release 4t13 26022014 vpublicado -...
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Release
de Resultados 4T13
Indicadores 4T13 4T12 Var. 3T13 Var. 2013 2012 Var.
Econômico- Financeiro (R$ mil)
Receita Operacional Líquida (1) 1.700.062 1.821.193 -6,7% 1.648.482 3,1% 6.770.767 6.218.752 8,9%
Gastos Não-Gerenciáveis (1.191.460) (1.322.009) -9,9% (823.900) 44,6% (4.157.261) (4.097.174) 1,5%
Margem Bruta(1) 508.602 499.184 1,9% 824.582 -38,3% 2.613.506 2.121.578 23,2%
Gastos Gerenciáveis(2) (273.776) (70.216) 289,9% (192.976) 41,9% (957.809) (701.015) 36,6%
EBITDA(3) 234.826 428.968 -45,3% 631.606 -62,8% 1.655.697 1.420.563 16,6%
Lucro Líquido 41.495 150.689 -72,5% 199.392 -79,2% 375.768 343.463 9,4%
Capex 397.825 307.937 29,2% 400.824 -0,7% 1.140.364 700.999 62,7%
Dívida Líquida 2.335.300 1.894.965 23,2% 2.453.256 -4,8% 2.335.300 1.894.965 23,2%
Evolução do Mercado (GWh)
Total Energia Distribuída 6.653 6.298 5,6% 6.371 4,4% 25.880 24.923 3,8%
Total Energia Vendida- Geração(4) 1.976 2.064 -4,2% 1.915 3,2% 8.216 8.255 -0,5%
Total Energia Comercializada 3.071 3.104 -1,1% 3.278 -6,3% 12.390 11.254 10,1%
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$ 235 milhões no 4T13 São Paulo, 26 de fevereiro de 2014 - A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) listada no Novo Mercado da
BM&FBOVESPA (código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros e operacionais do quarto trimestre de 2013 (4T13) e do ano. 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.
� Vendas de energia: crescimento de 5,6% no volume de energia distribuída pelas distribuidoras;
� Receita líquida consolidada: redução de 6,7% devido à (i) redução das tarifas de energia das distribuidoras conforme Lei nº 12.783/2013 e (ii) redução das tarifas aplicada na revisão tarifária da EDP Escelsa em 07 de agosto de 2013;
� Gastos Não-Gerenciáveis: redução de 9,9% em consequência dos aportes da CDE para as
distribuidoras atenuando os custos com compra de energia;
� Gastos Gerenciáveis: aumento de 289,9% devido aos efeitos não recorrentes (positivos) no 4T12
e (negativos) no 4T13. Excluindo esses efeitos, os gastos no 4T13 seriam 0,7% inferiores ao 4T12;
� EBITDA: redução de 45,3% devido ao aumento dos Gastos Gerenciáveis;
� Dívida Líquida/EBITDA: 1,4x em 31 de dezembro de 2013;
� Reajuste tarifário anual da EDP Bandeirante em 10,36%;
� Parceria com a CTG: venda de 50% da participação nas UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira
Caldeirão;
� Leilão A-5: conquista da UHE São Manoel (700 MW) em parceria com Furnas Centrais Elétricas e
de empreendimentos eólicos (116 MW) em parceria com a EDP Renováveis;
� Mudança na Diretoria e Conselho de Administração
� Eventos subsequentes: (i) Tribunal Federal concede Tutela Antecipada para suspender os custos
de indisponibilidade da UTE Pecém I baseado em apuração horária e (ii) alienação de 33,3% de
participação na UHE São Manoel para a CWEI Brasil.
Total de ações 476.415.612
Ações em tesouraria 840.675
Free float 232.602.924 ações (49%)
Valor de mercado (31/12/2013)
R$ 5.407 milhões
Teleconferência com Webcast em 27/02/2014 Português/Inglês: 15h
Dados para conexão:
Brasil: +55 (11) 2104-8901
EUA: +1 (786) 924-6977
Outros: +1 (888) 700-0802
Índice
1. Eventos do Período 3
2. Desempenho Econômico-Financeiro 4
2.1. Receita Operacional Líquida 4
2.1.1. Deduções da Receita Operacional 6
2.2. Gastos Operacionais 6
2.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis 7
2.2.2. Gastos Gerenciáveis 9
2.3. EBITDA 11
2.4. Resultado Financeiro 12
2.5. Lucro Líquido 12
3. Endividamento 13
4. Investimentos 16
5. Desempenho por Área de Negócios 17
5.1. Geração 18
5.2. Distribuição 22
5.3. Comercialização 26
6. Mercado de Capitais 28
6.1. Desempenho das Ações 28
6.2. Capital Social 28
7. Eventos Subsequentes 29
ANEXOS 31
3
1. Eventos do Período
2ª Emissão de debêntures simples da Companhia Energética do Jari no valor de R$ 350 milhões Em 07 de outubro de 2013, a Companhia Energética do Jari - CEJA realizou a 2ª emissão de debêntures no valor de R$ 350 milhões ao custo de 113,6% do CDI (a.a.), com pagamento de juros semestrais e amortizações em três parcelas nos meses de outubro de 2016, 2017 e 2018. O prazo de vencimento será em 07 de outubro de 2018. A EDP Energias do Brasil é fiadora da operação. O objetivo da emissão foi o alongamento do perfil da dívida.
Reajuste tarifário anual da EDP Bandeirante Em 22 de outubro de 2013, a ANEEL aprovou o reajuste tarifário anual de 2013 da EDP Bandeirante com reposicionamento tarifário de 10,36%, sendo 9,92% relativo ao reposicionamento econômico e 0,44% referente aos componentes financeiros. O efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos será de 5,83%, sendo 4,50% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta e média tensão e 6,85% o efeito médio para os consumidores atendidos em baixa tensão. O índice de reajuste tarifário aprovado inclui a amortização da segunda de três parcelas do saldo do passivo regulatório (R$ 78 milhões, ajustado pela variação monetária) formado em função da postergação da data de aplicação dos resultados da Terceira Revisão Tarifária Periódica (3RTP), no montante de R$ 28 milhões, ficando a última parcela para o reajuste tarifário de 2014. O principal ajuste financeiro reconhecido pela ANEEL neste processo tarifário foi o saldo da Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) no montante de R$ 288 milhões, referente à diferença entre os custos homologados e os efetivamente incorridos pela Companhia no período de agosto de 2012 a julho de 2013. Deste montante, a EDP Bandeirante receberá R$ 50 milhões através da tarifa e os R$ 238 milhões restantes já foram recebidos por meio de repasse da CDE.
Contabilização de partes beneficiárias
Em 19 de novembro de 2013, a Companhia comunicou que apresentou consulta formal à Comissão de Valores Mobiliários (CVM) a respeito da adequada classificação contábil das Partes Beneficiárias emitidas pela sua controlada Lajeado Energia S.A., integralmente classificadas como instrumento patrimonial nas suas demonstrações financeiras consolidadas. A esse respeito, em 14 de novembro de 2013, a CVM encaminhou o Ofício/CVM/SEP/GEA-/Nº346/13 à Companhia, por meio do qual confirmou o entendimento de que os critérios adotados pela Companhia respeitam os regramentos contábeis em vigor, não havendo elementos que indiquem que o critério contábil adotado resultaria no descumprimento às normas contábeis aplicáveis. Adicionalmente, informamos que o processo acima referido foi arquivado pela CVM.
1ª Emissão de debêntures simples da Companhia Lajeado Energia no valor de R$ 450 milhões Em 06 de dezembro de 2013, a Lajeado Energia realizou a 1ª emissão de debêntures no valor de R$ 450 milhões ao custo de CDI + 1,20% a.a., com pagamento de juros semestrais e amortizações em três parcelas iguais em novembro de 2017, 2018 e 2019. A emissão foi realizada com o Banco Bradesco e o Banco do Brasil por um prazo de seis anos. Os recursos foram utilizados para a quitação das Notas Promissórias emitidas anteriormente pela Companhia e alongamento do perfil da dívida.
Parceria com a CTG (China Tree Gorges) Conforme comunicado ao mercado em 06 de dezembro de 2013, a Companhia estabeleceu uma parceria com a CWE Investment Corporation e CWEI (Brasil) Participações, subsidiárias controladas integralmente pela China Three Gorges (CTG), para investimentos, em conjunto, no mercado de energia brasileiro. No âmbito da parceria, foram assinados Contratos de Compra e Venda e Acordos de Acionistas referentes às Centrais Hídricas Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão. Nos termos dos Contratos de Compra e Venda, a conclusão das Operações está sujeita à aprovação pela ANEEL, Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), órgãos reguladores Chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação de controle das sociedades objeto das Operações, que estão previstas ocorrerem no 1º semestre de 2014. Em complemento, a Companhia e a CWEI assinaram um Memorando de Entendimento (MoU), para uma parceria com o objetivo de futuros investimentos considerando os benefícios da experiência e conhecimento de ambas as partes no mercado de energia, além de suas capacidades técnicas e financeiras. De acordo com a adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2), com a conclusão das Operações, após as aprovações mencionadas acima, os Empreendimentos serão contabilizados no resultado da Companhia em equivalência patrimonial e devem resultar em um ganho de capital estimado no lucro líquido em 2014 de R$ 165 milhões.
Leilão A-5: Conquista da UHE São Manoel em parceria com Furnas Centrais Elétricas Em 16 de dezembro de 2013, a EDP Energias do Brasil, através do Consórcio Terra Nova, constituído com Furnas Centrais Elétricas, obteve a concessão da Central Hídrica de São Manoel que será construída no Estado do Mato Grosso, no rio Teles Pires, com capacidade instalada de 700 MW e um investimento total estimado em R$ 2,7 bilhões. A venda da energia no ACR (Ambiente de Contratação Regulado) se deu pelo prazo de 30 anos, com início em maio de 2018, ao preço de R$ 83,49/MWh.
4
Leilão A-5: Venda de 45 MW médios de energia eólica em parceria com a EDP Energias Renováveis Em 16 de dezembro de 2013, a EDP Energias do Brasil, através de sua subsidiária EDP Renováveis Brasil, vendeu 45 MW médios, por meio de quatro empreendimentos de geração eólica: Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura I. Os empreendimentos estão localizados no Estado do Rio Grande do Norte, região nordeste do Brasil. Em conjunto, os empreendimentos somam capacidade instalada de 116 MW. A venda da energia no ACR se deu pelo prazo de 20 anos, com início em janeiro de 2018, ao preço de R$ 109/MWh.
Alteração na Diretoria e Conselho
A EDP Energias do Brasil comunicou ao mercado em 31 de dezembro de 2013, que o Sr. Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas foi eleito, em Reunião do Conselho de Administração, para o cargo de “Diretor Presidente” da Companhia em substituição à Sra. Ana Maria Machado Fernandes para o próximo mandato de 2014-2016, a partir de 1º de janeiro de 2014. Na mesma Reunião do Conselho de Administração, foram reconduzidos para o próximo mandato de 2014-2016 os Srs. Miguel Dias Amaro, para o cargo de “Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores”, o qual também acumulará os cargos de “Diretor Vice-Presidente de Controle de Gestão” e “Diretor Vice-Presidente de Distribuição”; Luiz Otavio Assis Henriques, para o cargo de “Diretor Vice-Presidente de Geração” e Carlos Emanuel Baptista Andrade para o cargo de “Diretor Vice-Presidente de Comercialização”. Em 04 de fevereiro foi realizada uma Assembleia Geral Extraordinária, tendo como proposta dos Acionistas Controladores as indicações para ocupar o cargo de Presidente do Conselho de Administração a Sra. Ana Maria Machado Fernandes, para ocupar o cargo de Vice-Presidente do Conselho de Administração o Sr. Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas, bem como a indicação do Sr. Miguel Dias Amaro como novo membro do Conselho de Administração da Companhia.
2. Desempenho Econômico-Financeiro
2.1. Receita Operacional Líquida
*Não considera as eliminações intragrupo de R$ 138 milhões no 4T12 e de R$ 178 milhões no 4T13
e exclui receita de construção de R$ 83,7 milhões no 4T12 e de R$ 123,0 milhões no 4T13.
No 4T13, a receita operacional líquida consolidada
1, excluindo a receita de construção, atingiu R$ 1.700,1 milhões, 6,7%
inferior ao 4T12 (R$ 1.821,2 milhões). No ano, a receita consolidada2, atingiu R$ 6.770,8 milhões, 8,9% superior a 2012 (R$
6.218,8 milhões). Na Comercialização � O volume de energia comercializada totalizou 3.071 GWh no 4T13, 1,1% abaixo dos 3.104 GWh comercializados no 4T12. No ano, o volume de energia comercializada totalizou 12.390 GWh, aumento de 10,1% em comparação a 2012. O aumento deve-se à estratégia de sazonalização para o ano de 2013 com destaque para a maior alocação de energia no primeiro semestre de 2013 e à comercialização de novos contratos de curto e longo prazo. � O preço médio de venda de energia comercializada aumentou 9,8% em relação ao 4T12, devido ao aumento dos preços no mercado livre de energia e dos reajustes anuais dos contratos de longo prazo firmados em exercícios anteriores. Na Geração
1) Considera eliminações intragrupo.
2) Considera receita operacional líquida excluindo a receita de construção.
Geração17,3%
Distribuição58,5%
Comercialização24,2%
Composição da Receita Líquida* - 4T13
4T12 4T13
293 325
1.228 1.098
438455
Receita Líquida (R$ milhões)*
Geração Distribuição Comercialização
4%
-11%
11%
5
� O volume de energia vendida alcançou 1.976 GWh no 4T13, 4,2% inferior aos 2.064 GWh vendidos no 4T12. Esta redução deve-se à maior alocação de energia assegurada no primeiro semestre de 2013 em consequência da estratégia de sazonalização para o ano. Em 2013, o volume de energia vendida totalizou 8.216 GWh, 0,5% abaixo dos 8.255 GWh vendidos em 2012. Considerando a UTE Pecém I, o volume de energia vendida atingiu 10.899 GWh, aumento de 15,3% em relação a 2012. � O preço médio de venda de energia foi de R$ 162,02/MWh no 4T13, 14,3% acima do preço verificado no 4T12, devido aos reajustes anuais dos contratos em vigor e dos contratos bilaterais de curta duração a preços de mercado mais elevados em comparação ao mesmo período do ano anterior. � O aumento de R$ 19,1 milhões na receita de energia de curto prazo no 4T13, deve-se à maior sobra de energia das geradoras em relação ao 4T12, em função da condição hidrológica mais favorável (GSF
3: 103,7% no 4T13 e 94,4% no 4T12).
Na Distribuição
4
� O volume de energia distribuída na área de concessão (cativo + USD) atingiu 6.653 GWh no 4T13, 5,6% superior aos 6.298 GWh distribuídos no 4T12 (+ 6,0% na EDP Bandeirante e + 5,2% na EDP Escelsa); � A receita bruta de vendas de energia no mercado cativo atingiu R$ 2.244 milhões no 4T13, redução de 7,8% em relação ao 4T12 (R$ 2.433 milhões). Essa diminuição deve-se à (i) redução das tarifas de energia conforme Lei nº 12.783/2013; (ii) redução das tarifas aplicadas na revisão tarifária da EDP Escelsa; (iii) aumento das tarifas aplicadas no rejuste tarifário anual da EDP Bandeirante e (iv) à migração de clientes para o mercado livre; � A receita bruta de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 1.346 milhões no 4T13, redução de 24,4% em relação ao 4T12 (R$ 1.781 milhões). Essa diminuição deve-se à (i) redução da TUSD conforme Lei nº 12.783/2013; (ii) redução das tarifas aplicadas na revisão tarifária da EDP Escelsa; (iii) aumento das tarifas aplicadas no rejuste tarifário anual da EDP Bandeirante e (iv) ao crescimento de 8,5% (+199 GWh) no uso do sistema de distribuição (USD); � O suprimento de energia elétrica no 4T13 atingiu R$ 22,1 milhões, crescimento de 31,3% em relação ao 4T12 (R$ 16,8 milhões). Esse crescimento deve-se ao aumento da tarifa para a classe de consumo conforme Resolução nº 1.576/2013; � A redução de R$ 64,9 milhões em energia de curto prazo no 4T13 em relação ao mesmo período do ano anterior deve-se à subcontratação das distribuidoras devido à insuficiência de cotas de energia, e consequentemente, à exposição ao PLD, atenuada parcialmente pelos aportes da CDE. No 4T12, a energia excedente das distribuidoras foi liquidada no mercado de curto prazo (R$ 56,4 milhões); � A tarifa média de venda de energia da EDP Escelsa e da EDP Bandeirante no 4T13 foram 19,79% e 11,27%, inferiores ao 4T12, respectivamente, devido à redução das tarifas de energia conforme Lei nº 12.783/2013 e à redução das tarifas aplicadas na revisão tarifária da EDP Escelsa. Já na EDP Bandeirante a redução na tarifa foi parcialmente compensada pelo aumento de 10,36% (econômico: 9,92% e financeiro: 0,44%) no reajuste tarifário ocorrido em 23 de outubro de 2013; Outras Receitas Operacionais No 4T13, as outras receitas aumentaram R$ 80,8 milhões, principalmente, devido às compensações mensais reembolsadas pela CDE às distribuidoras e às penalidades por indisponibilidade referente ao atraso de entrada em operação comercial de empreendimentos de geração. A Medida Provisória nº 605, de 23 de janeiro de 2013, aumentou o escopo de utilização dos recursos da CDE, com o objetivo de prover recursos para compensar os descontos aplicados às tarifas de energia e compensar o efeito da não adesão de alguns agentes à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica. Por meio do Decreto nº 7.891/2013, os descontos tarifários para as tarifas de baixa renda, atividade rural, tratamento de água, esgoto, saneamento e irrigantes, puderam deixar de ser custeados por meio das tarifas dos demais consumidores, permitindo desta forma que a redução prometida pudesse ser atingida. Mensalmente, a ANEEL homologou os recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobrás a cada distribuidora, para custear os descontos acima mencionados. Dessa forma, foi provisionado o montante de R$ 9,32 milhões na EDP Bandeirante e R$ 29,4 milhões na EDP Escelsa impactando positivamente a rubrica outras receitas operacionais.
3) Da expressão em inglês Generation Scaling Factor (Geração do Sistema sobre a Garantia Física do Sistema)
4) Exclui não faturado
6
2.1.1. Deduções da Receita Operacional No 4T13, as deduções da receita totalizaram R$ 1.782,6 milhões, 9,9% inferior ao 4T12 devido às alterações descritas abaixo:
� CCC (Conta de Consumo de Combustível): extinção do encargo conforme Lei nº 12.783/2013;
� CDE (Conta de Desenvolvimento Energético): redução do encargo conforme Lei nº 12.783/2013;
� RGR (Reserva Global de Reversão): apesar da extinção do encargo conforme Lei nº 12.783/2013, as concessões de geração Pantanal e Energest, não foram contempladas na Lei em referência, conforme §3º do art. 4º da Lei 5.655/1971, de forma que o valor apresentado no 4T13 refere-se aos encargos dessas concessões;
� Redução de 9,0% na alíquota de PIS/COFINS em função da redução da receita líquida operacional.
Nota: Até 30 de setembro de 2013, todos os itens apresentados na receita operacional líquida, estavam líquidos de seu respectivo ICMS. A partir de 31 de dezembro de 2013, para melhor apresentação dos saldos contábeis, a Companhia optou por apresentar os valores sem a dedução do respectivo imposto, apresentando o mesmo em uma única linha do demonstrativo. Para comparabilidade dos saldos, os valores relativos a 31 de dezembro de 2012, estão sendo reapresentados com os mesmos critérios adotados a partir de 31 de dezembro de 2013.
2.2. Gastos Operacionais Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 1.465,3 milhões no 4T13, 5,2% superior ao 4T12.
Receita Operacional Líquida (R$ mil) 4T13 4T12 Var. 2013 2012 Var.
Clientes Cativos 2.244.304 2.433.124 -7,8% 5.425.421 5.811.342 -6,6%
Residencial 945.753 1.025.243 -7,8% 2.260.470 2.417.024 -6,5%
Industrial 522.708 571.414 -8,5% 1.240.458 1.379.119 -10,1%
Comercial 543.605 584.964 -7,1% 1.296.911 1.358.453 -4,5%
Rural 56.551 61.593 -8,2% 171.347 171.775 -0,2%
Outros 175.687 189.910 -7,5% 456.235 484.971 -5,9%
(-) Transferência para TUSD - clientes cativos(1) (924.693) (1.269.163) -27,1% (2.342.727) (3.005.391) -22,0%
Fornecimento não Faturado (17.999) 44.207 n.d. (76.023) 39.211 n.d.
Total Fornecimento 1.301.612 1.208.168 7,7% 3.006.671 2.845.162 5,7%
Suprimento de Energia elétrica 174.791 236.768 -26,2% 681.392 692.760 -1,6%
Energia de curto prazo 11.153 59.253 -81,2% 43.361 152.490 -71,6%
Comercialização 518.898 446.505 16,2% 1.927.724 1.369.745 40,7%
Total Suprimento 704.842 742.526 -5,1% 2.652.477 2.214.995 19,8%
Fornecimento e suprimento 2.006.454 1.950.694 2,9% 5.659.148 5.060.157 11,8%
Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) 1.322.846 1.776.916 -25,6% 3.097.908 4.010.207 -22,7%
Receita de construção 123.058 85.564 43,8% 325.725 235.736 38,2%
Outras receitas operacionais 153.324 72.485 111,5% 575.196 282.454 103,6%
Sub-total 3.605.682 3.885.659 -7,2% 9.657.977 9.588.554 0,7%
(-) Deduções à receita operacional (1.782.562) (1.978.902) -9,9% (2.561.485) (3.134.066) -18,3%
Receita operacional líquida 1.823.120 1.906.757 -4,4% 7.096.492 6.454.488 9,9%
Receita operacional sem construção 1.700.062 1.821.193 -6,7% 6.770.767 6.218.752 8,9%
(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.
Deduções à receita operacional 4T13 4T12 Var. 2013 2012 Var.
P&D (15.657) (15.027) 4,2% (56.353) (51.439) 9,6%
Outros encargos 32.556 29.353 10,9% 0 (12.052) -100,0%
CCC 0 (50.860) -100,0% (14.033) (292.100) -95,2%
CDE (16.163) (61.185) -73,6% (64.653) (244.739) -73,6%
RGR (2.426) (15.474) -84,3% (8.885) (53.272) -83,3%
PIS/COFINS (217.278) (238.767) -9,0% (852.649) (851.089) 0,2%
ICMS (1.519.526) (1.582.812) -4,0% (1.520.069) (1.584.478) -4,1%
ISS (268) (324) -17,3% (1.043) (1.091) -4,4%
Proinfa (43.800) (43.806) 0,0% (43.800) (43.806) 0,0%
Total (1.782.562) (1.978.902) -9,9% (2.561.485) (3.134.066) -18,3%
7
Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação, amortização e custo de construção.
2.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis Os gastos não-gerenciáveis relativo aos custos com compra de energia, encargos do uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da ANEEL, somaram R$ 1.191,5 milhões no 4T13, 9,9% inferior ao 4T12. Em 2013, os gastos não-gerenciáveis somaram R$ 4.157,3 milhões, 1,5% acima do ano anterior.
A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 1.100,5 milhões no 4T13, 4,3% inferior ao 4T12, devido aos aportes mensais, conforme Decreto nº 7.945/2013, e aos aportes para cobertura do saldo positivo da CVA, conforme Resolução Normativa nº 549/2013, ambos advindos da CDE para as distribuidoras. Apesar do patamar elevado do PLD, que refletiu em maior despacho das usinas térmicas no período, os aportes da CDE neutralizaram o impacto da compra de energia. Adicionalmente, no 4T12, as geradoras tiveram custo com energia comprada de R$ 30 milhões devido ao POCP (procedimento operativo de curto prazo), fato não ocorrido no 4T13.
O custo com energia elétrica comprada de Itaipu (moeda estrangeira) sofreu um aumentou de R$ 18,0 milhões em função da valorização de 11,1% do Dólar médio no 4T13, (R$ 2,29), em comparação ao 4T12 (R$ 2,06). Em relação às compras de energia em moeda nacional, destaca-se:
Não-
Gerenciáveis
81%
Gerenciáveis19%
Composição dos Custos Operacionais - 4T13
4T12 4T13
70 274
1.322
1.191
Gastos Operacionais (R$ milhões)
Gastos Gerenciáveis Gastos Não-gerenciáveis
1.392
-10%
290%
5%1.465
Gastos Não Gerenciáveis (R$ mil) 4T13 4T12 Var. 2013 2012 Var.
Energia Comprada para Revenda (1.100.500) (1.149.985) -4,3% (3.799.926) (3.436.051) 10,6%
Moeda estrangeira - Itaipu (131.690) (113.645) 15,9% (500.890) (433.851) 15,5%
Moeda nacional (968.810) (1.036.340) -6,5% (3.299.036) (3.002.200) 9,9%
Encargos de uso e conexão (79.518) (157.302) -49,4% (309.583) (607.639) -49,1%
Outros (11.442) (14.722) -22,3% (47.752) (53.484) -10,7%
Taxa de Fiscalização (2.511) (3.629) -30,8% (13.078) (14.405) -9,2%
Compensações Financeiras (8.931) (11.093) -19,5% (34.674) (39.079) -11,3%
Total dos Gastos Não-Gerenciáveis (1.191.460) (1.322.009) -9,9% (4.157.261) (4.097.174) 1,5%
050
100150200250300350400450500
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Evolução Mensal do PLD (R$/MWh) Submercado SE/CO
2011 2012 2013 PLD1/Final 2013 PLD2
SE/CO Sul Nordeste Norte
60,6%57,2% 57,3%
52,7%
28,9%
36,5%32,2%
41,2%43,2%
57,7%
33,8%
46,2%
Nível dos Reservatórios (%)
4T11 4T12 4T13
8
Na Distribuição No 4T13, o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) permaneceu em patamares elevados e foi similar aos preços verificados no 4T12 (PLD médio submercado SE/CO de R$ 294 no 4T13 e R$ 305 no 4T12). O PLD em níveis elevados ocasiona o despacho por ordem de mérito de usinas termelétricas (UTEs). O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) despacha as UTEs que apresentam custo variável unitário (CVU) menor do que o custo marginal de operação (base para a formação do PLD semanal), sendo o PLD utilizado para definir o preço da energia comercializada no curto prazo. Além disso, tem como objetivo buscar o equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e a vantagem futura de seu armazenamento. O cálculo do PLD é baseado nas condições hidrológicas (nível dos reservatórios), demanda de energia, preços dos combustíveis, custo de déficit, entrada em operação comercial de novos projetos e na disponibilidade de equipamentos de geração e transmissão. O despacho térmico acarreta em custo de energia mais alto (em relação ao custo de geração hidráulica) e incorre em custo do encargo de segurança energética – ESS – (encargo pago aos agentes geradores térmicos despachados fora da ordem de mérito). O custo adicional do ESS foi atenuado pela liberação de recursos da CDE para as distribuidoras através do Decreto nº 7.945/2013. Os recursos foram transferidos pela Eletrobrás diretamente às distribuidoras. Adicionalmente, os recursos da CDE também foram destinados para neutralizar os custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física de geração e a exposição involuntária das distribuidoras ao PLD, devido à insuficiência de cotas de energia. No 4T13, as distribuidoras da EDP Energias do Brasil contabilizaram R$ 2,4 milhões em recursos da CDE, sendo na EDP Bandeirante R$ 7,3 milhões e na EDP Escelsa, -R$ 4,9 milhões.
Em atendimento a Resolução Normativa nº 549/2013, a Companhia provisionou no 3T13, R$ 236,0 milhões em gastos não gerenciáveis na EDP Bandeirante (redutor da rubrica energia elétrica comprada para revenda), referente ao processo de reajuste tarifário ocorrido em 23 de outubro de 2013, no entanto o valor aprovado pela ANEEL foi de R$ 237,8 milhões, sendo a diferença contabilizada no 4T13. No ano, as distribuidoras contabilizaram R$ 594,7 milhões em recursos da CDE, sendo que R$ 592,0 milhões já foram recebidos (caixa) pela Companhia.
Na Geração e Comercialização
Recursos CDE 4T13 (R$/Mil) Escelsa Bandeirante Total
Insuficiência de Cotas - 6.331 6.331
Risco Hidrológico (4.203) (4.926) (9.129)
Encargo de Segurança Energética 1.977 2.548 4.525
IRT Bandeirante - 1.874 1.874
Ajuste referente ao 3T13 (2.701) 1.477 (1.224)
Total (4.928) 7.305 2.377
Nota: IRT - Indíce de Reajuste Tarifário
Recursos CDE 2013 (R$/Mil) EDP Escelsa EDP Bandeirante Total
Insuficiência de Cotas 36.960 17.483 54.442
Risco Hidrológico 4.351 9.428 13.779
Encargo de Segurança Energética 67.854 92.577 160.431
RTP EDP Escelsa 90.670 - 90.670
IRT EDP Bandeirante - 237.874 237.874
Ajuste referente ao 1T13 29.688 (10.122) 19.566
Ajuste referente ao 2T13 12.300 6.900 19.200
Ajuste referente ao 3T13 (2.701) 1.477 (1.224)
Total 239.122 355.617 594.739
Nota: RTP - Revisão Tarifária Periódica / IRT - Indíce de Reajuste Tarifário
9
No 4T13, a redução de compra de energia em relação ao mesmo período do ano anterior, deve-se ao impacto do procedimento operativo ocorrido no 4T12, no valor de R$ 30 milhões. Em períodos de geração hidráulica excedente no país, o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) distribui ganhos às usinas participantes desse sistema, denominado ganho de energia secundária, e o contrário ocorre em períodos de escassez hidrológica, em que o déficit de geração é descontado da garantia física das usinas provocando perdas de receita. Tipicamente em períodos de elevada geração termelétrica há redução da geração hidráulica e em 2012 esse déficit de geração foi provocado principalmente pelo procedimento operativo de curto prazo (POCP), que despacha preventivamente usinas termelétricas para elevação dos níveis dos reservatórios. Diferente do ocorrido no 4T12 e dos dois primeiros trimestres de 2013, no 4T13 as geradoras não tiveram que comprar energia no curto prazo. A geração do sistema em relação à garantia física (GSF) ficou acima de 100% (no 4T13, em média: 103,7%) devido à melhora do cenário hidrológico e a menor alocação de garantia física do sistema nesse período, promovendo um superávit de geração. Excluindo o efeito do POCP no 4T12, a compra de energia aumentaria R$ 21,4 milhões reflexo da estratégia de sazonalização de 2013 realizada para compensar a maior alocação de garantia física no 1T13 e a mitigação do risco hidrológico. Os encargos de uso e conexão no 4T13 foram 49,4% inferiores ao 4T12. Essa redução é decorrente do pacote de redução da tarifa de energia anunciado pelo governo através da Lei nº 12.783/2013, que também contemplou uma redução do encargo referente ao uso do sistema de transmissão e distribuição. As compensações financeiras reduziram 19,5% no 4T13 em função da redução da geração das usinas devido à menor disponibilidade de água. 2.2.2. Gastos Gerenciáveis Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 273,8 milhões no 4T13, aumento de R$ 203,6 milhões em relação ao 4T12. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros.
Aumento de R$ 25,7 milhões em gastos com Pessoal (+30,3%), com destaque para os seguintes fatores: (i) Reajuste salarial médio de 7,1% (0,6% em janeiro de 2013 e 6,5% em novembro de 2013) em cumprimento ao Acordo Coletivo e aumento do quadro de colaboradores no Grupo (+R$ 5,8 milhões); (ii) Incremento dos gastos com benefícios (vale alimentação, refeição, seguro de vida, assistência médica e medicamentos) em decorrência da aplicação do índice de reajuste e aumento do quadro de colaboradores no Grupo (+R$ 1,9 milhão); (iii) Benefício pós-emprego de seguro de vida relativo ao ingresso de 136 pessoas (Laudo Atuarial) e atualização do capital segurado deste benefício na EDP Escelsa (+R$6,7 milhões); (iv) Superávit atuarial do plano de previdência privada (-R$1,6 milhão); (v) Efeito não recorrente no 4T13 referente aos gastos com indenizações devido à reestruturação organizacional nas Distribuidoras com desligamento de 52 colaboradores (+R$ 5,5 milhões); (vi) Efeito não recorrente no 4T13 referente ao pagamento de abono (horas extras) em cumprimento ao Acordo Coletivo (+R$ 3,2 milhões); (vii) Efeito não recorrente no 4T12 referente ao crédito SAT (Seguro de Acidente de Trabalho) sobre ação judicial relativa aos anos de 1991-1999 na EDP Escelsa (+R$ 4,5 milhões);
Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 4T13 4T12 Var. 2013 2012 Var.
Pessoal (110.576) (84.885) 30,3% (373.212) (315.873) 18,2%
Material (12.168) (7.128) 70,7% (34.523) (28.057) 23,0%
Serviços de terceiros (112.437) (101.496) 10,8% (389.198) (356.763) 9,1%
Provisões (6.788) 18.017 n.d. (102.278) (37.476) 172,9%
Outros (31.807) 105.276 n.d. (58.598) 37.154 n.d.
Total PMSO (273.776) (70.216) 289,9% (957.809) (701.015) 36,6%
Custo com construção da infraestrutura (123.058) (85.564) 43,8% (325.725) (235.736) 38,2%
Depreciação e amortização (85.285) (86.264) -1,1% (402.602) (337.567) 19,3%
Total dos gastos gerenciáveis (482.119) (242.044) 99,2% (1.686.136) (1.274.318) 32,3%
IGP-M (últimos 12 meses)* 5,5%
IPC-A (últimos 12 meses)** 5,9%
* Fonte: FGV**Fonte: IBGE
10
Aumento de R$ 5,0 milhões (+70,7%) em Materiais refere-se: (i) Gastos com equipamentos de segurança e material de conservação e reparação do sistema elétrico (+R$ 1,8 milhão); (ii) Gastos com Programa de Combate às Perdas Não Técnicas (+R$ 2,8 milhões); No item Serviços de Terceiros, o aumento de R$ 10,9 milhões (+10,8%) deve-se a: (i) Serviços de manutenção e reparação nas Geradoras concentrados nos últimos trimestres do ano (+R$ 2,7 milhões); (ii) Gastos com Programa de Combate às Perdas Não Técnicas na EDP Escelsa (+R$ 3,6 milhões); (iii) Efeito não recorrente no 4T13 devido à reforma da Regional Mogi na EDP Bandeirante (+R$ 2,2 milhões); (iv) Efeito não recorrente no 4T13 em função da mudança de fornecedor do Call Center (+R$ 2,3 milhões); (i) Gastos no 4T12 com Consultoria Jurídica referente ao êxito do processo SAT na EDP Escelsa (+R$ 1,3 milhão); No item Provisões, o aumento de R$ 24,8 milhões no 4T13 reflete, principalmente: (i) Movimentação de processos jurídicos (-R$ 12,3 milhões); (ii) Efeito não recorrente no 4T12 devido à reversão de PDD em função do acordo entre a EDP Comercializadora e a Ampla Energia para o fim da disputa judicial entre as companhias referente à sentença arbitral proferida pela Câmara FGV de Conciliação e Arbitragem (+R$ 35,9 milhões). O aumento de R$ 137,1 milhões na rubrica Outros é resultado dos seguintes fatores: (i) Impacto do Valor Novo de Reposição (VNR) de -R$13,3 milhões no 4T13 e efeito não recorrente de + R$ 102,4 milhões referente ao ano de 2012, contabilizado no 4T12 (+R$ 115,7 milhões); (ii) Provisão para perdas, em 2012, decorrente de ajuste no inventário (-R$ 9,1 milhões); (iii) Efeito não recorrente no 4T13 referente à reversão de parte do valor provisionado em atendimento à cláusula 6 do Contrato de Compra e Venda e Outras Avenças da ECE Participações (Jari) tendo em vista a não aprovação do benefício fiscal de diferencial de alíquotas de ICMS (-R$ 10,4 milhões); (iv) Efeito não recorrente no 4T13 de recebimento de seguro referente à inundação da UHE Mimoso ocorrida em março de 2011 (-R$ 3,1 milhões); (iii) Efeito não recorrente no 4T13 referente à apropriação do ganho da venda de imóvel da EDP Bandeirante (-R$ 2,5 milhões); (iv) Efeito não recorrente no 4T12 referente à venda da Evrecy Participações Ltda à CTEEP (+R$ 31,5 milhões); (v) Ajuste da conciliação contábil no 4T12 referentes a passivos constituídos para serviços provisionados e não realizados (+ R$ 12,7 milhões); A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 85,3 milhões no 4T13, redução de 1,1% em relação ao mesmo período de 2012. Gastos gerenciáveis (exclui efeitos não recorrentes e VNR)
R$ milhões 4T13 4T12 Var. 2013 2012 Var.
PMSO 273.776 70.216 289,9% 957.809 701.015 36,6%
Efeitos Não-Recorrentes (5.200) 84.600 5.700 82.100
Pessoal (15.400) 4.500 (47.300) (400)
Material 0 0 0 0
Serviço (4.800) 0 (10.200) (2.000)
Provisões 0 35.900 0 35.900
Outros 15.000 44.200 63.200 48.600
Valor justo do ativo financeiro indenizável (13.235) 102.439 14.193 102.439
PMSO excluindo efeitos não recorrentes 255.341 257.255 -0,7% 977.702 885.554 10,4%
11
2.3. EBITDA No 4T13, o EBITDA atingiu R$ 234,8 milhões, redução de 45,3% em relação ao 4T12 (R$ 429,0 milhões).
� Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 226,1 milhões no 4T13, aumento de 32,0% em relação ao 4T12 (R$ 171,2 milhões), devido ao aumento da tarifa em 14,3%, apesar da queda de 4,8% do volume de energia vendida, além da redução dos gastos não gerenciáveis em função do POCP ocorrido no 4T12.
� Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 29,9 milhões no 4T13, redução de R$ 191,1 milhões em relação ao 4T12 (R$ 221,0 milhões), devido ao aumento de R$ 136,6 milhões no PMSO.
� Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 1,8 milhão no 4T13, redução de R$ 18,4 milhões em relação ao 4T12 (R$ 20,2 milhões), devido ao efeito não recorrente do acordo com a Ampla que gerou um impacto positivo de R$ 30 milhões no 4T12.
*Exclui receita de construção
Nota: Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intra-
grupo
*Exclui depreciação e amortização
70,2
84,6
102,4
5,213,2
PMSO 4T12 Efeitos não recorrentes
VNR PMSO 4T12 (exclui efeitos anteriores)
PMSO 4T13 Efeitos não recorrentes
VNR PMSO 4T13 (exclui efeitos anteriores)
255,3 257,3
273,8
2012 2013
1.421
1.656
EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%)
22,8%
24,5%
Geração
51%
Distribuição
45%
Comercialização4%
Composição do EBITDA - 2013
1.656
1.421
492-257
Margem BrutaEBITDA 2012 EBITDA 2013Gastos Gerenciáveis*
Formação do EBITDA (R$ milhões)
12
2.4. Resultado Financeiro
Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 50,9 milhões no 4T13 foram: Receita Financeira (i) Aumento de R$ 7,5 milhões na receita de aplicações financeiras em função do aumento do saldo médio de disponibilidades nos últimos 12 meses em relação ao mesmo período do ano anterior; (ii) Aumento de R$ 4,7 milhões em depósito judiciais; (iii) Redução de SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis (-R$ 8,4 milhões), em função de menor volume de compensáveis, reflexo da redução do lucro do 4T13 comparado ao 4T12; Despesa Financeira (i) Aumento de R$ 53,4 milhões em encargos de dívidas devido ao aumento do saldo médio da dívida nos últimos 12 meses em relação ao mesmo período do ano anterior; (ii) Redução de R$ 5,7 milhões na despesa de Provisões e atualizações monetárias das contingências judiciais devido redução de processos civis, trabalhistas e fiscais no período. Resultado Cambial O resultado cambial no 4T13 foi estável em relação ao 4T12 (R$ 0,4 milhão), devido aos contratos de swap e hedge existentes para mitigar os riscos, cambial e da taxa Libor, presentes nos contratos de financiamento das distribuidoras com o Banco Europeu de Investimento (BEI). 2.5. Lucro Líquido O lucro líquido consolidado do 4T13 totalizou R$ 41,5 milhões, redução de R$ 109,2 milhões em relação ao mesmo período do ano anterior. O lucro foi impactado pelos efeitos do resultado financeiro, pelo aumento de 25,9% na participação de minoritários e pelo Imposto de Renda (IR) e contribuição social do período. Adicionalmente, o lucro líquido foi impactado pelo Resultado das Participações Societárias, devido à contabilização do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial (-R$ 11,6 milhões), conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2).
Resultado Financeiro (R$ mil) 4T13 4T12 Var. 2013 2012 Var.
Receita Financeira 55.275 60.942 -9,3% 172.895 186.962 -7,5%
Receitas de aplicações financeiras 16.646 9.113 82,7% 50.338 41.209 22,2%
Variação monetária e acréscimo 27.592 32.791 -15,9% 90.504 95.268 -5,0%
SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis 3.481 11.881 -70,7% 8.682 22.825 -62,0%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente 1.330 (5.322) n.d. 14.665 2.743 434,6%
Outras Receitas 6.226 12.479 -50,1% 8.706 24.917 -65,1%
Despesa Financeira (144.613) (98.952) 46,1% (468.594) (380.933) 23,0%
Variação monetária e acréscimo moratório (18.476) (14.853) 24,4% (73.786) (78.399) -5,9%
Encargos de dívidas (107.936) (54.572) 97,8% (328.906) (242.798) 35,5%
Benefícios pós-emprego (12.407) (6.680) 85,7% (49.629) (26.870) 84,7%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (3.468) (284) 1121,1% (11.702) (7.244) 61,5%
Outras Despesas (2.326) (22.563) -89,7% (4.571) (25.622) -82,2%
Resultado Cambial Líquido (1.096) (1.482) -26,0% (3.360) (3.443) -2,4%
Total (90.434) (39.492) 129,0% (299.059) (197.414) 51,5%
13
* Margem Líquida exclui receita de construção
Formação do Lucro Líquido (R$ milhões)
3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 3.259,4 milhões em 31 de dezembro de 2013, redução de 1,7% em relação ao verificado em 30 de setembro de 2013 (R$ 3.316,5 milhões), sendo em ambos os períodos desconsiderada a dívida da UTE Pecém I, UHE’s Cachoeira Caldeirão e Santo Antonio do Jari. Essa redução refere-se ao fluxo regular de pagamento de principal e juros. Do total da dívida bruta, em 31 de dezembro de 2013, R$ 93,2 milhões estavam denominados em moeda estrangeira, integralmente protegidos da variação cambial e de Libor por meio de instrumentos de hedge e swap.
Nota: * não considera eliminações intragrupo de R$ 31,4 milhões
** ações preferenciais da Investco classificadas como dívida5
5
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.
2012 2013
343
376
Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%)
5,5% 5,5%
37614343
492
Lucro Líquido 2013
Participação de minoritários
IR & CS
-16
Resultado Financeiro
-102
Equivalência Patrimonial
-34
Dep & Amort
-65
Gastos Gerenciáveis
-257
Margem BrutaLucro Liquido 2012
Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)*
EDP Bandeirante
EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Lajeado EDP Holding
199
600
89
238
88
410
83
122
452
1.011
Empréstimos Debêntures
**
14
A dívida líquida, considerando o valor de R$ 924,1 milhões de disponibilidades, alcançou R$ 2.335,3 milhões em 31 de dezembro de 2013, redução de 4,8% em relação a setembro de 2013 (R$ 2.453,3 milhões).
O custo médio da dívida do Grupo em dezembro de 2013 era de 8,62% ao ano, em comparação a 9,78% ao ano em dezembro de 2012, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. A queda do custo médio ocorreu em função da redução do CDI médio (8,06% em dezembro de 2013 frente à 8,41% em dezembro de 2012) e da TJLP média em 2013 (5,00% em 2013 frente a 5,71% em dezembro de 2012) além de captações realizadas a um custo inferior às dívidas anteriormente contratadas O prazo médio da dívida consolidada em dezembro de 2013 atingiu 2,45 anos, com redução em relação a dezembro de 2012 (2,73 anos). Essa redução deve-se à captação da 1ª emissão de debêntures da Lajeado Energia. A dívida de curto prazo, em 31 de dezembro de 2013, representava 34,7% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 1.132,1 milhões, em comparação a R$ 1.575,5 milhões em setembro de 2013, redução de 28,1% (R$ 443,4 milhões). Essa redução é reflexo da substituição da nota promissória pela 1ª emissão de debêntures da Lajeado Energia. Do total da divida de curto prazo, R$ 510,8 milhões são referentes à Holding, R$ 473,5 milhões à distribuição e R$ 151,2 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo.
Dívida BrutaDez.2013
(-) Disponibilidades Dívida LíquidaDez.2013
2.127
1.132924
3.259
2.335
Composição da Dívida Líquida (R$ milhões)
L. P.
CDI80%
TJLP14%
Pré Fixada
6%
Dívida Bruta por Indexador 31/12/2013
30/9/2013 31/12/2013
47,5%34,7%
52,5%65,3%
Curto Prazo Longo Prazo
Dívida Bruta - Curto / Longo prazo
15
* Não considera eliminação
* Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge
A relação Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 4T13 em 1,4X.
* Não considera os efeitos da participação na UTE Pecém I, UHEs Cachoeira Caldeirão e Santo Antônio do Jari
Considerando a proporção de 50% da participação da EDP Energias do Brasil na UTE Pecém I e 100% nas UHE’s Cachoeira Caldeirão e Santo Antonio do Jari, a relação dívida líquida/EBITDA seria de 2,8 vezes, conforme tabela abaixo. O prazo médio da dívida seria de 3,46 anos e o custo médio da dívida 7,79% ao ano.
EDP Bandeirante
EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Jari Lajeado EDPE Saldo Circulante
172
1.132
301
21115 11 4 5
511
Composição da Dívida Circulante (R$ milhões)
Cronograma de Vencimento da Dívida* (R$ milhões)
Disponibilidade 2014 2015 2016 2017 Após 2017
924
1.132
821
550
254
503
806,0
1.895 1.992 1.9672.453 2.335
1,4 x 1,4 x 1,3 x 1,3 x 1,4 x
Dez/12 Mar/13 Jun/13 Set/13 dez/13
Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA
31/12/2013
(R$ milhões)
Divida
Bruta (DB)Disponibilidade
Dívida
Líquida (DL)EBITDA DL/EBITDA
Consolidado 3.259 924 2.335 1.656 1,4
UTE Pecém I 1.104 23 1.081 (53)
UHE Cachoeira Caldeirão 660 479 181 0
UHE Santo Antonio do Jari 900 24 877 0
Total 5.924 1.450 4.474 1.603 2,8
*
16
4. Investimentos Os investimentos totalizaram R$ 397,8 milhões no 4T13, 29,2% acima do 4T12. O montante está distribuído entre os segmentos de geração (64%), distribuição (32%) e outros (4%). No segmento de geração, o investimento realizado alcançou R$ 255,5 milhões no 4T13, 16,8% acima do mesmo período do ano anterior, principalmente, em função da construção da UHE Santo Antônio do Jari (R$ 141,8 milhões) e da UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 83,4 milhões).
Abaixo, seguem os investimentos realizados em outros empreendimentos de geração: (i) Enerpeixe: aumento de R$ 2,0 milhões no 4T13 devido ao investimento para melhorias (EX: torres de emergência, alojamento) e aprimoramento da operação da UHE; (ii) Energest Consolidado: redução de R$ 16,3 milhões, em relação ao 4T12, em função das repotenciações da UHE Mascarenhas realizadas ao longo de 2012. No segmento de distribuição, os investimentos atingiram R$ 143,9 milhões no 4T13 (não considera juros capitalizados), crescimento de 43,5% em relação a 2012. Na EDP Bandeirante, foram investidos R$ 77,4 milhões e na EDP Escelsa R$ 66,5 milhões, crescimento de 57,9% e 29,7%, respectivamente. O aumento deve-se a expansão do sistema elétrico e manutenção da rede, conforme detalhado abaixo, além do projeto DEC DOWN iniciado no 2T13 com objetivo de melhorar os indicadores de qualidade de serviço. Do investimento total das distribuidoras, R$ 68,1 milhões, (47,3%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 42,6 milhões (29,6%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 3,3 milhões (2,3%) 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$ 30,0 milhões (20,8%) foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas. O aumento de R$ 11,9 milhões em outros investimentos no 4T13 deve-se à aquisição de infraestrutura de TI.
Geração 64,2%
Distribuição 31,9%
Outros; 3,9%
Composição do Capex - 4T13
4T12 4T133.616 15.526
218.709
255.438
85.612
126.861
Composição do Capex (R$ mil)
Outros Geração Distribuição
17
5. Desempenho por Área de Negócios
Distribuição 126.861 85.612 48,2% 334.653 242.676 37,9%
EDP Bandeirante 66.401 35.846 85,2% 153.219 101.043 51,6%
EDP Escelsa 60.460 49.766 21,5% 181.434 141.633 28,1%
Geração 255.438 218.709 16,8% 785.271 454.027 73,0%
Enerpeixe 3.275 1.267 158,5% 6.736 3.462 94,6%
Energest Consolidado 23.704 40.013 -40,8% 47.928 75.640 -36,6%
Lajeado / Investco 3.182 4.000 -20,5% 7.160 6.484 10,4%
Jari 141.807 173.429 -18,2% 487.436 368.441 32,3%
Cachoeira Caldeirão 83.470 - n.d. 236.011 - n.d.
Outros 15.526 3.616 329,4% 20.440 4.296 375,8%
Total 397.825 307.937 29,2% 1.140.364 700.999 62,7%
EDP Bandeirante
Valor Liquido de Obrig. Especiais 66.401 35.846 85,2% 153.219 101.043 51,6%
(+) Obrigações Especiais 11.013 13.179 -16,4% 53.361 54.013 -1,2%
Valor Bruto 77.414 49.025 57,9% 206.580 155.056 33,2%
(-) Juros Capitalizados (2.480) (895) 177,1% (5.828) (4.260) 36,8%
Valor Bruto sem Juros
Capitalizados74.934 48.130 55,7% 200.752 150.796 33,1%
EDP Escelsa
Valor Liquido de Obrig. Especiais 60.460 49.766 21,5% 181.434 141.633 28,1%
(+) Obrigações Especiais 6.047 1.498 303,5% 22.211 21.325 4,2%
Valor Bruto 66.507 51.264 29,7% 203.645 162.958 25,0%
(-) Juros Capitalizados (1.323) (1.023) 29,3% (3.100) (4.643) -33,2%
Valor Bruto sem Juros Capitalizados 65.184 50.241 29,7% 200.545 158.315 26,7%
Distribuição 140.118 98.371 42,4% 401.297 309.111 29,8%
2013 2012 %Investimentos - Distribuição 4T13 4T12 %
Investimentos (R$ mil) 2013 2012 %4T13 4T12 %
4T13 4T12 4T13 4T12 4T13 4T12 4T13 4T12
Receita Líquida1 325.042 293.163 1.098.481 1.228.468 454.634 437.744 1.700.062 1.821.193
Gastos não-gerenciavéis (71.960) (87.173) (849.927) (925.399) (447.830) (451.276) (1.191.460) (1.322.009)
Gastos gerenciavéis2 (26.981) (34.754) (218.635) (82.083) (5.030) 33.740 (273.776) (70.216)
Depreciação e amortização (38.438) (20.215) (45.088) (46.335) (98) (70) (85.285) (86.264)
EBITDA 226.101 171.236 29.919 220.986 1.774 20.208 234.826 428.968
Margem EBITDA 69,6% 58,4% 2,7% 18,0% 0,4% 4,6% 13,8% 23,6%
Lucro líquido antes de minoritários 161.110 61.858 14.446 140.049 1.204 16.461 102.706 199.908
Participações de minoritários (61.211) (49.219) - - - - (61.211) (49.219)
Lucro Líquido do Exercício 99.899 12.639 14.446 140.049 1.204 16.461 41.495 150.6891 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
3Geração
2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012
Receita Líquida1 1.323.696 1.196.852 4.307.635 4.228.021 1.885.795 1.354.606 6.770.767 6.218.752
Gastos Não Gerenciavéis (309.996) (229.011) (2.794.902) (3.114.262) (1.799.524) (1.323.687) (4.157.261) (4.097.174)
Gastos Gerenciavéis² (109.103) (108.899) (727.175) (546.467) (17.445) 22.756 (957.809) (701.015)
Depreciação e amortização (152.942) (132.759) (242.773) (180.232) (324) (279) (402.602) (337.567)
EBITDA 904.597 858.942 785.558 567.292 68.826 53.675 1.655.697 1.420.563
Margem EBITDA 68,3% 71,8% 18,2% 13,4% 3,6% 4,0% 24,5% 22,8%
Lucro líquido antes de minoritários 382.591 362.339 324.790 239.634 43.243 38.506 554.090 535.363
Participações de minoritários (178.322) (191.900) - - - - (178.322) (191.900)
Lucro Líquido do Exercício 204.269 170.439 324.790 239.634 43.243 38.506 375.768 343.4631 Exclui receita de construção
2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção.
3 Consolidado: considera eliminações intragrupo
Itens em R$ mil ou %Geração Distribuição Comercialização Consolidado
3
18
5.1. Geração
A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 325,0 milhões no 4T13, 10,9% acima do mesmo período do ano anterior. Apesar da queda de 4,2% no volume de energia vendida em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013, houve aumento de 14,3% no preço médio da energia vendida. Os gastos não-gerenciáveis apresentaram redução de R$ 15,2 milhões devido ao impacto do POCP ocorrido no 4T12, conforme explicado na seção 2.2.1 - gastos não gerenciáveis. O EBITDA atingiu R$ 226,1 milhões no 4T13, 32,0% acima do 4T12 em consequência dos motivos mencionados acima. Além disso, o resultado foi impactado pela redução de 22,4% nos gastos gerenciáveis, devido às contingências ocorridas no 4T12 na Investco e redução de despesa de arrendamento em Lajeado. O lucro líquido atingiu R$ 99,9 milhões, com acréscimo de R$ 87,3 milhões em relação ao 4T12. Esse aumento é reflexo, principalmente, da melhora no resultado da UTE Pecém I. Embora a consolidação do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial tenha sido negativa (-R$ 12,5 milhões), o resultado do 4T13 da UTE ficou 78,6% melhor do que o 4T12. No 4T13, o preço médio de venda de energia da geração foi de R$ 162,02/MWh, 14,3% acima do 4T12, resultante do aumento no preço médio da energia vendida nas UHEs Enerpeixe (6,6%), Lajeado (10,9%) e Energest (30,5%). Esse aumento é reflexo dos reajustes dos contratos em vigor e do aumento das vendas de energia de curta duração com preços mais elevados.
Nota: Preço Médio de Venda considera o volume de energia dos PPA’s
O volume de energia vendida no grupo no 4T13 alcançou 1.976 GWh, redução de 4,2% em relação aos 2.064 GWh no 4T12. Esta redução deve-se a maior alocação de energia assegurada no 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013. Considerando o volume de energia vendida por disponibilidade da UTE Pecém I, o volume no 4T13 alcançou 2.655 GWh, redução de 3,2% em relação aos 2.742 GWh no 4T12. O volume acumulado de energia vendida em 2013 totalizou 8.216 GWh, com redução de 0,5% em relação aos 8.255 GWh vendidos em 2012. Considerando a UTE Pecém I, o volume de energia vendida em 2013 foi de 10.899 GWh, aumento de 15,3% em relação a 2012 devido à entrada em operação comercial da unidade geradora I a partir de dezembro de 2012 e da unidade geradora II a partir de maio de 2013.
4T13 4T12 4T13 4T12 4T13 4T12 4T13 4T12 Var.
Receita Líquida 107.309 99.182 88.905 72.880 128.828 121.101 325.042 293.163 10,9%
Gastos não-gerenciavéis (17.805) (28.154) (24.080) (34.527) (30.075) (24.492) (71.960) (87.173) -17,5%
Gastos gerenciavéis (8.657) (6.419) (15.146) (14.701) (10.691) (11.492) (26.981) (34.754) -22,4%
Depreciação e amortização (12.348) (12.341) (5.377) (4.651) (16.725) (16.771) (38.438) (20.215) 90,1%
EBITDA 80.847 64.609 49.679 23.652 88.062 85.117 226.101 171.236 32,0%
Margem EBITDA 75,3% 65,1% 55,9% 32,5% 68,4% 70,3% 69,6% 58,4% 11,2 p.p.
Atribuível aos acionistas não controladores - - (1.098) (1.721) (13.297) (10.163) (61.211) (49.219) 24,4%
Lucro Líquido 62.166 46.452 35.062 21.081 45.232 44.581 99.899 12.639 690,4%
(3) Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e a consolidação da UTE Pecém I em
equivalência patrimonial.
(1) Inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo.
(2) Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. Em 2009 a EDP Lajeado Energia também integrava esse grupo.
Energest Consolidado (1)
Itens em R$ mil ou %Enerpeixe Lajeado Consolidado
(2)Geração Consolidado
(3)
583 589
805
1.976
R$ 192
R$ 162
R$ 141
R$ 162
Enerpeixe Energest Lajeado Total
Energia Vendida e Preço Médio de Venda
Energia Vendida (GWh) Preço Médio (R$/MWh)
19
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 12.783/2013. 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 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 alcançou o montante total de 2.195 MW no 4T13, considerando a participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos da EDP Renováveis Brasil e 50% na UTE Porto do Pecém I. Com a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jarí em 2015, dos parques eólicos Baixa do Feijão I, II, III e IV em 2016, da UHE Cachoeira Caldeirão em 2017, da UHE São Manoel e dos parques eólicos Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura I em 2018, a capacidade instalada prevista para 2018 será de 3.593 MW.
Capacidade Instalada em MW
Notas: (1) 45% de participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil. (*) Considera a redução referente à venda das CGH’s São João I e II e Coxim, que somam capacidade instalada de 1,7 MW realizada no 3T13. (*) A capacidade instalada não utiliza os valores percentuais de participação nas UHEs Costa Rica, Lajeado e Enerpeixe, uma vez que os dados dessas usinas são consolidados integralmente na EDP. O mesmo se aplicará a UHE São Manoel após a outorga pela ANEEL prevista ocorrer em 1S14.
- Status dos Projetos de Geração
USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM I O quarto trimestre de 2013 foi marcado pela evolução do desempenho da Unidade II que apresentou disponibilidade de 77,5%. Adicionalmente, no dia 19 de Novembro de 2013 foi aceito pela ANEEL o pleito do ICB Online, gerando um impacto de R$ 53,9 milhões no resultado do trimestre, conforme detalhado mais abaixo.
1T 2T 3T 4T
1.982 2.0322.172 2.2022.102 2.077 2.012 2.064
2.351
1.976 1.915 1.9762.210
1.912 2.0072.115
Venda Consolidada da Geração
2011 (GWh) 2012 (GWh) 2013 (GWh) 2014 (GWh)
530
2.195 37354
219
700
52
3.593
2005 2013 UHE Santo Antônio do Jari
2015
EOL Baixa do Feijão 2016
UHE Cachoeira Caldeirão
2017
UHE São Manoel 2018
EOL Aventura 2018
2018
1
Nota: 2014 Estimado
1
*
20
- 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 4T13 atingiu R$ 166,3 milhões, resultante: (i) da soma da receita fixa da Unidade I e II, de acordo com o CCEAR, no montante de R$ 74,2 milhões; (ii) da receita variável referente ao despacho da Unidade I e II, no montante total de R$ 34,8 milhões; (iii) da receita referente ao pleito do ICB Online, no montante de R$ 53,9 milhões; (iv) da receita referente a operação de compra e venda de energia com efeito nulo em resultado, no montante de R$ 22,0 milhões; (v) ajuste contábil no montante de R$ 1,8 milhões; (vi) da exclusão dos impostos (ICMS, PIS e COFINS, P&D e RGR) no montante de R$ 20,3 milhões; Em relação ao ICB Online, em 5 de março de 2013, a ANEEL por meio do Despacho nº 643 determinou que, enquanto permanecer em vigor a Resolução Normativa nº 165/05, fosse considerado, na recomposição de lastro efetuada devido ao atraso da entrada em operação da usina, o menor valor entre: (i) o valor da energia do contrato de recomposição de lastro; e (ii) o Índice de Custo Benefício - ICB de Pecém I, atualizado nos termos do Despacho nº 1.203/09-SEM/SRG. Em 22 de abril de 2013, a UTE Pecém I protocolou na ANEEL, o Pedido de reconsideração dessa decisão, visando buscar a diferença entre o ICB Online (custo mensal dos CCEARs por disponibilidade, calculado como se a usina estivesse em operação comercial) e o ICB do Leilão. O pedido foi aceito pela ANEEL, na 44ª reunião pública ordinário da diretoria de 2013, no dia 19 de novembro. A decisão foi retroativa à data de início dos CCEARs, em 23 de julho de 2012, gerando, portanto um impacto positivo na Receita de R$ 53,9 milhões. Os gastos não-gerenciáveis alcançaram R$ 70,3 milhões: (i) R$ 37,1 milhões referente aos custos com insumos necessários para o despacho da usina (carvão, diesel, cal etc.); (ii) R$ 26,7 milhões referente à operação de compra de venda de energia com efeito nulo no resultado, além de atualização financeira de compra de períodos anteriores. (iii) R$ 6,5 milhões referente a encargos do sistema. Os gastos gerenciáveis foram impactados pelo: (I) Aumento de R$ 5,0 milhões em pessoal, devido ao aumento de quadro de pessoal temporário necessário para as manutenções previstas para 2014; (II) Aumento de R$ 4,0 milhões em material devido à baixa de inventário ao longo do ano, contabilizado no 4T13. (III) Aumento de R$ 9,1 milhões em serviço de terceiros, devido à contratação serviço de meio ambiente e conservação e reparação do sistema elétrico. (IV) Aumento de R$ 37,0 milhões em outros, reflexo do ressarcimento por indisponibilidade das unidades I e II no valor de R$ 42,0 milhões.
4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita Líquida 166.341 114.946 45% 492.188 166.533 196%
Gastos não-gerenciavéis (70.268) (178.613) -61% (373.253) (253.119) 47%
Margem Bruta 96.072 (63.667) n.d. 118.934 (86.586) n.d.
Gastos gerenciavéis (23.281) (11.938) 95% (49.332) (17.453) 183%
Ressarcimento por Indisponibiidade (41.971) 0 n.d. (122.366) 0 n.d.
Depreciação e amortização (20.215) (2.704) 648% (58.136) (2.840) 1947%
EBITDA 30.821 (75.605) n.d. (52.764) (104.039) -49%
Lucro Líquido (12.544) (58.616) -79% (141.171) (103.500) 36%
Itens em R$ mil ou %Pecém
21
O ressarcimento é a diferença entre a geração verificada da unidade geradora e sua potência outorgada descontada das taxas forçadas e programadas de parada, do consumo próprio da UTE e das perdas de rede básica. A UTE Pecém I, produziu em média 322,8 MW médios no 4T13, 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 cálculo do ressarcimento foi feito pela CCEE (Câmera de Comercialização de Energia Elétrica), utilizando na base de cálculo as premissas em base horária. Vale ressaltar que no dia 24 de janeiro de 2014 a UTE Pecém I comunicou ao mercado que, a 15ª Vara Federal do Distrito Federal concedeu Tutela Antecipada suspendendo o cálculo dos custos de indisponibilidade em base horária, com efeito imediato. Os valores devidos são usualmente pagos com defasagem de dois meses e o próximo pagamento seria referente a dezembro de 2013. Sendo assim, o cálculo do ressarcimento do 4T13 foi calculado levando em consideração a base horária somente para os meses de outubro e novembro. A partir de agora o cálculo da penalidade passará a ser efetuado com base na média móvel de 60 meses (dezembro total de R$ 1,6 milhão, considerando a participação da EDP Energias do Brasil e sujeito a alterações). Durante o 4T13, a UTE Pecém I sofreu paralisações motivadas por: (i) Necessidade de conexão da UTE à Subestação definitiva; (ii) Restrição de fornecimento de água bruta em função do baixo volume de água no reservatório de abastecimento da Usina e cuja ligação a um 2º reservatório realizada pelo Governo do Estado do Ceará foi concluída no final de Janeiro; (iii) Manutenção corretiva da Unidade I antecipada em virtude da obra de interligação de reservatórios referida anteriormente; A UTE Pecém I apresentou disponibilidade média em 2013 de 61%: UGI01 média de 52% e UG02 média de 75%
No 4T13, o EBITDA da Usina foi positivo, atingindo R$ 30,8 milhões. A variação do imobilizado foi de R$ 15,8 milhões no 4T13. O aumento de R$ 17,5 milhões em Depreciação e Amortização é reflexo da entrada em operação comercial integral da UTE. O resultado finaceiro do 4T13 piorou em relação ao 4T12 (-R$ 11,5 milhões), devido ao (i) fim da capitalização dos juros dos financiamentos do BNDES e do BID em função da entrada em operação das unidades geradoras; (ii) amortização dos juros dos financiamentos com as respectivas liquidações dos contratos de swaps vigentes; (iii) reversão de valores registrados no PL em função da inefetividade do hedge accounting; e (iv) juros de mútuos. Outras informações sobre o projeto estão disponíveis no site www.energiapecem.com.br.
UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI No 4T13, destacam-se as seguintes atividades realizadas pelo construtor: concretagem da casa de força, da barragem de CCR (concreto compactado com rolo), do vertedouro e da casa de força complementar, além da montagem do gerador e da turbina da UG1, da subestação da usina, início da montagem do gerador da UG2, e construção de torres da linha de transmissão e lançamento de cabos.
90%
82%
67%
7% 7%
77%
67% 66%
83%
47%
23%
12%
88%
59%
74%
64%
80%72%
90%
70%
UG01 UG02
22
Em relação às atividades de meio ambiente, destacaram-se:
• Campanhas de monitoramento de processos erosivos, lençol freático, flora, fauna, aspectos socioeconômicos, documentação e preservação do patrimônio natural.
• Continuidade das atividades de supressão de vegetação e resgate de fauna, recuperação de áreas degradadas, comunicação social, educação ambiental e remanejamento da população. No 4T13, o BNDES realizou um novo desembolso para o projeto, no montante de R$ 100 milhões. Até o momento, já foram desembolsados R$ 518 milhões de um total de R$ 736,8 MM, o que representa 70,3%.
UHE CACHOEIRA CALDEIRÃO Na construção da UHE Cachoeira Caldeirão, uma vez executado o desvio do rio de 1ª fase, destacam-se as atividades de escavação em rocha das estruturas da Casa de Força e Vertedouro Controlado. Encontram-se em execução as obras dos canteiros administrativo e industrial, com algumas estruturas já em atividade. Em relação às atividades de meio ambiente, destacaram-se:
• Execução de atividades de supressão de vegetação e resgate de fauna, comunicação social, cadastramento físico e socioeconômico da população atingida.
5.2. Distribuição
A receita líquida, excluindo os efeitos de receita de construção, atingiu R$ 1.098,5 milhões no 4T13, 10,6% abaixo do 4T12. Esse aumento deve-se: (i) ao aumento de 4,3% no volume de energia distribuída; (ii) às revisões e reajustes tarifários aplicados às tarifas da EDP Bandeirante e EDP Escelsa; (iii) à redução na tarifa de energia elétrica conforme Lei nº 12.783/2013; e (iv) às compensações reembolsadas pela CDE às distribuidoras (outras receitas). Os gastos não gerenciáveis reduziram 8,2%, reflexo dos aportes mensais e aportes para cobertura do saldo positivo da CVA advindos da (CDE). Apesar do aumento do PLD, refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período, dos custos associados ao risco hidrológico dos contratos de cotas de garantia física, do aumento do custo do encargo de segurança energética (ESS) e da exposição involuntária ao PLD, devido à insuficiência de cotas de energia fornecidas às distribuidoras pela ANEEL, os aportes da CDE na sua totalidade neutralizaram o impacto da compra de energia. Os detalhes dos valores liberados pela CDE estão mencionados na explicação dos gastos não gerenciáveis item 2.2.1. Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 218,6 milhões, com aumento de R$ 136,6 milhões no 4T13 em relação ao 4T12, impactados pelos efeitos não recorrentes, conforme detalhado no item 2.2.2 – Gastos Gerenciáveis. Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 29,9 milhões no 4T13, R$ 191,1 milhões abaixo do apresentado no 4T12. O Lucro Líquido atingiu R$ 14,5 milhões no 4T13, R$ 125,6 milhões abaixo do 4T12 reflexo do efeito no IR/Contribuição social, conforme detalhado no item 2.5 – Lucro Líquido.
4T13 4T12 4T13 4T12 4T13 4T12 Var.
Receita Líquida1 640.061 701.128 458.420 527.340 1.098.481 1.228.468 -10,6%
Gastos não-gerenciavéis (510.076) (565.233) (339.851) (360.166) (849.927) (925.399) -8,2%
Margem Bruta 129.985 135.895 118.569 167.174 248.554 303.069 -18,0%
Gastos gerenciavéis2 (96.446) (75.407) (122.189) (6.676) (218.635) (82.083) 166,4%
Depreciação e amortização (17.332) (21.563) (27.756) (24.772) (45.088) (46.335) -2,7%
EBITDA 33.539 60.488 (3.620) 160.498 29.919 220.986 -86,5%
Margem EBITDA 5,2% 8,6% -0,8% 30,4% 2,7% 18,0% -15,3 p.p.
Lucro Líquido 28.315 34.821 (13.869) 105.228 14.446 140.049 -89,7%
1 Exclui receita de construção
2 Exclui deprecia çã o, a morti za çã o e custo de construção.
Itens em R$ mil ou %EDP EscelsaEDP Bandeirante Distribuição
23
Considerando a variação do saldo de ativos e passivos regulatórios, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 141,6 milhões e o Lucro Líquido de R$ 93,9 milhões. Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado)
Considera variação do saldo de ativos e passivos regulatórios entre o 3T13 e o 4T13.
Ativos e Passivos Regulatórios (informação não auditada e passível de alterações)
De acordo com o Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e as práticas do novo padrão contábil brasileiro (IFRS), os ativos e passivos regulatórios não são mais contabilizados nos resultados societários. No 4T13, as distribuidoras do Grupo constituíram um Ativo Regulatório de R$ 120,5 milhões enquanto no 4T12 foi constituído um Ativo Regulatório de R$ 56,7 milhões. A tabela abaixo apresenta os saldos e a variação de ativos e passivos regulatórios que deixaram de ser contabilizados, conforme o novo padrão contábil adotado pelo Brasil (IFRS):
Mercado
� Energia vendida a clientes finais: aumento de 4,3% no 4T13 em comparação ao 4T12. As principais contribuições positivas vieram das classes residencial e comercial, que compensaram o recuo no consumo da classe industrial reflexo das migrações de clientes para o mercado livre.
� Residencial e Comercial: aumento de 6,7% e 4,9%, respectivamente, no 4T13 em comparação ao 4T12 refletindo o aumento do rendimento médio domiciliar per capita nacional e da estabilidade da taxa de desemprego.
� Industrial: aumento moderado de 1,3% no 4T13, frente ao 4T12, principalmente devido à migração de clientes para o mercado livre.
� Rural: avanço de 3,8% no 4T13, em relação ao 4T12, impulsionado pelo crescimento de 11,3% na EDP Escelsa no trimestre.
� A energia em trânsito consolidada no sistema de distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres avançou 8,5% no 4T13 em relação ao 3T12, em função das migrações de clientes do mercado cativo.
4T13EDP
Bandeirante
EDP
EscelsaDistribuição
EBITDA Reportado em IFRS 33.539 (3.620) 29.919
Variação do Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios 72.896 38.749 111.645
EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios 106.435 35.129 141.564
4T13EDP
Bandeirante
EDP
EscelsaDistribuição
Lucro Reportado em IFRS 28.315 (13.869) 14.446
Variação do Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios 72.896 38.749 111.645
Atualização Monetária 5.588 3.223 8.812
IR/CS (26.685) (14.271) (40.955)
Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios 80.115 13.833 93.948
Ativos Regulatórios 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13
Constituição de CVAs 145.820 252.801 339.608 221.901 121.130 94.356 119.718 134.656 55.026 88.911 Amortização de CVAs 112.175 74.782 37.392 - 67.921 8.517 4.866 1.216 45.059 31.543 Subsídio Baixa Renda - - - - - - - - - - Déficit do PLPT - - - - - - - - - - Repasse Sobrecontratação 16.794 10.400 13.182 18.571 17.467 7.057 29.360 10.739 2.832 29.560
Subsídios e outros 10.256 5.984 4.206 14.289 11.010 83.264 91.714 95.218 34.108 27.501
Saldo Final 285.045 343.967 394.388 254.761 217.528 193.194 245.658 241.829 137.025 177.515
Passivos Regulatórios 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13
Constituição de CVAs (18.304) (46.630) (51.518) (89.799) (14.075) (7.035) (16.678) (18.081) (7.758) (46.902) Amortização de CVAs (32.956) (21.970) (10.986) - (32.299) (16.618) (16.614) (16.643) (16.724) (11.706) Neutralidade Parcela A (2.481) (830) (2.998) (8.779) (5.390) (7.325) (9.928) (7.018) (6.003) (5.492) Repasse Sobrecontratação (5.019) (8.895) (13.068) (23.297) (11.729) (9.331) (4.268) (5.845) (1.901) (1.331) Outros Passivos Regulatórios (90.787) (101.432) (108.840) (112.733) (55.397) (47.446) (79.462) (112.682) (46.632) (12.105) Saldo Final (149.547) (179.757) (187.410) (234.608) (118.890) (87.755) (126.950) (160.269) (79.018) (77.536)
Total Líquido 135.498 164.210 206.978 20.153 98.638 105.439 118.708 81.560 58.007 99.979
BANDEIRANTE ESCELSA
24
- Base Tarifária Os reajustes tarifários anuais (IRT), bem como as revisões tarifárias periódicas (RTP) 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 sofreu uma redução de 11,27% na EDP Bandeirante e de 19,79% na EDP Escelsa. Esse decréscimo considera os efeitos de reajuste, revisão tarifária e da redução das tarifas com base na Lei nº 12.783/2013. Redução das tarifas verificada nas distribuidoras com base na Lei nº 12.783/2013:
EDP Bandeirante Na EDP Bandeirante, as tarifas do 4T13 consideram a redução advinda da Lei nº 12.783/2013 (-25,77% na alta tensão e -18,07% na baixa tensão), além do reajuste tarifário aplicado em 23 de outubro de 2013, com efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 10,36%. No 4T13, todas as classes apresentaram redução na tarifa média devido aos fatores acima mencionados, além dos fatores citados abaixo: Residencial: aumento de 15% na base de clientes residenciais de Baixa Renda; Industrial: queda de 36% na demanda de ponta; Comercial: redução de 18% no consumo ativo ponta; Rural: redução de 20% no consumo ativo ponta; Outros: redução de 33% na demanda de ponta.
unid. MWh KWh % % %
DISTRIBUIÇÃO
Residencial 2.591.756 1.429.561 184 3,9% 6,7% 2,7%
Industrial 23.723 1.049.242 14.743 2,2% 1,3% -0,9%
Comercial 230.301 910.016 1.317 2,9% 4,9% 2,0%
Rural 173.716 178.125 342 3,0% 3,8% 0,8%
Outros 24.984 420.613 5.612 5,7% 3,2% -2,4%
Energia Vendida Clientes Finais 3.044.480 3.987.557 437 3,8% 4,3% 0,5%
Suprimento 3 137.445 15.271.647 0,0% -5,9% -
Energia em Trânsito (USD) 239 2.524.186 3.520.483 15,5% 8,5% -
Consumo Próprio 359 4.027 3.739 5,3% 12,1% -
Total Energia Distribuída 3.045.081 6.653.215 728 3,8% 5,6% 1,8%
Notas:
*Consumo médio mensal por cliente
Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público
Dados em R$ referem-se à Receita sem ICMS e sem RTE.
4T13 Variação 4T13/4T12
VolumeClientes Consumo
MédioVolumeClientes
Consumo
Médio*
Bandeirante
Revisão Tarifária 20111
Reajuste Tarifário 2012
Revisão Tarifária Extraordinária 2013
Reajuste Tarifário 2013
Escelsa
Reajuste Tarifário 2012
Revisão Tarifária Extraordinária 2013
Revisão Tarifária 2013
14,29% 11,33%
-21,06%
4,12% -1,05
-4,39%
-1,85%
Índice Econômico Efeito Consumidor
-2,25%
7,29%11,45%
-11,27% -21,75%
Índice Econômico Efeito Consumidor
5,83%10,36%
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Alta Tensão - Grupo A -25,77% -25,29%
Baixa Tensão - Grupo B -18,07% -18,01%
EDP BANDEIRANTE
Residencial 293,2 336,4 -12,86%
Industrial 234,9 262,1 -10,40%
Comercial 265,6 301,1 -11,80%
Rural 212,2 228,5 -7,11%
Outros 217,2 238,7 -9,03%
Média - Cliente Final 261,1 294,3 -11,27%
EDP ESCELSA
Residencial 285,4 374,3 -23,74%
Industrial 256,0 304,1 -15,83%
Comercial 292,3 354,6 -17,59%
Rural 174,2 214,5 -18,76%
Outros 229,4 279,9 -18,06%
Média - Cliente Final 263,2 328,1 -19,79%
Refere-se a receita sem ICMS, RTE, PIS e COFINS
Tarifa Média (R$/MWh) 4T13 4T12 Var.
Tarifa Média (R$/MWh) 4T13 4T12 Var.
25
EDP Escelsa Na EDP Escelsa, as tarifas consideram a redução advinda da Lei nº 12.783/2013 (-25,29% na alta tensão e -18,01% na baixa tensão), além da revisão tarifária aplicada a partir de 07 de agosto de 2013 com efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -1,05%. No 4T13, todas as classes apresentaram redução na tarifa média, apesar do aumento no consumo e da ultrapassagem de demanda das classes industrial e comercial e outros. Seguem detalhes abaixo: Residencial: redução da ultrapassem de demanda em 47,70%; Industrial: aumento de ultrapassagem de demanda de 7,24% (industrial); As classes comercial, rural e outros tiveram suas reduções em linha com o reposicionamento tarifário da distribuidora.
- Balanço Energético Consolidado
O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou 7.373,9 GWh no 4T13. Do total, 59% foram para a EDP Bandeirante e 41% para a EDP Escelsa. O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu 4.849,7 GWh e a energia em trânsito, distribuída a clientes livres, 2.524,2 GWh.
- Perdas No 4T13, a EDP Bandeirante apresentou redução de 0,5 p.p. nas perdas não técnicas em relação ao 3T13 devido à recuperação de fraudes de energia em função das ações de negociação de cobrança e faturamento. Já a EDP Escelsa, apresentou redução de 0,6 p.p. em relação ao 3T13 devido à regularização de clientes não faturados. Na EDP Bandeirante, as perdas técnicas mantiveram-se estáveis em relação ao trimestre anterior (aumento de 0,1 p.p), no entanto na EDP Escelsa apresentou redução de 0,23 p.p. no 4T13 em relação ao 3T13 em função da melhoria na condição operativa do sistema de distribuição devido à adequação entre a condição de geração das usinas que impactam o ponto de interligação com a Rede Básica.
Neste trimestre, as distribuidoras do Grupo, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, desembolsaram um total de R$ 29,1 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 17,8 milhões foram para
Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento1.182.727 72.997 Energia Leilão Perdas de Itaipu
-906.740 56.775Outros Vendas C.Prazo
4.729.713 10.817 7.373.872Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo
2.524.186 -37.059
BALANÇO ENERGÉTICO - 4T13 (MWh)
137.445Fornecimento
Requerida3.991.584
Perdas e Diferenças720.657
Energia em Trânsito2.524.186
= ( - ) = ( - )
Mar-13 Jun-13 Set-13 Dez-13 ANEEL Mar-13 Jun-13 Set-13 Dez-13 ANEEL
16.495 16.661 16.857 17.013 11.882 11.960 12.110 12.144
906 919 931 940 925 933 974 948
772 796 815 738 679 674 722 651
1.678 1.716 1.746 1.678 1.604 1.607 1.697 1.599
5,49% 5,52% 5,52% 5,53% 4,89% 7,79% 7,80% 8,04% 7,81% 6,70%
4,68% 4,78% 4,84% 4,34% 4,16% 5,71% 5,64% 5,96% 5,36% 3,64%
10,17% 10,30% 10,36% 9,86% 9,05% 13,50% 13,44% 14,01% 13,17% 10,34%
Mar-13 Jun-13 Set-13 Dez-13 ANEEL Mar-13 Jun-13 Set-13 Dez-13 ANEEL
5.122 5.167 5.214 5.302 - 3.946 3.982 4.046 4.090 -
15,07% 15,41% 15,64% 13,92% 13,23% 17,20% 16,94% 17,85% 15,92% 10,51%
15,07% 15,41% 15,64% 13,92% 13,23% 17,20% 16,94% 17,85% 15,92% 10,51%
Entrada de Energia na Rede (A)
Total (B +C )
Total (B+C /A)
Total (C /D )
Perdas Acumuladas em 12 meses
(GWh ou %)
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Técnica (B)
Não-técnica (C )
Técnica (B /A)
Não-técnica (C /A)
Perdas Acumuladas Baixa Tensão em 12
meses (GWh ou %)
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Mercado Baixa Tensão (D)
Comercial Baixa Tensão (C /D)
= =
26
investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 11,3 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). No período, nossas concessionárias realizaram aproximadamente 43,1 mil inspeções, 5,3 mil retiradas de ligações irregulares e 6,8 mil regularizações de ligações clandestinas que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 13,6 milhões.
- Indicadores de Qualidade O DEC da EDP Bandeirante ficou abaixo da meta regulatória estabelecida pela ANEEL, registrando o valor de 8,08 horas no 4T13, com redução de 1,34 horas (14,2%) em relação ao mesmo período do ano anterior, reflexo do programa DEC Down descrito abaixo. O DEC da EDP Escelsa foi de 9,67 horas no 4T13, com redução de 0,21 horas (2,1%) em comparação ao mesmo período do ano anterior. O indicador foi positivo, apesar do maior volume e severidade das ocorrências devido às intempéries na área de concessão da distribuidora, principalmente no mês de dezembro onde foi decretada situação de emergência em todo território do estado do Espírito Santo, sendo o pior evento de origem climática de toda sua história. A severidade do ocorrido foi mitigada pelo empenho de nossas equipes e parceiros para resposta rápida às ocorrências. Em junho de 2013, as distribuidoras do Grupo criaram um programa de recuperação do DEC (Programa Dec Down) com o objetivo de aumentar a qualidade do serviço prestado, a eficiência das Companhias e as exigências definidas pela Aneel. Ambos os programas incluem atividades de modernização técnica, aquisição de novos equipamentos, novas tecnologias e revisões de processos. O FEC, em ambas as distribuidoras, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, mantiveram-se abaixo das metas regulatórias estabelecidas pela ANEEL e dos indicadores apresentados no mesmo período do ano anterior. O FEC da EDP Bandeirante registrou um valor de 5,51 vezes no 4T13, redução de 0,52 vezes em relação ao 4T12. Já a EDP Escelsa, registrou o valor de 5,78 vezes no 4T13, redução de 0,59 vezes em relação ao 4T12. A EDP Energias do Brasil continuará empenhada em melhorar seus indicadores de qualidade através de investimentos na rede de distribuição a fim de elevar a qualidade do serviço prestado a seus clientes.
DEC: duração equivalente de interrupção por cliente
FEC: frequência equivalente de interrupção por cliente
Meta Anual Regulatória ANEEL
EDP Bandeirante: DEC 9,36 / FEC: 8,07
EDP Escelsa: DEC: 10,42 / FEC: 8,13
5.3. Comercialização
Consolidado Distribuidoras dez/12 mar/13 jun/13 set/13 dez/13
CAPEX - Investimentos Operacionais (R$ milhões) 10,2 2,2 3,6 7,1 17,8
OPEX - Despesas Gerenciáveis (R$ milhões) 5,7 5,8 5,6 6,4 11,3
Inspeções (milhares) 54,7 50,8 43,8 35,9 43,1
Regularização de Clandestinos (milhares) 7,0 6,1 5,5 5,3 6,8
Retirada de Ligações Irregulares (milhares) 18,9 34,9 51,4 15,2 5,3
Receita Recuperada (R$ milhões) 3,9 5,0 9,1 13,5 13,6
Band 4T12 Band 4T13 Escelsa 4T12
Escelsa 4T13
6,03 5,51 6,37 5,78
FEC (vezes)
Band 4T12 Band 4T13 Escelsa 4T12 Escelsa 4T13
9,428,08 9,88
9,67
DEC (horas)
27
O volume de energia comercializada totalizou 3.071 GWh no 4T13, redução de 1,1% em comparação aos 3.104 GWh comercializados no 4T12. Essa redução deve-se a estratégia de sazonalização adotada para o ano de 2013, onde a Companhia alocou menos energia no último trimestre em relação ao mesmo período do ano anterior. No ano, o volume de energia comercializada totalizou 12.390 GWh, crescimento de 10,1% em comparação aos 11.254 GWh comercializados em 2012. Este aumento deve-se à estratégia de negociações de longo prazo e sazonalização concentrada no início do ano. No 4T13, apesar da redução de volume negociado, a receita líquida apresentou aumento de 3,9% em relação ao mesmo período de 2012, reflexo do aumento de 9,8% no preço médio de venda de energia praticado pela comercializadora. O gastos não-gerenciáveis no 4T13 ficaram em linha com o 4T12 (redução de 0,8%). Os gastos gerenciáveis aumentaram 38,7% no 4T13, reflexo do efeito positivo de R$ 38,3 milhões no 4T12 devido à reversão da provisão constituída com o fim da disputa judicial com a Ampla. No trimestre, o EBITDA teve queda de 91,2%, devido aos efeitos mencionados acima. O Lucro Líquido alcançou R$ 1,2 milhão com redução de 92,7% comparado ao 4T12, reflexo dos efeitos acima referidos e do aumento da despesa financeira devido à atualização dos contratos de mútuo. Em 2013, o EBITDA apresentou incremento de 28,2%. O Lucro Líquido atingiu R$ 43,2 milhões, 12,3% acima do ano anterior. Ambos os aumentos são reflexo da estratégia de negociações de curto e longo prazo e sazonalização concentrada no primeiro semestre de 2013, no qual a Comercializadora beneficiou-se do incremento médio do PLD no 1T13 (média de R$ 326,3/MWh).
Itens em R$ mil ou % 4T13 4T12 Var. 2013 2012 Var.
Receita Líquida 454.634 437.744 3,9% 1.885.795 1.354.606 39,2%
Gastos não-gerenciavéis (447.830) (451.276) -0,8% (1.799.524) (1.323.687) 35,9%
Margem Bruta 6.804 (13.532) n.d. 86.271 30.919 179,0%
Gastos gerenciavéis (5.030) 33.740 n.d. (17.445) 22.756 n.d.
Depreciação e amortização (98) (70) 40,0% (324) (279) 16,1%
EBITDA 1.774 20.208 -91,2% 68.826 53.675 28,2%
Margem EBITDA 0,4% 4,6% -4,2 p.p. 3,6% 4,0% -0,3 p.p.
Lucro Líquido 1.204 16.461 -92,7% 43.243 38.506 12,3%
2T09
Vendas 4T12 Vendas 4T13 Compras 4T13
3.027 2.9662.414
77 105 657
3.104 3.071 3.071
Volume de Energia Comercializada (GWh)
Outros Empresas do Grupo ENBR
+35,5%
28
6. Mercado de Capitais
6.1. Desempenho das Ações
Em 31 de dezembro de 2013, a cotação da ação da EDP Energias do Brasil (ENBR3) encerrou a R$ 11,35. No ano, a ENBR3 apresentou desvalorização de 4,9%, melhor que o desempenho do IEE e Ibovespa, que fecharam com desvalorização de 8,8% e 15,5%, respectivamente. O valor de mercado da Companhia em 31 de dezembro de 2013 era de R$ 5,4 bilhões e em 30 de setembro de 2013 era de R$ 5,7 bilhões. As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões do 4T13, totalizando 105,9 milhões de ações negociadas no período, com uma média diária de 1,7 milhão de ações. O volume financeiro totalizou R$ 1.282,0 milhões no período, com volume médio diário de R$ 21,0 milhões.
6.2. Capital Social Em 31 de dezembro de 2013, o capital social da Companhia era representado na sua totalidade por 476.415.612 ações ordinárias nominativas. Do total de ações, 232.602.924 encontravam-se em circulação, em conformidade com o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, e 840.675 ações permaneciam em tesouraria.
4T12 1T13 2T13 3T13 4T13
23,0
27,4
24,5
21,5 21,0
Volume Médio Diário (R$ milhões)
+4.8%
70
80
90
100
110
120
ENBR3 x Indexes Performance(Base 100: 12/31/2012)
ENBR3 IBOV IEE
(-4.9%)
(-15.5%)
(-8.8%)
Nota: Cotações históricas ajustadas para proventos.
Cotação em 30 de setembro de 2013
Cotação em 31 de dezembro de 2013
11,9911,35
EDP Energias do Brasil (ENBR3)
-5,4%
29
*ações em circulação (31/12/2013)
O gráfico abaixo mostra a distribuição geográfica das ações que compunham o free float da EDP Energias do Brasil em 31 de dezembro de 2013:
*América Latina não inclui as ações do Brasil
7. Eventos Subsequentes Tribunal Federal Concede Tutela Antecipada para Suspender os Custos de Indisponibilidade da UTE Pecém I No dia 24 de janeiro de 2014, a EDP Energias do Brasil comunicou aos seus acionistas e ao mercado em geral que, a 15ª Vara Federal do Distrito Federal concedeu Tutela Antecipada à subsidiária Porto do Pecém Geração de Energia S.A. (“Pecém I”) que suspende o cálculo dos custos de indisponibilidade em base horária, com efeito imediato e determina que os cálculos sejam efetuados com base na média de 60 meses. Os valores devidos são usualmente pagos com defasagem de dois meses e o próximo pagamento seria referente a dezembro de 2013. Em 7 de janeiro de 2014, Pecém I ingressou com uma ação judicial contra a ANEEL, questionando as penalidades incorridas com base na apuração horária da diferença entre a energia líquida declarada e a energia líquida gerada pela usina (custos de indisponibilidade). Os Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR) contemplam uma apuração em média móvel de 60 meses da disponibilidade efetiva e não preveem penalidades baseadas em uma apuração horária.
Assinatura de Contrato de Compra e Venda para alienar 33,3% dos direitos de construção da UHE São Manoel para a CWEI Brasil Conforme comunicado ao mercado em 07 de fevereiro de 2014, a EDP Energias do Brasil comunicou que, no contexto da parceria entre a EDP Energias do Brasil, a CWE Investment Corporation e a CWEI Brasil Participações, companhias controladas integralmente pela China Three Gorges, assinou o Contrato de Compra e Venda para alienar 33,3% dos direitos de construção da UHE São Manoel para a CWEI Brasil.
Aumento da Base de Remuneração da EDP Escelsa Em 12 de fevereiro de 2014, a Companhia comunicou ao mercado que a ANEEL, por meio do Despacho nº 287/2014, aceitou o pleito da EDP Escelsa realizado durante o processo do 3º ciclo de revisão tarifária, cujo resultado preliminar foi publicado em agosto de 2013. O pleito requisitou que a valorização do investimento realizado no período incremental fosse efetuado com base no banco de preços do período entre ciclos, em função da existência de diferentes regimes tributários. Sendo assim, o
14,6%
85,4%
Base acionária*
Nacional Internacional
1,1%
98,9%
Base acionária*
Pessoas Físicas Pessoas Jurídicas
6,8% 0,9%
50,7%
24,8%
2,2%
14,6%
Asia Latin America North America Europe Oceania Brazil
30
valor total da Base de Remuneração Líquida, referente ao 3º ciclo de Revisão Tarifária, passar a ter um incremento de R$ 24,6 milhões.
Venda de participação acionária Em 11 de fevereiro de 2014, a ANEEL, em sua 4ª Reunião Ordinária de Diretoria, decidiu por anuir a transferência de 50% da participação societária direta na Cachoeira Caldeirão e na CEJA, detida pela Companhia para a CWEI Brasil. Em 21 de fevereiro de 2014, foi publicada no Diário Oficial da União a Resolução Autorizativa nº 4.546, que consubstancia a decisão do dia 11. No entanto, a referida resolução não contemplou a CEJA e deverá ser retificada com posterior publicação pela ANEEL. A conclusão da operação está sujeita, ainda, à aprovação Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, órgãos reguladores chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação de controle.
“Este material pode incluir estimativas e declarações futuras. Essas estimativas e declarações futuras têm por embasamento, em
grande parte, expectativas atuais e projeções sobre eventos futuros e tendências financeiras que afetam ou podem afetar os
nossos negócios. Muitos fatores importantes podem afetar adversamente os resultados da EDP Energias do Brasil tais como
previstos em nossas estimativas e declarações futuras. Tais fatores incluem, entre outros, os seguintes: (i) conjuntura econômica,
política, demográfica e de negócios no País; (ii) interrupções do fornecimento de energia elétrica; (iii) falha na geração energia
elétrica em virtude de escassez de recursos hídricos e interrupções do sistema de transmissão, problemas operacionais e técnicos
ou danos físicos nas nossas instalações; (iv) alterações das tarifas de energia elétrica; (v) interrupção ou perturbação potenciais
nos serviços das controladas da EDP Energias do Brasil; (vi) inflação, valorização e desvalorização do real; (vii) a extinção
antecipada das concessões das controladas da EDP Energias do Brasil pelo Poder Concedente; (vii) aumento da concorrência no
setor elétrico brasileiro; (viii) habilidade da EDP Energias do Brasil em implementar seu plano de investimentos, incluindo sua
capacidade de obter financiamento quando necessário e em condições razoáveis; (ix) alterações na demanda de energia elétrica
por consumidores; (x) regulamentos governamentais atuais e futuros relativos ao setor elétrico. As palavras “acredita”, “pode”,
“poderá”, “visa”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e outras palavras similares têm por objetivo identificar
estimativas e projeções. As considerações sobre estimativas e declarações futuras incluem informações atinentes a resultados e
projeções, estratégia, planos de financiamentos, posição concorrencial, ambiente do setor, oportunidades de crescimento
potenciais, os efeitos de regulamentação futura e os efeitos da concorrência. Tais estimativas e projeções referem-se apenas à
data em que foram expressas, sendo que não assumimos a obrigação de atualizar publicamente ou revisar quaisquer dessas
estimativas em razão da ocorrência de nova informação, eventos futuros ou de quaisquer outros fatores. Em vista dos riscos e
incertezas aqui descritos, as estimativas e declarações futuras constantes deste material podem não vir a se concretizar. Tendo
em vista estas limitações, os acionistas e investidores não devem tomar quaisquer decisões com base nas estimativas, projeções e
declarações futuras contidas neste material.”
31
ANEXOS ANEXO I
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
BALANÇO PATRIMONIAL – ATIVO
31/12/2013 31/12/2012 31/12/2013 31/12/2012
CIRCULANTE 673.422 402.161 4.706.944 2.179.416
Caixa e equivalentes de caixa 244.111 99.054 924.146 571.375
Títulos a receber 2.939 3.402 4.965 4.530
Consumidores e concessionárias - - 1.126.547 1.252.551
Impostos e contribuições sociais 102.481 84.084 195.291 166.075
Partes relacionadas 24.051 10.698 12.359 718
Dividendos a receber 213.382 183.043 - -
Estoques - - 19.581 40.579
Cauções e depósitos vinculados 222 222 4.642 24.207
Despesas pagas antecipadamente 70 63 159 704
Rendas a receber - - 4.758 6.150
Ativos financeiros disponíveis para venda 11.026 19.806 11.026 19.806
Ativos não circulantes mantidos para venda 74.184 - 2.327.633 -
Outros créditos 956 1.789 75.837 92.721
NÃO CIRCULANTE
Realizável a Longo Prazo 599.615 396.277 1.933.067 1.849.574
Títulos a receber 21.537 20.602 17.049 21.324
Ativo financeiro indenizável - - 779.354 690.278
Consumidores e concessionárias - - 54.908 40.294
Impostos e contribuições sociais - - 55.327 55.512
Imposto de renda e contribuição social diferidos - - 552.573 614.957
Partes relacionadas 172.375 153.771 171.074 136.232
Adiantamentos para futuros aumentos de capital 380.091 195.400 - -
Cauções e depósitos vinculados 10.714 12.213 242.704 244.650
Outros Créditos 14.898 14.291 60.078 46.327
Permanente 4.541.564 4.381.517 7.501.483 8.700.456
Investimentos 4.515.166 4.374.843 672.337 708.682
Imobilizado 19.121 5.004 4.026.216 4.554.328
Intangível 2.277 1.670 2.789.347 3.433.319
Propriedades para investimentos 5.000 - 13.583 4.127
TOTAL DO ATIVO 5.814.601 5.179.955 14.141.494 12.729.446
Controladora ConsolidadoATIVO (R$ mil)
32
ANEXO II EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
BALANÇO PATRIMONIAL – PASSIVO
31/12/2013 31/12/2012 31/12/2013 31/12/2012
CIRCULANTE 662.914 167.243 4.598.037 2.512.874
Fornecedores 13.237 7.897 802.129 912.180
Impostos e contribuições sociais 26.008 23.418 351.487 278.295
Dividendos 88.247 113.393 160.718 201.472
Debêntures 510.893 - 699.122 435.535
Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas - - 432.943 269.236
Benefícios pós-emprego 55 11 24.667 35.517
Obrigações estimadas com pessoal 10.979 11.364 65.367 65.011
Encargos regulamentares e setoriais - - 74.858 106.182
Uso do bem público - - 23.723 21.953
Provisões 9.010 6.429 21.021 53.548
Passivos não circulantes mantidos para venda - - 1.878.499 -
Outras contas a pagar 4.485 4.731 63.503 133.945
NÃO CIRCULANTE
Exigível a Longo Prazo 578.470 567.028 3.290.284 3.884.186
Impostos e contribuições sociais 42.562 43.879 88.289 111.855
Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.392 1.908 173.720 387.253
Debêntures 499.645 460.674 1.377.907 1.052.633
Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas - - 749.474 1.331.142
Benefícios pós-emprego - - 432.145 518.332
Partes relacionadas 14 768 - -
Encargos regulamentares e setoriais - - 12.871 17.071
Uso do bem público - - 253.945 251.207
Provisões 33.887 31.569 173.701 180.428
Provisão para passivo a descoberto 287 27.781 9 1.455
Reserva para reversão e amortização - - 17.248 17.248
Outras contas a pagar 683 449 10.975 15.562
Participações de não controladores - - 1.679.956 1.886.702
Patrimônio Líquido 4.573.217 4.445.684 4.573.217 4.445.684
Capital social 3.182.716 3.182.716 3.182.716 3.182.716
Reservas de capital 142.932 144.540 142.932 144.540
Reservas de lucros 1.500.066 1.479.629 1.500.066 1.479.629
Outros resultados abrangentes (245.883) (336.928) (245.883) (336.928)
Ações em tesouraria (6.614) (6.614) (6.614) (6.614)
Lucro (Prejuízo) acumulados - (17.659) - (17.659)
TOTAL DO PASSIVO 5.814.601 5.179.955 14.141.494 12.729.446
Controladora ConsolidadoPASSIVO E PATRIMÔNIO LIQUIDO (R$ mil)
33
ANEXO III EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS TRIMESTRAL
Nota: Margem Bruta exclui receita de construção
4T13 4T12 % 4T13 4T12 %
Receita operacional líquida 238 1.540 -84,5 1.823.120 1.906.757 -4,4
Gastos não gerenciáveis - - n.d. (1.191.460) (1.322.009) -9,9
Energia comprada para revenda - - n.d. (1.100.500) (1.149.985) -4,3
Encargos de uso do sistema - - n.d. (79.518) (157.302) -49,4
Outros - - n.d. (11.442) (14.722) -22,3
Margem Bruta 238 1.540 -84,5 508.602 499.184 1,9
Gastos gerenciáveis (24.832) 12.414 n.d. (482.119) (242.044) 99,2
Total do PMSO (23.171) 13.982 n.d. (273.776) (70.216) 289,9
Pessoal (8.464) (5.067) 67,0 (110.576) (84.885) 30,3
Material (179) (240) -25,4 (12.168) (7.128) 70,7
Serviços de terceiros (9.599) (7.875) 21,9 (112.437) (101.496) 10,8
Provisões 1.106 1.612 -31,4 (6.788) 18.017 n.d.
Outros (6.035) 25.552 n.d. (31.807) 105.276 n.d.
Custo com construção da infraestrutura - - n.d. (123.058) (85.564) 43,8
Depreciação e amortização (1.661) (1.556) 6,7 (85.285) (86.264) -1,1
Resultado do serviço (EBIT) (24.594) 13.954 n.d. 149.541 342.704 -56,4
EBITDA (22.933) 15.510 n.d. 234.826 428.968 -45,3
Margem EBITDA n.d. n.d. n.d. 13,8% 23,6% -9,7 p.p.
Resultado das participações societárias 101.441 160.576 -36,8 (11.628) (58.338) -80,1
Resultado financeiro líquido (35.363) (22.598) 56,5 (90.434) (39.492) 129,0
Receitas financeiras 10.192 6.459 57,8 59.165 63.039 -6,1
Despesas financeiras (45.555) (29.057) 56,8 (149.599) (102.531) 45,9
LAIR 41.484 151.932 -72,7 47.479 244.874 -80,6
IR e Contribuição social 11 (1.243) n.d. 55.227 (44.966) n.d.
Imposto de renda e contribuição social correntes (1.995) (1.243) 60,5 (13.806) 38.998 n.d.
Imposto de renda e contribuição social diferidos 2.006 - n.d. 69.033 (83.964) n.d.
Lucro líquido antes de minoritários 41.495 150.689 -72,5 102.706 199.908 -48,6
Reversão dos juros sobre capital próprio - - n.d. - - n.d.
Atribuível aos acionistas não controladores - - n.d. (61.211) (49.219) 24,4
Lucro líquido 41.495 150.689 (72,5) 41.495 150.689 (72,5)
Margem Liquida 2,3% 7,9%
Demonstrativo de Resultados (R$ mil)Controladora Consolidado
34
ANEXO IV EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS ACUMULADO
Nota: Margem Bruta exclui receita de construção
2013 2012 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 992 1.777 -44,2 7.096.492 6.454.488 9,9
Gastos não gerenciáveis - - n.d. (4.157.261) (4.097.174) 1,5
Energia comprada para revenda - - n.d. (3.799.926) (3.436.051) 10,6
Encargos de uso do sistema - - n.d. (309.583) (607.639) -49,1
Outros - - n.d. (47.752) (53.484) -10,7
Gastos gerenciáveis (110.552) (72.659) 52,2 (1.686.136) (1.274.318) 32,3
Total do PMSO (103.989) (66.450) 56,5 (957.809) (701.015) 36,6
Pessoal (29.743) (36.519) -18,6 (373.212) (315.873) 18,2
Material (1.916) (1.580) 21,3 (34.523) (28.057) 23,0
Serviços de terceiros (43.785) (29.646) 47,7 (389.198) (356.763) 9,1
Provisões (3.219) (2.471) 30,3 (102.278) (37.476) 172,9
Outros (25.326) 3.766 n.d. (58.598) 37.154 n.d.
Custo com construção da infraestrutura - - n.d. (325.725) (235.736) 38,2
Depreciação e amortização (6.563) (6.209) 5,7 (402.602) (337.567) 19,3
Resultado do serviço (EBIT) (109.560) (70.882) 54,6 1.253.095 1.082.996 15,7
EBITDA (102.997) (64.673) 59,3 1.655.697 1.420.563 16,6
Margem EBITDA n.d. n.d. n.d. 24,5% 22,8% 1,6 p.p.
Resultado das participações societárias 557.474 438.324 27,2 (140.427) (106.724) 31,6
Resultado financeiro líquido (72.157) (22.736) 217,4 (299.059) (197.414) 51,5
Receitas financeiras 37.541 27.085 38,6 182.135 195.828 -7,0
Despesas financeiras (109.698) (49.821) 120,2 (481.194) (393.242) 22,4
LAIR 375.757 344.706 9,0 813.609 778.858 4,5
IR e Contribuição social 11 (1.243) n.d. (259.519) (243.495) 6,6
Imposto de renda e contribuição social correntes (1.995) (1.243) 60,5 (253.993) (146.327) 73,6
Imposto de renda e contribuição social diferidos 2.006 - n.d. (5.526) (97.168) -94,3
Lucro líquido antes de minoritários 375.768 343.463 9,4 554.090 535.363 3,5
Reversão dos juros sobre capital próprio - - n.d. - - n.d.
Atribuível aos acionistas não controladores - - n.d. (178.322) (191.900) -7,1
Lucro líquido 375.768 343.463 9,4 375.768 343.463 9,4
Controladora ConsolidadoDemonstrativo de Resultados (R$ mil)
35
ANEXO V EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
DEMONSTRATIVO POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
Receita Líquida(1) 1.700.062 1.821.193 6.770.767 6.218.752
Geração (2) 325.042 293.163 1.323.696 1.196.852
Distribuição 1.098.481 1.228.468 4.307.635 4.228.021
Comercial ização 454.634 437.744 1.885.795 1.354.606
Outros e Eliminações (178.095) (138.182) (746.359) (560.727)
Gastos Não Gerenciavéis (1.191.460) (1.322.009) (4.157.261) (4.097.174)
Geração (2) (71.960) (87.173) (309.996) (229.011)
Distribuição (849.927) (925.399) (2.794.902) (3.114.262)
Comercial ização (447.830) (451.276) (1.799.524) (1.323.687)
Outros e Eliminações 178.257 141.839 747.161 569.786
Margem Bruta 508.602 499.184 2.613.506 2.121.578
Geração 253.082 205.990 1.013.700 967.841
Distribuição 248.554 303.069 1.512.733 1.113.759
Comercial ização 6.804 (13.532) 86.271 30.919
Outros e Eliminações 162 3.657 802 9.059
Gastos Gerenciavéis (3) (273.776) (70.216) (957.809) (701.015)
Geração (26.981) (34.754) (109.103) (108.899)
Distribuição (218.635) (82.083) (727.175) (546.467)
Comercial ização (5.030) 33.740 (17.445) 22.756
Holding (24.832) 12.414 (110.552) (72.659)
Outros e Eliminações 1.702 467 6.466 4.254
Depreciação (85.285) (86.264) (402.602) (337.567)
Geração (38.438) (20.215) (152.942) (132.759)
Distribuição (45.088) (46.335) (242.773) (180.232)
Comercial ização (98) (70) (324) (279)
Holding (1.661) (1.556) (6.563) (6.209)
Outros e Eliminações 0 (18.088) 0 (18.088)
EBITDA 234.826 428.968 1.655.697 1.420.563
Geração 226.101 171.236 904.597 858.942
Distribuição 29.919 220.986 785.558 567.292
Comercial ização 1.774 20.208 68.826 53.675
Holding (22.933) 15.510 (102.997) (64.673)
Outros e Eliminações (35) 1.028 (287) 5.327
Lucro Líquido(4) 41.495 150.689 375.768 343.463
Geração 99.899 12.639 204.269 170.439
Distribuição 14.446 140.049 324.790 239.634
Comercial ização 1.204 16.461 43.243 38.506
Atribuível aos acionistas não controladores (61.211) (49.219) (178.322) (191.900)
Outros e Eliminações (12.843) 30.759 (18.212) 86.784
(1) Recei ta Liquida exclui recei ta de construção
(2) Geração = Cons idera as el iminações entre as geradoras do Grupo.
(3) Exclui depreciação e amorti zação.
(4) Lucro Líquido cons idera a consol idação da UTE Pecém I em equiva lência patrimonia l
(5) Quadro não revisado pelos Auditores Independentes .
4T12Demonstrativo por Segmento de Negócio (R$ mil)(5) 4T13 2013 2012
36
ANEXO VI EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 325.042 293.163 10,9 1.323.696 1.196.852 10,6
Gastos não gerenciáveis (71.960) (87.173) -17,5 (309.996) (229.011) 35,4
Energia comprada para revenda (42.576) (51.160) -16,8 (188.458) (92.146) 104,5
Encargos de uso do sistema (19.573) (23.974) -18,4 (83.294) (94.007) -11,4
Outros (9.811) (12.039) -18,5 (38.244) (42.858) -10,8
Margem Bruta 253.082 205.990 22,9 1.013.700 967.841 4,7
Gastos gerenciáveis (65.419) (54.969) 19,0 (262.045) (241.658) 8,4
Total do PMSO (26.981) (34.754) -22,4 (109.103) (108.899) 0,2
Pessoal (14.222) (14.315) -0,6 (52.541) (47.789) 9,9
Material (1.997) (1.461) 36,7 (4.979) (4.808) 3,6
Serviços de terceiros (20.633) (14.734) 40,0 (59.512) (49.975) 19,1
Provisões 1.302 (3.711) n.d. 1.491 (5.348) n.d.
Outros 8.569 (533) n.d. 6.438 (979) n.d.
Depreciação e amortização (38.438) (20.215) 90,1 (152.942) (132.759) 15,2
Resultado do serviço (EBIT) 187.663 151.021 24,3 751.655 726.183 3,5
EBITDA 226.101 171.236 32,0 904.597 858.942 5,3
Margem EBITDA 69,6% 58,4% 19,1 p.p. 68,3% 71,8% -4,8 p.p.
Resultado das participações societárias 3.933 (61.045) n.d. (124.799) (103.824) 20,2
Resultado financeiro líquido (36.737) (24.942) 47,3 (122.805) (118.676) 3,5
Receitas financeiras 13.117 4.462 194,0 33.271 32.324 2,9
Despesas financeiras (49.854) (29.404) 69,5 (156.076) (151.000) 3,4
LAIR 154.859 65.034 138,1 504.051 503.683 0,1
IR e Contribuição social 6.251 (3.176) n.d. (121.460) (141.344) -14,1
Imposto de renda e contribuição social correntes 6.406 27.647 -76,8 (128.159) (112.253) 14,2
Imposto de renda e contribuição social diferidos (155) (30.823) -99,5 6.699 (29.091) n.d.
Lucro líquido antes de minoritários 161.110 61.858 160,5 382.591 362.339 5,6
Atribuível aos acionistas não controladores (61.211) (49.219) 24,4 (178.322) (191.900) -7,1
Lucro líquido 99.899 12.639 690,4 204.269 170.439 19,8
GERAÇÃO CONSOLIDADO*
* Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e consolidação da UTE Pecém I em
equivalência patrimonial.
37
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 107.309 99.182 8,2 424.737 395.166 7,5
Gastos não gerenciáveis (17.805) (28.154) -36,8 (64.703) (63.730) 1,5
Energia comprada para revenda (6.845) (15.312) -55,3 (21.436) (15.601) 37,4
Encargos de uso do sistema (7.111) (8.125) -12,5 (29.640) (32.675) -9,3
Outros (3.849) (4.717) -18,4 (13.627) (15.454) -11,8
Margem Bruta 89.504 71.028 26,0 360.034 331.436 8,6
Gastos gerenciáveis (21.005) (18.760) 12,0 (75.466) (72.453) 4,2
Total do PMSO (8.657) (6.419) 34,9 (26.068) (23.118) 12,8
Pessoal (2.382) (2.312) 3,0 (9.521) (7.886) 20,7
Material (677) (420) 61,2 (1.713) (1.565) 9,5
Serviços de terceiros (5.437) (2.894) 87,9 (12.990) (11.209) 15,9
Outros (461) (641) -28,1 (2.144) (2.306) -7,0
Depreciação e amortização (12.348) (12.341) 0,1 (49.398) (49.335) 0,1
Resultado do serviço (EBIT) 68.499 52.268 31,1 284.568 258.983 9,9
EBITDA 80.847 64.609 25,1 333.966 308.318 8,3
Margem EBITDA 75,3% 65,1% 10,2 p.p. 78,6% 78,0% 0,6 p.p.
Resultado financeiro líquido (9.604) (11.334) -15,3 (41.356) (51.894) -20,3
Receitas financeiras 3.404 2.661 27,9 12.195 16.343 -25,4
Despesas financeiras (13.008) (13.995) -7,1 (53.551) (68.237) -21,5
LAIR 58.895 40.934 43,9 243.212 207.089 17,4
IR e Contribuição social 3.271 5.518 -40,7 (23.994) (17.112) 40,2
Imposto de renda e contribuição social correntes 1.947 4.708 -58,6 (28.689) (22.290) 28,7
Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.324 810 63,5 4.695 5.178 -9,3
Lucro líquido antes de minoritários 62.166 46.452 33,8 219.218 189.977 15,4
Lucro líquido 62.166 46.452 33,8 219.218 189.977 15,4 * Consolida 100% do empreendimento. A EDP Energias do Brasil detém 60% da Enerpeixe.
ENERPEIXE *
31/12/2013 31/12/2012
ATIVO 1.883.100 2.000.724
Circulante 110.094 182.104
Caixa e equivalentes de caixa 47.187 118.623
Outros 62.907 63.481
Não Circulante 76.192 76.955
Ativo Permanente 1.696.814 1.741.665
PASSIVO 569.653 691.595
Circulante 235.561 250.655
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 114.752 115.219
Outros 120.809 135.436
Não Circulante 334.092 440.940
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 123.342 237.195
Outros 210.750 203.745
Patrimônio Líquido 1.313.447 1.309.129
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 1.883.100 2.000.724
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)ENERPEIXE
38
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 88.905 72.880 22,0 357.604 282.827 26,4
Gastos não gerenciáveis (24.080) (34.527) -30,3 (116.575) (74.734) 56,0
Energia comprada para revenda (20.430) (29.358) -30,4 (100.411) (54.557) 84,0
Encargos de uso do sistema (2.032) (3.281) -38,1 (9.157) (12.989) -29,5
Outros (1.618) (1.888) -14,3 (7.007) (7.188) -2,5
Margem Bruta 64.825 38.353 69,0 241.029 208.093 15,8
Gastos gerenciáveis (20.523) (19.352) 6,1 (79.511) (68.177) 16,6
Total do PMSO (15.146) (14.701) 3,0 (58.873) (50.707) 16,1
Pessoal (6.972) (6.854) 1,7 (26.154) (24.041) 8,8
Material (739) (693) 6,6 (1.681) (2.016) -16,6
Serviços de terceiros (8.570) (5.772) 48,5 (25.485) (22.739) 12,1
Provisões 598 (1.217) n.d. 1.400 (1.949) n.d.
Outros 537 (165) n.d. (6.953) 38 n.d.
Depreciação e amortização (5.377) (4.651) 15,6 (20.638) (17.470) 18,1
Resultado do serviço (EBIT) 44.302 19.001 133,2 161.518 139.916 15,4
EBITDA 49.679 23.652 110,0 182.156 157.386 15,7
Margem EBITDA 55,9% 32,5% 23,4 p.p. 50,9% 55,6% -4,7 p.p.
Resultado financeiro líquido (3.181) (4.068) -21,8 (15.583) (13.775) 13,1
Receitas financeiras 1.791 1.048 70,9 4.426 8.930 -50,4
Despesas financeiras (4.972) (5.116) -2,8 (20.009) (22.705) -11,9
LAIR 41.121 14.933 175,4 145.935 126.141 15,7
IR e Contribuição social (4.961) 7.869 n.d. (33.788) (15.394) 119,5
Imposto de renda e contribuição social correntes (4.520) 7.297 n.d. (31.230) (15.892) 96,5
Imposto de renda e contribuição social diferidos (441) 572 n.d. (2.558) 498 n.d.
Lucro líquido antes de minoritários 36.160 22.802 58,6 112.147 110.747 1,3
Atribuível aos acionistas não controladores (1.098) (1.721) -36,2 (3.906) (6.682) -41,5
Lucro líquido 35.062 21.081 66,3 108.241 104.065 4,0 * Energest Consolidado inclui Castelo Energética S.A, Pantanal Ltda, Santa Fé S.A, Costa Rica Ltda e Energest S.A. com as devidas eliminações intragrupo
ENERGEST CONSOLIDADO*
31/12/2013 31/12/2012
ATIVO 868.974 849.710
Circulante 115.848 107.980
Caixa e equivalentes de caixa 60.350 44.195
Outros 55.498 63.785
Não Circulante 14.641 15.620
Ativo Permanente 738.485 726.110
PASSIVO 318.225 341.672
Circulante 115.633 117.646
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 21.155 21.014
Outros 94.478 96.632
Não Circulante 202.592 224.026
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 189.807 207.644
Outros 12.785 16.382
Patrimônio Líquido 550.749 508.038
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 868.974 849.710
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)ENERGEST CONSOLIDADO
39
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 128.828 121.101 6,4 541.355 518.859 4,3
Gastos não gerenciáveis (30.075) (24.492) 22,8 (128.718) (90.547) 42,2
Energia comprada para revenda (15.301) (6.490) 135,8 (66.611) (21.988) 202,9
Encargos de uso do sistema (10.430) (12.568) -17,0 (44.497) (48.343) -8,0
Outros (4.344) (5.434) -20,1 (17.610) (20.216) -12,9
Margem Bruta 98.753 96.609 2,2 412.637 428.312 -3,7
Gastos gerenciáveis (27.416) (28.263) -3,0 (101.630) (98.228) 3,5
Total do PMSO (10.691) (11.492) -7,0 (34.689) (32.303) 7,4
Pessoal (4.124) (3.692) 11,7 (13.245) (12.789) 3,6
Material (369) (269) 37,2 (1.059) (793) 33,5
Serviços de terceiros (4.730) (5.466) -13,5 (16.006) (13.443) 19,1
Provisões 407 (2.342) n.d. (201) (3.247) -93,8
Outros (1.875) 277 n.d. (4.178) (2.031) 105,7
Depreciação e amortização (16.725) (16.771) -0,3 (66.941) (65.925) 1,5
Resultado do serviço (EBIT) 71.337 68.346 4,4 311.007 330.084 -5,8
EBITDA 88.062 85.117 3,5 377.948 396.009 -4,6
Margem EBITDA 68,4% 70,3% -1,9 p.p. 69,8% 76,3% -6,5 p.p.
Resultado financeiro líquido (18.785) (3.421) 449,1 (40.816) (22.862) 78,5
Receitas financeiras 4.862 658 638,9 12.628 6.678 89,1
Despesas financeiras (23.647) (4.079) 479,7 (53.444) (29.540) 80,9
LAIR 52.552 64.925 -19,1 270.191 307.222 -12,1
IR e Contribuição social 5.977 (10.181) n.d. (75.146) (104.555) -28,1
Imposto de renda e contribuição social correntes 8.979 15.642 -42,6 (68.240) (74.071) -7,9
Imposto de renda e contribuição social diferidos (3.002) (25.823) -88,4 (6.906) (30.484) -77,3
Lucro líquido antes de minoritários 58.529 54.744 6,9 195.045 202.667 -3,8
Atribuível aos acionistas não controladores (13.297) (10.163) 30,8 (38.993) (42.599) -8,5
Lucro líquido 45.232 44.581 1,5 156.052 160.068 (2,5)* Considera 100% da Lajeado Energia e 100% da Investco com as respectivas eliminações intra-grupo, as participações dos minoritários na Investco e
partes beneficiárias na Lajeado Energia.
LAJEADO CONSOLIDADO*
31/12/2013 31/12/2012
ATIVO 2.117.991 2.158.491
Circulante 174.188 141.115
Caixa e equivalentes de caixa 58.668 83.440
Outros 115.520 57.675
Não Circulante 115.653 128.565
Ativo Permanente 1.828.150 1.888.811
PASSIVO 783.990 357.701
Circulante 187.294 207.217
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 14.670 11.099
Outros 172.624 196.118
Não Circulante 596.696 150.484
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 517.797 67.274
Outros 78.899 83.210
Patrimônio Líquido 1.334.001 1.800.790
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.117.991 2.158.491
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)LAJEADO CONSOLIDADO
40
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 114.684 103.409 10,9 485.046 446.140 8,7
Gastos não gerenciáveis (29.658) (23.956) 23,8 (126.998) (88.743) 43,1
Energia comprada para revenda (15.281) (6.381) 139,5 (66.521) (21.846) 204,5
Encargos de uso do sistema (10.092) (12.215) -17,4 (43.107) (46.957) -8,2
Outros (4.285) (5.360) -20,1 (17.370) (19.940) -12,9
Margem Bruta 85.026 79.453 7,0 358.048 357.397 0,2
Gastos gerenciáveis (42.268) (51.935) -18,6 (173.006) (212.384) -18,5
Total do PMSO (34.792) (44.461) -21,7 (143.105) (182.490) -21,6
Pessoal (197) 137 n.d. (1.116) (208) 436,5
Serviços de terceiros 711 (26) n.d. (1.446) (735) 96,7
Provisões 327 (158) n.d. 712 (882) n.d.
Outros (35.633) (44.414) -19,8 (141.255) (180.665) -21,8
Depreciação e amortização (7.476) (7.474) 0,0 (29.901) (29.894) 0,0
Resultado do serviço (EBIT) 42.758 27.518 55,4 185.042 145.013 27,6
EBITDA 50.234 34.992 43,6 214.943 174.907 22,9
Margem EBITDA 43,8% 33,8% 10,0 p.p. 44,3% 39,2% 5,1 p.p.
Resultado das participações societárias 22.361 16.308 37,1 58.547 69.314 -15,5
Resultado financeiro líquido (8.830) 13 n.d. (7.813) 7.440 n.d.
Receitas financeiras 4.542 346 1.212,7 11.405 9.445 20,8
Despesas financeiras (13.372) (333) 3.915,6 (19.218) (2.005) 858,5
LAIR 56.289 43.839 28,4 235.776 221.767 6,3
IR e Contribuição social (6.031) 5.693 n.d. (62.385) (43.915) 42,1
Imposto de renda e contribuição social correntes (3.978) 7.273 n.d. (54.122) (36.376) 48,8
Imposto de renda e contribuição social diferidos (2.053) (1.580) 29,9 (8.263) (7.539) 9,6
Lucro líquido antes de minoritários 50.258 49.532 1,5 173.391 177.852 -2,5
Atribuível aos acionistas não controladores (5.026) (4.951) 1,5 (17.339) (17.784) -2,5
Lucro líquido 45.232 44.581 1,5 156.052 160.068 (2,5)
LAJEADO ENERGIA
31/12/2013 31/12/2012
ATIVO 1.642.208 1.674.039
Circulante 160.028 154.635
Caixa e equivalentes de caixa 36.008 77.417
Outros 124.020 77.218
Não Circulante 121.460 133.799
Ativo Permanente 1.360.720 1.385.605
PASSIVO 609.585 172.751
Circulante 153.047 158.627
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 4.697 0
Outros 148.350 158.627
Não Circulante 456.538 14.124
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 446.984 -
Outros 9.554 14.124
Patrimônio Líquido 1.032.623 1.501.288
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 1.642.208 1.674.039
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)LAJEADO ENERGIA
41
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 49.171 62.964 -21,9 196.418 253.805 -22,6
Gastos não gerenciáveis (417) (536) -22,2 (1.720) (1.804) -4,7
Energia comprada para revenda (20) (109) -81,7 (90) (142) -36,6
Encargos de uso do sistema (338) (353) -4,2 (1.390) (1.386) 0,3
Outros (59) (74) -20,3 (240) (276) -13,0
Margem Bruta 48.754 62.428 -21,9 194.698 252.001 -22,7
Gastos gerenciáveis (20.175) (21.600) -6,6 (68.733) (66.930) 2,7
Total do PMSO (10.926) (12.303) -11,2 (31.693) (30.899) 2,6
Pessoal (3.927) (3.829) 2,6 (12.129) (12.581) -3,6
Material (369) (269) 37,2 (1.059) (793) 33,5
Serviços de terceiros (5.441) (5.440) 0,0 (14.560) (12.708) 14,6
Provisões 80 (2.184) n.d. (913) (2.365) -61,4
Outros (1.269) (581) 118,4 (3.032) (2.452) 23,7
Depreciação e amortização (9.249) (9.297) -0,5 (37.040) (36.031) 2,8
Resultado do serviço (EBIT) 28.579 40.828 -30,0 125.965 185.071 -31,9
EBITDA 37.828 50.125 -24,5 163.005 221.102 -26,3
Margem EBITDA 76,9% 79,6% -2,7 p.p. 83,0% 87,1% -4,1 p.p.
Resultado financeiro líquido (9.955) (3.434) 189,9 (33.003) (30.302) 8,9
Receitas financeiras 848 815 4,0 2.611 1.955 33,6
Despesas financeiras (10.803) (4.249) 154,2 (35.614) (32.257) 10,4
LAIR 18.624 37.394 -50,2 92.962 154.769 -39,9
IR e Contribuição social 12.008 (15.874) n.d. (12.761) (60.640) -79,0
Imposto de renda e contribuição social correntes 12.957 8.369 54,8 (14.118) (37.695) -62,5
Imposto de renda e contribuição social diferidos (949) (24.243) -96,1 1.357 (22.945) n.d.
Lucro líquido antes de minoritários 30.632 21.520 42,3 80.201 94.129 -14,8
Lucro líquido 30.632 21.520 42,3 80.201 94.129 (14,8)
INVESTCO
31/12/2013 31/12/2012
ATIVO 1.336.353 1.347.679
Circulante 53.634 33.588
Caixa e equivalentes de caixa 22.660 6.023
Outros 30.974 27.565
Não Circulante 453 1.117
Ativo Permanente 1.282.266 1.312.974
PASSIVO 220.139 238.408
Circulante 73.721 95.698
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 10.637 11.849
Outros 63.084 83.849
Não Circulante 146.418 142.710
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 77.073 73.624
Outros 69.345 69.086
Patrimônio Líquido 1.116.214 1.109.271
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 1.336.353 1.347.679
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)INVESTCO
42
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
*Valores correspondem a 50% da participação da EDP Energias do Brasil
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 166.341 114.946 44,7 492.188 166.533 195,5
Gastos não gerenciáveis (70.268) (178.613) -60,7 (373.253) (253.119) 47,5
Energia comprada para revenda (26.699) (168.656) -84,2 (199.312) (243.162) -18,0
Encargos de uso do sistema (6.438) (3.808) 69,1 (27.059) (3.808) 610,6
Custo da matéria prima consumida (37.132) (6.149) 503,9 (146.883) (6.149) 2.288,7
Margem Bruta 96.072 (63.667) n.d. 118.934 (86.586) n.d.
Gastos gerenciáveis (85.467) (14.642) 483,7 (229.834) (20.293) 1.032,6
Total do PMSO (65.252) (11.938) 446,6 (171.698) (17.453) 883,8
Pessoal (6.486) (1.536) 322,4 (15.883) (3.078) 416,1
Material (4.504) (533) 745,8 (6.251) (645) 869,9
Serviços de terceiros (9.102) (1.709) 432,8 (19.334) (4.047) 377,8
Outros (45.160) (8.162) 453,3 (130.230) (9.685) 1.244,7
Aluguéis e arrendamentos (850) (216) 294,4 (1.673) (653) 156,4
Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens - - n.d. - 12 -100,0
Outras (44.310) (7.946) 457,6 (128.557) (9.044) 1.321,5
Depreciação e amortização (20.215) (2.704) 647,6 (58.136) (2.840) 1.947,0
Resultado do serviço (EBIT) 10.606 (78.309) n.d. (110.900) (106.879) 3,8
EBITDA 30.821 (75.605) n.d. (52.764) (104.039) -49,3
Margem EBITDA 18,5% -65,8% 84,3 p.p. -10,7% -62,5% 51,8 p.p.
Resultado financeiro líquido (29.612) (18.062) 63,9 (102.996) (48.259) 113,4
Receitas financeiras 533 810 -34,2 1.439 1.281 12,3
Despesas financeiras (30.145) (18.872) 59,7 (104.435) (49.540) 110,8
LAIR (19.007) (96.371) -80,3 (213.896) (155.138) 37,9
IR e Contribuição social 6.463 37.755 -82,9 72.725 51.638 40,8
Imposto de renda e contribuição social diferidos 6.463 37.755 -82,9 72.725 51.638 40,8
Lucro líquido antes de minoritários (12.544) (58.616) -78,6 (141.171) (103.500) 36,4
Lucro líquido (12.544) (58.616) (78,6) (141.171) (103.500) 36,4
PECÉM
31/12/2013 31/12/2012
ATIVO 2.098.627 2.079.137
Circulante 145.434 221.032
Caixa e equivalentes de caixa 22.981 363
Outros 122.453 220.669
Não Circulante 239.952 152.213
Ativo Permanente 1.713.241 1.705.892
PASSIVO 1.518.387 1.467.704
Circulante 274.419 235.704
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 86.870 95.970
Outros 187.550 139.734
Não Circulante 1.243.968 1.232.000
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 1.017.036 1.096.312
Outros 226.932 135.688
Patrimônio Líquido 580.240 611.433
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.098.627 2.079.137
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)PECÉM
43
ANEXO VII
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS EDP BANDEIRANTE
Nota: Margem Bruta exclui receita de construção
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 703.982 736.081 -4,4 2.605.852 2.557.089 1,9
Gastos não gerenciáveis (510.076) (565.233) -9,8 (1.652.643) (1.928.740) -14,3
Energia comprada para revenda (471.121) (476.243) -1,1 (1.501.297) (1.574.583) -4,7
Encargos de uso do sistema (38.192) (87.403) -56,3 (145.822) (347.851) -58,1
Outros (763) (1.587) -51,9 (5.524) (6.306) -12,4
Margem Bruta 193.906 170.848 13,5 953.209 628.349 51,7
Gastos gerenciáveis (177.699) (131.923) 34,7 (653.263) (493.361) 32,4
Total do PMSO (96.446) (75.407) 27,9 (385.593) (314.477) 22,6
Pessoal (44.125) (35.606) 23,9 (147.651) (122.801) 20,2
Material (3.828) (2.927) 30,8 (13.064) (11.838) 10,4
Serviços de terceiros (40.694) (37.207) 9,4 (138.231) (135.054) 2,4
Provisões (6.088) (9.648) -36,9 (42.206) (28.209) 49,6
Outros (1.711) 9.981 n.d. (44.441) (16.575) 168,1
Custo com construção da infraestrutura (63.921) (34.953) 82,9 (147.391) (96.783) 52,3
Depreciação e amortização (17.332) (21.563) -19,6 (120.279) (82.101) 46,5
Resultado do serviço (EBIT) 16.207 38.925 -58,4 299.946 134.988 122,2
EBITDA 33.539 60.488 -44,6 420.225 217.089 93,6
Margem EBITDA 5,2% 8,6% -3,4 p.p. 17,1% 8,8% 8,3 p.p.
Resultado financeiro líquido (4.713) 3.970 n.d. (34.180) (22.389) 52,7
Receitas financeiras 21.810 24.645 -11,5 65.520 75.654 -13,4
Despesas financeiras (26.523) (20.675) 28,3 (99.700) (98.043) 1,7
LAIR 11.494 42.895 -73,2 265.766 112.599 136,0
IR e Contribuição social 16.821 (8.074) n.d. (74.985) (31.631) 137,1
Imposto de renda e contribuição social correntes (39.776) 7.446 n.d. (67.871) (6.858) 889,7
Imposto de renda e contribuição social diferidos 56.597 (15.520) n.d. (7.114) (24.773) -71,3
Lucro líquido antes de minoritários 28.315 34.821 -18,7 190.781 80.968 135,6
Lucro líquido 28.315 34.821 (18,7) 190.781 80.968 135,6
EDP BANDEIRANTE
31/12/2013 31/12/2012
ATIVO 2.457.370 2.401.488
Circulante 841.452 785.672
Caixa e equivalentes de caixa 333.989 111.544
Outros 507.463 674.128
Não Circulante 613.959 608.895
Ativo Permanente 1.001.959 1.006.921
PASSIVO 1.353.114 1.622.199
Circulante 795.984 780.246
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 172.099 77.053
Outros 623.885 703.193
Não Circulante 557.130 841.953
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 436.744 559.624
Outros 120.386 282.329
Patrimônio Líquido 1.104.256 779.289
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.457.370 2.401.488
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)BANDEIRANTE
44
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS EDP ESCELSA
Nota: Margem Bruta exclui receita de construção
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 517.557 576.083 -10,2 2.027.508 1.904.705 6,4
Gastos não gerenciáveis (339.851) (360.166) -5,6 (1.142.259) (1.185.522) -3,6
Energia comprada para revenda (315.760) (309.592) 2,0 (1.051.212) (1.002.052) 4,9
Encargos de uso do sistema (23.223) (49.487) -53,1 (87.063) (179.188) -51,4
Outros (868) (1.087) -20,1 (3.984) (4.282) -7,0
Margem Bruta 177.706 215.917 -17,7 885.249 719.183 23,1
Gastos gerenciáveis (209.082) (80.191) 160,7 (642.410) (467.111) 37,5
Total do PMSO (122.189) (6.676) 1.730,3 (341.582) (231.990) 47,2
Pessoal (41.437) (27.097) 52,9 (134.087) (99.926) 34,2
Material (6.143) (2.447) 151,0 (14.491) (9.736) 48,8
Serviços de terceiros (40.004) (39.727) 0,7 (141.676) (137.020) 3,4
Provisões (3.122) (8.953) -65,1 (59.694) (39.412) 51,5
Outros (31.483) 71.548 n.d. 8.366 54.104 -84,5
Custo com construção da infraestrutura (59.137) (48.743) 21,3 (178.334) (136.990) 30,2
Depreciação e amortização (27.756) (24.772) 12,0 (122.494) (98.131) 24,8
Resultado do serviço (EBIT) (31.376) 135.726 n.d. 242.839 252.072 -3,7
EBITDA (3.620) 160.498 n.d. 365.333 350.203 4,3
Margem EBITDA -0,8% 30,4% -31,2 p.p. 19,8% 19,8% -0,1 p.p.
Resultado financeiro líquido (13.705) 531 n.d. (66.745) (37.477) 78,1
Receitas financeiras 16.237 25.520 -36,4 54.152 65.987 -17,9
Despesas financeiras (29.942) (24.989) 19,8 (120.897) (103.464) 16,8
LAIR (45.081) 136.257 n.d. 176.094 214.595 -17,9
IR e Contribuição social 31.212 (31.029) n.d. (42.085) (55.929) -24,8
Imposto de renda e contribuição social correntes 21.163 (919) n.d. (34.884) (19.681) 77,2
Imposto de renda e contribuição social diferidos 10.049 (30.110) n.d. (7.201) (36.248) -80,1
Lucro líquido antes de minoritários (13.869) 105.228 n.d. 134.009 158.666 -15,5
Lucro líquido (13.869) 105.228 n.d. 134.009 158.666 (15,5)
EDP ESCELSA
31/12/2013 31/12/2012
ATIVO 2.372.139 2.376.182
Circulante 561.242 624.435
Caixa e equivalentes de caixa 134.680 85.502
Outros 426.562 538.933
Não Circulante 904.063 832.464
Ativo Permanente 906.834 919.283
PASSIVO 1.684.948 1.761.717
Circulante 799.136 731.026
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 301.435 149.405
Outros 497.701 581.621
Não Circulante 885.812 1.030.691
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 381.583 573.426
Outros 504.229 457.265
Patrimônio Líquido 687.191 614.465
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.372.139 2.376.182
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)ESCELSA
45
ANEXO VIII EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO
DADOS OPERACIONAIS DA DISTRIBUIÇÃO TRIMESTRAL
unid. MWh KWh % % %
EDP BANDEIRANTE
Residencial 1.519.284 899.630 197 4,2% 7,1% 2,9%
Industrial 11.973 735.379 20.473 2,2% -2,3% -4,4%
Comercial 113.286 560.772 1.650 2,6% 5,2% 2,5%
Rural 7.994 21.811 909 -1,0% 4,0% 5,0%
Outros 13.270 250.361 6.289 8,4% 3,5% -4,5%
Energia Vendida Clientes Finais 1.665.807 2.467.954 494 4,0% 3,3% -0,7%
Suprimento 2 12.991 0 0,0% 16,4% -
Energia em Trânsito (USD) 165 1.491.904 0 17,9% 10,5% -
Consumo Próprio 166 1.661 0 -1,8% 15,1% -
Total Energia Distribuída 1.666.140 3.974.510 795 4,0% 6,0% 1,9%
EDP ESCELSA
Residencial 1.072.472 529.931 165 3,6% 5,9% 2,3%
Industrial 11.750 313.863 8.904 2,2% 10,7% 8,3%
Comercial 117.015 349.243 995 3,1% 4,6% 1,4%
Rural 165.722 156.314 314 3,2% 3,8% 0,6%
Outros 11.714 170.251 4.845 2,9% 2,8% -0,1%
Energia Vendida Clientes Finais 1.378.673 1.519.603 367 3,5% 6,0% 2,4%
Suprimento 1 124.453 0 0,0% -7,8% -
Energia em Trânsito (USD) 74 1.032.283 0 10,4% 5,8% -
Consumo Próprio 193 2.366 0 12,2% 10,1% -
Total Energia Distribuída 1.378.941 2.678.705 648 3,5% 5,2% 1,6%
DISTRIBUIÇÃO
Residencial 2.591.756 1.429.561 184 3,9% 6,7% 2,7%
Industrial 23.723 1.049.242 14.743 2,2% 1,3% -0,9%
Comercial 230.301 910.016 1.317 2,9% 4,9% 2,0%
Rural 173.716 178.125 342 3,0% 3,8% 0,8%
Outros 24.984 420.613 5.612 5,7% 3,2% -2,4%
(-) Transferido para Energia Trânsito (1)
Energia Vendida Clientes Finais 3.044.480 3.987.557 437 3,8% 4,3% 0,5%
Suprimento 3 137.445 15.271.647 0,0% -5,9% -
Energia em Trânsito (USD) 239 2.524.186 3.520.483 15,5% 8,5% -
(+) Transferido dos Clientes Cativos (1)
Consumo Próprio 359 4.027 3.739 5,3% 12,1% -
Total Energia Distribuída 3.045.081 6.653.215 728 3,8% 5,6% 1,8%
Notas:
*Consumo médio mensal por cliente
Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público
Dados em R$ referem-se à Receita sem ICMS e sem RTE.
4T13 Variação 4T13/4T12
VolumeClientes Consumo
MédioVolumeClientes
Consumo
Médio*
46
ANEXO IX EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO
DADOS OPERACIONAIS DA DISTRIBUIÇÃO ACUMULADO
unid. MWh KWh % % %
EDP BANDEIRANTE
Residencial 1.519.284 3.504.144 769 4,2% 3,8% -0,3%
Industrial 11.973 2.750.989 76.589 2,2% -7,5% -9,5%
Comercial 113.286 2.102.802 6.187 2,6% 3,8% 1,1%
Rural 7.994 83.809 3.495 -1,0% -0,4% 0,5%
Outros 13.270 951.437 23.899 8,4% 1,7% -6,1%
Energia Vendida Clientes Finais 1.665.807 9.393.180 1.880 4,0% 0,0% -3,9%
Suprimento 2 48.222 - 0,0% 8,7% -
Energia em Trânsito (USD) 165 5.887.226 - 17,9% 10,1% -
Consumo Próprio 166 6.151 - -1,8% 5,7% -
Total Energia Distribuída 1.666.140 15.334.780 3.068 4,0% 3,7% -0,4%
EDP ESCELSA
Residencial 1.072.472 2.094.560 651 3,6% 6,7% 3,0%
Industrial 11.750 1.165.840 33.073 2,2% 4,9% 2,7%
Comercial 117.015 1.367.308 3.895 3,1% 5,0% 1,8%
Rural 165.722 693.277 1.394 3,2% 11,3% 7,8%
Outros 11.714 672.450 19.135 2,9% 2,4% -0,5%
Energia Vendida Clientes Finais 1.378.673 5.993.435 1.449 3,5% 6,0% 2,4%
Suprimento 1 532.957 - 0,0% 4,6% -
Energia em Trânsito (USD) 74 4.009.568 - 10,4% 1,4% -
Consumo Próprio 193 9.306 - 12,2% 8,2% -
Total Energia Distribuída 1.378.941 10.545.267 2.549 3,5% 4,1% 0,6%
DISTRIBUIÇÃO
Residencial 2.591.756 5.598.705 720 3,9% 4,9% 0,9%
Industrial 23.723 3.916.829 55.036 2,2% -4,1% -6,2%
Comercial 230.301 3.470.109 5.023 2,9% 4,3% 1,4%
Rural 173.716 777.086 1.491 3,0% 9,9% 6,7%
Outros 24.984 1.623.886 21.666 5,7% 2,0% -3,5%
Energia Vendida Clientes Finais 3.044.480 15.386.615 1.685 3,8% 2,2% -1,5%
Suprimento 3 581.180 64.575.506 0,0% 4,9% -
Energia em Trânsito (USD) 239 9.896.794 13.803.060 15,5% 6,4% -
Consumo Próprio 359 15.457 14.352 5,3% 7,2% -
Total Energia Distribuída 3.045.081 25.880.047 2.833 3,8% 3,8% 0,1%
Notas:
(2) Consumo médio mensal por cliente
Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público
Dados em R$ referem-se à Receita sem ICMS e sem RTE.
2013 Variação 2013/2012
Clientes VolumeConsumo
Médio (2) Clientes Volume
Consumo
Médio
47
ANEXO X EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - COMERCIALIZAÇÃO
DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T13 4T12 % 2013 2012 %
Receita operacional líquida 454.634 437.744 3,9 1.885.795 1.354.606 39,2
Gastos não gerenciáveis (447.830) (451.276) -0,8 (1.799.524) (1.323.687) 35,9
Energia comprada para revenda (444.561) (447.370) -0,6 (1.785.691) (1.308.184) 36,5
Encargos de uso do sistema (3.269) (3.906) -16,3 (13.833) (15.503) -10,8
Margem Bruta 6.804 (13.532) n.d. 86.271 30.919 179,0
Gastos gerenciáveis (5.128) 33.670 n.d. (17.769) 22.477 n.d.
Total do PMSO (5.030) 33.740 n.d. (17.445) 22.756 n.d.
Pessoal (2.328) (2.691) -13,5 (9.190) (8.315) 10,5
Material (20) (22) -9,1 (72) (63) 14,3
Serviços de terceiros (1.538) (1.829) -15,9 (5.891) (4.619) 27,5
Provisões (2) 38.765 n.d. 1.325 37.989 -96,5
Outros (1.142) (483) 136,4 (3.617) (2.236) 61,8
Depreciação e amortização (98) (70) 40,0 (324) (279) 16,1
Resultado do serviço (EBIT) 1.676 20.138 -91,7 68.502 53.396 28,3
EBITDA 1.774 20.208 -91,2 68.826 53.675 28,2
Margem EBITDA 0,4% 4,6% -4,2 p.p. 3,6% 4,0% -0,3 p.p.
Resultado das participações societárias - - n.d. - - n.d.
Resultado financeiro líquido (869) 3.812 n.d. (3.724) 4.159 n.d.
Receitas financeiras 540 2.656 -79,7 2.097 4.424 -52,6
Despesas financeiras (1.409) 1.156 n.d. (5.821) (265) 2.096,6
LAIR 807 23.950 -96,6 64.778 57.555 12,5
IR e Contribuição social 397 (7.489) n.d. (21.535) (19.049) 13,1
Imposto de renda e contribuição social correntes 396 6.171 -93,6 (21.084) (5.844) 260,8
Imposto de renda e contribuição social diferidos 1 (13.660) n.d. (451) (13.205) -96,6
Lucro líquido antes de minoritários 1.204 16.461 -92,7 43.243 38.506 12,3
Lucro líquido 1.204 16.461 (92,7) 43.243 38.506 12,3
EDP COMERCIALIZADORA
31/12/2013 31/12/2012
ATIVO 329.114 202.077
Circulante 318.013 192.474
Caixa e equivalentes de caixa 44.021 18.694
Outros 273.992 173.780
Não Circulante 8.977 7.599
Ativo Permanente 2.124 2.004
PASSIVO 265.128 141.281
Circulante 265.066 141.033
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 0 0
Outros 265.066 141.033
Não Circulante 62 248
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo - -
Outros 62 248
Patrimônio Líquido 63.986 60.796
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 329.114 202.077
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)EDP COMERCIALIZADORA