14 1T13 1T14 1T13 1T14 1T13 Var. Receita Líquida1 721.446 643.134 519.612 502.682 1.241.058 1.145.816 8,3% Gastos não-gerenciavéis (556.865) (474.401) (377.746) (339.324) (934.611) (813.725) 14,9% Margem Bruta 164.581 168.733 141.866 163.358 306.447 332.091 -7,7% Gastos gerenciavéis2 (97.435) (99.655) (70.227) (74.667) (167.662) (174.322) -3,8% Depreciação e amortização (21.125) (21.948) (23.650) (24.747) (44.775) (46.695) -4,1% EBITDA 67.146 69.078 71.639 88.691 138.785 157.769 -12,0% Margem EBITDA 9,3% 10,7% 13,8% 17,6% 11,2% 13,8% -2,6 p.p. Lucro Líquido 31.610 27.026 17.537 31.359 49.147 58.385 -15,8% 1
Excl ui re ce i ta de cons truçã o
2
Excl ui depre ci a çã o, a morti za çã o e cus to de cons truçã o
Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição
1T14 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
EBITDA Reportado em IFRS 67.146 71.639 138.785
Variação do Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios 31.055 (21.552) 9.502 EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios 98.201 50.087 148.287
1T14 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
Lucro Reportado em IFRS 31.610 17.537 49.147
Variação do Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios 31.055 (21.552) 9.502 Atualização Monetária 1.687 6.178 7.866 IR/CS (11.132) 5.227 (5.905) Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios 53.220 7.390 60.610
22
Ativos e Passivos Regulatórios
(informação não auditada e passível de alterações)
De acordo com o Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e as práticas do novo padrão contábil brasileiro (IFRS), os ativos e passivos regulatórios não são mais contabilizados nos resultados societários. No 1T14, as distribuidoras do Grupo constituíram um Ativo Regulatório de R$ 17,4 milhões.
A tabela abaixo apresenta os saldos e a variação de ativos e passivos regulatórios que deixaram de ser contabilizados, conforme o novo padrão contábil adotado pelo Brasil (IFRS):
Mercado
Energia vendida a clientes finais: crescimento de 6,5% no 1T14 devido ao desempenho expressivo das classes residencial ecomercial e do crescimento moderado da classe industrial.
Residencial e Comercial: aumento de 9,8% e 10,3%, respectivamente, em função das temperaturas elevadas e do maior número dedias médios de faturamento.
Industrial: incremento de 1,7% no 1T14 reflexo da combinação do resultado positivo da EDP Escelsa com o recuo verificado na EDPBandeirante.
Rural: o recuo de 7,5% da classe no 1T14, em comparação ao 1T13, reflete as condições climáticas no Espírito Santo. As fortes chuvasque atingiram o Estado em dezembro de 2013, dada à característica específica de faturamento da classe, impactaram negativamente o resultado da classe. Em dezembro de 2013, o volume de precipitação na região norte do Estado, predominantemente rural, teve o maior registro da série histórica, superou em 560 mm o volume de dezembro de 2012.
A energia em trânsito consolidada no sistema de distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres aumentou 4,0% no 1T14 em função das migrações de clientes do mercado cativo.Ativos Regulatórios 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14
Constituição de CVAs 252.801 339.608 221.901 121.130 153.439 119.718 134.656 55.026 88.911 108.168 Am ortização de CVAs 74.782 37.392 - 67.921 45.280 4.866 1.216 45.059 31.543 18.022 Subsídio Baixa Renda - - -
-Déficit do PLPT - - - -Repasse Sobrecontratação 10.400 13.182 18.571 17.467 50.365 29.360 10.739 2.832 29.560 22.028 Subsídios e outros 5.984 4.206 14.289 11.010 19.342 91.714 95.218 34.108 27.501 37.094 Saldo Final 343.967 394.388 254.761 217.528 268.426 245.658 241.829 137.025 177.515 185.312 Passivos Regulatórios 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 1T13 2T13 3T13 4T13 4T13 Constituição de CVAs (46.630) (51.518) (89.799) (14.075) (20.896) (16.678) (18.081) (7.758) (46.902) (47.959) Am ortização de CVAs (21.970) (10.986) - (32.299) (21.533) (16.614) (16.643) (16.724) (11.706) (6.690) Neutralidade Parcela A (830) (2.998) (8.779) (5.390) (6.667) (9.928) (7.018) (6.003) (5.492) (8.337) Repasse Sobrecontratação (8.895) (13.068) (23.297) (11.729) (9.168) (4.268) (5.845) (1.901) (1.331) (760) Outros Passivos Regulatórios (101.432) (108.840) (112.733) (55.397) (78.782) (79.462) (112.682) (46.632) (12.105) (36.961)
Saldo Final (179.757) (187.410) (234.608) (118.890) (137.046) (126.950) (160.269) (79.018) (77.536) (100.707)
Total Líquido 164.210 206.978 20.153 98.638 131.380 118.708 81.560 58.007 99.979 84.605 Saldo do trimestre 28.712 42.768 (186.825) 78.485 32.742 13.269 (37.148) (23.553) 41.972 (15.374)
