Release
de Resultados
2T13
Indicadores 2T13 2T12 Var. 1T13 Var. 6M13 6M12 Var.
Econômico- Financeiro (R$ mil)
Receita Operacional Líquida (1) 1.575.689 1.441.193 9,3% 1.846.534 -14,7% 3.422.223 2.888.531 18,5% Gastos Não-Gerenciáveis (991.524) (942.021) 5,3% (1.150.377) -13,8% (2.141.901) (1.770.112) 21,0% Margem Bruta(1) 584.165 499.172 17,0% 696.157 -16,1% 1.280.322 1.118.419 14,5% Gastos Gerenciáveis(2) (257.233) (194.558) 32,2% (233.824) 10,0% (491.057) (397.917) 23,4% EBITDA(3) 326.932 304.614 7,3% 462.333 -29,3% 789.265 720.502 9,5% Lucro Líquido 44.606 39.896 11,8% 90.275 -50,6% 134.881 182.384 -26,0% Capex 201.319 80.232 150,9% 140.396 43,4% 341.715 203.367 68,0% Dívida Líquida 2.722.260 1.505.000 80,9% 2.643.726 3,0% 2.722.260 1.505.000 80,9% Evolução do Mercado (GWh)
Total Energia Distribuída 6.480 6.277 3,2% 6.376 1,6% 12.856 12.481 3,0%
Total Energia Vendida- Geração(4) 1.972 2.077 -5,1% 2.354 -16,2% 4.322 4.179 3,4%
Total Energia Comercializada 3.112 2.702 15,2% 2.922 6,5% 6.034 5.213 15,7%
Principais Indicadores
(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.
EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 327 milhões no 2T13
São Paulo, 24 de julho de 2013 - A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA (Código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros do segundo trimestre de 2013 (2T13). 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: incremento de 9,3% devido ao aumento da receita da Comercializadora, recursos advindos da CDE para as distribuidoras (R$ 38,8 milhões), parcialmente compensado pela queda no volume da geração reflexo da estratégia de sazonalização para o ano de 2013;
Gastos Não Gerenciáveis: o incremento de 5,3% deve-se ao aumento do PLD, reflexo da condição hidrológica menos favorável e maior despacho de térmicas atenuado pelos aportes da CDE para as distribuidoras (R$ 122,4 milhões);
Gastos Gerenciáveis: aumento de 32,2% devido aos efeitos não recorrentes de Provisões e Outros custos no trimestre. No acumulado do ano, excluindo os efeitos não recorrentes, apresentou aumento de 10,3%;
EBITDA: apresentou crescimento de 7,3% devido ao aumento da Margem Bruta na distribuição e da comercialização;
Resultado Financeiro: aumento de 31,7% reflexo do aumento do encargo de dívida resultante do maior saldo de dívida no período;
Lucro líquido: aumento de 11,8% impactado pelo prejuízo de R$ 45,0 milhões da UTE Pecém I consolidada como equivalência patrimonial;
Dívida Líquida/EBITDA: 1,8x em junho/2013;
Capex: aumento no trimestre e no acumulado do ano reflexo dos investimentos para construção dos projetos de geração (UHEs Santo Antonio do Jari e Cachoeira Caldeirão); Evento do Período: entrada em operação comercial da Unidade II da UTE Pecém I,
estando a usina 100% operacional. Total de ações 476.415.612 Ações em tesouraria 840.675 Free float 232.602.924 ações (49%) Valor de mercado (30/06/2013) R$ 5.398 milhões Teleconferência com Webcast em 25/07/2013 Português/Inglês: 15h Dados para conexão: Brasil: +55 (11) 4688-6361 EUA: +1 (855) 281-6021 Outros: +1 (786) 924-6977
Índice
1. Eventos do Período
3
2. Desempenho Econômico-Financeiro
4
2.1. Receita Operacional Líquida
4
2.1.1. Deduções à Receita Operacional
6
2.2. Gastos Operacionais
6
2.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis
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. Investimentos
14
5. Desempenho por Área de Negócios
16
5.1. Geração
17
5.2. Distribuição
20
5.3. Comercialização
26
6. Mercado de Capitais
26
6.1. Desempenho das Ações
26
6.2. Capital Social
27
6.3. Remuneração dos Acionistas
28
7. Eventos Subsequentes
28
3
1. Eventos do Período
Conclusão do processo da 2ª emissão de debêntures no valor de R$ 500 milhões
Em 11 de abril de 2013, a EDP Energias do Brasil concluiu o processo de sua 2ª emissão de debêntures simples, no valor de R$ 500 milhões. Sobre este valor, há incidência de juros de CDI + 0,55% a.a, com pagamento de juros semestrais e principal em duas parcelas iguais, sendo a primeira a vencer em abril de 2015 e a segunda em abril de 2016.
Liberação de recursos do BNDES à EDP Escelsa e à EDP Bandeirante
No 2T13, as distribuidoras do grupo EDP, receberam novas liberações do BNDES no valor de R$ 26,9 milhões, sendo R$ 7 milhões para a EDP Escelsa e R$ 19,9 milhões para a Bandeirante. Sobre estes valores, há incidência de juros entre TJLP + 1,81% a.a. e TJLP + 3,21% a.a., com pagamento mensal de juros e principal em setenta e duas parcelas, desde julho de 2013.
Assembleia Geral de Debenturistas
Em Assembleias Gerais de Debenturistas da EDP Bandeirante e da EDP Escelsa, realizadas em 30 de abril de 2013, foi aprovada a alteração da definição de EBITDA para o cálculo dos índices financeiros presentes nas escrituras de emissão de debêntures em circulação em ambas distribuidoras. O EBITDA Ajustado significará “o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização, ajustado com a variação do saldo dos ativos e passivos de CVA – Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” – sobrecontratação e neutralidade dos encargos setoriais”.
Redução de Capital da Lajeado Energia
Em Assembleia Geral Extraordinária da Lajeado, realizada em 3 de maio de 2013, foi aprovada a redução do Capital Social de sua controlada, mediante restituição aos acionistas conforme suas respectivas participações acionárias, sendo a referida redução no valor de R$ 450 milhões. A redução de Capital foi condicionada a aprovação da ANEEL, obtida em 15 de maio de 2013 através do Despacho nº 1.520 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF.
Segunda Unidade Geradora de Pecém I inicia operação comercial
Em 10 de maio de 2013, a Usina Termelétrica Porto do Pecém I, recebeu autorização da Aneel para iniciar a operação comercial da segunda unidade geradora, com capacidade instalada de 360 MW. A segunda unidade geradora de Pecém I começou a fornecer energia ao Sistema Interligado Nacional (SIN) em 20 de fevereiro de 2013, em caráter de testes, sendo remunerada pelo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) sobre a energia efetivamente gerada neste período até a Declaração Comercial de Operação (DCO). A primeira unidade geradora da usina iniciou sua operação comercial em 1⁰ de dezembro de 2012.
Em 13 de maio de 2013, foi emitido o Ofício ANEEL nº 240/2013-SFG/ANEEL, o qual estabeleceu que a CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, deveria considerar como garantia física da usina, o montante de energia proporcional a 240 MW. Desta forma, a empresa necessitou efetuar a recomposição de lastro equivalente à diferença. Posteriormente a usina foi obtendo estabilidade em patamares maiores de geração, sendo que a partir de 29 de junho a ANEEL, através do Ofício ANEEL nº 335/2013-SFG/ANEEL, reconheceu a potência plena de 360 MW. Desde essa data, a empresa não necessitou mais efetuar a recomposição de lastro.
Moody´s e Standard & Poor’s mantêm Ratings da EDP Energias do Brasil e suas controladas
Em 5 de junho de 2013 a Moody’s divulgou os relatórios com os ratings das distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa, e também da geradora Energest que se mantiveram estáveis em Aa1.br para escala nacional e Baa3 para escala internacional, mantendo-as em grau de investimento. A EDP Energias do Brasil manteve seu rating em grau de investimento Aa2.br para escala nacional e Ba1 para escala internacional, com perspectiva estável.
Também em 5 de junho de 2013 a agência de rating Standard & Poor’s manteve os ratings de crédito para ambas distribuidoras do grupo em brAA+ para EDP Bandeirante e brAA+ e BB+ em escala internacional para a EDP Escelsa, ambas com perspectiva estável.
Pagamento de Juros sobre Capital Próprio
Em 12 de junho de 2013 a EDP Energias do Brasil comunicou aos acionistas que procedeu, desde 17 de junho de 2013, o pagamento de juros sobre capital próprio, no valor total de R$130.422.000,00, relativos ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2012, equivalente a R$ 0,27424069 para cada ação ordinária. Este montante foi objeto de deliberação e aprovação nas 175ª e 181ª Reuniões do Conselho de Administração da Companhia realizadas em 26 de dezembro de 2012 e 22 de março de 2013, respectivamente, e referendado na Assembleia Geral Ordinária realizada em 10 de abril de 2013.
4
2. Desempenho Econômico-Financeiro
2.1. Receita Operacional Líquida
*Não considera as eliminações intragrupo de R$ 143 milhões no 2T12 e de R$ 180 milhões no 2T13
e receita de construção de R$ 19,1 milhões no 2T12 e de R$ 66,7 milhões no 2T13.
No 2T13, a receita operacional líquida consolidada, excluindo a receita de construção, foi de R$ 1.575,7 milhões, 9,3% superior ao 2T12. No acumulado do ano, a receita operacional líquida, excluindo a receita de construção, foi de R$ 3.422,2 milhões, 18,5% superior ao mesmo período do ano anterior.
Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram: Na Comercialização
O volume de energia comercializada totalizou 3.112,4 GWh no 2T13, com aumento de 15,2% em comparação ao 2T12, reflexo da estratégia de sazonalização de longo prazo. No acumulado do ano, o volume de energia comercializada totalizou 6.034,2 GWh com aumento de 15,7% em comparação ao mesmo período do ano anterior.
O preço médio de venda praticado pela comercializadora do Grupo aumentou 19,4% em relação ao 2T12, devido ao aumento das vendas de longo prazo com preços mais elevados, além dos reajustes anuais dos contratos corrigidos por inflação. Aumento de 37,5% na linha de comercialização da tabela abaixo deve-se aos itens mencionados acima, além da estratégia de gestão de portfólio no qual a comercializadora se beneficiou do incremento do PLD médio no 2T13.
Na Geração
O volume de energia vendida no Grupo no 2T13 alcançou 1.971,8 GWh, redução de 5,1% em relação aos 2.077,2 GWh no 2T12. Esta redução deve-se a maior alocação de energia assegurada para o 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013. No acumulado do ano, o volume de energia vendida totalizou 4.322,4 GWh, com aumento de 3,4% em relação aos 4.179,3 GWh vendidos no mesmo período de 2012.
O preço médio da geração, excluindo a UTE Pecém I, foi de R$ 158,21/MWh no 2T13, 16,3% superior ao verificado no 2T12, devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada, além da diferença de sazonalização ocorrida entre os períodos analisados. O preço foi impactado por contratos bilaterais de curta duração (para o ano de 2013) com preços maiores firmados como parte da estratégia de sazonalização.
A redução de R$ 30,0 milhões de energia de curto prazo deve-se à menor sobra de energia das geradoras, reflexo da condição hidrológica desfavorável e despacho de térmicas no período.
Na Distribuição
O volume de energia distribuída alcançou 6.479,9 GWh no 2T13, com aumento de 3,2% em relação ao 2T12 (+3,5% na EDP Bandeirante e +2,9% na EDP Escelsa). No acumulado do ano o incremento foi de 3,0%.
Receita de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 581,8 milhões no 2T13, com redução de 20,6% em comparação ao 2T12 (-24,0% na EDP Bandeirante e -16,0% na EDP Escelsa), resultante da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei 12.783/2013.
Geração 17,4% Distribuição 58,9% Comercialização 23,7%
Composição da Receita Líquida* - 2T13
2T12 2T13
312 306
968 1.034
304 416
Receita Líquida (R$ milhões)*
Geração Distribuição Comercialização
37%
7%
5 A redução de R$ 13,1 milhões de energia de curto prazo deve-se à subcontratação das distribuidoras, reflexo da sazonalização do período, cuja diferença de energia teve que ser adquirida a PLD.
Redução de R$ 14,0 milhões na rubrica de Fornecimento Não Faturado deve-se à redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, anunciada pelo governo através da lei 12.783/2013 (-R$ 7,5 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 6,5 milhões na EDP Escelsa).
Redução média de 6,6% da tarifa na EDP Escelsa no 2T13 em comparação ao 2T12, como efeito da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, já mencionada, em conjunto com o reajuste tarifário ocorrido em agosto de 2012.
Redução média de 11,4% na tarifa da EDP Bandeirante no 2T13 em comparação ao 2T12, como efeito da redução média de 20% na tarifa de energia elétrica, já mencionada, em conjunto com o efeito dos processos de reajuste e revisão tarifária ocorridos em outubro de 2012.
Outras Receitas Operacionais
O aumento de R$ 59,2 milhões entre os períodos comparados deve-se as subvenções reembolsadas pela CDE para as distribuidoras, além de penalidades, também recebidas pelas distribuidoras, referentes ao atraso das usinas termelétricas.
Com a edição da Medida Provisória nº 605 em 23 de janeiro de 2013, que aumentou o escopo para utilização dos recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, provendo recursos para compensar descontos aplicados nas tarifas e compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica, por meio do Decreto nº 7.891, os descontos tarifários para as tarifas: social baixa renda, atividade rural, tratamento de água, esgoto e saneamento, 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 homologará o montante de recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, para custear os descontos acima mencionados. Dessa forma foi provisionado o valor de R$ 9,1 milhões na EDP Bandeirante e R$ 29,7 milhões na EDP Escelsa que impactaram positivamente a linha de outras receitas operacionais.
Receita Operacional Líquida (R$ mil) 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var.
Clientes Cativos 1.042.064 1.125.597 -7,4% 2.178.475 2.265.441 -3,8% Residencial 426.348 463.942 -8,1% 906.669 939.685 -3,5% Industrial 241.276 270.687 -10,9% 478.326 533.217 -10,3% Comercial 244.209 252.863 -3,4% 522.119 522.685 -0,1% Rural 36.175 39.580 -8,6% 78.369 73.707 6,3% Outros 94.056 98.525 -4,5% 192.992 196.147 -1,6%
(-) Transferência para TUSD - clientes cativos(1) (473.455) (572.126) -17,2% (986.739) (1.163.717) -15,2%
Fornecimento não Faturado (25.977) (11.988) 116,7% (74.615) (7.141) 944,9%
Total Fornecimento 542.632 541.483 0,2% 1.117.121 1.094.583 2,1%
Suprimento de Energia elétrica 161.338 149.123 8,2% 338.404 298.390 13,4%
Energia de curto prazo (9.377) 33.772 n.d. 39.864 58.980 -32,4%
Comercialização 418.248 304.170 37,5% 903.576 578.123 56,3%
Total Suprimento 570.209 487.065 17,1% 1.281.844 935.493 37,0%
Fornecimento e suprimento 1.112.841 1.028.548 8,2% 2.398.965 2.030.076 18,2%
Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) 580.071 731.102 -20,7% 1.239.431 1.490.425 -16,8%
Receita de construção 66.734 19.140 248,7% 110.977 83.619 32,7%
Outras receitas operacionais 126.139 66.944 88,4% 309.829 136.418 127,1%
Sub-total 1.885.785 1.845.734 2,2% 4.059.202 3.740.538 8,5%
(-) Deduções à receita operacional (243.362) (385.401) -36,9% (526.002) (768.388) -31,5%
Receita operacional líquida 1.642.423 1.460.333 12,5% 3.533.200 2.972.150 18,9% Receita operacional sem construção 1.575.689 1.441.193 9,3% 3.422.223 2.888.531 18,5% (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 à Receita Operacional
No 2T13, as deduções à receita totalizaram R$ 243,4 milhões, com redução de 36,9% sobre o mesmo período do ano anterior reflexo da:
CCC (Conta de Consumo de Combustível): extinção do encargo conforme lei 12.783/2013; CDE (Conta de Desenvolvimento Energético): redução do encargo conforme lei 12.783/2013; RGR (Reserva Global de Reversão): redução de 88,0% devido à extinção do encargo conforme lei 12.783/2013. As concessões, Pantanal e Energest, não foram contempladas na lei em referência, sendo o valor do trimestre referente aos encargos de ambas.2.2. Gastos Operacionais
Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 1.248,8 milhões no 2T13, o que representa aumento de 9,9% sobre o 2T12.
*Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação, amortização e custos de construção.
2.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis
Os gastos não gerenciáveis estão relacionados à compra de energia, encargos de uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da ANEEL e em conjunto, somaram R$ 991,5 milhões, com incremento de 5,3% no 2T13, em relação ao mesmo período do ano anterior. No acumulado do ano os gastos não gerenciáveis somaram R$ 2.141,9 milhões, 21,0% acima do mesmo período do ano anterior.
Deduções à receita operacional 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var.
P&D (12.823) (12.133) 5,7% (27.423) (23.785) 15,3% Outros encargos (10.851) (13.767) -21,2% (21.703) (27.441) -20,9% CCC 0 (81.916) -100,0% (14.033) (163.833) -91,4% CDE (16.164) (61.184) -73,6% (32.327) (122.369) -73,6% RGR (1.373) (11.421) -88,0% (973) (23.611) -95,9% PIS/COFINS (201.680) (204.212) -1,2% (428.647) (405.806) 5,6% ICMS (225) (540) -58,3% (408) (1.099) -62,9% ISS (246) (228) 7,9% (488) (444) 9,9% Total (243.362) (385.401) -36,9% (526.002) (768.388) -31,5% Não-Gerenciáveis 79% Gerenciáveis 21%
Composição dos Custos Operacionais - 2T13
2T12 2T13
195 257
942
992 Gastos Operacionais (R$ milhões)
Gastos Gerenciáveis Gastos Não-gerenciáveis
1.137
1.249
5%
32% 10%
7 A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 894,2 milhões, com incremento de 17,1% em relação ao 2T12, em função do aumento do preço médio de compra de energia, reajustado pelas variações inflacionárias do IPCA e IGP-M, e aumento do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD refletindo a condição hidrológica menos favorável e maior despacho de térmicas, afetando tanto o segmento de distribuição quanto o de geração e comercialização.
O valor da energia comprada de Itaipu (moeda estrangeira) aumentou R$ 14,8 milhões, apesar da diminuição do volume, em função da valorização de 6,6% do dólar médio no 2T13 (R$ 2,12), comparado ao 2T12 (R$ 1,98).
No que se refere às compras de energia em moeda nacional, destaca-se: Na Distribuição
A exemplo dos últimos meses do ano de 2012, o PLD continuou elevado nos 6 primeiros meses de 2013 refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. O PLD é formado por um modelo estatístico definido pelo ONS com o objetivo de otimizar a exploração das usinas no Brasil, influenciado pelo nível dos reservatórios de água no país e pela expectativa hidrológica de curto prazo. Além do custo elevado reflexo do despacho térmico, houve aumento do custo do encargo de segurança energética (ESS), pago quando as usinas térmicas são despachadas, por segurança energética fora da ordem de mérito. No entanto, o custo adicional do ESS foi mitigado pela liberação de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), através do decreto 7.945/2013. A transferência de recursos da CDE foi realizada pela Eletrobrás, que transferiu os fundos diretamente para as distribuidoras. Adicionalmente, os recursos também serviram para neutralizar os custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física e a exposição involuntária ao PLD, devido à insuficiência de energia de cotas fornecidas às distribuidoras pela ANEEL.
No 2T13 as distribuidoras da EDP Energias do Brasil contabilizaram o montante total de R$ 122,4 milhões de recursos advindos da CDE, sendo que na EDP Escelsa foi contabilizado o montante de R$ 69,2 milhões referente ao 2T13, além de R$ 29,7 milhões referente ao ajuste do montante provisionado no 1T13. Já na EDP Bandeirante foi contabilizado o montante de R$ 33,6 milhões referente ao 2T13, além de um estorno de R$ 10,1 milhões referente ao ajuste do provisionamento a maior no 1T13. Os montantes do 2T13 estão divididos da seguinte forma:
• Exposição involuntária ao PLD, causado pela insuficiência de cotas de garantia física: R$ 15,5 milhões na EDP Escelsa e R$ 3,2 milhões na EDP Bandeirante.
• Encargo de Segurança Energética: R$ 20,9 milhões na EDP Escelsa e R$ 31,5 milhões na EDP Bandeirante. • Cobertura dos custos de risco hidrológico: -R$ 0,6 milhão na EDP Escelsa e -R$ 1,1 milhão na EDP Bandeirante.
Adicionalmente, através do Decreto 7.945, a ANEEL homologará nos processos tarifários realizados nos doze meses subsequentes à data de 8 de março de 2013, os montantes anuais de recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobrás para
Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil) 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var.
Energia Comprada para Revenda (894.156) (763.850) 17,1% (1.941.304) (1.406.711) 38,0% Moeda estrangeira - Itaipu (124.866) (110.073) 13,4% (238.241) (206.433) 15,4% Moeda nacional (769.290) (653.777) 17,7% (1.703.063) (1.200.278) 41,9% Encargos de uso e conexão (84.934) (165.614) -48,7% (173.696) (334.622) -48,1%
Outros (12.434) (12.557) -1,0% (26.901) (28.779) -6,5%
Taxa de Fiscalização (3.579) (4.005) -10,6% (7.159) (7.591) -5,7%
Compensações Financeiras (8.855) (8.552) 3,5% (19.742) (21.188) -6,8%
Total dos Gastos Não-Gerenciáveis (991.524) (942.021) 5,3% (2.141.901) (1.770.112) 21,0%
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
jan fev m ar abr mai jun jul ago set out nov dez Evolução Mensal do PLD (R$/MWh)
Submercado SE/CO
2011 2012 2013 PLD1 2013 PLD2
SE/CO Sul Nordeste Norte
85,3% 67,8% 85,5% 92,6% 72,5% 68,1% 66,3% 94,4% 63,8% 80,8% 46,5% 93,6%
Nível dos Reservatórios (%)
8 cobrir total ou parcialmente, o resultado positivo da Conta de Compensação de Variação da Parcela A - CVA. A Resolução Normativa 549 de 7 de maio de 2013 descreve que a ANEEL publicará, em cada processo tarifário ordinário a ocorrer até 7 de março de 2014, o valor dos recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobras às concessionárias de distribuição para cobertura dos saldos positivos da CVA. O repasse tratado será devido nos casos em que ao menos um dos critérios abaixo for observado: I - efeito tarifário médio do processo tarifário da distribuidora for superior a três por cento, na revisão tarifária, e oito por cento, no reajuste tarifário;
II – saldo da CVA de compra de energia e ESS superior a dois por cento da receita econômica da distribuidora definida no processo tarifário.
Dessa forma, em atendimento a Resolução Normativa 549/2013, foi provisionado o montante de R$ 33,4 milhões na EDP Escelsa, referente ao desembolso que será feito 10 dias após o processo de revisão tarifária periódico, a ser aplicado nas tarifas do consumidor a partir de 07 agosto de 2013.
No acumulado do ano, o resultado da companhia foi impactado por R$ 256,5 milhões advindos de recursos da CDE, sendo que R$ 166,6 milhões já foram liquidados impactando o caixa da companhia A diferença deve-se à postergação da liquidação dos meses de maio e junho, que estão previstas para ocorrer em agosto de 2013.
Além disso, também contribuíram para o aumento dos custos, o início do suprimento de três novos produtos, sendo eles: o Leilão de Jirau, a ampliação de Santo Antônio e o 7º Leilão de energia nova necessários ao atendimento do crescimento do mercado.
Na Geração
No 2T13, foram realizadas operações de compra de energia compensando a maior alocação de energia no inicio do ano de 2013. Adicionalmente, as geradoras compraram energia no curto prazo devido ao cenário hidrológico desfavorável e o maior despacho de térmicas no valor aproximado de R$ 2,4 milhões. (ver detalhamento na página 17).
Os encargos de uso e conexão reduziram 48,7% no 2T13, quando comparados ao 2T12. Essa redução é decorrente do pacote de redução da tarifa de energia anunciado pelo governo através da lei 12.783/2013, que também contemplou uma redução do encargo referente ao uso do sistema de transmissão e distribuição.
As compensações financeiras aumentaram 3,5% no 2T13 reflexo do reajuste da tarifa de referência, em janeiro de 2013, base para cálculo deste encargo.
A variação de 10,6% no 2T13 na taxa de fiscalização foi decorrente de um ajuste de lançamento contábil ocorrido no 2T12 compensado no 3T12.
A Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia (APINE), a Associação Brasileira de Geração Limpa (ABRAGEL) e Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (ABRACEEL), obtiveram liminares que suspenderam o pagamento do Encargo do Serviço de Sistema por Segurança Energética, como prevê a Resolução CNPE 03. Apesar das liminares, a Companhia optou por manter provisionados os pagamentos do referidos encargos tanto para geração quanto para comercialização. O impacto no período relativo ao rateio do Encargo de Segurança Energética foi de R$ 10,3 milhões, sendo R$ 9,9 milhões referente à geração (R$ 1,9 milhão – Energest, R$ 4,2 milhões – Lajeado, R$ 2,7 milhões – Peixe Angical) e R$ 0,415 milhão referente à comercialização.
2.2.2. Gastos Gerenciáveis
Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 257,2 milhões, com aumento de 32,2% no 2T13 em relação ao 2T12. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros.
9 As principais variações no 2T13 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo:
Aumento de R$ 14,8 milhões na conta de gastos com Pessoal (+21,6%), com destaque para os seguintes fatores:
(i) Reajuste salarial médio de 6,3% em cumprimento ao acordo coletivo (+R$ 3,4 milhões); Efeito de primarização, com aumento de 198 colaboradores no quadro de pessoal (+R$ 3,2 milhões);
(ii) Maior quantidade de horas extras realizadas nas áreas técnicas das Distribuidoras (+R$ 2,0 milhões); (iii) Menor capitalização no período na EDP Escelsa (+R$ 1,4 milhão);
(iv) Maior utilização do plano de assistência médica (+R$ 0,8 milhão);
(v) Efeito não recorrente no 2T12 referente ao crédito SAT (Seguro Acidente de Trabalho) sobre ação judicial relativa aos anos de 2005-2010 na EDP Escelsa devido ao pagamento a maior em períodos anteriores (+R$ 4,0 milhões).
Na conta Materiais, o aumento de +24,6%, deve-se principalmente à compra de peças e acessórios para os veículos da frota operacional e materiais de conservação e reparação do sistema elétrico.
No item Serviços de Terceiros, o aumento de R$ 12,5 milhões (+14,9%) entre os trimestres deve-se a:
(i) Plano para recuperação do indicador do DEC na EDP Escelsa que apresentou aumento em função das condições climáticas (+R$ 2,0 milhões);
(ii) Reajustes contratuais e novos contratos de TI (+R$ 5,8 milhões);
(iii) Incremento nos custos de atendimento ao cliente devido aos reajustes contratuais e crescimento da base de clientes (+R$ 1,9 milhão);
(iv) Efeito da primarização na UHE Peixe Angical, realizada a partir de Maio de 12, com redução das equipes prestadoras de serviço (-R$ 0,5 milhão);
(v) Efeito não recorrente no 2T12 com publicidade e comunicação interna (-R$ 2,0 milhões);
(vi) Efeito não recorrente no 2T13 referente aos maiores gastos com serviço de consultoria (+R$ 2,3 milhões); (vii) Efeito não recorrente da reforma e mudança da Sede-SP (+R$ 2,6 milhões).
No item Provisões, o aumento de R$ 29,9 milhões no 2T13 em relação ao 2T12 reflete, principalmente:
(i) Constituição de provisão de processos trabalhistas na EDP Bandeirante devido à decisão judicial desfavorável (+R$ 9,8 milhões);
(ii) Reversão do provisionamento do rateio da CCEE referente a UTE Santa Rita de Cássia na EDP Comercializadora (-R$ 2,1 milhões).
(iii) Efeito não recorrente da constituição de provisão do acordo celebrado entre a EDP Escelsa e o Sindicato - SINERGIA/ES, referente ação coletiva, nos quais as partes alegam prejuízos causados por conta das alterações no plano de cargos e salários no período de 2002 à 2006 (+R$ 21,5 milhões).
O aumento de R$ 3,9 milhões na rubrica Outros é resultado principalmente dos seguintes fatores:
(i) Efeito positivo referente ao Valor Novo de Reposição dos ativos de distribuição em -R$ 6,8 milhões (-R$ 2,3 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 4,5 milhões na EDP Escelsa);
Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var.
Pessoal (83.171) (68.383) 21,6% (168.654) (152.272) 10,8% Material (7.812) (6.271) 24,6% (14.430) (12.552) 15,0% Serviços de terceiros (96.612) (84.077) 14,9% (185.187) (171.525) 8,0% Provisões (45.459) (15.583) 191,7% (76.292) (29.973) 154,5% Outros (24.179) (20.244) 19,4% (46.494) (31.595) 47,2% Total PMSO (257.233) (194.558) 32,2% (491.057) (397.917) 23,4%
Custo com construção da infraestrutura (66.734) (19.140) 248,7% (110.977) (83.619) 32,7% Depreciação e amortização (84.774) (84.533) 0,3% (171.157) (165.029) 3,7% Total dos gastos gerenciáveis (408.741) (298.231) 37,1% (773.191) (646.565) 19,6%
IGP-M (últimos 12 meses)* 6,3% IPC-A (últimos 12 meses)** 6,7%
* Fonte: FGV **Fonte: IBGE
10 (ii) Indenizações de aparelhos elétricos devido ao maior volume de ocorrências acidentais reflexo do aumento na quantidade de descargas atmosféricas na área de concessão (+R$ 1,7 milhão);
(iii) Efeito não recorrente no 2T12, relativo à recontabilização do inventário de estoque na EDP Energest (+R$ 4,8 milhões); (iv) Efeito não recorrente da mudança de sede, resultando em pagamento de aluguel (antiga e nova sede) durante o período de reforma da nova sede e para cumprimento de contrato de aluguel da antiga (+R$ 2,0 milhões).
Excluindo os efeitos não recorrentes, o PMSO no acumulado do ano apresentou aumento de 10,3%. A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 84,8 milhões no 2T13, em linha com 2012.
2.3. EBITDA
No 2T13, o EBITDA atingiu R$ 326,9 milhões, aumento de 7,3% em relação ao mesmo período do ano anterior.
Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 191,0 milhões no 2T13, redução de 22,7% em relação ao 2T12, reflexo da queda de 5,1% do volume de energia do 2T13 e do aumento dos gastos não gerenciáveis em função da compra de energia decorrente da estratégia de sazonalização. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 149,3 milhões no 2T13, aumento de 91,4% em relação ao 2T12, resultado do aumento de 58,2% na margem bruta em função dos aportes da CDE, que impactaram positivamente a receita e atenuaram o impacto do custo de aquisição de energia. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 14,2 milhões no 2T13, aumento de 400,0% em relação ao 2T12, devido a estratégia de negociações de longo prazo e sazonalização.
*Exclui receita de construção Nota: Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intra-grupo
*Exclui depreciação e amortização
2T12 2T13
305
327
EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%) 21,1% 20,7% Geração 54% Distribuição 42% Comercialização 4% Composição do EBITDA - 2T13 327 305 EBITDA 2T13 Gastos Gerenciáveis* (63) Margem Bruta 85 EBITDA 2T12
11
2.4. Resultado Financeiro
O resultado financeiro líquido consolidado no 2T13 foi negativo em R$ 77,2 milhões, 31,7% superior ao 2T12. O resultado financeiro foi composto por: (i) receita de R$ 39,2 milhões, em linha com a do 2T12, (ii) despesa de R$ 116,7 milhões, 16,1% maior que a do 2T12, e (iii) resultado cambial líquido positivo de R$ 0,3 milhão, em comparação a R$ 2,7 milhões também positivos no 2T12.
Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 18,6 milhões no comparativo trimestral são: Receita Financeira
(i) Aumento da receita de aplicações financeiras em função do aumento do saldo de caixa e disponibilidade entre os períodos (R$ 2,5 milhões);
(ii) Redução da SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis em função da queda da taxa Selic no 2T13 (8,0%) em relação ao 2T12 (8,5%) (-R$ 3,5 milhões);
Despesa Financeira
(i) Aumento da despesa de Provisões e atualizações monetárias das contingências judiciais devido ao aumento de processos civis, trabalhistas e fiscais no período, principalmente na EDP Escelsa (-R$ 2,3 milhões);
(ii) Menor despesa de atualização monetária do uso de bem público (+R$ 5,8 milhões);
(iii) Redução de despesa financeira de atualizações monetárias relacionadas a multas e juros do programa REFIS (programa de consolidação de débitos) da Secretaria da Receita Federal (+R$ 1,8 milhão);
(iv) Aumento da despesa de encargos devido a maior saldo de dívida no período (-R$ 13,9 milhões);
(v) Aumento de despesa de Benefício Pós-Emprego (-R$ 5,7 milhões) devido à atualização de premissas atuarias. Conforme alterações introduzidas pelo IAS 19, houve mudança na taxa de retorno dos investimentos, na qual a mesma passou a ser equivalente à taxa de desconto, impactando negativamente a rentabilidade dos ativos e sendo necessária maior contribuição das patrocinadoras para manter o mesmo patamar do benefício definido;
(vi) Aumento da despesa de Juros e multa sobre ICMS (-R$ 5,3 milhões). Resultado Cambial
Resultado Cambial positivo de R$ 0,3 milhão com variação negativa de R$ 2,3 milhões frente ao 2T12. O dólar encerrou o 2T13 com valorização de 10,02% cotado a R$ 2,22 em comparação a uma cotação de R$ 2,02 no encerramento do 2T12, piorando o resultado cambial. Além do impacto da desvalorização cambial, no 2T12 houveram ganhos líquidos de operações de swap e hedge, fato que não ocorreu no 2T13.
2.5. Lucro Líquido
O lucro líquido consolidado do 2T13 totalizou R$ 44,6 milhões, 11,8% superior ao mesmo período do ano anterior. Além dos efeitos demonstrados no EBITDA, o lucro também foi impactado pelos efeitos do resultado financeiro, pela participação de minoritários, que sofreu um efeito não recorrente no trimestre reflexo da distribuição da reserva de investimento na
Resultado Financeiro (R$ mil) 2T13 2T12 Var. 6M13 6M12 Var.
Receita Financeira 39.171 39.247 -0,2% 74.178 88.678 -16,4%
Receitas de aplicações financeiras 14.050 11.534 21,8% 18.096 23.798 -24,0%
Variação monetária e acréscimo 20.665 21.152 -2,3% 42.922 41.998 2,2%
SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis 1.793 5.282 -66,1% 3.599 8.718 -58,7%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente 2.240 2.097 6,8% 7.483 6.846 9,3%
Outras Receitas 423 (818) n.d. 2.078 7.318 -71,6%
Despesa Financeira (116.692) (100.536) 16,1% (210.062) (185.614) 13,2%
Variação monetária e acréscimo moratório (18.231) (22.892) -20,4% (32.725) (36.069) -9,3%
Encargos de dívidas (73.838) (59.952) 23,2% (134.690) (119.880) 12,4%
Benefícios pós-emprego (12.407) (6.732) 84,3% (24.815) (13.462) 84,3%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (4.009) (4.787) -16,3% (8.551) (8.643) -1,1%
Outras Despesas (8.207) (6.173) 33,0% (9.281) (7.560) 22,8%
Resultado Cambial Líquido 348 2.677 -87,0% (768) (1.498) -48,7%
12 consolidação da Lajeado, e pelo Imposto de Renda (IR) e contribuição social do período. Adicionalmente, o lucro líquido foi impactado pelo aumento no Resultado das Participações Societárias, no valor de -R$ 44,8 milhões, devido à contabilização do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial, conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2).
* Margem Líquida exclui receita de construção
Formação do Lucro Líquido (R$ milhões)
3. Endividamento
A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.897,5 milhões em 30 de junho de 2013, com aumento de 8,9% em relação ao verificado em 31 de março de 2013 em R$ 3.580,2 milhões, já desconsiderando a dívida da UTE Pecém I. O aumento resultante da captação da 2ª Emissão de Debêntures da EDP Energias do Brasil (R$ 500,0 milhões) em abril de 2013. Do total da dívida bruta, em 30 de junho de 2013, 2,23% estavam denominados em moeda estrangeira, integralmente protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de hedge, ante 2,20% em 31 de março de 2013, mantendo-se estável.
‘
Nota: * não considera eliminações intragrupo de R$ 33,6 milhões
2T12 2T13
40
45
Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%)
2,8% 2,8% 45 40 Lucro Líquido 2T13 Participação de minoritários 33 IR & CS (4) Resultado Financeiro (18) Equivalência Patrimonial (28)
Dep & Amort (0,2) Gastos Gerenciáveis (63) Margem Bruta 85 Lucro Liquido 2T12 EDP Bandeirante
EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Jari Cachoeira Caldeirão EDP Holding 237 611 99 295 96 391 405 173 121 347 171 985 Dívida Bruta por Empresa (R$ milhões)
Empréstimos Debêntures
Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)*
13
** ações preferenciais da Investco classificadas como dívida1
A dívida líquida, considerando o valor de R$ 1.175,2 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 2.722,3 milhões em 30 de junho de 2013, aumento de 3,0% em relação a março de 2013 (R$ 2.643,7 milhões), refletindo o aumento do endividamento já mencionado, parcialmente compensado pelo incremento de 25,5% no saldo de caixa e disponibilidades em comparação a março de 2013 (R$ 936,5 milhões) resultante do desembolso das debêntures da EDP e aumento do saldo de caixa das distribuidoras, resultado dos aportes da CDE.
O custo médio da dívida do Grupo manteve-se estável em junho de 2013 (8,09% ao ano) em comparação a março de 2013 8,08% ao ano), levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. O prazo médio da dívida consolidada aumentou 0,03 p.p para 3,13 anos em junho de 2013 em comparação a 3,10 anos em 31 março de 2013.
A dívida de curto prazo, em 30 de junho de 2013, representava 33,6% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 1.311,1 milhões, em comparação a R$ 1.403,1 milhões em 31 de março de 2013, redução de 6,6%. Do total da divida de curto prazo, R$ 477,5 milhões são referentes à Holding, R$ 328,6 milhões à distribuição e R$ 512,0 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo.
*
Não considera eliminação
1
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.
CDI 70,0% TJLP 24,0% Pré Fixada 6,0% Dívida Bruta por Indexador
30/06/2013
31/3/2013 30/06/2013
39,2% 33,6%
60,8% 66,4%
Curto Prazo Longo Prazo Dívida Bruta - Curto / Longo prazo
EDP Bandeirante
EDP Escelsa
Energest Enerpeixe Investco Jari EDPE Saldo Circulante 116 1.311 213 27 115 20 350 478
Composição da Dívida Circulante (R$ milhões) *
Dívida Bruta Jun.2013 (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida Jun.2013 2.586 1.311 1.175 3.898 2.722 L. P. C.P.
14 *
Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge
A relação dívida líquida/EBITDA encerrou o 2T13 em 1,8X.
* Não considera os efeitos da participação na UTE Pecém I
4. Investimentos
Os investimentos totalizaram R$ 201,3 milhões no 2T13 e estão divididos em: distribuição (R$ 68,8 milhões), geração (R$ 129,8 milhões) e outros (R$ 2,7 milhões). O aumento do investimento no trimestre e no acumulado do ano é reflexo dos investimentos para construção dos projetos de geração, nomeadamente UHE Santo Antonio do Jari e UHE Cachoeira Caldeirão. Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros no montante de R$ 1,6 milhão na EDP Bandeirante e R$ 532 mil na EDP Escelsa e deduzidos de obrigações especiais, sendo R$ 13,6 milhões na EDP Bandeirante e R$ 3,2 milhões na EDP Escelsa.
Na EDP Bandeirante a variação de R$ 29,5 milhões no 2T13 em comparação ao mesmo período do ano anterior, deve-se, principalmente, ao efeito da receita de ultrapassagem no valor de R$ 18,0 milhões que foi contabilizado como obrigações especiais em junho de 2012, que se refere à recontabilização retroativa dos valores de outubro de 2011 à março de 2012. O valor remanescente refere-se aos serviços de manutenção da rede, da realização de obras de ampliação e expansão da rede. Na EDP Escelsa o aumento de 79,5% no investimento realizado no 2T13 em relação ao mesmo período do ano anterior, reflete os investimentos nos serviços de manutenção da rede, da realização de obras de ampliação e expansão da rede, recebimento de recursos do programa Luz para Todos e, também ao aumento do valor de obrigações especiais no 2T12 em virtude da revisão de valores contabilizados anteriormente e ajustados no período.
Disponibilidade 2013 2014 2015 2016 Após 2016 1.175 617 1.222 834 595 630 806,0 1.505 1.917 2.517 2.644 2.722 1,1 x 1,5 x 1,8 x 1,8 x 1,8 x
Jun/12 Set/12 Dez/12 Mar/13 Jun/13
Divída Líquida/EBITDA*
15
Os investimentos brutos realizados no segundo trimestre de 2013 pela EDP Energias do Brasil em distribuição totalizaram R$ 85,6 milhões, com aumento de 28,8% em relação a 2012.
Do total, R$ 51,7 milhões (60,4%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 20,4 milhões (23,8%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 3,8 milhões (4,5%) foram destinados à universalização urbana, rural e ao Programa Luz para Todos, propiciando a ligação e o acesso de consumidores aos serviços de energia; e R$ 9,7 milhões (11,4%) foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas.
No segmento de geração, entre os trimestres comparáveis, os investimentos foram alocados, principalmente, na construção da UHE Santo Antônio do Jari (82,5%) e compra de equipamentos para a construção da obra de Cachoeira Caldeirão (12,3%). As demais variações são detalhadas abaixo:
(i) Lajeado/Investco: o aumento de R$ 1,8 milhão, em relação ao 2T12, deve-se a maiores investimento em meio ambiente no segundo trimestre;
(ii) Energest Consolidado: a redução de 39,7%, em relação ao 2T12 é reflexo da reprogramação de pagamentos; (iii) Outros: o aumento deve-se à aquisição de licenças de TI.
Geração 64,5% Distribuição 34,2% Outros 1,3% Composição do Capex - 2T13 2T12 2T13 735 2.685 57.715 129.791 21.782 68.843 Composição do Capex (R$ mil)
16
5. Desempenho por Área de Negócios
Distribuição 68.843 21.782 216,1% 114.662 88.911 29,0% EDP Bandeirante 29.143 (341) n.d. 43.788 36.688 19,4% EDP Escelsa 39.700 22.123 79,5% 70.874 52.223 35,7% Geração 129.791 57.715 124,9% 223.066 113.371 96,8% Enerpeixe 675 701 -3,7% 1.449 1.642 -11,8% Energest Consolidado 4.907 8.143 -39,7% 10.974 16.206 -32,3% Lajeado / Investco 1.283 (556) n.d. 2.027 (287) n.d. Jari 107.023 49.427 116,5% 185.883 95.810 94,0% Cachoeira Caldeirão 15.903 - n.d. 22.733 - n.d. Outros 2.685 735 265,3% 3.987 1.085 267,5% Total 201.319 80.232 150,9% 341.715 203.367 68,0% EDP Bandeirante
Valor Liquido de Obrig. Especiais 29.143 (341) n.d. 43.788 36.688 19,4%
(+) Obrigações Especiais 13.560 32.262 -58,0% 27.909 28.456 -1,9%
Valor Bruto 42.703 31.921 33,8% 71.697 65.144 10,1%
(-) Juros Capitalizados (1.577) (1.445) 9,1% (2.549) (2.821) -9,6%
Valor Bruto sem Juros Capitalizados
41.126
30.476 34,9% 69.148 62.323 11,0%
EDP Escelsa
Valor Liquido de Obrig. Especiais 39.700 22.123 79,5% 70.874 52.223 35,7%
(+) Obrigações Especiais 3.222 12.450 -74,1% 8.328 15.589 -46,6%
Valor Bruto 42.922 34.573 24,1% 79.202 67.812 16,8%
(-) Juros Capitalizados (532) - n.d. (1.136) (1.274) -10,9%
Valor Bruto sem Juros Capitalizados 42.390 34.573 22,6% 78.066 66.538 17,3% Distribuição 83.516 65.049 28,4% 147.214 128.861 14,2% Investimentos (R$ mil) 2T13 2T12 % 6M13 6M12 % 6M13 6M12 % Investimentos - Distribuição 2T13 2T12 % 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 Receita Líquida1 305.655 312.015 1.033.696 967.895 416.199 303.827 1.575.689 1.441.193 Gastos não-gerenciavéis (90.317) (44.273) (680.895) (744.816) (400.272) (297.135) (991.524) (942.021) Gastos gerenciavéis2 (24.300) (20.749) (203.487) (145.079) (1.746) (3.856) (257.233) (194.558) Depreciação e amortização (34.067) (36.996) (45.071) (45.913) (78) (70) (84.774) (84.533) EBITDA 191.038 246.993 149.314 78.000 14.181 2.836 326.932 304.614 Margem EBITDA 62,5% 79,2% 14,4% 8,1% 3,4% 0,9% 20,7% 21,1%
Lucro líquido antes de minoritários 52.118 110.908 49.479 6.699 8.302 1.936 61.464 89.288 Atribuível aos acionistas não controladores (16.858) (49.392) - - - - (16.858) (49.392)
Lucro Líquido do Exercício 35.260 61.516 49.479 6.699 8.302 1.936 44.606 39.896
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
17
5.1. Geração
A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 305,7 milhões no 2T13, 2,0% abaixo do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal redução é resultante da queda de 5,1% do volume de energia em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013, com maior alocação de energia assegurada no 1T13.
Os gastos não gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 46,0 milhões, impactados pela compra de energia, reflexo (i) da estratégia de sazonalização para o ano de 2013, (ii) do procedimento operativo no período e (iii) do rateio do Encargo de Segurança Energética.
Em períodos de excedente de geração hidráulica no país, o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) distribui ganhos às usinas participantes desse sistema, denominado ganho de energia secundária, e o contrário ocorre em períodos de escassez hidrológica, em que o déficit de geração é descontado da garantia física das usinas provocando perdas de receita. Tipicamente em períodos de elevada geração termelétrica há redução da geração hidráulica e no 2T13, esse déficit de geração foi provocado mais uma vez pelo Procedimento Operativo de Curto Prazo (POCP), que despacha preventivamente usinas termelétricas para elevação dos níveis dos reservatórios. Para o 2T13, houve a redução média de 0,3% da energia comercializável, denominada energia alocada, em relação à garantia física, ensejando uma compra no mercado de curto prazo da CCEE de aproximadamente R$ 2,4 milhões. Adicionalmente a companhia realizou operações de compra de energia, para compensar a alocação de energia no inicio desse ano, reflexo da estratégia de sazonalização adotada.
O EBITDA atingiu R$ 191,0 milhões no 2T13, 22,7% abaixo do apresentado no 2T12, reflexo dos motivos mencionados acima além de um aumento de 17,1% na linha de PMSO reflexo de ajuste de inventário de estoque de materiais na Energest consolidado realizada no 2T12. O lucro líquido atingiu R$ 35,3 milhões, 42,7% abaixo do apresentado no 2T12, impactado negativamente pela consolidação do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial e pelo efeito positivo na linha de participação “Atribuível aos acionistas não controladores” que sofreu um efeito não recorrente no período reflexo da distribuição da reserva de investimento da Lajeado. A reserva de investimentos na Lajeado foi distribuída no 2T13 e não será mais constituída posteriormente.
No 2T13, o preço médio da geração foi de R$ 158,21 MWh, resultante do aumento no preço médio da energia vendida nas usinas Enerpeixe (7,8%), Lajeado (13,8%) e Energest (27,6%). Esse aumento é reflexo dos reajustes dos contratos por inflação e aumento das vendas de contratos de curta duração com preços maiores.
Nota: Preço Médio de Venda considera o volume de energia dos PPA’s
2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 Var. Receita Líquida 99.387 97.382 84.338 70.878 121.930 143.755 305.655 312.015 -2,0% Gastos não-gerenciavéi s (21.089) (11.976) (34.258) (12.840) (34.970) (19.457) (90.317) (44.273) 104,0% Gastos gerenciavéis (5.270) (5.885) (10.685) (8.565) (6.479) (8.529) (24.300) (20.749) 17,1% Depreciação e amortização (12.351) (12.334) (4.964) (3.850) (16.743) (16.268) (34.067) (36.996) -7,9% EBITDA 73.028 79.521 39.395 49.473 80.481 115.769 191.038 246.993 -22,7% Margem EBITDA 73,5% 81,7% 46,7% 69,8% 66,0% 80,5% 62,5% 79,2% -16,7 p.p.
Atribuível aos acionistas não controladores - - (1.072) (1.520) (8.076) 0 (16.858) (49.392) -65,9%
Lucro Líquido 44.192 45.623 22.516 31.358 29.199 56.475 35.260 61.516 -42,7%
(3)
Incl ui Ene rpe i xe, Ene rge s t Cons ol i da do, La jea do Tota l , Te rra Ve rde , Enercouto, Omega , Ene rnova e a cons ol i da çã o da UTE Pecé m I em e qui va l ênci a pa tri moni a l .
(1)
Incl ui Ca s tel o Energéti ca S.A, Pa nta na l Ltda , Sa nta Fé S.A, Cos ta Ri ca Ltda e Energes t S.A. com a s de vi da s el i mi na çõe s i ntra grupo.
(2)
Incl ui La jea do Ene rgi a e Inves tco com a s de vi da s e l i mi na çõe s i ntra grupo. Em 2009 a EDP La jea do Energi a ta mbém i nte gra va es s e grupo.
Energest Consolidado (1)
Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Lajeado Consolidado
(2) Geração Consolidado (3) 585 589 798 1.972 R$ 187 R$ 158 R$ 138 R$ 158
Enerpeixe Energest Lajeado Total
Energia Vendida e Preço Médio de Venda
18 A sazonalização da energia vendida é definida pelos clientes, dentro do limite estabelecido no contrato, até dezembro do ano anterior. No entanto, para 2013, a entrega da sazonalização foi postergada para o início do ano, devido aos efeitos da Lei nº 12.783/13. Considerando a situação hidrológica desfavorável do país nos primeiros meses de 2013, a EDP Energias do Brasil priorizou a alocação da garantia física de suas usinas na sazonalização do primeiro trimestre do ano, com objetivo de proteger-se de eventual redução da energia alocada no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e exposição ao Mercado de Curto Prazo a elevados PLDs.
O volume de energia vendida no grupo no 2T13 alcançou 1.971,8 GWh, redução de 5,1% em relação aos 2.077,2 GWh no 2T12. Esta redução deve-se a maior alocação de energia assegurada no 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013, conforme explicado no parágrafo acima. Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade da UTE Pecém I, o volume no 2T13 alcançou 2.663,9 GWh, aumento de 28,2% em relação ao 2T12. O volume acumulado de energia vendida no 1S13 totalizou 4.322,4 GWh, com aumento de 3,4% em relação aos 4.179,3 GWh vendidos no mesmo período de 2012. Considerando a UTE Pecém I, o volume de energia vendida no 1S13 foi de 5.689,9 GWh, aumento de 36,1% em relação a 2012.
O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia por trimestre desde 2010:
- Capacidade Instalada de Geração
A capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil foi ampliada em 180 MW, alcançando o montante total de 2.197 MW no 2T13, incluindo sua participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos. Esse aumento é resultante da entrada em operação comercial da segunda unidade da Usina Termelétrica Energia Pecém I, de 180 MW (referente a 50% da participação da companhia na usina) no dia 10 de Maio de 2013.
Com a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari em 2015, a entrada em operação dos parques eólicos Baixa do Feijão I, II, III e IV em 2016 e da Usina Hidrelétrica Cachoeira Caldeirão em 2017, a capacidade instalada prevista para 2017 será de 2.844 MW.
(1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil.
(2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil.
1T 2T 3T 4T 1.782 1.884 2.257 2.386 1.982 2.032 2.172 2.202 2.102 2.077 2.012 2.064 2.351 1.972 1.870* 1.942*
Venda Consolidada da Geração
2010 (GWh) 2011 (GWh) 2012 (GWh) 2013 (GWh) *GWh es timado para 2013. 180 180 373 219 2.844 2.197 2.017 2.012 1.828 530 2017 Cachoeira Caldeirão 2017 Baixa do Feijão 2016 54 Sto Antonio Jari 2015 2ª unidade Pecém I 1T13 Rep. Mascarenhas 5 2012 1ª Unidade Pecém I Rep. Mascarenhas 4 2011 2005 2T13 (1) (2) (1)
19
- Status dos Projetos de Geração em Construção
USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM IO segundo trimestre de 2013 foi marcado pela entrada em operação comercial da Unidade II no dia 10 de maio. O projeto atingiu um progresso físico de 100%, com variação do imobilizado de R$ 42,5 milhões no 2T13, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 4,9 milhões, correspondente à participação da EDP Energias do Brasil. Com a finalização do processo de aquisição da MABE Brasil Ltda., ocorreu a reversão de provisões para retenções contratuais e compensações de saldo passivo de fornecedor(-R$ 2,2 milhões), reduzindo o saldo de imobilizado, conforme demostrado no anexo V (página 40). No 2T13, não ocorreram desembolsos de financiamento para o projeto.
- Desempenho Econômico Financeiro*
*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 2T13 atingiu R$ 113,5 milhões, resultante:
(i) da soma da receita fixa da Unidade I e II, de acordo com o CCEAR, no montante de R$ 46,2 milhões; (ii) da receita variável referente ao despacho da Unidade I e II, no montante total de R$ 19,1, milhões;
(iii) do repasse pelo ICB (índice de custo-benefício) da compra de lastro para a Unidade II no montante de R$ 48,2 milhões até a sua entrada em operação no dia 10 de maio de 2013.
Os gastos não gerenciáveis alcançaram R$ 100,0 milhões, reflexo da postergação do início da operação comercial da Usina na qual o empreendimento teve que celebrar contratos de compra de energia para garantir as obrigações contratuais assumidas com a unidade II. Adicionalmente, os gastos não gerenciáveis também contemplam os custos referente aos insumos para despacho.
Os gastos gerenciáveis foram impactados pelo ressarcimento por indisponibilidade da unidade I e II no valor de R$ 37,4 milhões. O ressarcimento é a diferença entre o despacho real da unidade geradora, quando está é acionada por ordem de mérito, e sua potência outorgada. A Unidade I e II, produziram em média 101 MW médios e 132 MW médios, respectivamente, no 2T13, ressarcindo as distribuidoras o valor referente à diferença entre o CVU e o PLD da energia não entregue, sendo o CVU o valor contratado para o custo de geração no contrato de disponibilidade. O EBITDA do 2T13 ficou negativo em R$ 31,9 milhões. Outras informações sobre o projeto estão disponíveis nas seção “Eventos do Período” deste relatório e no site
www.energiapecem.com.br.
Atividade Peso Relativo Progresso Atingido
Engenharia 3,8% 100%
Suprimentos 69,4% 100%
Construção 26,1% 100%
Comissionamento e Partida 0,7% 100%
100% 100% Evolução da Construção da UTE Porto do Pecém I
2T13 2T12 % 6M13 6M12 % Receita Líquida 113.500 0 n.d. 217.269 0 n.d. Gastos não-gerenciavéis (99.973) 0 n.d. (240.354) 0 n.d. Gastos gerenciavéis (45.438) (1.793) 2434% (80.544) (3.434) 2245% Depreciação e amortização (12.969) (45) 28720% (20.973) (83) 25169% EBITDA (31.911) (1.793) 1680% (103.629) (3.434) 2918% Lucro Líquido (45.017) (15.028) 200% (107.109) (21.278) 403%
20 UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI
A construção da UHE Santo Antônio do Jari tem evoluído de acordo com o cronograma previsto. No 2T13, destacam-se as seguintes atividades realizadas pelo construtor: concretagem da casa de força, da área de montagem, das estruturas de desvio, da barragem de CCR, do vertedouro e da casa de força complementar, entrega da ponte rolante da casa de força, montagem dos pré-distribuidores 1 e 2, início da montagem do gerador, e continuação da supressão vegetal.
Em relação às atividades de meio ambiente, no 2T13 destacaram-se:
Início da elaboração do Plano Ambiental de Conservação e Uso do Entorno do Reservatório Artificial (PACUERA) e Elaboração/Revisão de Planos Diretores dos três Municípios da área de influência do empreendimento; Campanhas de monitoramento de Processos Erosivos, Lençol Freático, Hidrossedimentologia, Flora, Fauna, Aspectos Socioeconômicos, Documentação e Preservação do Patrimônio Natural e Atividades Minerárias; Continuidade das atividades de supressão de vegetação e resgate de fauna, Comunicação Social, Educação Ambiental, Indenização e Remanejamento da População, Capacitação de Mão de Obra Local e de Agentes Públicos, Apoio aos Municípios, Caracterização e Fomento da Atividade Pesqueira, Desenvolvimento do Potencial Turístico e Recreativo, Saúde e Controle da Malária; Continuidade na execução de Inspeção Ambiental Semanal nos Canteiros de Obras, e de Pesquisa Semanal de Satisfação dos Trabalhadores nos Canteiros de Obras; Continuidade da execução dos compromissos históricos do Protocolo de Entendimento com as Comunidades locais e; Execução de monitoramento contínuo dos seguintes temas: Climato-Meteorológico, Hidrossedimentológico,Sismológico.
No 2T13, não houve desembolso do financiamento de longo-prazo com o BNDES, sendo que até o momento já foi desembolsado o montante de R$ 380,0 milhões, que representa 52% do montante total do financiamento com o BNDES.
5.2. Distribuição
A receita líquida, excluindo os efeitos de receita de construção, atingiu R$ 1.033,7 milhões no 2T13, 6,8% acima do 2T12. Tal aumento justifica-se (i) pelo aumento de 3,2% no volume de energia distribuída; (ii) pelo efeito combinado do reajuste tarifário anual aplicado às tarifas da EDP Escelsa, a partir de 7 de agosto de 2012; (iii) pela revisão e reajuste tarifários aplicados às tarifas da EDP Bandeirante, a partir de 23 de outubro de 2012; (iv) pela redução na tarifa de energia elétricaanunciada pelo governo através da lei 12.783/2013, a partir de 24 de janeiro de 2013; e (iV) pelas subvenções reembolsadas pela CDE às distribuidoras. Os gastos não gerenciáveis reduziram 8,6%, impactados pelo aumento do PLD, refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. Houve ainda aumento do custo do encargo de segurança energética (ESS), pago quando as usinas térmicas são despachadas por segurança energética, fora da ordem de mérito. Este custo adicional foi mitigado pela liberação de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), através do decreto 7.945/2013. Adicionalmente, os recursos também serviram para neutralizar os custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física e a exposição involuntária ao PLD, devido à insuficiência de energia de cotas fornecidas às distribuidoras pela ANEEL. Os detalhes dos valores liberados pela CDE estão mencionados na explicação dos gastos não gerenciáveis item 2.2.1.
2T13 2T12 2T13 2T12 2T13 2T12 Var. Receita Líquida1 587.504 569.164 446.192 398.731 1.033.696 967.895 6,8% Gastos não-gerenciavéis (453.760) (466.280) (227.135) (278.536) (680.895) (744.816) -8,6% Margem Bruta 133.744 102.884 219.057 120.195 352.801 223.079 58,2% Gastos gerenciavéis2 (92.836) (75.013) (110.651) (70.066) (203.487) (145.079) 40,3% Depreciação e amortização (21.312) (21.442) (23.759) (24.471) (45.071) (45.913) -1,8% EBITDA 40.908 27.871 108.406 50.129 149.314 78.000 91,4% Margem EBITDA 7,0% 4,9% 24,3% 12,6% 14,4% 8,1% 6,4 p.p. Lucro Líquido 3.099 (2.569) 46.380 9.268 49.479 6.699 638,6% 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.
21 Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 203,5 milhões, com aumento de 40,3% no 2T13 em relação ao 2T12, impactada pelo aumento da linha de provisões (+R$ 7,9 milhões na EDP Bandeirante e + R$ 27,8 milhões), conforme detalhado no item 2.2.2 – Gastos Gerenciáveis.
Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 149,3 milhões no 2T13, 91,4% acima do apresentado no 2T12. Considerando o saldo de ativos e passivos regulatórios, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 142,5 milhões e o Lucro Líquido de R$ 53,2 milhões. Tal redução no EBITDA ajustado por ativos e passivos regulatórios ocorre pela já contabilização dos recursos da CDE no valor R$ 122,4 milhões.
Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado)
Mercado
Energia vendida a clientes finais: manteve-se estável (+0,6%) no 2T13 em comparação ao 2T12. As principais contribuições positivas vieram das classes residencial e comercial, que compensaram o recuo no consumo da classe industrial reflexo das migrações para o mercado livre. Residencial e Comercial: estas classes avançaram 3,7% e 3,8%, respectivamente, no 2T13 em comparação ao 2T12, refletindo o aumento do rendimento médio domiciliar per capita nacional e redução da taxa de desemprego. Industrial: decréscimo de 5,5% no resultado consolidado do 2T13, em comparação ao 2T12, reflete as migrações de clientes para o mercado livre. Rural: aumento de 9,8% no 1S13, com recuo de 4,6% no 2T13, reflexo principalmente do decréscimo de 5,1% na EDP Escelsa no trimestre. A Energia em Trânsito Consolidada no Sistema de Distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, avançou 7,7% no 2T13 em comparação ao 2T12, refletindo o efeito das migrações de clientes do mercado cativo.2T13 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
EBITDA Reportado em IFRS 40.908 108.406 149.314 Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios 36.169 (43.014) (6.846)
EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios 77.077 65.392 142.468
2T13 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
Lucro Reportado em IFRS 3.099 46.380 49.479 Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios 36.169 (43.014) (6.846) Atualização Monetária 6.599 5.865 12.465 IR/CS (14.541) 12.631 (1.911)
22
- Base Tarifária
Os reajustes anuais, bem como as revisões periódicas das distribuidoras do Grupo, ocorrem em datas específicas, conforme o quadro a seguir:
No quadro ao lado, que mostra a tarifa média por classe e por distribuidora no período, verifica-se que a tarifa média para clientes finais reduziu 11,4% na EDP Bandeirante e 6,6% na EDP Escelsa. Esse decréscimo considera a redução das tarifas com base na Lei nº 12.783/13
Redução verificada nas empresas do grupo:
EDP Bandeirante
Na EDP Bandeirante as tarifas do 2T13 contemplam os processos de reajustes e revisão tarifários que aconteceram em 23 de outubro de 2012 juntamente com a redução advinda da Lei 12.783/13. No 2T13 todas as classes apresentaram redução na tarifa média, conforme detalhado abaixo.
Residencial: redução de -11,8% na tarifa média deve-se ao aumento na base de clientes residenciais de Baixa Renda, cuja tarifa cobrada é inferior à tarifa convencional e pela redução média de 7% na tarifa;
Industrial e Comercial: redução de 12,2% e 11,9%, respectivamente, deve-se a redução média de 7% na tarifa, além da redução de 3% no consumo do horário de pico;
Rural: redução de 8,4% deve-se à redução média de 7% na tarifa, além da redução de 31% no consumo do horário de pico;
unid. MWh KWh % % % DISTRIBUIÇÃO Residencial 2.547.825 1.390.135 182 4,2% 3,7% -0,5% Industri al 23.506 995.894 14.123 2,8% -5,5% -8,1% Comerci al 227.195 858.811 1.260 4,3% 3,8% -0,5% Rural 170.891 189.546 370 2,7% -4,6% -7,1% Outros 24.132 413.045 5.705 3,0% 2,4% -0,7%
Energia Vendida Clientes Finais 2.993.549 3.847.432 428 4,1% 0,6% -3,4%
Supri mento 3 141.138 15.681.986 0,0% 1,0%
-Energia em Trânsito (USD) 236 2.487.764 3.513.790 34,1% 7,7%
-Consumo Próprio 344 3.561 3.451 -1,1% 0,5%
-Total Energia Distribuída 2.994.132 6.479.894 721 4,1% 3,2% -0,8%
Notas:
*Cons umo mé di o me ns a l por cl i ente
Outros = Pode r públ i co + Il umi na çã o públ i ca + Servi ço públ i co Da dos e m R$ refe rem-s e à Re cei ta s em ICMS e s em RTE.
2T13 Variação 2T13/2T12 Volume Clientes Consumo Médio Volume Clientes Consumo Médio*
Reajuste Revisão Reajuste Revisão
11,45% -1,85% 7,29% -2,25%
14,29% - 11,33%
-7/8/2012
EDP Escelsa
Distribuidora Alíquota Total Alíquota Efetiva
23/10/2012
EDP Bandeirante
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Alta Tensão - Grupo A -25,77% -25,29%
Baixa Tensão - Grupo B -18,07% -18,01%
EDP BANDEIRANTE Residencial 320,8 283,0 -11,8% Industrial 253,7 222,9 -12,2% Comercial 289,2 254,7 -11,9% Rural 212,9 195,1 -8,4% Outros 228,1 204,7 -10,3% Média - Cliente Final 282,2 250,0 -11,4%
EDP ESCELSA Residencial 301,5 330,7 -8,8% Industrial 251,1 265,3 -5,4% Comercial 289,9 310,9 -6,8% Rural 177,9 185,7 -4,2% Outros 226,9 242,6 -6,5%
Média - Cliente Final 266,4 285,3 -6,6% Refere-se a receita sem ICMS, RTE, PIS e COFINS
Tarifa Média (R$/MWh) 2T12 2T13 Var. Tarifa Média (R$/MWh) 2T12 2T13 Var.
