Release
de Resultados
3T12
Indicadores 3T12 3T11 Var. 2T12 Var. 9M12 9M11 Var.
Econômico- Financeiro (R$ mil)
Receita Operacional Líquida (1) 1.557.714 1.320.559 18,0% 1.440.513 8,1% 4.437.562 4.046.566 9,7%
Gastos Não-Gerenciáveis (1.076.877) (760.025) 41,7% (933.023) 15,4% (2.837.991) (2.196.200) 29,2% Margem Bruta(1) 480.837 560.534 -14,2% 507.490 -5,3% 1.599.571 1.850.366 -13,6% Gastos Gerenciáveis(2) (235.941) (208.246) 13,3% (197.254) 19,6% (639.128) (609.758) 4,8% EBITDA(3) 244.896 352.288 -30,5% 310.115 -21,0% 960.443 1.240.608 -22,6% Lucro Líquido 9.465 92.339 -89,7% 39.441 -76,0% 190.939 408.879 -53,3% Capex 239.273 242.373 -1,3% 177.846 34,5% 623.116 525.527 18,6% Dívida Líquida 3.333.328 2.360.032 41,2% 3.081.943 8,2% 3.333.328 2.360.032 41,2% Evolução do Mercado (GWh)
Total Energia Distribuída 6.144 6.161 -0,3% 6.276 -2,1% 18.621 18.457 0,9%
Total Energia Vendida- Geração 2.012 2.172 -7,4% 2.077 -3,1% 6.190 6.186 0,1%
Total Energia Comercializada 2.937 2.575 14,0% 2.702 8,7% 8.150 7.555 7,9%
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.
EDP Energias do Brasil registra EBITDA de R$ 245 milhões no 3T12
São Paulo, 31 de outubro de 2012 - 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 terceiro trimestre de 2012 (3T12). As informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram objeto de revisão por parte dos auditores independentes.
Destaques
Receita líquida consolidada, excluindo receita de construção, alcançou R$ 1.557,7 milhões no 3T12, 18,0% acima do 3T11; Gastos Não Gerenciáveis: R$ 1.076,9 milhões no 3T12, com aumento de 41,7% em relação ao 3T11, em função do aumento
do custo de aquisição de energia face ao aumento do PLD;
Margem Bruta: R$ 480,9 milhões no 3T12, com redução de 14,2% comparado ao 3T11;
Gastos gerenciáveis (sem depreciação, amortização e custo de construção): R$ 235,9 milhões no 3T12, com aumento de 13,3% em relação ao 3T11;
EBITDA: R$ 244,9 milhões no 3T12, redução de 30,5% em relação ao do 3T11. Considerando os ajustes de saldo regulatório, da provisão das receitas de ultrapassagem e os eventos não recorrentes, o EBITDA seria de R$ 355,4 milhões no 3T12.
Resultado Financeiro: R$ 70,4 milhões, 5,7% abaixo do 3T11;
Lucro líquido: R$ 9,5 milhões no 3T12, redução de 89,7% em comparação ao 3T11. Considerando os ajustes de saldo regulatório e da provisão das receitas de ultrapassagem, o Lucro Líquido seria de R$ 77,0 milhões no 3T12, comparado a R$ 106,6 milhões no 3T11;
Endividamento bruto: R$ 4.244,7 milhões em setembro de 2012, 12,3% acima de junho de 2012, impactado pela emissão de R$ 450 milhões em debêntures na EDP – Energias do Brasil;
Dívida Líquida/EBITDA: 2,6X em setembro/2012, comparado a 2,2X em junho/2012;
Evento subsequente: Aumento tarifário de 7,29% na EDP Bandeirante com resultado do efeito combinado dos processos de Revisão e Reajuste aprovados pela ANEEL em outubro de 2012.
Desdobramento Total de ações Ações em tesouraria Free float (30/09/2012) Valor de mercado (30/09/2012)
Antes 158.805.204 280.225 77.534.267 (49%) RS 6.131 milhões
Depois 476.415.612 840.675 232.602.924 ações (49%) R$ 6.131 milhões
Português/Inglês: 15h Brasil: +55 (11) 4688-6361 EUA: +1 (855) 281-6021 Outros: +1 (786) 924-6977 Teleconferência com Webcast em 01/11/2012
Índice
1. Eventos do Período
3
2. Desempenho Econômico-Financeiro
5
2.1. Receita Operacional Líquida
5
2.1.1. Deduções à Receita Operacional
7
2.2. Gastos Operacionais
7
2.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis
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2.2.2. Gastos Gerenciáveis
9
2.3. EBITDA
10
2.5. Lucro Líquido
12
4. Investimentos
15
5. Desempenho por Área de Negócios
16
5.1. Geração
17
5.2. Distribuição
20
5.3. Comercialização
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6. Mercado de Capitais
27
6.1. Desempenho das Ações
27
6.2. Capital Social
28
7. Eventos Subsequentes
29
3
1. Eventos do Período
EDP Bandeirante recebeu prêmio ABRADEE
No dia 4 de julho de 2012, a EDP Bandeirante foi premiada pela ABRADEE - Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica na categoria de "Evolução do Desempenho". Esta categoria do Prêmio ABRADEE avalia a evolução de 5 critérios (Gestão Operacional, Satisfação do Cliente, Gestão Econômico-Financeira, Qualidade de Gestão, Responsabilidade Social) comparativamente com os resultados dos últimos 3 anos.
Usina Termelétrica Pecém I
Conforme já comunicado ao mercado, no dia 08 de julho de 2012, a EDP - Energias do Brasil S.A. firmou um acordo para assumir a gestão da obra da Usina Termelétrica Energia Pecém I, através da aquisição, em conjunto com a MPX Energia S.A. em iguais proporções, de 100% das ações da MABE Brasil Ltda. Essa operação permitiu à Companhia assumir a administração das obras, evitando interrupções nos trabalhos em curso e garantindo uma gestão eficaz do empreendimento até sua conclusão. A aquisição foi aprovada pelo CADE em 26 de setembro de 2012, no entanto, ainda está sujeita a condições suspensivas pendentes.
A Usina Termelétrica Pecém I não iniciou a operação comercial das duas turbinas no prazo concedido pela ANEEL (23 de julho de 2012), pelo que teve que cumprir com seus compromissos de recomposição de lastro estabelecidos nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) por meio de aquisição de contratos de energia de terceiros. O custo de aquisição de energia no 3T12 foi de R$ 74,5 milhões, dos quais R$ 51,6 milhões foram repassados às distribuidoras contratantes da energia de Pecém.
Em 12 de julho de 2012 a UTE Pecém I solicitou à ANEEL que o artigo 3º da Resolução Normativa nº 165/2005 seja integralmente afastado e autorizado o pagamento mensal do menor valor entre: (i) o contrato de compra de energia celebrado pela usina para lastrear sua venda no Ambiente de Contratação Regulada, e; (ii) o preço da energia no contrato de venda original, entendido, para os CCEARs por disponibilidade, como o custo que o consumidor teria caso a usina estivesse em operação comercial.
Revisão e Reajuste Tarifários da EDP Bandeirante
As condições definitivas do 3º ciclo de Revisão Tarifária da EDP Bandeirante, bem como do reajuste tarifário, foram definidas em outubro de 2012. Essas condições estão descritas no item “Eventos Subsequentes” deste relatório e as Notas Técnicas completas podem ser acessadas no site da ANEEL ou no site de relações com investidores www.edpbr.com.br/ri na seção Notas Técnicas.
Reajuste tarifário anual da EDP Escelsa
Conforme comunicado ao mercado em 31 de julho de 2012, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou o reajuste tarifário anual médio de 14,29%, aplicado às tarifas da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – ESCELSA, desde 7 de agosto de 2012, sendo 6,78% relativo ao reajuste tarifário anual econômico e 7,51% referente aos componentes financeiros pertinentes. Considerando-se ajustes financeiros já incluídos nas tarifas da EDP Escelsa, associados à recuperação relativa a períodos passados, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos será de 11,33%.
Emissão de Debêntures – EDP – Energias do Brasil S.A.
Em 6 de setembro de 2012, a EDP – Energias do Brasil S.A. concluiu emissão de Debêntures no valor de R$ 450 milhões. As Debêntures possuem prazo de 18 meses, com pagamento de juros e amortização em fevereiro de 2014. A emissão obteve classificação de crédito Aa2.br pela Agência Moody’s e seu custo foi definido em processo de bookbuilding em 105,50% do CDI.
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Medida Provisória 579
Em 11 de setembro de 2012, a Presidência da República editou a Medida Provisória nº 579 (MP), dispondo sobre a sistemática de renovação de concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária. A MP extinguiu os encargos setoriais relacionados à Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e à Reserva Global de Reversão (RGR), além de reduzir em 75% a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Adicionalmente, foram estabelecidos critérios para a prorrogação de concessões. O tratamento dessas concessões busca a captura da amortização e depreciação dos investimentos realizados nos empreendimentos de geração e nas instalações de transmissão e de distribuição de energia elétrica, em benefício da modicidade tarifária. Com estas medidas, o Governo Federal estima alcançar uma redução de média de 20% nas tarifas de energia ao consumidor final (16,2% na tarifa dos consumidores residenciais e até 28% na tarifa dos consumidores industriais atendidos pelas distribuidoras).
A divulgação dessa MP gerou uma série de incertezas por parte do mercado. No entanto, as novas regras estipuladas pelo governo, no que se refere à renovação das concessões, não afeta diretamente a EDP Energias do Brasil, uma vez que os primeiros vencimentos de concessões de geração só ocorrem em 2025. Além disso, a prorrogação automática das concessões nos mesmos termos vigentes não foi uma premissa considerada nas avaliações de investimentos da Companhia.
MFS Investment Management passa a deter 5,17% das ações da companhia
Conforme comunicado ao mercado em 17 de setembro de 2012 a MFS Investment Management passou a deter, no consolidado, 24.621.988 (vinte e quatro milhões, seiscentas e vinte e uma mil, novecentas e oitenta e oito) ações da EDP Energias do Brasil, correspondente a 5,17% do seu capital social. A MFS declarou que esta participação nas ações da Companhia não visa nem resulta em qualquer alteração do controle acionário da Companhia ou de sua estrutura administrativa e tem finalidade de investimento.
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2. Desempenho Econômico-Financeiro
2.1. Receita Operacional Líquida
*Não considera as eliminações intragrupo de R$ 139 milhões no 3T12 e de R$ 128 milhões no 3T11 e receita de construção de R$ 67 milhões no 3T12 e de R$ 97 milhões no 3T11.
No 3T12, a receita operacional líquida consolidada atingiu R$ 1.624,3 milhões e apresentou aumento de 14,6%, em comparação ao mesmo período do ano anterior. Excluindo a receita de construção, a receita operacional do 3T12 foi de R$ 1.557,7 milhões, 18,0% superior ao 3T11. No acumulado do ano, a receita operacional liquida atingiu R$ 4.587,7 milhões, 7,2% superior ao ano de 2011. Excluindo a receita de construção, a receita operacional nos 9M12 foi de R$ 4.437,6 milhões, 9,7% superior ao mesmo período do ano anterior.
Os principais determinantes da evolução da receita líquida no período foram: Na Geração
O volume de energia vendida pelas geradoras do grupo no 3T12 alcançou 2.012,3 GWh, com redução de 7,4% em relação ao 3T11. O volume acumulado de energia vendida em 2012 totalizou 6.189,7 GWh, com aumento de 0,1% em relação a 2011.
O preço médio da geração foi de R$ 175,21/MWh no 3T12, 34,9% superior ao verificado no 3T11, devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada, diferença de sazonalização entre os períodos e impacto positivo na receita de curto prazo com venda de excedente de geração, devido ao incremento do PLD (preço médio de R$ 131,09 /MWh) comparado ao 3T11 (R$ 21,29/MWh).
Aumento consolidado de R$ 25,0 milhões em Energia de Curto Prazo, principalmente em Enerpeixe e Lajeado, devido ao aumento do preço de venda da sobra de energia gerada, decorrente do aumento do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no 3T12 (média de R$ 130,52/MW) comparado ao 3T11 (média de R$ 21,29/MW).
Na Distribuição
O volume de energia vendida a clientes finais alcançou 3.641,9 GWh, permanecendo estável no 3T12 em relação ao 3T11 (-1,8% na EDP Bandeirante e +3,2% na EDP Escelsa).
O volume de energia em trânsito (clientes livres e concessionárias) alcançou 2.367,6 GWh no 3T12, com redução de 0,3% em relação ao 3T11 (-2,5% na EDP Bandeirante e +2,6% na EDP Escelsa), devido, principalmente, ao arrefecimento da produção industrial em São Paulo.
Receita de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 744,4 milhões no 3T12 (R$ 737,8 milhões no consolidado), com aumento de 5,6% em comparação ao 3T11 (+0,4% na EDP Bandeirante e +13,8% na EDP Escelsa). Na
Geração 20% Distribuição 60% Comercialização 20%
Composição da Receita Líquida* - 3T12
3T11 3T12 273 345 944 1.008 232 343 Receita Líquida (R$ milhões)*
Geração Distribuição Comercialização 48%
7%
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EDP Bandeirante, destaque para o arrefecimento do mercado industrial. Na EDP Escelsa, o aumento da TUSD é decorrente, principalmente do aumento do consumo de clientes cativos, além do reajuste tarifário ocorrido em agosto de 2012.
Redução de R$ 5,0 milhões na rubrica de Fornecimento Não Faturado, devido a variações das alíquotas efetivas de PIS/COFINS no período, que resultaram em um impacto negativo para as duas distribuidoras, -3,2% para EDP Bandeirante e -3,0% para a EDP Escelsa (-R$ 4,4 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 0,7 milhão na EDP Escelsa).
A EDP Bandeirante provisionou no 3T12 montante de R$ 9,6 milhões referente ao faturamento de Receita por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente, conforme resolução normativa ANEEL 463/11, ainda em discussão judicial. Essa provisão é registrada como obrigação especial sem qualquer efeito no caixa da Companhia.
Incremento médio de 10,0% da tarifa na EDP Escelsa no 3T12 em comparação ao 3T11, principalmente em função do reajuste tarifário aplicado em agosto de 2012, que trouxe incremento real de 13,84% às tarifas vigentes.
Na EDP Bandeirante, a postergação da revisão tarifária manteve as tarifas vigentes no 3T12 nos mesmos níveis do 3T11, entretanto, o arrefecimento da classe industrial e a queda nos chamados “consumo ponta” e “demanda ponta” geraram uma redução de 1,0% na tarifa média.
Na Comercialização:
O volume de energia comercializada totalizou 2.936,6 GWh no 3T12, com aumento de 14,0% em comparação ao 3T11. No acumulado de 2012, o volume de energia comercializada totalizou 8.150,0 GWh em comparação aos 7.555,4 GWh no mesmo período do ano anterior, apresentando aumento de 7,9%. Ambos os aumentos são reflexo da estratégia de negociações de longo prazo e das vendas do 13º leilão de ajuste, ocorrido em 14/06/2012.
O preço médio de venda praticado pela comercializadora do Grupo aumentou 29,7% em relação ao 3T11, devido ao incremento do PLD médio no 3T12 frente ao 3T11, aumento das vendas de longo prazo com preço mais elevado, além dos reajustes anuais dos contratos corrigidos por inflação.
Outras Receitas Operacionais:
O aumento de R$ 42,1 milhões entre os períodos comparados deve-se, principalmente, à receita de arrendamento da usina de Lajeado, cujas premissas de cálculo, vinculadas à inflação, sofreram atualizações, além do efeito da energia de curto prazo da comercialização.
Receita Operacional Líquida (R$ mil) 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var.
Clientes Cativos 1.112.777 1.081.857 2,9% 3.378.218 3.247.093 4,0% Residencial 452.096 428.653 5,5% 1.391.781 1.300.958 7,0% Industrial 274.488 300.811 -8,8% 807.705 859.679 -6,0% Comercial 250.804 226.189 10,9% 773.489 709.072 9,1% Rural 36.475 36.675 -0,5% 110.182 100.378 9,8% Outros 98.914 89.529 10,5% 295.061 277.006 6,5%
(-) Transferência para TUSD - clientes cativos(1) (572.511) (534.590) 7,1% (1.736.228) (1.654.829) 4,9%
Fornecimento não Faturado 2.145 3.084 -30,4% (4.996) 4.183 n.d.
Total Fornecimento 542.411 550.351 -1,4% 1.636.994 1.596.447 2,5%
Suprimento de Energia elétrica 130.781 135.298 -3,3% 450.754 435.961 3,4%
Energia de curto prazo 34.257 9.231 271,1% 93.237 41.130 126,7%
Comercialização 400.876 238.993 67,7% 980.123 685.542 43,0%
Total Suprimento 565.914 383.522 47,6% 1.524.114 1.162.633 31,1%
Fornecimento e suprimento 1.108.325 933.873 18,7% 3.161.108 2.759.080 14,6%
Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) 737.813 702.904 5,0% 2.233.291 2.154.716 3,6%
Receita de construção 66.553 96.841 -31,3% 150.172 231.211 -35,0%
Outras receitas operacionais 65.915 23.774 177,3% 203.442 192.036 5,9%
Sub-total 1.978.606 1.757.392 12,6% 5.748.013 5.337.043 7,7%
(-) Deduções à receita operacional (354.339) (339.992) 4,2% (1.160.279) (1.059.266) 9,5%
Receita operacional líquida 1.624.267 1.417.400 14,6% 4.587.734 4.277.777 7,2%
Receita operacional sem construção 1.557.714 1.320.559 18,0% 4.437.562 4.046.566 9,7%
(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 3T12, as deduções à receita totalizaram R$ 354,3 milhões, com aumento de 4,2% sobre o mesmo período do ano anterior. A variação é explicada, principalmente, por:
Aumento de 4,9% (R$ 3,6 milhões) no encargo de CCC (Conta de Consumo de Combustível), por acréscimo do encargo estipulado pelo regulador nas datas de revisão e reajuste tarifários das distribuidoras, considerando alteração na sistemática do cálculo e reembolso deste encargo.
Aumento de 9,6% (R$ 5,4 milhões) na conta de CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), pelo acréscimo do encargo estipulado por decisão da ANEEL. Para as concessionárias de distribuição, as quotas anuais da CDE para o ano de 2012 são obtidas por atualização da quota do ano de 2011, observando-se dois componentes: crescimento de mercado (cativo e livre) e a variação do IPCA de setembro de 2010 a agosto de 2011;
Redução de 54,2% (R$ 16,8 milhões) no encargo de RGR (Reserva Global de Reversão), devido à constituição da reserva em setembro de 2011, retroativa a janeiro de 2011. A constituição da RGR estava prevista por lei com prazo de vigência até dezembro/2010. No entanto, a constituição dessa reserva havia sido prorrogada em setembro de 2011, por Medida Provisória até 2035. Vale mencionar que este encargo será extinto a partir de 2013, conforme Medida Provisória 579, de 11 de Setembro de 2012,
Aumento de 13,4% (R$ 20,6 milhões) em PIS/COFINS, proporcional ao aumento da receita operacional total.
2.2. Gastos Operacionais
Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, totalizaram R$ 1.399,1 milhões no 3T12, o que representa aumento de 33,3% sobre o 3T11.
Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação e custos de construção.
Deduções à receita operacional 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var.
P&D (12.627) (12.402) 1,8% (36.412) (36.817) -1,1% Outros encargos (13.964) (12.854) 8,6% (41.405) (36.339) 13,9% CCC (77.407) (73.778) 4,9% (241.240) (218.888) 10,2% CDE (61.185) (55.820) 9,6% (183.554) (167.461) 9,6% RGR (14.187) (30.981) -54,2% (37.798) (29.473) 28,2% PIS/COFINS (173.994) (153.395) 13,4% (617.334) (568.174) 8,7% ICMS (637) (525) 21,3% (1.736) (1.517) 14,4% ISS (338) (237) 42,6% (800) (597) 34,0% Total (354.339) (339.992) 4,2% (1.160.279) (1.059.266) 9,5% 3T11 3T12 1.050 1.399
Gastos Operacionais (R$ milhões)
Não-Gerenciáveis
82%
Gerenciáveis 18%
8
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 que, em conjunto, somaram R$ 1.076,9 milhões, com incremento de 41,7% no 3T12, em relação ao mesmo período do ano anterior.
A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 880,1 milhões, com incremento de 52,1% em relação ao 3T11, em função do aumento do preço médio de compra de energia, reajustado pelas variações inflacionárias do IPCA e IGP-M e aumento do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD devido a uma condição hidrológica menos favorável.
O valor da energia comprada de Itaipu (moeda estrangeira) aumentou R$ 18,7 milhões, apesar da diminuição do volume, em função da elevação do preço médio de aquisição no 3T12 (R$ 108,32/MWh) comparado ao 3T11 (R$ 88,50/MWh), principalmente em virtude da valorização de 24,0% do dólar médio no 3T12 (R$ 2,03), comparado ao 3T11 (R$ 1,64).
No que se refere às compras de energia em moeda nacional, destaca-se: Na Distribuição:
A exemplo do ocorrido no 2T12, o PLD permaneceu num patamar elevado, alcançando a média de R$ 131,09/MWh no 3T12, e refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. O PLD é formado por um modelo estatístico definido pelo ONS com o objetivo de otimizar a exploração das usinas no Brasil, influenciado pelo nível dos reservatórios de água no país e pela expectativa hidrológica de curto prazo. Quando o PLD atinge um valor acima do custo variável de geração térmica, as térmicas passam a ser despachadas com o objetivo de manter o equilíbrio do sistema. Dessa forma, em decorrência do aumento do PLD, os preços de compra de energia aumentaram no 3T12, constituindo-se CVA positiva de R$ 76,7 milhões no trimestre, passível de recuperação nos reajustes tarifários futuros (R$ 59,2 milhões na EDP Bandeirante e R$ 12,7 milhões na EDP Escelsa).
Além disso, também contribuíram para o aumento dos custos, o início do suprimento de dois novos produtos (conjunto de contratos oriundos de um mesmo leilão de energia, com mesmo período de suprimento e fonte de energia) em janeiro de 2012, necessários ao atendimento do crescimento do mercado.
Na Geração:
No 3T12 foram realizadas mais compras de energia do que no mesmo período de 2011 devido, principalmente, à aquisição de energia para recomposição de lastro, no valor de R$ 74,5 milhões, em função do atraso para entrada em operação da Usina Termelétrica Energia Pecém I. Vale destacar que uma parcela dos custos incorridos, no valor de R$ 51,6 milhões, foi repassada às distribuidoras contratantes da energia da Usina Termelétrica Energia Pecém I.
Os encargos de uso e conexão apresentaram aumento de 8,7% no 3T12, quando comparados ao 3T11. Esse aumento decorre, principalmente, de acréscimo nas distribuidoras proveniente dos encargos de energia de reserva em função de início de suprimento de energia elétrica proveniente de fonte eólica, objeto do 2º Leilão de Energia de Reserva, com o início do suprimento em julho de 2012.
A variação de -7,3% no 3T12 na taxa de fiscalização, quando comparada ao 3T11, foi decorrente da compensação do ajuste contábil na geração referente ao 2T12.
Gastos Não-Gerenciáveis (R$ mil) 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var.
Energia Comprada para Revenda (880.149) (578.521) 52,1% (2.277.862) (1.679.037) 35,7% Moeda estrangeira - Itaipu (113.773) (95.127) 19,6% (320.206) (272.428) 17,5%
Moeda nacional (766.376) (483.394) 58,5% (1.957.656) (1.406.609) 39,2%
Encargos de uso e conexão (186.745) (171.850) 8,7% (521.367) (481.624) 8,3%
Outros (9.983) (9.654) 3,4% (38.762) (35.539) 9,1%
Taxa de Fiscalização (3.185) (3.434) -7,3% (10.776) (10.353) 4,1%
Compensações Financeiras (6.798) (6.220) 9,3% (27.986) (25.186) 11,1%
9
As compensações financeiras tiveram acréscimo de 9,3% no 3T12 em razão do crescimento da geração realizada no período (+3,01% em relação ao 3T11, alcançando 1.429,7 GWh), base para cálculo desse encargo, além do aumento da tarifa anual (+6,6%) utilizada para a apuração do valor.
2.2.2. Gastos Gerenciáveis
Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 235,9 milhões, com aumento de 13,3% no 3T12 em relação ao 3T11. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros.
Os gastos gerenciáveis no acumulado do ano apresentaram aumento de 4,8%, enquanto a inflação acumulada ficou em 8,1% (IGP-M) e 5,3% (IPCA).
As principais variações no 3T12 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo: Aumento de R$ 11,4 milhões na conta de gastos com Pessoal (+16,6%), com destaque para os seguintes fatores:
(i) Reajuste salarial médio de 8,3% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em maiores encargos sobre folha de pagamento, além de movimento de primarização de mão de obra nas áreas comercial e técnica das distribuidoras (+R$ 4,0 milhões);
(ii) Maiores gastos com provisionamento de PLR no período, devido aumento da folha de pagamentos (+R$ 1,7 milhão); (iii) Maiores gastos com assistência médica e odontológica, reflexo dos reajustes contratuais (+ R$ 1,3 milhão);
(iv) Menor capitalização de mão de obra no 3T12(+R$ 2,6 milhões);
(v) Incremento dos gastos com benefícios (vale alimentação, refeição e convênio farmácia) em decorrência da aplicação do índice de reajuste e maior número de colaboradores no grupo: 2.653 no 3T12 comparado a 2.501 no 3T11 (+R$ 1,7 milhão); e
(vi) Menores gastos de indenizações com desligamentos (-R$ 1,1 milhão).
Na conta Materiais, o decréscimo de 0,2%, deve-se, principalmente, à economia de materiais prevista em iniciativa do “Profit
Assurance” das distribuidoras.
No item Serviços de Terceiros, o decréscimo de R$ 1,2 milhão (-1,4%) entre os trimestres deve-se a:
(i) Menores gastos com conservação e reparação do sistema elétrico resultante da redução de alguns serviços e das equipes de iluminação pública reflexo do efeito da primarização na EDP Bandeirante. Além disso, no 3T11, houve maiores gastos em função do Plano adicional de manutenção preventiva (-7,4 milhões);
(ii) Repasse dos reajustes contratuais dos prestadores de serviços (+3,4 milhões); (iii) Maiores gastos com consultorias (+1,5 milhões);
(iv) Gastos com reforma e melhoria das instalações da regional de São José dos Campos e na sede administrativa em São Paulo (+R$ 0,9 milhão).
Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var.
Pessoal (80.109) (68.723) 16,6% (234.978) (202.298) 16,2% Material (8.463) (8.479) -0,2% (21.051) (20.390) 3,2% Serviços de terceiros (84.646) (85.853) -1,4% (257.630) (239.628) 7,5% Provisões (25.520) (19.455) 31,2% (55.493) (53.610) 3,5% Outros (37.203) (25.736) 44,6% (69.976) (93.832) -25,4% Total PMSO (235.941) (208.246) 13,3% (639.128) (609.758) 4,8%
Custo com construção da infraestrutura (66.553) (96.841) -31,3% (150.172) (231.211) -35,0%
Depreciação e amortização (86.330) (81.548) 5,9% (251.447) (263.678) -4,6%
Total dos gastos gerenciáveis (388.824) (386.635) 0,6% (1.040.747) (1.104.647) -5,8%
IGP-M (últimos 12 meses)* 8,1%
IPC-A (últimos 12 meses)** 5,3%
* Fonte: FGV **Fonte: IBGE
10
No item Provisões, o aumento de 31,2% no 3T12 em relação ao 3T11 reflete, principalmente:
(i) Aumento das provisões para contingências referentes aos processos trabalhistas e cíveis (+R$ 5,1 milhões)
(ii) Redução de provisão na rubrica de devedores duvidosos devido, principalmente, a reversão do montante de parcelamento em função da renegociação na Escelsa (-R$ 1,2 milhão);
O aumento de R$ 11,5 milhões na rubrica Outros é resultado principalmente pelos seguintes fatores:
(i) Efeito não recorrente de ajustes de inventário de almoxarifado de ativos circulantes relacionados que se tornaram obsoletos e sucata (+R$ 6,1 milhões sendo +R$ 4,9 milhões em 2012 e +R$ 1,8 milhão em 2011);
(ii) Gastos a maior com aluguéis e condomínio de imóveis em função dos reajustes contratuais e necessidades de novas locações para lojas de atendimento ao cliente na distribuição conforme Resolução da ANEEL nº 414 (+R$ 0,8 milhão); (i) Efeito não recorrente do reembolso para Net Serviços referente pagamento de ICMS da ESC 90 (contrato de venda
ocorrido em Ago/08); (+R$ 6,4 milhões).
(ii) Efeito de estorno de depósitos judiciais referentes a processos favoráveis a companhia (-R$ 1,9 milhão);
(iii) No 3T11, houve mais desativações/baixas de máquinas e equipamentos nas distribuidoras do Grupo (-R$ 3,6 milhões); (iv) Crédito de valores de inventário no 3T11 referente ao novo sistema de controle de almoxarifado na Investco (R$ +3,6
milhões).
A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 86,3 milhões no 3T12, com aumento de 5,9% em relação ao mesmo período de 2011, referente ao menor aproveitamento de créditos de PIS e COFINS devido à mudança no critério de utilização dos créditos que deixaram de ser divididos em 12 parcelas e passaram a ser de acordo com a vida útil do ativo.
2.3. EBITDA
No 3T12, o EBITDA atingiu R$ 244,9 milhões, redução de 30,5% em relação ao mesmo período do ano anterior.
Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 190,5 milhões no 3T12, redução de 5,9% em relação ao 3T11, em decorrência, principalmente, da aquisição de energia para recomposição de lastro em função do atraso para entrada em operação da Usina Termelétrica Energia Pecém I. Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 82,8 milhões no 3T12, redução de 49,0% em relação ao 3T11, resultado da queda de 22,3% na margem bruta em função do aumento de gastos não gerenciáveis no período face à elevação do custo de aquisição de energia. Esse efeito foi intensificado pelo congelamento tarifário na EDP Bandeirante. Considerando o efeito da devolução retroativa, saldo de ativos e passivos regulatórios e a provisão das receitas de ultrapassagem, o EBITDA da Distribuição seria de R$ 182,0 milhões. Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 3,9 milhões no 3T12, um aumento de 43,4% em relação ao 3T11, devido, principalmente, a estratégia de sazonalização dos contratos de compra, ao aumento do custo da energia comprada no trimestre, reflexo do aumento do PLD, além dos reajustes anuais dos contratos bilaterais corrigidos pela inflação.* Margem EBITDA exclui receita de construção
3T11 3T12
352
245
EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%)
26,7% 15,7% Geração 69% Distribuição 30% Comercialização 1% Composição do EBITDA - 3T12
11
*Exclui depreciação e amortização
EBITDA ajustado (pró-forma e não auditado)
2.4. Resultado Financeiro
O resultado financeiro líquido consolidado no 3T12 foi negativo, totalizando R$ 70,4 milhões, 5,7% inferior ao 3T11. O resultado financeiro foi composto por: (i) receita de R$ 37,4 milhões, 14,8% abaixo do 3T11, (ii) despesa de R$ 87,4 milhões, 47,6% superior a do 3T11, e (iii) resultado cambial líquido negativo de R$ 20,6 milhões, em comparação a R$ 51,4 milhões também negativos no 3T11.
Impactos do EBITDA 3T12 3T11
EBITDA Reportado em IRFS
244.896
352.288
Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem 9.596 -Efeito da constituição do RGR em setembro de 2011, retroativa a janeiro de 2011 - 16.800 Efeito Não recorrente de ajustes de inventário de almoxarifado 4.900 (1.800) Efeito Não recorrente do reembolso para Net Serviços 6.400 -Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* 89.554 40.478
EBITDA Pro forma + Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios 355.346 407.766
* Inclui os valores da Devolução retroativa da revisão tarifária da EDP Bandeirante
Resultado Financeiro (R$ mil) 3T12 3T11 Var. 9M12 9M11 Var.
Receita Financeira 37.441 43.956 -14,8% 126.474 148.584 -14,9%
Receitas de aplicações financeiras 7.011 14.667 -52,2% 32.898 51.254 -35,8%
Variação monetária e acréscimo 20.480 18.394 11,3% 62.478 65.106 -4,0%
SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis 2.226 6.145 -63,8% 10.944 16.642 -34,2%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (489) 1.194 n.d. 231 1.379 -83,2%
Outras Receitas 8.213 3.556 131,0% 19.923 14.203 40,3%
Despesa Financeira (87.351) (59.191) 47,6% (280.851) (309.363) -9,2%
Variação monetária e acréscimo moratório (26.690) 5.474 n.d. (60.934) (86.364) -29,4%
Encargos de dívidas (80.550) (72.361) 11,3% (246.334) (220.377) 11,8%
Benefícios pós-emprego (6.728) (5.303) 26,9% (20.190) (15.905) 26,9%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente 4.793 23.335 -79,5% (3.889) 1.161 n.d.
Outras Despesas 21.824 (10.336) n.d. 50.496 12.122 316,6%
Resultado Cambial Líquido (20.534) (51.381) -60,0% (33.752) (43.647) -22,7%
Total (70.444) (66.616) 5,7% (188.129) (204.426) -8,0%
245 352
EBITDA 3T11 Receita Líquida EBITDA 3T12
237
Gastos Gerenciáveis* (27)
Gastos não-Gerenciáveis (317)
12
Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 3,8 milhões no resultado financeiro no comparativo trimestral estão descritos a seguir:
Receita Financeira
(i) Redução da receita de aplicações financeiras em função de menor saldo de caixa e disponibilidades entre os períodos e redução das taxas de juros vigentes (-R$ 7,7 milhões);
(ii) Redução da receita financeira advinda da correção pela taxa Selic aplicada sobre tributos federais e contribuições sociais passíveis de compensação futura (-R$ 3,9 milhões);
(iii) Aumento de Outras Receitas Financeiras em função, principalmente, de apuração de ganho não recorrente na aquisição de crédito tributário de ICMS na EDP Bandeirante no período (+R$ 4,0 milhões).
Despesa Financeira
(i) Maior despesa de atualização monetária do uso de bem público (-R$ 15,5 milhões);
(ii) Reversão de despesa financeira de atualizações monetárias relacionadas a multas e juros do programa REFIS (programa de consolidação de débitos) da Secretaria da Receita Federal (SRF), em função da consolidação dos valores finais pela SRF em junho de 2011 (-R$ 11,6 milhões);
(iii) Aumento de 11,3% da despesa de encargos devido, principalmente, à contratação de novos financiamentos a exemplo da emissão de debêntures na EDP Energias do Brasil e empréstimo ponte de Jari, além da provisão para pagamento de dividendos de ações preferenciais na Investco (-R$ 8,2 milhões);
(iv) Redução de Outras Despesas Financeiras, em função, principalmente, de efeitos não recorrentes no 3T11: multas aplicadas pelo regulador e perdas no valor recuperável de ações da Rede Energia S.A. devido à marcação a mercado de ativos financeiros classificados como disponíveis para venda (CPC 38 – instrumentos financeiros - perda de valor recuperável) (+R$ 15,5 milhões).
Resultado Cambial
Resultado negativo de variação cambial em moeda estrangeira de R$ 20,5 milhões, frente a resultado também negativo de R$ 51,4 milhões no 3T11. O dólar encerrou o 3T12 com valorização de 0,46% cotado a R$ 2,03 em comparação a uma valorização de 18,8% no encerramento do 3T11, cotado a R$ 1,85 (cotações de fechamento trimestrais), melhorando o resultado cambial.
2.5. Lucro Líquido
O lucro líquido consolidado do 3T12 totalizou R$ 9,5 milhões, 89,7% inferior ao mesmo período do ano anterior. Além dos efeitos demonstrados no EBITDA, o lucro também foi impactado pelos efeitos do resultado financeiro, pela participação de minoritários e pelo Imposto de Renda (IR) diferido que afetou a alíquota efetiva do tributo no período, conforme demonstrado no gráfico abaixo.
A diferença de 8 p.p. na alíquota de IR/CS do 3T12 em relação ao 3T11 deve-se, principalmente, à provisão dos dividendos a pagar referentes às ações preferenciais da Investco e ao saldo positivo de liquidação da operação de hedge de Pecém, ambos sem a constituição de IR/CS diferidos.
Excluindo os eventos acima mencionados, a alíquota efetiva permaneceria em torno de 30%.
Considerando os ajustes de saldo regulatório e da provisão das receitas de ultrapassagem, o lucro líquido seria de R$ 77,0 milhões, comparados a R$ 106,6 milhões no 3T11.
40%
32%
3T12 3T11
13
* Margem Líquida exclui receita de construção
Formação do Lucro Líquido (R$ milhões)
* Inclui resultado das participações societárias, participações de minoritários e partes beneficiárias.
3. Endividamento
A dívida bruta consolidada totalizou R$ 4.244,7 milhões em 30 de Setembro 2012, 12,3% acima do verificado em 30 de Junho de 2012 (R$ 3.781,3 milhões). Esse aumento resultou, principalmente, da emissão de R$ 450 milhões em debêntures na EDP Energias do Brasil, cujo destino será aporte no negócio de geração. Do total da dívida bruta, em 30 de Setembro de 2012, 9,3% estavam denominados em moeda estrangeira, 100% dos quais protegidos da variação cambial por meio de instrumentos de hedge.
Nota: não considera eliminações intragrupo de R$ 34,7 milhões
3T11 3T12
92
9
Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida*
7,0% 0,6% 9 92 Lucro Líquido 3T12 Outros 4 IR & CS 29 Resultado Financeiro (4) Dep & Amort
(5) Gastos Gerenciáveis (27) Margem Bruta (80) Lucro Liquido 3T11 EDP Bandeirante
EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém Jari EDP Holding
259 478 109 381 101 1.224 256 397 170 124 328 452 Empréstimos Debêntures
14
A dívida líquida, considerando o valor de R$ 911,4 milhões de caixa e disponibilidades, alcançou R$ 3.333,3 milhões em 30 de Setembro de 2012, aumento de 8,2% em relação a junho de 2012 (R$ 3.081,9 milhões), devido ao aumento do endividamento da Companhia, parcialmente compensado pelo aumento de 30,3% no saldo de caixa e disponibilidades em comparação a junho de 2012 (R$ 699,3 milhões).
O custo médio da dívida do Grupo em setembro de 2012 era de 9,67% ao ano, em comparação a 9,44% em junho de 2012, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. O aumento do custo em relação ao trimestre anterior resulta, principamente, do incremento da dívida com a emissão debêntures da EDP Energias do Brasil, atrelada ao CDI. O prazo médio da dívida consolidada diminuiu para 4,7 anos em setembro de 2012 em comparação a 4,8 anos em junho de 2012.
A dívida de curto prazo, em 30 de setembro de 2012, representava 11,3% do endividamento bruto da Companhia,
totalizando R$ 479,5 milhões, em comparação a R$ 548,8 milhões do final de junho de 2012, com queda de 12,6%. Desse montante, R$ 222,5 milhões são referentes à distribuição e R$ 263,4 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo. O endividamento de curto prazo da Usina Termelétrica Energia Pecém I totaliza R$ 101,5 milhões, 35,1% inferior ao registrado no 2T12, devido à amortização dos financiamentos. O endividamento total da Usina Termelétrica Energia Pecém I alcançou R$ 1.223,6 milhões, 2,6% menor que o do 2T12.
*Valores
consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge
Dívida Bruta Set.2012 (-) Disp. e Títulos a receber Dívida Líquida Set.2012 3.765 480 911 4.245 3.333 L. P. C.P.
Dívida Bruta por Indexador
(30/09/2012) Dívida Bruta – Curto / Longo prazo
Composição da Dívida Circulante (R$ milhões)
31/12/2011 30/09/2012
16%
11% 84%
89%
Curto Prazo Longo Prazo
CDI 59,9% TJLP 34,5% Pré Fixada 5,6% EDP Bandeirante
EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Pecém 2012
31 230 105 3 30 28 39
15
O desembolso de R$ 246,9 milhões até o terceiro trimestre de 2012 da linha de crédito referente ao empréstimo-ponte para construção da UHE Santo Antônio do Jari e o montante de R$ 300 milhões emitidos em debêntures para financiamento da compra da usina têm vencimento em 2013 e compõem a dívida de R$ 944 milhões a vencer nesse ano. O empréstimo-ponte será substituído por um financiamento de longo prazo, já aprovado junto ao BNDES, cujos detalhes estão explicados no item “Eventos Subsequentes” deste relatório, uma vez que a aprovação ocorreu após o fechamento do 3T12.
A relação dívida líquida/EBITDA encerrou o 3T12 em 2,6X.
4. Investimentos
Os investimentos totalizaram R$ 239,3 milhões no 3T12 e estão divididos em: distribuição (R$ 68,2 milhões), geração (R$ 171,5 milhões) e outros (-R$ 405 mil). Nas distribuidoras, os valores estão acrescidos de capitalização de juros no montante de R$ 544 mil na EDP Bandeirante e R$ 1,0 milhão na EDP Escelsa e deduzidos de obrigações especiais, sendo R$ 12,4 milhões na EDP Bandeirante e R$ 4,2 milhões na EDP Escelsa.
Na EDP Bandeirante houve redução de 53,4% no investimento realizado no 3T12 em comparação ao mesmo período do ano anterior, uma vez que em 2011 a companhia realizou investimentos adicionais na rede com a finalidade de incrementar os indicadores da qualidade do serviço prestado e a eficiência operacional da rede. Ainda na EDP Bandeirante, no 3T12 houve contabilização de obrigações especiais no montante de R$ 12,4 milhões, que incluem o faturamento de Multas por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente de R$ 9,6 milhões. Na EDP Escelsa, as obrigações especiais no período totalizaram R$ 4,2 milhões.
Considerando-se as obrigações especiais, o valor bruto de investimento das
Set/11 Dez/11 Mar/12 Jun/12 Set/12
1,5 x
1,8 x 1,9 x
2,2 x
2,6 x
Dívida Líquida/EBITDA
* Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge Cronograma de Vencimento da Dívida (R$ milhões)*
Geração 71,6% Distribuição 28,4% Composição do Capex - 3T12 3T11 3T12 6.755 (405) 132.861 171.520 102.757 68.158
Composição do Capex (R$ milhões)
Outros Geração Distribuição
Disponibilidade 2012 2013 2014 2015 Após 2015 911 230 944 1.020 580 1.471 806,0
16
distribuidoras é de R$ 84,8 milhões (R$ 40,9 milhões na EDP Bandeirante e R$ 43,9 milhões na EDP Escelsa). Excluindo os juros capitalizados, o investimento totalizou R$ 83,1 milhões, 20,2% abaixo do realizado no 3T11.
No segmento de geração, entre os trimestres comparáveis, os investimentos foram alocados, principalmente, na construção da Usina Termelétrica Energia Pecém I (34,2%) e na UHE Santo Antônio do Jari (52,6%). As demais variações são detalhadas abaixo:
(i) Enerpeixe: A redução de 58,8% em relação ao 3T11 deve-se à redução de investimentos ambientais e à entrada em operação no 3T11 de ativos que estavam em construção ou reforma;
(ii) Lajeado/Investco: Redução de 78,7% em relação ao 3T11 devido à capitalização, em 2011, de transformadores adquiridos no valor de R$ 12 milhões.
5. Desempenho por Área de Negócios
Distribuição 68.158 102.757 -33,7% 157.064 248.378 -36,8% EDP Bandeirante 28.506 61.157 -53,4% 65.197 150.115 -56,6% EDP Escelsa 39.652 41.600 -4,7% 91.867 98.263 -6,5% Geração 171.520 132.861 29,1% 465.372 269.488 72,7% Enerpeixe 553 1.341 -58,8% 2.195 2.778 -21,0% Energest Consolidado 19.421 20.655 -6,0% 35.627 36.522 -2,5% Lajeado / Investco 2.771 13.013 -78,7% 2.484 13.431 -81,5% Pecém 58.640 97.852 -40,1% 239.121 216.757 10,3% Jari 90.135 - n.d. 185.945 - n.d. Outros (405) 6.755 n.d. 680 7.661 -91,1% Total 239.273 242.373 -1,3% 623.116 525.527 18,6% EDP Bandeirante
Valor Liquido de Obrig. Especiais 28.506 61.157 -53,4% 65.197 150.115 -56,6% (+) Obrigações Especiais 12.378 3.584 245,4% 40.834 7.790 424,2% Valor Bruto 40.884 64.741 -36,8% 106.031 157.905 -32,9% (-) Juros Capitalizados* (544) (3.201) -83,0% (3.365) (9.520) -64,7% Valor Bruto sem Juros Capitalizados 40.340 61.540 -34,4% 102.666 148.385 -30,8% EDP Escelsa
Valor Liquido de Obrig. Especiais 39.652 41.600 -4,7% 91.867 98.263 -6,5% (+) Obrigações Especiais 4.237 3.843 10,3% 19.827 17.209 15,2% Valor Bruto 43.889 45.443 -3,4% 111.694 115.472 -3,3% (-) Juros Capitalizados* (1.083) (2.746) -60,6% (3.620) (7.730) -53,2% Valor Bruto sem Juros Capitalizados 42.806 42.697 0,3% 108.074 107.743 0,3% Distribuição 83.147 104.237 -20,2% 210.739 256.128 -17,7% 9M12 9M11 % Investimentos - Distribuição 3T12 3T11 % Investimentos (R$ mil) 3T12 3T11 % 9M12 9M11 % 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 Receita Líquida1 345.324 272.765 1.008.219 943.605 343.135 232.005 1.557.714 1.320.559 Gastos não-gerenciavéis (126.529) (45.098) (755.392) (618.222) (335.388) (226.188) (1.076.877) (760.025) Gastos gerenciavéis2 (28.341) (25.281) (170.020) (162.912) (3.853) (3.101) (235.941) (208.246) Depreciação e amortização (38.547) (37.531) (46.167) (42.431) (69) (45) (86.330) (81.548) EBITDA 190.454 202.386 82.807 162.471 3.894 2.716 244.896 352.288 Margem EBITDA 55,2% 74,2% 8,2% 17,2% 1,1% 1,2% 15,7% 26,7%
Lucro líquido antes de minoritários 76.108 98.532 10.443 64.559 2.448 2.674 52.981 136.265
Atribuível aos acionistas não controladores (8.666) (8.486) - - - - (43.516) (43.926)
Lucro Líquido do Exercício 67.442 90.046 10.443 64.559 2.448 2.674 9.465 92.339
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
17
5.1. Geração
A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 345,3 milhões no 3T12, 26,6% acima do registrado no mesmo período do ano anterior. Tal crescimento é resultante do aumento no preço médio de energia em 34,9%, parcialmente compensado pela redução do volume de energia vendida devido a maior alocação no primeiro semestre.
Os gastos não gerenciáveis aumentaram 180,6%, impactados, principalmente, pela aquisição de lastro de energia, no valor de R$ 74,5 milhões, em função do atraso para entrada em operação da Usina Termelétrica Energia Pecém I. Deste montante, R$ 51,6 milhões foram repassados às distribuidoras contratantes da energia de Pecém. Esse efeito estendeu seus impactos sobre o resultado operacional e o lucro líquido do período. O EBITDA atingiu R$ 190,5 milhões no 3T12, 5,9% abaixo do apresentado no 3T11. O lucro líquido atingiu R$ 67,4 milhões, 25,1% abaixo do apresentado no 3T11.
O volume de energia vendida no grupo no 3T12 alcançou 2.012,3 GWh, redução de -7,4% em relação aos 2.172,4 GWh vendidos no 3T11. O volume acumulado de energia vendida em 2012 totalizou 6.189,7 GWh, com aumento de 0,1% em relação aos 6.186,4 GWh vendidos no mesmo período de 2011. Esse resultado é reflexo da estratégia de sazonalização dos contratos de venda de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre deste ano.
A sazonalização da energia vendida é definida pelos clientes, dentro do limite estabelecido no contrato, até dezembro do ano anterior. No momento da definição da sazonalização de 2012, que ocorreu no final de 2011, a situação hidrológica estava incerta com relação ao período úmido do início de 2012, o que indicava volatilidade dos Preços de Liquidação das Diferenças (PLD) no início do ano. Desse modo, a sazonalização dos contratos de energia seguiu esse perfil, protegendo o 1º semestre com alocação de maior volume no mesmo e menor volume no 2º semestre.
No 3T12, o preço médio da geração foi de R$ 175,21/MWh, 34,9% superior ao verificado no 3T11, reflexo do aumento no preço médio da energia vendida em Enerpeixe (10,2%), Lajeado (18,1%) e Energest (9,5%), devido aos reajustes dos contratos pela inflação acumulada e diferença de sazonalização entre os períodos. O aumento do PLD no 3T12 (preço médio de R$ 131,09 /MWh) comparado ao 3T11 (R$ 21,29/MWh) também contribuiu para elevação dos preços médios das geradoras no trimestre devido ao impacto positivo na receita de curto prazo com venda de excedente de geração.
3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 3T11 Var.
Receita Líquida 94.297 87.906 65.757 62.130 133.431 124.571 51.587 - 345.324 272.765 26,6%
Gastos não-gerenciavéis (11.007) (11.169) (17.005) (11.518) (24.011) (22.419) (74.506) - (126.529) (45.098) 180,6%
Gastos gerenci avéis (5.262) (5.928) (13.420) (12.603) (6.335) (5.218) (2.081) (1.917) (28.342) (25.281) 12,1%
Depreci ação e amorti zação (12.334) (12.197) (5.003) (4.073) (16.613) (16.068) (53) (31) (38.547) (37.531) 2,7%
EBITDA 78.028 70.809 35.332 38.009 103.085 96.934 (25.000) (1.917) 190.453 202.386 -5,9%
Margem EBITDA 82,7% 80,6% 53,7% 61,2% 77,3% 77,8% -48,5% n.d. 55,2% 74,2% -19,0 p.p.
Atribuível aos acionistas não control adores - - (1.277) (1.812) (9.614) (9.999) - - (8.666) (8.486) 2,1%
Lucro Líquido 43.654 40.156 20.103 22.017 35.804 39.902 (23.606) (11.684) 67.442 90.046 -25,1%
Gastos gerenci avéis2
(1)
Incl ui Castelo Energéti ca S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda, Evrecy S.A. e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo.
(3)
Incl ui Enerpeixe, Energest Consoli dado, Lajeado Total, Pecém, Terra Verde, Enercouto, Omega e Enernova.
(2)
Incl ui Lajeado Energia e Investco com as devi das eli minações i ntragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também i ntegrava esse grupo.
Geração Consolidado (3) Energest Consolidado (1)
Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Lajeado Consolidado
(2) Pecém 573 581 859 2.012 R$ 183 R$ 126 R$ 137 R$ 175 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500
Enerpeixe Energest Lajeado Total Energia Vendida e Preço Médio de Venda
18
O gráfico a seguir apresenta a sazonalização da venda consolidada de energia por trimestre desde 2010 e estimada para o 4T12:
- Capacidade Instalada de Geração
A capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil é de 1.831,8 MW no 3T12, incluindo a participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos. Com a entrada em operação comercial da Usina Termelétrica Energia Pecém I, a finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas em 2013, a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari em 2015 e a entrada em operação dos parques eólicos Baixa do Feijão I,II,III e IV em 2016, a capacidade instalada prevista atingirá 2.625 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 2.062
Venda Consolidada da Geração
2010 (GWh) 2011 (GWh) 2012 (GWh) estimado 530 1.741 360(1) 4 1.832 5 373 54 (2) 2.625 Capacidade Instalada (MW) 2005 2010 2011 Repotenciação UHE Mascarenhas UTE Pecém 2012 UHE Santo Antonio do Jari 2015 Baixa do Feijão 2016 2016 Repotenciação UHE Mascarenhas 3T12 1.828
19
- Status dos Projetos de Geração em Construção
USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM I
No final do 3T12, o projeto atingiu um progresso físico de 98,7% e o investimento correspondente à participação da EDP Energias do Brasil totalizou R$ 38,9 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 19,7 milhões. No acumulado do ano, o investimento totalizou R$ 181,0 milhões, excluindo juros capitalizados no projeto de R$ 58,1 milhões.
O projeto encontra-se atualmente nos estágios finais de construção, tendo sido iniciado em 15 de outubro de 2012 o processo de sincronização relativo à Unidade I. Com a sincronização, a usina passou a fornecer energia ao SIN (Sistema Interligado Nacional), em caráter de teste, sendo remunerada pela energia efetivamente gerada de acordo com o PLD vigente no submercado Nordeste. Após o processo de sincronização será obtida a Declaração Comercial de Operação (DCO), a partir da qual a Usina passará a ser remunerada por uma receita fixa.
A Unidade II encontra-se em estágio avançado de comissionamento, já tendo ocorrido o primeiro acendimento da caldeira (first fire) em 31 de agosto de 2012. Os próximos eventos previstos são: (i) processo de sopro de vapor; (ii) testes à turbina e gerador; (iii) ensaios de sincronização e (iv) serviço operacional.
No 3T12, ocorreu desembolso do BNDES para o projeto, no montante de R$ 61 milhões (para 100% do empreendimento). Não ocorreram desembolsos do BID (Banco Interamericano de Desenvolvimento) no período. O montante acumulado de desembolso do BID até o 3T12 era de US$ 319,8 milhões de um total de US$ 327,0 milhões. Com relação ao BNDES, esse montante alcançou R$ 1.403 milhões de um total de R$ 1.410 milhões.
Outras informações sobre o projeto estão disponíveis nas seções “Eventos do Periodo” e “Eventos Subsequentes” deste relatório e no site www.energiapecem.com.br.
UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI
A construção da UHE Santo Antônio do Jari tem evoluído de acordo com o cronograma previsto. No 3T12, destacam-se as seguintes atividades realizadas ou ainda em execução pelo construtor: concretagem da casa de força e da área de montagem, lançamento das ensecadeiras da margem esquerda, início da escavação das estruturas de desvio e continuação da supressão vegetal nas áreas provisórias e definitivas. Nesse trimestre, também finalizou-se o processo de licitação do fornecimento da Casa de Força Secundária da UHE Santo Antônio do Jari.
Em relação às atividades de meio ambiente, no 3T12 destacaram-se: • Implantação dos controles ambientais no canteiro de obra;
• Início da produção de mudas de espécies nativas e de castanheiras;
• Assinatura de convênios com os Sistemas Nacionais e Municipais de Emprego (SINE/SIME) de Almeirim e Laranjal do Jari, com a Secretária Municipal de Educação de Laranjal do Jari;
• Reuniões de Acompanhamento Social dos Programas Ambientais e do Fórum de Discussão sobre a Atividade Pesqueira; Estão em andamento 35 programas referentes aos meios físico, biótico e socioeconômico do Projeto Básico Ambiental, composto ao todo por 38 programas ambientais.
Em 16 de outubro de 2012, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou, por unanimidade, o financiamento para a construção da UHE Santo Antônio do Jari no valor de R$ 736,8 milhões, com prazo total de 18,5 anos,
Atividade Peso Relativo Progresso Atingido
Engenharia 3,8% 100,0%
Suprimentos 69,4% 100,0%
Construção 26,1% 96,1%
Comissionamento e Partida 0,7% 61,7%
100,0% 98,7%
20
sendo 16 anos para amortização e carência até 15 de junho de 2015. Subsequentes” deste relatório.
5.2. Distribuição
A receita líquida consolidada da distribuição atingiu R$ 1.0
do ano anterior. Excluindo os efeitos de receita de construção, a receita operacional foi de R$ 1.008,2 milhões no 3T12, 6,8% acima do 3T11. Tal aumento justifica-se pelo
partir de 7 de agosto de 2012, compensado parcialmente pela provisão na EDP Bandeirante no montante de R$ 9,6 milhões referente ao faturamento de receitas por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energ
Os gastos não gerenciáveis aumentaram 22,2%, impactados pelo a térmicas no período e aumento dos encargos de uso e conexão,
comparados ao 3T11. Esse aumento decorre, principalmente, de acréscimo proveniente dos encargos de energia de reserva nas distribuidoras em função de início de suprimento de energia elétrica proveniente de fonte eólica, objeto do 2º Leilão de Ener de Reserva, com o início do suprimento em julho de 2012.
Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 82,8 milhões no 3T12, 49,0% abaixo do apresentado no 3T11. Considerando o efeito da devolução retroativa, o saldo de
receita de multa de ultrapassagem, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 1 milhões. 3T12 Receita Líquida1 581.999 Gastos não-gerenciavéis (471.275) Margem Bruta 110.724 Gastos gerenciavéis2 (88.951) Depreciação e amortização (20.950) EBITDA 21.773 Margem EBITDA 3,7% Lucro Líquido (6.388) 1
Excl ui recei ta de cons truçã o 2
Excl ui depreci a çã o, a morti za çã o e cus to de cons truçã o.
Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante
tização e carência até 15 de junho de 2015. Mais detalhes estão disponíveis na seção “Eventos
Vistas de jusante e casa de força.
A receita líquida consolidada da distribuição atingiu R$ 1.074,7 milhões no 3T12, 3,3% acima do registrado no mesmo período Excluindo os efeitos de receita de construção, a receita operacional foi de R$ 1.008,2 milhões no 3T12, 6,8% pelo reajuste tarifário anual médio de 14,29% aplicado às tarifas da EDP Escelsa, a partir de 7 de agosto de 2012, compensado parcialmente pela provisão na EDP Bandeirante no montante de R$ 9,6 milhões referente ao faturamento de receitas por Ultrapassagem de Demanda e Consumo de Energia Reativa Excedente no trimestre. Os gastos não gerenciáveis aumentaram 22,2%, impactados pelo aumento do PLD, refletindo em maior despacho das usinas
encargos de uso e conexão, que apresentaram aumento de 8,7% no 3T12,
comparados ao 3T11. Esse aumento decorre, principalmente, de acréscimo proveniente dos encargos de energia de reserva nas distribuidoras em função de início de suprimento de energia elétrica proveniente de fonte eólica, objeto do 2º Leilão de Ener de Reserva, com o início do suprimento em julho de 2012.
Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 82,8 milhões no 3T12, 49,0% abaixo do apresentado no Considerando o efeito da devolução retroativa, o saldo de ativos e passivos regulatórios e a exclusão da provisão da receita de multa de ultrapassagem, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 182,0 milhões e
3T12 3T11 3T12 3T11 3T12 581.999 592.217 426.220 351.388 1.008.219 (471.275) (383.265) (284.117) (234.957) (755.392) 110.724 208.952 142.103 116.431 252.827 (88.951) (90.835) (81.069) (72.077) (170.020) (20.950) (17.913) (25.217) (24.518) (46.167) 21.773 118.117 61.034 44.354 82.807 3,7% 19,9% 14,3% 12,6% 8,2% (6.388) 53.393 16.831 11.166 10.443
Excl ui depreci a çã o, a morti za çã o e cus to de cons truçã o.
EDP Escelsa EDP Bandeirante
Mais detalhes estão disponíveis na seção “Eventos
do registrado no mesmo período Excluindo os efeitos de receita de construção, a receita operacional foi de R$ 1.008,2 milhões no 3T12, 6,8% médio de 14,29% aplicado às tarifas da EDP Escelsa, a partir de 7 de agosto de 2012, compensado parcialmente pela provisão na EDP Bandeirante no montante de R$ 9,6 milhões ia Reativa Excedente no trimestre. umento do PLD, refletindo em maior despacho das usinas
apresentaram aumento de 8,7% no 3T12, quando comparados ao 3T11. Esse aumento decorre, principalmente, de acréscimo proveniente dos encargos de energia de reserva nas distribuidoras em função de início de suprimento de energia elétrica proveniente de fonte eólica, objeto do 2º Leilão de Energia
Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 82,8 milhões no 3T12, 49,0% abaixo do apresentado no ativos e passivos regulatórios e a exclusão da provisão da milhões e o Lucro Líquido de R$ 78,0
3T11 Var. 1.008.219 943.605 6,8% (755.392) (618.222) 22,2% 252.827 325.383 -22,3% (170.020) (162.912) 4,4% (46.167) (42.431) 8,8% 162.471 -49,0% 17,2% -9,0 p.p. 64.559 -83,8% Distribuição
21
Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado)
Mercado
Energia vendida a clientes finais permaneceu estável no 3T12 em relação ao 3T11, uma vez que o aumento no consumo das classes residencial e comercial foi compensado pela redução verificada na classe industrial no mesmo período. Residencial e Comercial: estas classes apresentaram aumentos consolidados de consumo de 1,9% e 8,9%, respectivamente, no 3T12 em comparação ao 3T11, influenciadas pelo contínuo aumento da renda média nacional e redução na taxa de desemprego. Industrial: a redução de -8,8% no consumo industrial do 3T12 em comparação ao 3T11 refletem o arrefecimento da produção industrial nacional e migrações para o mercado livre, principalmente na área de concessão da EDP Bandeirante. Rural: o consumo da classe reduziu 8,8% no 3T12 em comparação ao 3T11, reflexo das condições climáticas e do menor número de dias de faturamento. A Energia em Trânsito Consolidada no Sistema de Distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, reduziu 0,3% no 3T12 em comparação ao mesmo período do ano anterior devido, principalmente, ao arrefecimento da produção industrial em São Paulo.3T12 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
EBITDA Reportado em IFRS 21.773 61.034 82.807
Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* 70.874 18.680 89.554 Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem 9.596 9.596
EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem 102.243 79.714 181.957
3T12 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
Lucro Reportado em IFRS (6.388) 16.831 10.443
Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* 70.874 18.680 89.554 Atualização Monetária 1.138 2.098 3.236 Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem 9.596 - 9.596 IR/CS (27.747) (7.064) (34.811)
Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem 47.474 30.544 78.018
* Inclui os valores da Devolução retroativa da revisão tarifária da EDP Bandeirante
9M12 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
EBITDA Reportado em IFRS 156.601 187.758 344.359 Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* 98.043 73.860 171.903 Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem acumado 2012 38.205 38.205 EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem 292.850 261.618 554.467
9M12 EDP
Bandeirante
EDP
Escelsa Distribuição
Lucro Reportado em IFRS 46.147 52.153 98.300 Constituição de Ativos e Passivos Regulatórios* 98.043 73.860 171.903 Atualização Monetária dos Ativos e Passivos Regulatórios 1.011 1.103 2.114 Provisionamento das Receitas de Ultrapassagem acumado 2012 38.205 - 38.205
IR/CS (46.668) (25.487) (72.156)
Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios + Receitas de Ultrapassagem 136.738 101.628 238.367
22
- Base Tarifária
Os reajustes anuais, bem como as revisões periódicas das distribuidoras do Grupo, ocorrem em datas específicas, conforme o quadro a seguir:
Nota: Alíquota efetiva de reajuste refere-se ao percentual percebido pelo consumidor
A EDP Bandeirante teve sua revisão tarifária do 3º Ciclo postergada pelo regulador. Os detalhes dos processos de revisão e reajuste tarifários, aprovados pela ANEEL em Outubro de 2012, estão disponíveis no item “Eventos Subsequentes”, deste relatório.
A EDP Escelsa teve seu reajuste tarifário anual médio de 14,29% aprovado pela ANEEL no dia 31 de julho de 2012. O efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos, a partir de 7 de agosto de 2012, é de 11,33%.
unid. MWh KWh % % % DISTRIBUIÇÃO Residencial 2.466.571 1.291.207 174 2,9% 1,9% -1,0% Industrial 23.011 1.012.501 14.667 3,8% -8,8% -12,1% Comercial 222.629 780.562 1.169 10,0% 8,9% -1,0% Rural 167.400 170.535 340 2,5% -8,8% -11,1% Outros 23.555 387.094 5.478 3,9% 7,3% 3,3%
(-) Transferido para Energia Trânsito (1)
Energia Vendida Clientes Finais 2.903.166 3.641.898 418 3,4% 0,0% -3,3%
Suprimento 3 131.145 14.571.624 0,0% -6,6%
-Energia em Trânsito (USD) 165 2.367.645 4.783.121 20,4% -0,3%
-(+) Transferido dos Clientes Cativos (1)
Consumo Próprio 344 3.374 3.270 27,9% 5,1%
-Total Energia Distribuída 2.903.678 6.144.061 705 3,4% -0,3% -3,6%
Notas:
(1) Us o do Si s te ma de Di s tri bui çã o - Cl i e nte s Ca ti vos , l íqui do de I CMS (2) Cons umo mé di o me ns a l por cl i e nte
Outros = Poder públ i co + I l umi na çã o públ i ca + Se rvi ço públ i co Da dos e m R$ re ferem-s e à Recei ta s em ICMS e s em RTE.
Volume Clientes Consumo Médio(2) 3T12 Variação 3T12/3T11 Volume Clientes Consumo Médio
Reajuste Revisão Reajuste Revisão
10,70% - 7,91%
-14,29% - 11,33%
-Alíquota Total Alíquota Efetiva
Distribuidora
EDP Bandeirante
EDP Escelsa
2010 2012
