25.10.2013 release 3t13 -...
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Release
de Resultados 3T13
Indicadores 3T13 3T12 Var. 2T13 Var. 9M13 9M12 Var.
Econômico- Financeiro (R$ mil)
Receita Operacional Líquida (1) 1.648.482 1.509.028 9,2% 1.575.689 4,6% 5.070.705 4.397.559 15,3%
Gastos Não-Gerenciáveis (823.900) (1.005.053) -18,0% (991.524) -16,9% (2.965.801) (2.775.165) 6,9%
Margem Bruta(1) 824.582 503.975 63,6% 584.165 41,2% 2.104.904 1.622.394 29,7%
Gastos Gerenciáveis(2) (192.976) (232.882) -17,1% (257.233) -25,0% (684.033) (630.799) 8,4%
EBITDA(3) 631.606 271.093 133,0% 326.932 93,2% 1.420.871 991.595 43,3%
Lucro Líquido 199.392 10.390 1819,0% 44.606 347,0% 334.273 192.774 73,4%
Capex 400.824 189.695 111,3% 201.319 99,1% 742.539 393.062 88,9%
Dívida Líquida 3.326.869 1.917.000 73,5% 2.722.260 22,2% 3.326.869 1.917.000 73,5%
Evolução do Mercado (GWh)
Total Energia Distribuída 6.371 6.144 3,7% 6.480 -1,7% 19.227 18.625 3,2%
Total Energia Vendida- Geração(4) 1.915 2.012 -4,8% 1.972 -2,9% 6.241 6.191 0,8%
Total Energia Comercializada 3.278 2.937 11,6% 3.112 5,3% 9.319 8.150 14,3%
(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$ 632 milhões no 3T13 São Paulo, 30 de outubro de 2013 - A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) listada no Novo Mercado da
BM&FBOVESPA (código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros e operacionais do terceiro trimestre de 2013 (3T13). As
informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas
Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram objeto
de revisão por parte dos auditores independentes.
� Receita líquida consolidada: crescimento de 9,2% devido à estratégia de venda de energia
no mercado de curto prazo pela Comercializadora, ao aumento no preço médio de venda
de energia em contratos bilaterais das geradoras e incremento em outras receitas das
distribuidoras;
� Gastos Não-Gerenciáveis: redução de 18,0% em consequência dos aportes da CDE para as
distribuidoras que atenuaram os custos com compra de energia;
� Gastos Gerenciáveis: redução de 17,1% devido aos efeitos não recorrentes em provisões e
outros no 3T13;
� EBITDA: aumento de 133,0% devido ao aumento da Margem Bruta das distribuidoras;
� Resultado Financeiro: de R$ -59,5 milhões no 3T12 para R$ -72,0 milhões no 3T13, em
consequência do aumento dos encargos de dívida devido ao maior endividamento;
� Lucro líquido: aumento de R$ 189,0 milhões no 3T13;
� Dívida Líquida/EBITDA: 1,8x em 30 de setembro de 2013, estável em relação a junho/13;
� Capex: aumento de R$ 211,6 milhões devido à construção dos empreendimentos de
geração (UHEs Santo Antonio do Jari e Cachoeira Caldeirão);
� Dividendos: pagamento de R$ 239, 8 milhões em 30 de setembro de 2013;
� Revisão tarifária periódica da EDP Escelsa: reposicionamento tarifário de 4,12%
(econômico: 1,32% e financeiro: 2,80%);
� Liberação da Licença de Instalação da UHE Cachoeira Caldeirão em agosto de 2013;
� Emissão de R$ 450 milhões em Notas Promissórias da Lajeado Energia;
� Evento subsequente: Reajuste tarifário anual da EDP Bandeirante em 10,36% (econômico:
9,92% e financeiro: 0,44%).
Total de ações 476.415.612
Ações em tesouraria 840.675
Free float 232.602.924 ações (49%)
Valor de mercado (30/09/2013)
R$ 5.746 milhões
Teleconferência com Webcast em 31/10/2013 Português/Inglês: 15h
Dados para conexão:
Brasil: +55 (11) 4688-6361
EUA: +1 (855) 281-6021
Outros: +1 (786) 924-6977
Índice
1. Eventos do Período 3
2. Desempenho Econômico-Financeiro 4
2.1. Receita Operacional Líquida 4
2.1.1. Deduções 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 15
5. Desempenho por Área de Negócios 17
5.1. Geração 18
5.2. Distribuição 21
5.3. Comercialização 26
6. Mercado de Capitais 27
6.1. Desempenho das Ações 27
6.2. Capital Social 28
7. Eventos Subsequentes 29
ANEXOS 30
3
1. Eventos do Período
Devolução da controlada indireta Couto Magalhães Em 10 de julho de 2013, foi publicada no Diário Oficial da União, a Lei nº 12.839/2013 que dentre outras disposições, permite que os concessionários de geração que não entraram em operação até 30 de junho de 2013 possam requerer a rescisão de seus contratos de concessão, sendo-lhes assegurada, a restituição das garantias de cumprimento das obrigações do contrato de concessão, o não pagamento pelo uso de bem público durante a vigência do contrato de concessão e o ressarcimento dos custos incorridos na elaboração de estudos ou projetos que venham a ser aprovados para futura licitação. Por atender aos requisitos exigidos pela Lei nº 12.839/2013, a Enercouto, em 19 de julho de 2013 protocolou na Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a ratificação do pedido de rescisão do Contrato de Concessão da UHE Couto Magalhães requerida em 15 de março de 2012. A rescisão deste contrato de concessão estava condicionada a existência de previsão legal. Em 05 de setembro de 2013, a Diretoria da ANEEL, aprovou a extinção da concessão da UHE Couto Magalhães. Na sequência, o processo seguiu para o Ministério de Minas e Energia, que após análise do processo convocará as Concessionárias para assinarem o Distrato do Contrato de Concessão nº 021/2002. Após a assinatura do Distrato, as concessionárias ficarão isentas do pagamento do encargo da UBP, bem como será realizada a solicitação da devolução da garantia de fiel cumprimento e do ressarcimento dos custos incorridos no desenvolvimento dos estudos ambientais. O montante registrado em 30 de setembro de 2013 relativo aos estudos e projetos na Enercouto é de R$ 3,3 milhões, sendo R$ 3,2 milhões referente ao imobilizado e R$ 0,1 milhão ao intangível.
Venda de ativos da controlada indireta Pantanal Energética
Em 1º de agosto de 2013, a controlada indireta Pantanal Energética Ltda. transferiu os ativos das Centrais Geradoras Hídricas (CGH) São João I com capacidade instalada de 0,664 MW, CGH São João II com capacidade instalada de 0,600 MW e CGH Coxim com capacidade instalada de 0,400 MW, para duas Sociedades de Propósito Específico – SPEs, sendo os ativos das CGH São João I e CGH São João II aportados na empresa São João Energia Ltda. e os ativos da CGH Coxim aportados na Coxim Energia Ltda. A Pantanal celebrou junto a YU – Empreendimentos Imobiliários e Participações Ltda. o “Contrato de Compra e Venda de Quotas e Outras Avenças” dos ativos relacionados às usinas mencionadas acima e, em 1º de setembro de 2013, ambas SPEs tiveram seu controle transferido para a YU.
Revisão Tarifária Periódica da EDP Escelsa Conforme comunicado ao mercado em 06 de agosto de 2013, a ANEEL aprovou a 6ª Revisão Tarifária Periódica da EDP Escelsa. O reposicionamento tarifário foi de 4,12%. O efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos foi de -1,05%, aplicado a partir de 07 de agosto de 2013. No processo de revisão tarifária periódica, definido a cada três anos na EDP Escelsa, a ANEEL recalcula os custos regulatórios passíveis de gerenciamento pela distribuidora (Parcela B) que incluem: (i) os custos operacionais e (ii) os custos do capital (remuneração e depreciação). Já os custos não gerenciáveis (Parcela A), que englobam a energia comprada de geradoras, o transporte da energia, os encargos setoriais e os ajustes financeiros são atualizados com base na variação de preços verificada nos doze meses anteriores. 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$ 34,4 milhões, referente à diferença entre os custos homologados e os efetivamente incorridos pela Companhia no período de maio de 2012 a abril de 2013. Além deste montante, a EDP Escelsa ainda recebeu R$ 90,7 milhões, no dia 03 de setembro de 2013, por meio de repasse da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE de modo a reduzir o impacto nas tarifas a serem aplicadas aos consumidores finais.
Licença de Instalação da UHE Cachoeira Caldeirão A EDP Energias do Brasil comunicou ao mercado em 06 de agosto de 2013, o recebimento da licença de instalação para a UHE Cachoeira Caldeirão. A assinatura do Contrato de Concessão pelo Ministério de Minas e Energia ocorreu no dia 29 de maio de 2013.
Liberação de recursos do BNDES à ECE Participações - controlada integral da Companhia Energética do Jari Em agosto de 2013, houve o desembolso do financiamento de longo prazo à ECE participações pelo BNDES no valor de R$ 38 milhões, sendo que até o momento foi desembolsado R$ 418 milhões, montante que representa 57% do financiamento total junto ao BNDES.
Emissão de Notas Promissórias da Lajeado Energia no valor de R$ 450 milhões Em agosto de 2013, ocorreu a emissão de Notas Promissórias da Lajeado Energia no valor de R$ 450 milhões, ao custo de CDI + 0,47% a.a. e prazo de 180 dias.
4
Pagamento de dividendos A EDP Energias do Brasil comunicou aos seus acionistas que procedeu no dia 30 de setembro de 2013, ao pagamento de dividendos, nos valores de R$ 194.140.654,65 (valor referente ao resultado de 2012), equivalente a R$ 0,40822306 para cada ação ordinária, e R$ 45.686.554,35 (valor referente à parte da reserva de lucros de exercícios anteriores), equivalente a R$ 0,09606594 para cada ação ordinária, ambos os valores objeto de deliberação na 34ª Assembleia Geral Ordinária da Companhia realizada em 10 de abril de 2013, e creditados aos acionistas titulares de ações ordinárias da Companhia com data-base de 10 de abril de 2013.
2. Desempenho Econômico-Financeiro
2.1. Receita Operacional Líquida
*Não considera as eliminações intragrupo de R$ 136 milhões no 3T12 e de R$ 170 milhões no 3T13
e exclui receita de construção de R$ 67 milhões no 3T12 e de R$ 92 milhões no 3T13.
No 3T13, a receita operacional líquida consolidada1, excluindo a receita de construção, atingiu R$ 1.648,5 milhões, 9,2%
superior ao 3T12. No acumulado do ano, a receita operacional líquida, excluindo a receita de construção, atingiu R$ 5.070,7 milhões, 15,3% superior ao mesmo período do ano anterior.
Os principais determinantes da evolução da receita operacional líquida no período foram:
Na Comercialização � O volume de energia comercializada totalizou 3.278 GWh no 3T13, 11,6% acima dos 2.937 GWh comercializados no 3T12. No acumulado do ano, o volume de energia comercializada totalizou 9.319 GWh, aumento de 14,3% em comparação ao mesmo período do ano anterior. O aumento deve-se à estratégia de sazonalização para o ano de 2013 e as novas operações de curto e longo prazo. � O preço médio de venda de energia comercializada aumentou 29,7% em relação ao 3T12, em consequência do aumento dos preços no mercado livre de energia e dos reajustes anuais dos contratos de longo prazo firmados em exercícios anteriores. Na Geração � O volume de energia vendida no 3T13 alcançou 1.915 GWh, 4,8% inferior aos 2.012 GWh vendidos no 3T12. Esta redução deve-se à maior alocação de energia assegurada no 1T13 em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013. No acumulado do ano, o volume de energia vendida totalizou 6.241 GWh, 0,8% acima dos 6.191 GWh vendidos no mesmo período do ano anterior. Considerando a UTE Pecém I, o volume de energia vendida atingiu 8.244 GWh, aumento de 22,9% em relação aos 9M12. � O preço médio de venda de energia da geração foi de R$ 159,10/MWh no 3T13, 14,0% acima do preço verificado no 3T12, devido aos reajustes anuais dos contratos em vigor, além da diferença de sazonalização ocorrida entre os períodos analisados e dos contratos bilaterais de curta duração a preços de mercado mais elevados em comparação ao mesmo período do ano anterior, como parte da estratégia de sazonalização. � A redução de R$ 9,8 milhões de energia de curto prazo deve-se à menor sobra de energia das geradoras em relação ao mesmo período de 2012, reflexo da condição hidrológica menos favorável e despacho de térmicas no período. A diferença de
1 Considera eliminações intragrupo
Geração16,3%
Distribuição56,6%
Comercialização27,1%
Composição da Receita Líquida* - 3T13
3T12 3T13
293 296
1.008 1.030
343493
Receita Líquida (R$ milhões)*
Geração Distribuição Comercialização
44%
2%
1%
5
sazonalização entre os períodos e de GSF2 (102,48% em 2013 para 105,46% em 2012) resultou em menos vendas no curto
prazo. Na Distribuição � O volume de energia distribuída atingiu 6.370,5 GWh no 3T13, 3,7% superior aos 6.144,1 GWh distribuídos no 3T12 (+4,5% na EDP Bandeirante e +2,5% na EDP Escelsa). No acumulado do ano, o incremento foi de 3,2%. � A receita de vendas de energia no mercado cativo atingiu R$ 1.002,6 milhões no 3T13, redução de 9,9% em relação ao 3T12. Essa diminuição deve-se à (i) redução das tarifas de energia (Lei nº 12.783/2013) e (ii) redução das tarifas aplicadas nas revisões e reajustes tarifários das distribuidoras; � A receita de disponibilização do sistema de distribuição alcançou R$ 535,6 milhões no 3T13, redução de 27,9% em relação ao 3T12. Essa diminuição deve-se à (i) redução das tarifas de TUSD (Lei nº 12.783/2013), (ii) redução das tarifas aplicadas nas revisões e reajustes tarifários das distribuidoras e (iii) ao crescimento de 4,7% (+112 GWh) no uso do sistema de distribuição (USD). � O suprimento de energia elétrica no 3T13 atingiu R$ 20,8 milhões, crescimento de 45,8% em relação ao 3T12. Esse resultado deve-se ao aumento de 16,8% no volume de energia suprida na EDP Escelsa (+22 GWh) em função do aumento da irrigação pelas cooperativas rurais. � A redução de R$ 32,1 milhões em energia de curto prazo no 3T13 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 3T12, a energia excedente das distribuidoras foi liquidada no mercado de curto prazo (R$ 19,7 milhões). � A tarifa média de venda de energia da EDP Escelsa e EDP Bandeirante no 3T13 foi 14,16% e 11,40%, inferior ao mesmo período do ano anterior, respectivamente, devido à redução das tarifas de energia (Lei nº 12.783/2013) e à redução das tarifas aplicadas nas revisões tarifárias das distribuidoras. Outras Receitas Operacionais O aumento consolidado de R$ 38,5 milhões entre os períodos comparados deve-se, principalmente, 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 Conta de Desenvolvimento Energético – 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 homologará os recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobrás a cada distribuidora, para custear os descontos acima mencionados. Dessa forma foi provisionado o valor de R$ 9,07 milhões na EDP Bandeirante e R$ 29,7 milhões na EDP Escelsa que impactaram positivamente a linha de outras receitas operacionais.
2 Da expressão em inglês Generation Scaling Factor (Geração do Sistema sobre a Garantia Física do Sistema)
6
2.1.1. Deduções da Receita Operacional No 3T13, as deduções da receita totalizaram R$ 252,9 milhões, 34,6% inferior ao mesmo período do ano anterior 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 3T13 refere-se aos encargos dessas concessões.
2.2. Gastos Operacionais Os gastos operacionais, desconsiderando o custo de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 1.016,9 milhões no 3T13, 18,0% inferior ao 3T12.
Receita Operacional Líquida (R$ mil) 3T13 3T12 Var. 9M13 9M12 Var.
Clientes Cativos 1.002.642 1.112.777 -9,9% 3.181.117 3.378.218 -5,8%
Residencial 408.048 452.096 -9,7% 1.314.717 1.391.781 -5,5%
Industrial 239.424 274.488 -12,8% 717.750 807.705 -11,1%
Comercial 231.187 250.804 -7,8% 753.306 773.489 -2,6%
Rural 36.427 36.475 -0,1% 114.796 110.182 4,2%
Outros 87.556 98.914 -11,5% 280.548 295.061 -4,9%
(-) Transferência para TUSD - clientes cativos(1) (431.295) (572.511) -24,7% (1.418.034) (1.736.228) -18,3%
Fornecimento não Faturado 16.591 2.145 673,5% (58.024) (4.996) 1061,4%
Total Fornecimento 587.938 542.411 8,4% 1.705.059 1.636.994 4,2%
Suprimento de Energia elétrica 168.197 157.602 6,7% 506.601 455.992 11,1%
Energia de curto prazo (7.656) 34.257 n.d. 32.208 93.237 -65,5%
Comercialização 505.250 345.117 46,4% 1.408.826 923.240 52,6%
Total Suprimento 665.791 536.976 24,0% 1.947.635 1.472.469 32,3%
Fornecimento e suprimento 1.253.729 1.079.387 16,2% 3.652.694 3.109.463 17,5%
Disponibilização do Sistema de Distribuição (TUSD) 535.631 742.866 -27,9% 1.775.062 2.233.291 -20,5%
Receita de construção 91.690 66.553 37,8% 202.667 150.172 35,0%
Outras receitas operacionais 112.043 73.551 52,3% 421.872 209.969 100,9%
Sub-total 1.993.093 1.962.357 1,6% 6.052.295 5.702.895 6,1%
(-) Deduções à receita operacional (252.921) (386.776) -34,6% (778.923) (1.155.164) -32,6%
Receita operacional líquida 1.740.172 1.575.581 10,4% 5.273.372 4.547.731 16,0%
Receita operacional sem construção 1.648.482 1.509.028 9,2% 5.070.705 4.397.559 15,3%
(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 da receita operacional 3T13 3T12 Var. 9M13 9M12 Var.
P&D (13.273) (12.627) 5,1% (40.696) (36.412) 11,8%
Outros encargos (10.853) (13.964) -22,3% (32.556) (41.405) -21,4%
CCC 0 (77.407) -100,0% (14.033) (241.240) -94,2%
CDE (16.163) (61.185) -73,6% (48.490) (183.554) -73,6%
RGR (5.486) (14.187) -61,3% (6.459) (37.798) -82,9%
PIS/COFINS (206.724) (206.516) 0,1% (635.371) (612.322) 3,8%
ICMS (135) (567) -76,2% (543) (1.666) -67,4%
ISS (287) (323) -11,1% (775) (767) 1,0%
Total (252.921) (386.776) -34,6% (778.923) (1.155.164) -32,6%
7
Nota: composição dos custos operacionais não inclui depreciação, amortização e custo de construção.
2.2.1. Gastos Não-Gerenciáveis Os gastos não-gerenciáveis estão relacionados à compra de energia, encargos do uso da rede elétrica e taxa de fiscalização da ANEEL e em conjunto, somaram R$ 823,9 milhões no 3T13, redução de 18,0% em relação ao 3T12. No acumulado do ano, os gastos não-gerenciáveis somaram R$ 2.965,8 milhões, 6,9% acima do mesmo período do ano anterior.
Nota: Reclassificação do Encargo do Serviço de Sistema - ESS da rubrica Encargos de Uso da Rede Elétrica para a rubrica Energia Elétrica Comprada para Revenda conforme Despacho ANEEL nº 3.262 de 27 de setembro de 2013.
A energia elétrica comprada para revenda totalizou R$ 758,8 milhões no 3T13, 16,9% inferior ao 3T12, devido aos aportes mensais, conforme Decreto nº 7.945/2013, e aportes para cobertura do saldo positivo da CVA, conforme Resolução Normativa nº 549/2013, ambos advindos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para as distribuidoras. Apesar do aumento do PLD, que refletiu em maior despacho das usinas térmicas no período, conforme demonstrado nos gráficos abaixo, os aportes da CDE na sua totalidade neutralizaram o impacto da compra de energia.
O valor da energia comprada de Itaipu (moeda estrangeira) aumentou R$ 17,2 milhões, apesar da diminuição do volume, em função da valorização de 12,8% do Dólar médio no 3T13, (R$ 2,29), em comparação ao 3T12 (R$ 2,03). Em relação às compras de energia em moeda nacional, destaca-se:
Não-
Gerenciáveis
81%
Gerenciáveis
19%
Composição dos Custos Operacionais - 3T13
3T12 3T13
233 193
1.005
824
Gastos Operacionais (R$ milhões)
Gastos Gerenciáveis Gastos Não-gerenciáveis
1.238
1.017
-18%
-17%
-18%
Gastos Não Gerenciáveis (R$ mil) 3T13 3T12 Var. 9M13 9M12 Var.
Energia Comprada para Revenda (758.782) (912.706) -16,9% (2.699.426) (2.286.066) 18,1%
Moeda estrangeira - Itaipu (130.959) (113.773) 15,1% (369.200) (320.206) 15,3%
Moeda nacional (627.823) (798.933) -21,4% (2.330.226) (1.965.860) 18,5%
Encargos de uso e conexão (55.709) (82.364) -32,4% (230.065) (450.337) -48,9%
Outros (9.409) (9.983) -5,7% (36.310) (38.762) -6,3%
Taxa de Fiscalização (3.408) (3.185) 7,0% (10.567) (10.776) -1,9%
Compensações Financeiras (6.001) (6.798) -11,7% (25.743) (27.986) -8,0%
Total dos Gastos Não-Gerenciáveis (823.900) (1.005.053) -18,0% (2.965.801) (2.775.165) 6,9%
050
100150200250300350400450500
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Evolução Mensal do PLD (R$/MWh) Submercado SE/CO
2011 2012 2013 PLD1 2013 PLD2 / Final
SE/CO Sul Nordeste Norte
65,4%
93,6%
60,3%52,2%
47,9% 44,8% 42,6%51,2%48,7%
95,7%
30,9%
52,8%
Nível dos Reservatórios (%)
3T11 3T12 3T13
8
� Na Distribuição No 3T13, o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) foi 61,7% superior aos preços verificados no 3T12 (considera PLD médio submercado SE/CO de R$ 212,0 no 3T13 e R$ 131,1 no 3T12). O PLD a níveis elevados ocasiona o despacho por ordem de mérito de usinas termelétricas (UTEs). O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) despacha as UTEs que apresentem custo variável unitário (CVU) menor do que o custo marginal de operação (base para a formação do PLD semanal). O PLD é utilizado para definir o preço da energia comercializada no curto prazo. Além disso, tem o objetivo de 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 Conta de Desenvolvimento Energético (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 3T13, as distribuidoras da EDP Energias do Brasil contabilizaram R$ 335,8 milhões em recursos da CDE, sendo que na EDP Bandeirante foram contabilizados R$ 261,3 milhões e na EDP Escelsa, R$ 74,5 milhões. Os valores estão distribuídos da seguinte forma: • Encargo de Segurança Energética (ESS): R$ 11,3 milhões na EDP Bandeirante e R$ 8,4 milhões na EDP Escelsa; • Exposição involuntária ao PLD, causada pela insuficiência de cotas de garantia física de geração: R$ 0,4 milhão na EDP Bandeirante e R$ 1,9 milhão na EDP Escelsa; • Cobertura dos custos de risco hidrológico: R$ 1,3 milhão na EDP Bandeirante e R$ 0,06 milhão na EDP Escelsa; • Ajuste provisão 2T13: R$ 19,2 milhões, sendo R$ 12,3 milhões na EDP Bandeirante e R$ 6,9 milhões na EDP Escelsa. Complementarmente, através do Decreto nº 7.945/2013, a ANEEL homologará nos processos tarifários realizados nos doze meses subsequentes à data de 08 de março de 2013, os montantes anuais de recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobrás para cobrir total ou parcialmente o resultado positivo da Conta de Compensação de Variação da Parcela A – CVA. A Resolução Normativa nº 549, de 07 de maio de 2013, descreve que a ANEEL publicará, em cada processo tarifário ordinário a ocorrer até 07 de março de 2014, o valor dos recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobrás às concessionárias de distribuição para cobertura do saldo positivo da CVA. O repasse tratado será devido nos casos em que ao menos um dos critérios abaixo for observado: I - efeito tarifário médio do processo tarifário da distribuidora for superior a três por cento (3%), na revisão tarifária, e oito por cento (8%), no reajuste tarifário; II – saldo da CVA de compra de energia e ESS superior a dois por cento (2%) da receita econômica da distribuidora definida no processo tarifário. Dessa forma, em atendimento a Resolução Normativa nº 549/2013, a Companhia provisionou 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. Para a EDP Escelsa, do total aprovado (R$ 90,7 milhões) no processo de revisão tarifária periódica ocorrida em 07 de agosto de 2013, a Companhia provisionou R$ 33,4 milhões no 2T13 e o montante remanescente, R$ 57,2 milhões, no 3T13. No acumulado do ano, as distribuidoras já contabilizaram R$ 592,4 milhões em recursos da CDE, sendo que R$ 346,0 milhões já foram liquidados impactando o caixa da Companhia. A diferença deve-se ao montante referente ao reajuste tarifário da EDP Bandeirante, além de um saldo remanescente devido à postergação da liquidação do mês de setembro das distribuidoras, cujo pagamento dos montantes pela Aneel está previsto para ocorrer até o final de 2013. A tabela abaixo detalha os aportes de CDE provisionados no trimestre e no acumulado do ano.
9
Além disso, também contribuíram para o aumento dos custos, o início do suprimento de três novos produtos: o Leilão de Jirau, a ampliação da UHE Santo Antônio e o 7º Leilão de energia nova necessários ao atendimento do crescimento do mercado.
� Na Geração e Comercialização No 3T13, o aumento de compra de energia deve-se à estratégia de sazonalização de 2013 realizada para compensar a maior alocação de garantia física no 1T13 e a mitigação do risco hidrológico. Compensando parcialmente o impacto da compra de energia mencionada acima, houve o efeito da reversão do encargo do serviço de sistema por segurança energética (ESS). A Companhia reverteu R$ 10,3 milhões (Energest: R$ 1,9 milhão, Lajeado: R$ 4,2 milhões, Enerpeixe: R$ 2,7 milhões, Outras: R$ 1,1 milhão e Comercialização: R$ 0,415 milhão) provisionados no 2T13 referente ao rateio do pagamento do ESS, como prevê a Resolução CNPE 03, devido à classificação de risco da perda como possível. Ainda em relação à compra de energia, diferente do ocorrido nos trimestres anteriores de 2013, no 3T13 as geradoras não tiveram que comprar energia no curto prazo. A geração do sistema em relação à garantia física (GSF) ficou acima de 100% (média do 3T13 102,2%) devido à melhora do cenário hidrológico e a menor alocação de garantia física do sistema nesse período, promovendo um superávit de geração. Os encargos de uso e conexão reduziram 32,4% no 3T13, quando comparados ao 3T12. 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 11,7% no 3T13 reflexo do reajuste da tarifa de referência, em janeiro de 2013, base para cálculo deste encargo. 2.2.2. Gastos Gerenciáveis
Os gastos gerenciáveis, excluindo os custos de construção, depreciação e amortização, totalizaram R$ 193,0 milhões, com redução de 17,1% no 3T13 em relação ao 3T12. Estes gastos estão relacionados às despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, provisões e outros.
Recursos CDE 3T13 (em R$ mil) Bandeirante Escelsa Total
Insuficiência de Cotas 401 1.918 2.319
Risco Hidrológico 1.304 65 1.369
ESS 11.296 8.435 19.731
RTP Escelsa - 57.228 57.228
Provisão IRT Bandeirante 236.000 - 236.000
Ajuste Provisão 2T13 12.300 6.900 19.200
Total 261.301 74.546 335.847
Recursos CDE 9M13 (em R$ mil) Bandeirante Escelsa Total
Insuficiência de Cotas 11.152 36.960 48.111
Risco Hidrológico 14.354 8.554 22.908
ESS 90.029 65.877 155.906
RTP Escelsa - 90.670 90.670
Provisão IRT Bandeirante 236.000 - 236.000
Ajuste 1T13 29.688 (10.122) 19.566
Ajuste 2T13 12.300 6.900 19.200
Total 393.522 198.839 592.361
Nota: RTP - Revisão Tarifária Periódica / IRT - Indíce de Reajuste Tarifário
10
As principais variações no 3T13 em relação ao mesmo período do ano anterior são apresentadas abaixo: Aumento de R$ 15,3 milhões em gastos com Pessoal (+19,4%), com destaque para os seguintes fatores: (i) Reajuste salarial médio de 6,3% em cumprimento ao Acordo Coletivo (+R$ 3,6 milhões); (ii) Incremento dos gastos com benefícios (vale alimentação, refeição e seguro de vida) em decorrência da aplicação do índice de reajuste e aumento do quadro de colaboradores no Grupo (+R$ 1,6 milhão); (iii) Efeito de primarização e construção das UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão (aumento de 211 colaboradores: + R$ 3,8 milhões); (iv) Aumento dos gastos com desligamentos (+R$ 1,3 milhão); (v) Redução de capitalização nas distribuidoras devido à enquadramento de regras regulatórias em função dos processos de revisões tarifárias (+R$ 1,2 milhão); (vi) Reajuste contratual do plano de saúde em 15,9%, retroativo a abril de 2013, além do aumento da sinistralidade (+R$ 1,2 milhão); Queda de 5,4% em Materiais: redução dos gastos com materiais de conservação e reparação do sistema elétrico. No item Serviços de Terceiros, o aumento de R$ 7,8 milhões (+9,4%) entre os trimestres deve-se a: (i) Plano para recuperação do DEC (duração equivalente de interrupção/cliente) nas distribuidoras e reajustes dos contratos de conservação e manutenção do sistema elétrico (+R$ 3,7 milhões); (ii) Manutenções na UHE Enerpeixe (+R$ 1,0 milhão); (iii) Reajustes contratuais e novos contratos de TI (+R$ 3,3 milhões); (iv) Redução dos serviços de corte e religamento de energia (-R$ 1,6 milhão); (v) Redução de despesas com consultorias (-R$ 1,0 milhão); (vi) Efeito não recorrente da reforma e mudança de Sede em São Paulo (+R$ 1,6 milhão). No item Provisões, a redução de R$ 6,3 milhões no 3T13 reflete, principalmente: (i) Reversão de provisões de contingências devido à deliberações judiciais (-R$ 2,8 milhões); (ii) Reversão de provisões relacionadas à cobranças indevidas de exercícios anteriores na classe residencial na EDP Bandeirante (-R$ 1,5 milhão). A redução de R$ 56,2 milhões na rubrica Outros é resultado dos seguintes fatores: (i) Efeito referente ao Valor Novo de Reposição dos ativos de distribuição em -R$ 14,8 milhões (-R$ 5,1 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 9,7 milhões na EDP Escelsa); (ii) Efeito referente às perdas relativas às vendas dos ativos das CGHs de Coxim, São João I e II na Pantanal Energética (+R$ 2,0 milhões). (iii) Efeito não recorrente referente à apropriação do ganho da venda de imóvel (COC – Centro de Controle Operacional) da EDP Escelsa (-R$ 52,6 milhões); (iv) Efeito não recorrente de provisão para perdas de estoque de materiais usados e considerados como irrecuperáveis no valor de +R$ 29,0 milhões (+R$ 16,5 milhões na EDP Bandeirante e +R$ 12,6 milhões na EDP Escelsa);
Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 3T13 3T12 Var. 9M13 9M12 Var.
Pessoal (93.982) (78.716) 19,4% (262.636) (230.988) 13,7%
Material (7.925) (8.377) -5,4% (22.355) (20.929) 6,8%
Serviços de terceiros (91.574) (83.742) 9,4% (276.761) (255.267) 8,4%
Provisões (19.198) (25.520) -24,8% (95.490) (55.493) 72,1%
Outros 19.703 (36.527) n.d. (26.791) (68.122) -60,7%
Total PMSO (192.976) (232.882) -17,1% (684.033) (630.799) 8,4%
Custo com construção da infraestrutura (91.690) (66.553) 37,8% (202.667) (150.172) 35,0%
Depreciação e amortização (146.160) (86.274) 69,4% (317.317) (251.303) 26,3%
Total dos gastos gerenciáveis (430.826) (385.709) 11,7% (1.204.017) (1.032.274) 16,6%
IGP-M (últimos 12 meses)* 4,4%
IPC-A (últimos 12 meses)** 5,9%
* Fonte: FGV**Fonte: IBGE
11
(v) Efeito não recorrente com impacto positivo de reversão de pedidos de compra não efetivados em anos anteriores em -R$ 5,7 milhões (-R$ 3,3 milhões na EDP Bandeirante e -R$ 2,4 milhões na EDP Escelsa); (vi) Efeito não recorrente de 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$ 9,9 milhões); (vii) Efeito não recorrente no 3T12, referente ao reembolso de pagamento de ICMS para a Net Serviços (-R$ 6,4 milhões); (viii) Efeito não recorrente da mudança de sede, resultando em pagamento de aluguel (antiga e nova sede) durante o período de reforma da nova sede e para cumprimento de contrato de aluguel da antiga (+R$ 1,0 milhão); A conta de Depreciação e Amortização totalizou R$ 146,1 milhões no 3T13, aumento de 69,4% em relação ao mesmo período de 2012, devido à provisão de ajuste de inventário decorrente do levantamento físico executado para atendimento à Resolução Aneel nº 367/2009 (+R$ 38,0 milhões na EDP Bandeirante e +R$ 22,4 milhões na EDP Escelsa).
2.3. EBITDA No 3T13, o EBITDA atingiu R$ 631,6 milhões, aumento de 133,0% em relação ao mesmo período do ano anterior.
� Na Geração, o EBITDA totalizou R$ 209,7 milhões no 3T13, redução de 2,7% em relação ao 3T12, devido à queda de 4,8% do volume de energia vendida no 3T13 e do aumento dos gastos não gerenciáveis em função da compra de energia decorrente da estratégia de sazonalização para o ano de 2013.
� Na Distribuição, o EBITDA somou R$ 448,6 milhões no 3T13, aumento de R$ 365,1 milhões em relação ao 3T12, resultado do aumento de R$ 326,5 milhões na margem bruta
3 em função dos aportes da CDE, que atenuaram o impacto do
custo com compra de energia.
� Na Comercialização, o EBITDA alcançou R$ 2,5 milhões no 3T13, redução de 36,5% em relação ao 3T12, devido à estratégia de sazonalização concentradas no início do ano. Desconsiderando os aportes da CDE para as distribuidoras no valor de R$ 335,8 milhões contabilizados no 3T13, o EBITDA seria de R$ 295,8 milhões, aumento de 9,1% em relação ao 3T12.
*Exclui receita de construção
Nota: Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intra-
grupo
*Exclui depreciação e amortização
3 Exclui receita de construção
3T12 3T13
271
632
EBITDA (R$ milhões) e Margem EBITDA* (%)
18,0%
38,3%
Geração31,7%
Distribuição67,9%
Comercialização0,4%
Composição do EBITDA - 3T13
632
271
40
321
EBITDA 3T13Gastos Gerenciáveis*
Margem BrutaEBITDA 3T12
Formação do EBITDA (R$ milhões)
12
2.4. Resultado Financeiro
Os principais fatores que levaram à variação negativa de R$ 12,5 milhões no 3T13 foram: Receita Financeira (i) Aumento de R$ 7,3 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) Atualização monetária de depósitos judiciais em R$ 2,3 milhões devido à redução da taxa de juros média no período (de 9,4% a.a. para 7,4% a.a. nos últimos 12 meses); (iii) Redução de R$ 4,7 milhões em outras receitas financeiras em função de apuração de ganho não recorrente na aquisição de crédito tributário de ICMS na EDP Bandeirante no 3T12 (R$ 2,6 milhões) e da contabilização de juros capitalizados da UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 2,5 milhões) no 3T13. Despesa Financeira (i) Aumento de R$ 17,9 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) Aumento de R$ 5,7 milhões na despesa de Benefício Pós-Emprego devido à atualização de premissas atuariais. Conforme alterações introduzidas pelo IAS 19, houve mudança na taxa de retorno dos investimentos, na qual a mesma passou a ser equivalente à taxa de desconto, impactando negativamente a rentabilidade dos ativos e sendo necessária maior contribuição das patrocinadoras para manter o mesmo patamar do benefício definido. Resultado Cambial O resultado cambial no 3T13 foi estável em relação ao 3T12 (R$ -0,1 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 3T13 totalizou R$ 199,4 milhões, aumento de R$ 189,0 milhões em relação ao mesmo período do ano anterior. O lucro foi impactado pelos efeitos do resultado financeiro, pela queda de R$ 5,4 milhões na participação de minoritários e pelo Imposto de Renda (IR) e contribuição social do período, que excluindo o efeito da equivalência patrimonial estaria em linha com o 3T12. Adicionalmente, o lucro líquido foi impactado pelo Resultado das Participações Societárias, devido à contabilização do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial (-R$ 21,5 milhões), conforme adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2).
Resultado Financeiro (R$ mil) 3T13 3T12 Var. 9M13 9M12 Var.
Receita Financeira 43.442 37.342 16,3% 117.620 126.020 -6,7%
Receitas de aplicações financeiras 15.596 8.298 87,9% 33.692 32.096 5,0%
Variação monetária e acréscimo 19.990 20.479 -2,4% 62.912 62.477 0,7%
SELIC sobre tributos e contribuições sociais compensáveis 1.602 2.226 -28,0% 5.201 10.944 -52,5%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente 5.852 1.219 380,1% 13.335 8.065 65,3%
Outras Receitas 402 5.120 -92,1% 2.480 12.438 -80,1%
Despesa Financeira (114.569) (96.108) 19,2% (323.981) (281.981) 14,9%
Variação monetária e acréscimo moratório (22.585) (27.477) -17,8% (55.310) (63.546) -13,0%
Encargos de dívidas (86.280) (68.346) 26,2% (220.970) (188.226) 17,4%
Benefícios pós-emprego (12.407) (6.728) 84,4% (37.222) (20.190) 84,4%
Marcação a Mercado e Ajuste a valor presente (333) 1.942 n.d. (8.234) (6.960) 18,3%
Outras Despesas 7.036 4.501 56,3% (2.245) (3.059) -26,6%
Resultado Cambial Líquido (846) (722) 17,2% (2.264) (1.961) 15,5%
Total (71.973) (59.488) 21,0% (208.625) (157.922) 32,1%
13
* Margem Líquida exclui receita de construção
Formação do Lucro Líquido (R$ milhões)
3. Endividamento A dívida bruta consolidada totalizou R$ 4.281,7 milhões em 30 de setembro de 2013, aumento de 9,9% em relação ao verificado em 30 de junho de 2013 (R$ 3.897,5 milhões), sendo em ambos os períodos desconsiderada a dívida da UTE Pecém I. Esse aumento resultou, principalmente, da captação das Notas Promissórias da Lajeado Energia (R$ 450,0 milhões) e do desembolso de R$ 38 milhões do financiamento do BNDES para a construção da UHE Santo Antônio do Jari, ambas em agosto de 2013, além da amortização da 2ª parcela de principal das debêntures da EDP Escelsa (R$ 89,2 milhões). Do total da dívida bruta, em 30 de setembro de 2013, R$ 87,9 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$ 33,6 milhões
** ações preferenciais da Investco classificadas como dívida4
4
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.
3T12 3T13
10
199
Lucro Líquido (R$ milhões) e Margem Líquida* (%)
0,7%
12,1%
40
5
321
199
10
(105)
Lucro Líquido 3T13
Participação de
minoritários
IR & CS
(12)
Equivalência Patrimonial
Resultado Financeiro
(60)
Gastos Gerenciáveis
Lucro Liquido 3T12
(0)
Dep & AmortMargem Bruta
Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)*
EDP Bandeirante
EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco Lajeado Jari Cachoeira Caldeirão
EDP Holding
227
604
91
267
90
455 436 0
0
399
85
124
0
355
175
1.008
Empréstimos Debêntures
**
14
A dívida líquida, considerando o valor de R$ 954,8 milhões de disponibilidades, alcançou R$ 3.326,9 milhões em 30 de setembro de 2013, aumento de 22,2% em relação a junho de 2013 (R$ 2.722,3 milhões), devido ao aumento do endividamento da Companhia e pela redução no saldo de disponibilidades em 18,8% em comparação a junho de 2013 (R$ 1.175,2 milhões), reflexo do pagamento de dividendos e investimentos nos projetos de geração em construção.
O custo médio da dívida do Grupo em setembro de 2013 era de 7,77% ao ano, em comparação a 9,75% 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 decorreu-se da ação combinada da redução do CDI médio (7,41% em setembro de 2013 frente à 8,41% em dezembro de 2012) e queda da TJLP acumulada (5,09% em setembro de 2013 frente à 5,71% em dezembro de 2012) no período, além de captações realizadas a um custo inferior às dívidas anteriormente contratadas. O prazo médio da dívida consolidada diminuiu 0,67 anos para 2,79 anos em setembro de 2013 em comparação a 3,46 anos em dezembro de 2012, devido à captação das Notas Promissórias da Lajeado Energia com prazo de 18 meses e que serão substituídas por emissão de debêntures de longo prazo. A dívida de curto prazo, em 30 de setembro de 2013, representava 45,2% do endividamento bruto da Companhia, totalizando R$ 1.934,0 milhões, em comparação a R$ 1.311,1 milhões do final de junho de 2013, aumento de 47,5% em relação a 30 de junho de 2013. Do total da divida de curto prazo, R$ 488,3 milhões são referentes à Holding, R$ 485,8 milhões à distribuição e R$ 964,6 milhões à geração, desconsiderando as eliminações intragrupo.
Dívida BrutaSet.2013
(-) Disponibilidades Dívida LíquidaSet.2013
2.348
1.934
955
4.282
3.327
Composição da dívida (R$ milhões)
L. P.
C.P.
CDI74%
TJLP21%
Pré Fixada
5%
Dívida Bruta por Indexador 30/09/2013
30/6/2013 30/09/2013
33,6%45,2%
66,4%54,8%
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 3T13 em 1,8X.
* Não considera os efeitos da participação na UTE Pecém I
4. Investimentos Os investimentos totalizaram R$ 400,8 milhões no 3T13, 111,3% acima do 3T12. O montante está distribuído entre os segmentos de geração (76,5%), distribuição (23,2%) e outros (0,2%). No segmento de geração, o investimento realizado alcançou R$ 306,8 milhões no 3T13, 151,6% acima do mesmo período do ano anterior, principalmente, em função da construção da UHE Santo Antônio do Jari (R$ 159,8 milhões) e aquisição de equipamentos da UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 129,8 milhões).
EDP Bandeirante
EDP Escelsa
Energest Enerpeixe Investco Jari Lajeado EDPE Saldo Circulante
184
1.934
30223 115 13
359
455
488
Composição da Dívida Circulante (R$ milhões)
Disponibilidade 2013 2014 2015 2016 Após 2016
955
456
1.706
852
577 690
Cronograma de Vencimento da Dívida* (R$ milhões)
806,0
1.5051.917
2.517 2.644 2.722
3.3271,1 x
1,5 x
1,8 x 1,8 x 1,8 x 1,8 x
Jun/12 Set/12 Dez/12 Mar/13 Jun/13 Set/13
Divída Líquida/EBITDA*
Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA
*
16
Abaixo, seguem os investimentos realizados em outros empreendimentos de geração:
(i) Enerpeixe: aumento de R$ 1,5 milhão no 3T13 devido ao investimento em meio ambiente (aquisição de terreno) e em equipamentos para aprimoramento da operação da UHE; (ii) Energest Consolidado: redução de R$ 6,2 milhões em relação ao 3T12 em função da reprogramação do pagamento referente às repotenciações da UHE Mascarenhas, já realizadas (total de 4 repotenciações, sendo 3 em 2012 e a última em fevereiro de 2013);
No segmento de distribuição, os investimentos atingiram R$ 115,4 milhões no 3T13 (considerando obrigações especiais), crescimento de 36,1% em relação a 2012. Na EDP Bandeirante, foram investidos R$ 57,5 milhões e na EDP Escelsa R$ 57,9 milhões, crescimento de 40,6% e 32,0%, respectivamente. O aumento deve-se a expansão do sistema elétrico e manutenção da rede, conforme detalhado abaixo. Do investimento total das distribuidoras, R$ 60,1 milhões (52,1%) foram destinados à expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes e instalação de sistemas de medição; R$ 25,8 milhões (22,4%) foram destinados ao melhoramento da rede e substituição de equipamentos, medidores obsoletos e depreciados e recondutoramento de redes em final de vida útil; R$ 2,6 milhões (2,2%) 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$ 26,9 milhões (23,3%) foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas. O aumento de R$ 1,3 milhão em outros investimentos no 3T13 deve-se à aquisição de licenças de TI.
Geração
76,5% Distribuição
23,2%
Outros
0,2%
Composição do Capex - 3T13
3T12 3T13
(405)
927
121.947
306.767
68.153
93.130
Composição do Capex (R$ mil)
Outros Geração Distribuição
17
Nota: para fins de comparabilidade, foi feita reclassificação no investimento de Jari no 3T12 para melhor apresentação dos valores anteriormente divulgados
referente ao reconhecimento do uso do bem público (UBP). O registro do UBP ocorria na entrada em operação das usinas de geração, por meio da Licença de
Operação – LO, momento em que o empreendimento está autorizado a produzir energia elétrica. No entanto, em análise ao OCPC 05 e a prática do segmento de
energia elétrica no Brasil, a partir deste trimestre efetuamos uma mudança nas nossas práticas contábeis em utilizar a obtenção da LI para a contabilização da
UBP.
5. Desempenho por Área de Negócios
Distribuição 93.130 68.153 36,6% 207.792 157.064 32,3%
EDP Bandeirante 43.030 28.509 50,9% 86.818 65.197 33,2%
EDP Escelsa 50.100 39.644 26,4% 120.974 91.867 31,7%
Geração 306.767 121.947 151,6% 529.833 235.318 125,2%
Enerpeixe 2.012 553 263,8% 3.461 2.195 57,7%
Energest Consolidado 13.250 19.421 -31,8% 24.224 35.627 -32,0%
Lajeado / Investco 1.951 2.771 -29,6% 3.978 2.484 60,1%
Jari 159.746 99.202 61,0% 345.629 195.012 77,2%
Cachoeira Caldeirão 129.808 - n.d. 152.541 - n.d.
Outros 927 (405) n.d. 4.914 680 622,6%
Total 400.824 189.695 111,3% 742.539 393.062 88,9%
EDP Bandeirante
Valor Liquido de Obrig. Especiais 43.030 28.509 50,9% 86.818 65.197 33,2%
(+) Obrigações Especiais 14.439 12.378 16,7% 42.349 40.834 3,7%
Valor Bruto 57.469 40.887 40,6% 129.167 106.031 21,8%
(-) Juros Capital izados (799) (544) 46,9% (3.348) (3.365) -0,5%
Valor Bruto sem Juros
Capital izados56.670 40.343 40,5% 125.819 102.666 22,6%
EDP Escelsa
Valor Liquido de Obrig. Especiais 50.100 39.644 26,4% 120.974 91.867 31,7%
(+) Obrigações Especiais 7.836 4.237 84,9% 16.164 19.827 -18,5%
Valor Bruto 57.936 43.881 32,0% 137.138 111.694 22,8%
(-) Juros Capital izados (641) (2.346) -72,7% (1.777) (3.620) -50,9%
Valor Bruto sem Juros Capitalizados 57.295 41.535 37,9% 135.361 108.074 25,2%
Distribuição 113.965 81.878 39,2% 261.180 210.740 23,9%
9M13 9M12 %Investimentos - Distribuição 3T13 3T12 %
Investimentos (R$ mil) 9M13 9M12 %3T13 3T12 %
3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12
Receita Líquida1 295.751 293.485 1.029.642 1.008.210 493.245 343.135 1.648.482 1.509.028
Gastos não-gerenciavéis (58.855) (52.023) (450.355) (755.383) (485.187) (335.388) (823.900) (1.005.053)
Gastos gerenciavéis2 (27.183) (25.931) (130.731) (169.371) (5.587) (3.853) (192.976) (232.882)
Depreciação e amortização (38.404) (38.491) (105.919) (46.167) (77) (69) (146.160) (86.274)
EBITDA 209.713 215.531 448.556 83.456 2.471 3.894 631.606 271.093
Margem EBITDA 70,9% 73,4% 43,6% 8,3% 0,5% 1,1% 38,3% 18,0%
Lucro líquido antes de minoritários 80.309 76.137 202.480 10.872 781 2.448 237.486 53.915
Atribuível aos acionistas não controladores (38.094) (43.524) - - - - (38.094) (43.524)
Lucro Líquido do Exercício 42.215 32.613 202.480 10.872 781 2.448 199.392 10.3901 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
18
5.1. Geração
Nota: reclassificação no 3T13 na eliminação entre segmentos na conta de depreciação e amortização da geração consolidada referente ao 6M13.
A receita líquida consolidada da geração atingiu R$ 295,8 milhões no 3T13, 0,8% acima do mesmo período do ano anterior. Essa variação deve-se à queda de 4,8% no volume de energia vendida em consequência da estratégia de sazonalização para o ano de 2013 e ao aumento de 14,0% no preço médio da energia vendida. Os gastos não-gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 6,8 milhões devido ao aumento dos custos com compra de energia, em função da estratégia de sazonalização para o ano de 2013, compensada parcialmente pela reversão do rateio do Encargo de Segurança Energética (ESS), conforme detalhado no item 2.2.2 – Gastos Não-Gerenciáveis. O EBITDA atingiu R$ 209,7 milhões no 3T13, 2,7% abaixo do 3T12 em consequência dos motivos mencionados acima. Além disso, o resultado foi impactado pelo aumento de 4,8% nos gastos gerenciáveis. Esse aumento, refere-se principalmente aos serviços de terceiros nas UHEs Enerpeixe e Investco que realizaram mais manutenções em relação ao mesmo período do ano anterior. O lucro líquido atingiu R$ 42,2 milhões, 29,4% acima do resultado apresentado no 3T12. Esse aumento é reflexo da (i) melhora de 9,7% no resultado financeiro, devido principalmente a menores encargos de dívida nas UHEs Enerpeixe (menor saldo da dívida) e Investco (quitação da dívida) e (ii) de um efeito não recorrente em 2012 na UHE Investco, na qual foi provisionado IR Diferido na base de Ajuste a Valor Presente (AVP). Ainda que a consolidação do resultado da UTE Pecém I em equivalência patrimonial tenha sido negativa (-R$ 21,5 milhões), o resultado do 3T13 da UTE ficou 8,8% acima do 3T12. No 3T13, o preço médio de venda de energia da geração foi de R$ 159,10/MWh, 14,0% acima do 3T12, resultante do aumento no preço médio da energia vendida nas UHEs Enerpeixe (7,9%), Lajeado (9,4%) e Energest (28,7%). 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 consolidada no 3T13 alcançou 1.915 GWh, redução de 4,8% em relação aos 2.012 GWh no 3T12. 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 3T13 alcançou 2.594
3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 Var.
Receita Líquida 95.639 94.297 75.695 65.757 124.417 133.431 295.751 293.485 0,8%
Gastos não-gerenciavéis (15.028) (11.007) (17.677) (17.005) (26.150) (24.011) (58.855) (52.023) 13,1%
Gastos gerenciavéis (7.054) (5.262) (16.785) (13.381) (10.385) (6.329) (27.183) (25.931) 4,8%
Depreciação e amortização (12.351) (12.334) (5.335) (5.003) (16.731) (16.613) (38.404) (38.491) -0,2%
EBITDA 73.557 78.028 41.233 35.371 87.882 103.091 209.713 215.531 -2,7%
Margem EBITDA 76,9% 82,7% 54,5% 53,8% 70,6% 77,3% 70,9% 73,4% -2,5 p.p.
Atribuível aos acionistas não controladores - - (784) (1.278) (7.030) (9.616) (38.094) (43.524) -12,5%
Lucro Líquido 43.932 43.654 23.073 20.128 30.167 35.805 42.215 32.613 29,4%
(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)
556 548
811
1.915
R$ 188
R$ 161
R$ 138
R$ 159
Enerpeixe Energest Lajeado Total
Energia Vendida e Preço Médio de Venda
Energia Vendida (GWh) Preço Médio (R$/MWh)
19
GWh, aumento de 2,6% em relação aos 2.528 GWh no 3T12. O volume acumulado de energia vendida nos 9M13 totalizou 6.241 GWh, com aumento de 0,8% em relação aos 6.191 GWh vendidos no mesmo período de 2012. Considerando a UTE Pecém I, o volume de energia vendida nos 9M13 foi de 8.244 GWh, aumento de 22,9% em relação ao mesmo período do ano anterior. 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:
*GWh estimado para 2013
- Capacidade Instalada de Geração A capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil alcançou o montante total de 2,2 GW no 3T13, considerando a participação de 45% da Companhia nos ativos eólicos da EDP Renováveis Brasil. Com a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari em 2015, dos parques eólicos Baixa do Feijão I, II, III e IV em 2016 e da UHE Cachoeira Caldeirão em 2017, a capacidade instalada prevista para 2017 será de 2,8 GW.
(1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil.
(2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil.
(3) Redução referente à venda das CGH’s São João I e II e Coxim, que somam capacidade instalada de 1,7 MW.
- Status dos Projetos de Geração em Construção
USINA TERMELÉTRICA ENERGIA PECÉM I
1T 2T 3T 4T
1.782 1.884
2.2572.386
1.982 2.0322.172 2.2022.102 2.077 2.012 2.064
2.351
1.976 1.915 1.963
Venda Consolidada da Geração
2010 (GWh) 2011 (GWh) 2012 (GWh) 2013 (GWh)
*
180
373
219
2.1972.0172.012
Rep. Mascarenhas
5
2012
2.842
2017Cachoeira Caldeirão
2017
Baixa do Feijão 2016
54
Sto Antonio Jari2015
3T13
2.195
2T132ª unidade Pecém I
1T13(2)(1)
Capacidade Instalada (MW)
(3)
20
O terceiro trimestre de 2013 foi marcado pela operação total das duas unidades geradoras, sem custos com compra de energia, sendo o primeiro trimestre com EBITDA positivo. - 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 3T13 atingiu R$ 108,6 milhões, resultante: (i) da soma da receita fixa da Unidade I e II, de acordo com o CCEAR, no montante de R$ 71,4 milhões; (ii) da receita variável referente ao despacho da Unidade I e II, no montante total de R$ 48,1 milhões; (iii) do ajuste contábil de faturamento de meses anteriores de R$ 2,8 milhões e; (iv) da exclusão dos impostos (ICMS, P&D e RGR) no montante de R$ 13,7 milhões; Os gastos não-gerenciáveis alcançaram R$ 62,6 milhões, reflexo dos custos referente aos insumos necessários para o despacho da usina (carvão, diesel, cal etc.). Devido às paralisações das unidades I e II no período, foi necessário a utilização de mais insumos para o processo de parada e partida da UTE. Os gastos gerenciáveis foram impactados pelo: (I) Aumento de R$ 3,6 milhões em serviço de terceiros, devido à contratação serviço de meio ambiente e conservação e reparação do sistema elétrico, segurança e transporte de funcionários. (II) Aumento de R$ 15,6 milhões em outros, reflexo do ressarcimento por indisponibilidade das unidades I e II no valor de R$ 13,8 milhões. 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 421 MW médios no 3T13, 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. É importante ressaltar que o cálculo do ressarcimento é feito pela CCEE (Câmera de Comercialização de Energia Elétrica), utilizando na base de cálculo as premissas baseadas hora a hora. A companhia está em discussões com o regulador para revisão da metodologia de cobrança desta penalidade uma vez que o contrato CCEAR originado do leilão realizado em outubro de 2007 prevê um ressarcimento caso a disponibilidade declarada seja inferior à verificada anualmente considerando a apuração da média móvel de 60 meses. No 3T13, o EBITDA da Usina foi positivo, atingindo R$ 20,1 milhões. A variação do imobilizado foi de R$ 19,7 milhões no 3T13. O aumento de R$ 16,9 milhões em Depreciação e Amortização é reflexo da entrada em operação comercial integral da UTE. O resultado finaceiro do 3T13 piorou em relação ao 3T12 (-R$ 24,7 milhões), reflexo da variação cambial negativa entre o passivo em dólar e o hedge cambial contratado. Os NDFs (Non Deliverable Forward) contratados para o hedge cambial do financiamento com o BID são contabilizados pela diferença do valor de mercado ("MtM"). No 3T13, em função da alta
3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita Líquida 108.578 51.587 110% 325.847 51.587 532%
Gastos não-gerenciavéis (62.631) (74.506) -16% (302.985) (74.506) 307%
Margem Bruta 45.947 (22.919) n.d. 22.862 (22.919) n.d.
Gastos gerenciavéis (12.071) (2.081) 480% (26.115) (5.515) 374%
Ressarcimento por Indisponibiidade (13.831) 0 n.d. (80.331) 0 n.d.
Depreciação e amortização (16.948) (53) 31877% (37.921) (136) 27783%
EBITDA 20.045 (25.000) n.d. (83.584) (28.434) 194%
Lucro Líquido (21.518) (23.606) -9% (128.627) (44.884) 187%
Itens em R$ mil ou %Pecém
21
volatilidade do mercado de câmbio, principalmente no mês de julho de 2013, o mercado futuro de câmbio não acompanhou o mercado spot na mesma proporção, o que gerou um MtM menor nos períodos apurados. Adicionalmente, devido a entrada operacional total das duas unidades geradoras, o resultado também foi impactado pela variação negativa da contabilização integral dos juros dos financiamentos do BID e do BNDES durante o 3T13, sendo que no 2T13, parte dos juros foram contabilizados no imobilizado. Outras informações sobre o projeto estão disponíveis no site www.energiapecem.com.br.
UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI No 3T13, destacam-se as seguintes atividades realizadas pelo construtor: desvio do rio de 3ª fase, concretagem da casa de força, da área de montagem, das estruturas de desvio, da barragem de CCR (concreto compactado com rolo), do vertedouro e da casa de força complementar, além da montagem do gerador da UG1, início da montagem do gerador da UG2, e construção de torres da linha de transmissão e lançamento de cabos. Em relação às atividades de meio ambiente, no 3T13 destacaram-se:
� Continuidade da elaboração do Plano Ambiental de Conservação e Uso do Entorno do Reservatório Artificial (PACUERA) e elaboração de Planos Diretores dos três Municípios da área de influência do empreendimento;
� 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 na região das ilhas, recuperação de áreas degradadas, comunicação social, educação ambiental e remanejamento da população; No 3T13, houve desembolso do financiamento de longo-prazo com o BNDES no montante de R$ 38 milhões, sendo que até o momento já foi desembolsado o montante de R$ 418 milhões, que representa 57% do montante total do financiamento com o BNDES.
UHE CACHOEIRA CALDEIRÃO O início da construção da UHE Cachoeira Caldeirão tem evoluído de acordo com o cronograma previsto. Encontram-se em execução a supressão vegetal, a melhoria dos acessos, a implantação das estruturas do canteiro de obras e a execução das primeiras detonações nas pedreiras. Em relação às atividades de meio ambiente, no 3T13 destacaram-se:
� Execução de atividades de supressão de vegetação para implantação do canteiro de obras, resgate de fauna durante a supressão, prevenção de acidentes com a fauna, comunicação social, resgate arqueológico na região do canteiro de obras e, cadastramento físico e socioeconômico da população atingida.
5.2. Distribuição
A receita líquida, excluindo os efeitos de receita de construção, atingiu R$ 1.029,6 milhões no 3T13, 2,1% acima do 3T12. Esse aumento deve-se: (i) ao aumento de 3,7% no volume de energia distribuída; (ii) às revisões e reajustes tarifários aplicados às
3T13 3T12 3T13 3T12 3T13 3T12 Var.
Receita Líquida1 587.762 581.990 441.880 426.220 1.029.642 1.008.210 2,1%
Gastos não-gerenciavéis (214.406) (471.266) (235.949) (284.117) (450.355) (755.383) -40,4%
Margem Bruta 373.356 110.724 205.931 142.103 579.287 252.827 129,1%
Gastos gerenciavéis2 (96.656) (88.951) (34.075) (80.420) (130.731) (169.371) -22,8%
Depreciação e amortização (59.687) (20.950) (46.232) (25.217) (105.919) (46.167) 129,4%
EBITDA 276.700 21.773 171.856 61.683 448.556 83.456 437,5%
Margem EBITDA 47,1% 3,7% 38,9% 14,5% 43,6% 8,3% 35,3 p.p.
Lucro Líquido 132.341 (6.388) 70.139 17.260 202.480 10.872 1762,4%
1 Exclui receita de cons trução
2 Exclui depreciação, amortização e custo de construção.
Itens em R$ mil ou %EDP EscelsaEDP Bandeirante Distribuição
22
tarifas da EDP Bandeirante e EDP Escelsa; (iii) à redução na tarifa de energia elétrica (Lei nº 12.783/2013), a partir de 24 de janeiro de 2013; e (iv) às compensações reembolsadas pela CDE às distribuidoras (outras receitas). Os gastos não gerenciáveis reduziram 40,4%, reflexo dos aportes mensais e aportes para cobertura do saldo positivo da CVA advindos da Conta de Desenvolvimento Energético (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$ 130,7 milhões, com redução de 22,8% no 3T13 em relação ao 3T12, impactado pelos efeitos não recorrentes do período, conforme detalhado no item 2.2.2 – Gastos Gerenciáveis. Por conta dos efeitos acima citados, o EBITDA da distribuição atingiu R$ 448,6 milhões no 3T13, R$ 365,1 milhões acima do apresentado no 3T12. O lucro Líquido atingiu R$ 202,5 milhões no 3T13, R$ 191,6 milhões acima do 3T12 reflexo do efeito da provisão de ajuste de inventário na linha de depreciação e amortização, conforme detalhado no item 2.2.2 – Gastos Gerenciáveis. Considerando a variação do saldo de ativos e passivos regulatórios, o EBITDA das distribuidoras seria de R$ 221,5 milhões e o Lucro Líquido de R$ 63,6 milhões. Essa redução do EBITDA regulatório em relação ao EBITDA societário deve-se à contabilização dos recursos da CDE no valor R$ 335,8 milhões, como redutor dos custos de compra de energia, neutralizado pela redução do ativo regulatório constituído no período, sendo portanto, o impacto neutro. Ajuste de ativos e passivos regulatórios (pró-forma e não auditado)
1) Considera variação do saldo de ativos e passivos regulatórios entre o 2T13 e o 3T13.
Mercado
� Energia vendida a clientes finais: aumento de 2,5% no 3T13 em comparação ao 3T12. 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 4,6% e 3,5%, respectivamente, no 3T13 em comparação ao 3T12 refletindo o aumento do
rendimento médio domiciliar per capita nacional e da estabilidade da taxa de desemprego.
� Industrial: redução de 2,6% no 3T13, frente ao 3T12, principalmente devido à migração de clientes para o mercado livre na EDP
Bandeirante.
� Rural: avanço de 16,2% no 3T13, em relação ao 3T12, impulsionado pelo crescimento de 18,7% na EDP Escelsa no trimestre.
� A energia em trânsito consolidada no sistema de distribuição (USD), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres
avançou 4,7% no 3T13 em relação ao 3T12, refletindo o crescimento do consumo na EDP Bandeirante.
3T13EDP
Bandeirante
EDP
EscelsaDistribuição
EBITDA Reportado em IFRS 276.700 171.856 448.556
Variação do Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios1
(192.753) (34.333) (227.086)
EBITDA + saldo de Ativos e Passivos regulatórios 83.947 137.523 221.470
3T13EDP
Bandeirante
EDP
EscelsaDistribuição
Lucro Reportado em IFRS 132.341 70.139 202.480
Variação do Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios (192.753) (34.333) (227.086)
Atualização Monetária 5.928 10.780 16.708
IR/CS 63.520 8.008 71.528
Lucro + saldo de Ativos e Passivos regulatórios 9.037 54.594 63.631
23
- 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 11,40% na EDP Bandeirante e de 14,16% 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 3T13 consideram os processos de reajuste (7,29%) e revisão tarifária (-2,25%) ocorridas (simultaneamente) em 23 de outubro de 2012 juntamente com a redução advinda da Lei nº 12.783/2013 (-25,77% na alta tensão e -18,07% na baixa tensão). No 3T13, todas as classes apresentaram redução na tarifa média devido aos fatores acima mencionados, além dos fatores citados abaixo: Residencial: aumento de 18% na base de clientes residenciais de Baixa Renda; Industrial: queda de 37% na demanda de ponta; Comercial: redução de 5% no consumo ativo ponta;
unid. MWh KWh % % %
DISTRIBUIÇÃO
Residencial 2.572.544 1.350.724 175 4,3% 4,6% 0,3%
Industrial 23.710 986.143 13.864 3,0% -2,6% -5,5%
Comercial 229.219 807.921 1.175 3,0% 3,5% 0,5%
Rural 172.347 198.107 383 3,0% 16,2% 12,8%
Outros 24.306 390.979 5.362 3,2% 1,0% -2,1%
Energia Vendida Clientes Finais 3.022.126 3.733.874 412 4,1% 2,5% -1,5%
Suprimento 3 153.140 17.015.574 0,0% 16,8% -
Energia em Trânsito (USD) 237 2.479.407 3.487.212 28,1% 4,7% -
Consumo Próprio 347 4.109 3.947 0,9% 21,8% -
Total Energia Distribuída 3.022.713 6.370.530 703 4,1% 3,7% -0,4%
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.
VolumeClientes Consumo
Médio*
3T13 Variação 3T13/3T12
VolumeClientes Consumo
Médio
Distribuidora
Bandeirante
Revisão Tarifária 2011
Reajuste Tarifário 2012
Revisão Tarifária Extraordinária 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
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Alta Tensão - Grupo A -25,77% -25,29%
Baixa Tensão - Grupo B -18,07% -18,01%
EDP BANDEIRANTE
Residencial 322,37 280,19 -13,08%
Industrial 248,40 223,34 -10,09%
Comercial 286,59 255,44 -10,87%
Rural 213,81 184,18 -13,86%
Outros 226,25 197,89 -12,53%
Média - Cliente Final 280,86 248,87 -11,39%
EDP ESCELSA
Residencial 349,78 293,21 -16,17%
Industrial 286,19 253,16 -11,54%
Comercial 334,24 293,93 -12,06%
Rural 202,40 173,01 -14,52%
Outros 262,47 228,39 -12,98%
Média - Cliente Final 306,11 262,75 -14,16%
Refere-se a receita sem ICMS, RTE, PIS e COFINS
Tarifa Média (R$/MWh) 3T12 3T13 Var.
Tarifa Média (R$/MWh) 3T12 3T13 Var.
24
Rural: redução de 48% na demanda; Outros: redução de 42% na demanda de ponta. EDP Escelsa Na EDP Escelsa, as tarifas consideram o processo de reajuste tarifário (11,33%) aplicado em 07 de agosto de 2012, em conjunto com 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 3T13, 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 de 16,18%, apesar do aumento de 6,29% no consumo; Industrial e comercial: redução de 11,54% e 12,06%, respectivamente, apesar do aumento de ultrapassagem de demanda de 2,91% (industrial) e 4,90% (comercial); Rural: redução de 14,52%, apesar do aumento de 14,15% no consumo horário ponta; Outros: redução de 12,98% na tarifa média, apesar do aumento de 9,99% no consumo horário ponta na classe serviço publico e 8,04% na ultrapassagem de demanda na classe poder publico.
- Balanço Energético Consolidado
O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou 7.280,1 GWh no 3T13. Do total, 59% foram para a EDP Bandeirante e 41% para a EDP Escelsa. O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu 4.800,5 GWh e a energia em trânsito, distribuída a clientes livres, 2.479,6 GWh.
- Perdas No 3T13, a EDP Bandeirante apresentou aumento de 0,06 p.p. nas perdas não técnicas em relação ao 2T13, devido ao cronograma de faturamento de clientes entre os períodos comparados. Já a EDP Escelsa, apresentou aumento de 0,32 p.p. em relação ao 2T13, reflexo do aumento de fraude e furto, principalmente nas áreas irrigantes do Estado do Espírito Santo. Na EDP Bandeirante, as perdas técnicas mantiveram-se no mesmo patamar do trimestre anterior, no entanto na EDP Escelsa houve um aumento de 0,24 p.p. no 3T13 em relação ao 2T13 em função do aumento da carga do sistema e transporte de energia devido à baixa geração das PCHs e UHEs.
Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento1.201.110 71.158 Energia Leilão Perdas de Itaipu
2.880.443 51.644Outros Vendas C.Prazo856.707 90 7.280.104
Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo 2.479.573 -15.015
909.408Energia em Trânsito
2.479.573
Fornecimento
Requerida3.737.983
Perdas e Diferenças
BALANÇO ENERGÉTICO - 3T13 (MWh)
153.140
= ( - ) = ( - )
25
Neste trimestre, as distribuidoras do Grupo, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, desembolsaram um total de R$ 13,5 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 7,1 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 6,4 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). No período, nossas concessionárias realizaram aproximadamente 35,9 mil inspeções, 15,2 mil retiradas de ligações irregulares e 5,3 mil regularizações de ligações clandestinas que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 13,5 milhões. Vale ressaltar que, para analisar a eficácia das iniciativas de combate às perdas não técnicas, teríamos que considerar, além das receitas recuperadas, o custo de oportunidade de não ter ações direcionadas a coibir fraudes e ligações clandestinas.
- Indicadores de Qualidade O DEC da EDP Bandeirante ficou abaixo da meta regulatória estabelecida pela ANEEL, registrando o valor de 9,02 horas no 3T13, com aumento de 0,27 horas (3,1%) em relação ao mesmo período do ano anterior, reflexo da severidade das ocorrências no período. Já o DEC da EDP Escelsa foi de 10,53 horas no 3T13, acima da meta ANEEL, com aumento 0,70 horas (7,1%) em comparação ao mesmo período do ano anterior. Esse aumento deve-se ao maior volume de ocorrências devido às intempéries na área de concessão da distribuidora, que ocasionaram maior tempo para reestabelecimento. Em junho de 2013, as distribuidoras do Grupo criaram um programa de recuperação do DEC 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 dentro das metas regulatórias estabelecidas pela ANEEL e nos mesmos níveis em relação ao mesmo período do ano anterior. O FEC da EDP Bandeirante registrou um valor de 5,84 vezes no 3T13, igual ao registrado no mesmo período do ano anterior. Já a EDP Escelsa, registrou o valor de 6,31 vezes no 3T13, em linha com o registrado no mesmo período de 2012, que foi de 6,26. 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.
Dez-12 Mar-13 Jun-13 Set-13 ANEEL Dez-12 Mar-13 Jun-13 Set-13 ANEEL
16.478 16.495 16.661 16.857 11.735 11.882 11.960 12.110
906 906 919 931 900 925 933 974
779 772 796 815 705 679 674 722
1.685 1.678 1.716 1.746 1.605 1.604 1.607 1.697
5,50% 5,49% 5,52% 5,52% 4,89% 7,67% 7,79% 7,80% 8,04% 6,70%
4,72% 4,68% 4,78% 4,84% 4,16% 6,01% 5,71% 5,64% 5,96% 3,64%
10,22% 10,17% 10,30% 10,36% 9,05% 13,68% 13,50% 13,44% 14,01% 10,34%
Dez-12 Mar-13 Jun-13 Set-13 ANEEL Dez-12 Mar-13 Jun-13 Set-13 ANEEL
5.075 5.122 5.167 5.214 - 3.841 3.946 3.982 4.046 -
15,34% 15,07% 15,41% 15,64% 13,23% 18,37% 17,20% 16,94% 17,85% 10,51%
15,34% 15,07% 15,41% 15,64% 13,23% 18,37% 17,20% 16,94% 17,85% 10,51%
Perdas Acumuladas em 12 meses
(GWh ou %)
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Entrada de Energia na Rede (A)
Técnica (B)
Não-técnica (C )
Total (B +C )
Técnica (B /A)
Não-técnica (C /A)
Total (B+C /A)
Perdas Acumuladas Baixa Tensão em 12
meses (GWh ou %)
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Total (C /D )
Mercado Baixa Tensão (D)
Comercial Baixa Tensão (C /D)
= =
Consolidado Distribuidoras set/12 dez/12 mar/13 jun/13 set/13
CAPEX - Investimentos Operacionais (R$ milhões) 4,9 10,2 2,2 3,6 7,1
OPEX - Despesas Gerenciáveis (R$ milhões) 4,8 5,7 5,8 5,6 6,4
Inspeções (milhares) 52,6 54,7 50,8 43,8 35,9
Regularização de Clandestinos (milhares) 3,7 7,0 6,1 5,5 5,3
Retirada de Ligações Irregulares (milhares) 33,7 18,9 34,9 51,4 15,2
Receita Recuperada (R$ milhões) 3,3 3,9 5,0 9,1 13,5
26
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: 10,38 / FEC: 8,13
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 3T13, as distribuidoras do Grupo constituíram um Passivo Regulatório de R$ 210,4 milhões enquanto no 3T12 foi constituído um Ativo Regulatório de R$ 92,8 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):
O saldo de ativo e passivo regulatório no 3T13 está líquido dos aportes da CDE contabilizados no resultado, conforme detalhados no capítulo 2.2.1 - Gastos Não-Gerenciáveis. A EDP Bandeirante constituiu um resultado regulatório no trimestre de R$ 20,2 milhões, enquanto a EDP Escelsa apresentou um resultado regulatório de R$ 58,0 milhões.
5.3. Comercialização
Band 3T12 Band 3T13 Escelsa 3T12
Escelsa 3T13
5,84 5,846,26 6,31
FEC (vezes)
Band 3T12 Band 3T13 Escelsa 3T12
Escelsa 3T13
8,75
9,02 9,83 10,53
DEC (horas)
Ativos Regulatórios 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Constituição de CVAs 264.574 290.663 145.820 252.801 339.608 221.901 85.792 52.509 94.356 119.718 134.656 55.026 Amortização de CVAs - 11.701 112.175 74.782 37.392 - 991 42.759 8.517 4.866 1.216 45.059 Subsídio Baixa Renda 13.330 - - - - - 15.333 - - - - - Déficit do PLPT - - - - - - 169 - - - - - Repasse Sobrecontratação 27.011 30.498 16.794 10.400 13.182 18.571 37.445 17.973 7.057 29.360 10.739 2.832 Subsídios e outros 86.410 11.590 10.256 5.984 4.206 14.289 98.505 51.418 83.264 91.714 95.218 34.108 Saldo Final 391.325 344.452 285.045 343.967 394.388 254.761 238.235 164.659 193.194 245.658 241.829 137.025
Passivos Regulatórios 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Constituição de CVAs (142.733) (157.009) (18.304) (46.630) (51.518) (89.799) (47.824) (13.764) (7.035) (16.678) (18.081) (7.758) Amortização de CVAs - - (32.956) (21.970) (10.986) - (18.028) (31.639) (16.618) (16.614) (16.643) (16.724) Neutralidade Parcela A (32.211) (4.746) (2.481) (830) (2.998) (8.779) (9.780) (7.374) (7.325) (9.928) (7.018) (6.003) Repasse Sobrecontratação (26.372) (7.663) (5.019) (8.895) (13.068) (23.297) (22.975) (5.128) (9.331) (4.268) (5.845) (1.901) Outros Passivos Regulatórios (168.968) (81.981) (90.787) (101.432) (108.840) (112.733) (69.258) (15.606) (47.446) (79.462) (112.682) (46.632) Saldo Final (370.284) (251.399) (149.547) (179.757) (187.410) (234.608) (167.865) (73.511) (87.755) (126.950) (160.269) (79.018)
Total Líquido 21.041 93.053 135.498 164.210 206.978 20.153 70.370 91.148 105.439 118.708 81.560 58.007
BANDEIRANTE ESCELSA
Itens em R$ mil ou % 3T13 3T12 Var. 9M13 9M12 Var.
Receita Líquida 493.245 343.135 43,7% 1.431.161 916.862 56,1%
Gastos não-gerenciavéis (485.187) (335.388) 44,7% (1.351.694) (872.411) 54,9%
Margem Bruta 8.058 7.747 4,0% 79.467 44.451 78,8%
Gastos gerenciavéis (5.587) (3.853) 45,0% (12.415) (10.984) 13,0%
Depreciação e amortização (77) (69) 11,6% (226) (209) 8,1%
EBITDA 2.471 3.894 -36,5% 67.052 33.467 100,4%
Margem EBITDA 0,5% 1,1% -0,6 p.p. 4,7% 3,7% 1,0 p.p.
Lucro Líquido 781 2.448 -68,1% 42.039 22.045 90,7%
27
O volume de energia comercializada totalizou 3.278 GWh no 3T13, aumento de 11,6% em comparação aos 2.936 GWh comercializados no 3T12. Esse aumento deve-se à estratégia de negociações de curto e longo prazo e sazonalização. Nos 9M13, o volume de energia comercializada totalizou 9.319 GWh, crescimento de 14,3% em comparação aos 8.150 GWh comercializados nos 9M12. No 3T13, a receita líquida apresentou aumento de 43,7% em relação ao mesmo período de 2012, reflexo do incremento do volume, da estratégia de gestão de portfólio mencionada acima, além do aumento de 29,7% no preço médio de venda de energia praticado pela comercializadora. O incremento de 44,7% nos gastos não-gerenciáveis deve-se à estratégia de sazonalização dos contratos de compra, cujos preços foram maiores reflexo do aumento do PLD em relação à 2012 e dos reajustes anuais dos contratos bilaterais. Os gastos gerenciáveis aumentaram 45,0% no 3T13 devido ao aumento do custo de pessoal (aumento do quadro de pessoal). No trimestre, o EBITDA teve queda de 36,5%, devido aos efeitos mencionados acima. O Lucro Líquido alcançou R$ 781 mil, com redução de 68,1% comparado ao 3T12, reflexo do aumento da despesa financeira devido a atualização dos contratos de mútuo. No acumulado do ano, o lucro líquido atingiu R$ 42,0 milhões, 90,7% acima do mesmo período do ano anterior, 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).
6. Mercado de Capitais
6.1. Desempenho das Ações
Em 30 de setembro de 2013, a cotação da ação da EDP Energias do Brasil (ENBR3) encerrou a R$ 12,06, finalizando o 3T13 com valorização de 6,44%, em linha com o desempenho do IEE (Índice de energia elétrica) e abaixo da valorização do Ibovespa, respectivamente, 6,42% e 10,29% no mesmo período. O valor de mercado da Companhia em 30 de setembro de 2013 era de R$ 5,7 bilhões e em 28 de junho de 2013 era de R$ 5,4 bilhões. As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões do 3T13, totalizando 123,4 milhões de ações negociadas no período, com uma média diária de 1,9 milhão de ações. O volume financeiro totalizou R$ 1.397,7 milhões no período, com volume médio diário de R$ 21,5 milhões.
Vendas 3T12 Vendas 3T13 Compras 3T13
2.8593.233 2.974
7745
3052.937
3.278 3.278
Volume de Energia Comercializada (GWh)
Outros Empresas do Grupo ENBR
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
22,0 23,0
27,4
24,5
21,5
Volume Médio Diário (R$ milhões)
Nota: Cotações históricas ajustadas para proventos.
Cotação em 28/06/2013 Cotação em 30/09/2013
11,3312,06
EDP Energias do Brasil (ENBR3)
+6,4%
28
6.2. Capital Social Em 30 de setembro 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.
*ações em circulação (30/09/2013)
O gráfico abaixo mostra a distribuição geográfica das ações que compunham o free float da EDP Energias do Brasil em 30 de setembro de 2013:
*América Latina não inclui as ações do Brasil
70
80
90
100
110
120
ENBR3 x Desempenho dos Índices(Base 100: 31/12/2012)
ENBR3 IBOV IEE
(+0,5%)
(-14,1%)
(-6,1%)
16,5%
83,5%
Base acionária*
Nacional Internacional
2,3%
97,7%
Base acionária*
Pessoas Físicas Pessoas Jurídicas
6,7% 1,4%
48,3%25,7%
1,5%
16,5%
Ásia América Latina América do Norte Europa Oceania Brasil
29
7. Eventos Subsequentes Recebimento de compensações tarifárias - EDP Escelsa
O Despacho ANEEL nº 1.711/2013 anuiu o montante de R$ 69,3 mil a ser recebido pela EDP Escelsa em razão do repasse antecipado dos recursos da CDE para a cobertura dos descontos incidentes sobre as tarifas, referente às competências de maio a novembro de 2013. Em outubro de 2013 a Companhia recebeu o montante de R$ 49,5 milhões. Até o momento a companhia já recebeu R$ 111,9 milhões de recursos da CDE para a cobertura dos descontos incidentes sobre as tarifas.
2ª emissão de debêntures simples da Companhia Energética do Jari no valor de R$ 350 milhões Em 7 de outubro de 2013, a Companhia Energética do Jari - CEJA realizou a sua 2ª emissão de debêntures simples no valor total de R$ 350 milhões. O objetivo da emissão foi para o alongamento do perfil da dívida. A operação foi fechada ao custo de 113,6% do CDI, com pagamento de juros semestrais e amortizações em três parcelas nos meses de outubro de 2016, 2017 e 2018. O prazo de vencimento final será em 07 de outubro de 2018. A EDP Energias do Brasil é fiadora da operação.
Reajuste da EDP Bandeirante Conforme comunicado ao mercado em 22 de outubro de 2013, a ANEEL aprovou o reajuste tarifário anual de 2013 da EDP Bandeirante. O reposicionamento tarifário foi de 10,36%, sendo 9,92% relativo ao reposicionamento econômico e 0,44% referente aos componentes financeiros pertinentes. Em relação à tarifa praticada atualmente, 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 Fator X aprovado neste reajuste tarifário foi de 1,08%, sendo “Pd” (ganhos de produtividade) 1,08%, “T” (trajetória para adequação dos custos operacionais) 0,00% e “Q” (incentivo à qualidade) 0,00%. O índice de reajuste tarifário aprovado inclui a amortização da 2ª 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 via tarifa e os outros R$ 238 milhões por meio de repasse da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, de modo a reduzir o impacto nas tarifas a serem aplicadas aos consumidores finais.
“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.”
30
ANEXOS ANEXO I
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
BALANÇO PATRIMONIAL – ATIVO
30/09/2013 31/12/2012 30/09/2013 31/12/2012
CIRCULANTE 418.168 402.161 2.736.867 2.278.342
Caixa e equivalentes de caixa 101.485 99.054 954.838 571.375
Títulos a receber 3.827 3.402 4.767 4.530
Consumidores e concessionárias - - 1.154.423 1.252.551
Impostos e contribuições sociais 73.806 84.084 143.713 166.075
Partes relacionadas 19.936 10.698 763 718
Dividendos a receber 205.665 183.043 - -
Estoques - - 18.467 40.579
Cauções e depósitos vinculados 222 222 2.300 24.207
Despesas pagas antecipadamente 265 63 2.853 704
Rendas a receber - - 4.759 6.150
Ativos financeiros disponíveis para venda 12.214 19.806 12.214 19.806
Outros créditos 748 1.789 437.770 191.647
NÃO CIRCULANTE
Realizável a Longo Prazo 599.441 396.277 1.942.623 1.849.574
Títulos a receber 21.417 20.602 18.169 21.324
Ativo financeiro indenizável - - 786.073 690.278
Consumidores e concessionárias - - 46.821 40.294
Impostos e contribuições sociais - - 80.248 55.512
Imposto de renda e contribuição social diferidos - - 536.268 614.957
Partes relacionadas 231.211 153.771 166.414 136.232
Adiantamentos para futuros aumentos de capital 319.450 195.400 - -
Cauções e depósitos vinculados 12.477 12.213 253.873 244.650
Despesas pagas antecipadamente - - 891 -
Outros Créditos 14.886 14.291 53.866 46.327
Permanente 4.660.963 4.381.517 8.990.079 8.700.456
Investimentos 4.650.490 4.374.843 679.260 708.682
Imobilizado 8.105 5.004 4.959.633 4.554.328
Intangível 2.368 1.670 3.347.092 3.433.319
Propriedades para investimentos - - 4.094 4.127
TOTAL DO ATIVO 5.678.572 5.179.955 13.669.569 12.828.372
Controladora ConsolidadoATIVO (R$ mil)
31
ANEXO II EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
BALANÇO PATRIMONIAL – PASSIVO
30/09/2013 31/12/2012 30/09/2013 31/12/2012
CIRCULANTE 524.902 167.243 3.504.124 2.611.800
Fornecedores 4.713 7.897 754.979 912.180
Impostos e contribuições sociais 5.074 23.418 302.651 278.295
Dividendos 3.006 113.393 44.295 201.472
Debêntures 488.298 - 1.020.140 435.535
Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas - - 913.875 269.236
Benefícios pós-emprego 54 11 35.648 35.517
Obrigações estimadas com pessoal 10.619 11.364 66.576 65.011
Encargos regulamentares e setoriais - - 173.872 205.108
Uso do bem público - - 22.809 21.953
Provisões 8.785 6.429 78.956 53.548
Outras contas a pagar 4.353 4.731 68.493 133.945
NÃO CIRCULANTE
Exigível a Longo Prazo 621.302 567.028 3.888.115 3.884.186
Impostos e contribuições sociais 42.833 43.879 90.608 111.855
Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.796 1.908 379.285 387.253
Debêntures 519.387 460.674 1.125.303 1.052.633
Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas - - 1.222.389 1.331.142
Benefícios pós-emprego - - 544.280 518.332
Partes relacionadas - 768 - -
Encargos regulamentares e setoriais - - 11.367 17.071
Uso do bem público - - 267.234 251.207
Provisões 34.885 31.569 215.050 180.428
Provisão para passivo a descoberto 21.960 27.781 13 1.455
Reserva para reversão e amortização - - 17.248 17.248
Outras contas a pagar 441 449 15.338 15.562
Participações de não controladores - - 1.744.962 1.886.702
Patrimônio Líquido 4.532.368 4.445.684 4.532.368 4.445.684
Capital social 3.182.716 3.182.716 3.182.716 3.182.716
Reservas de capital 143.333 144.540 143.333 144.540
Reservas de lucros 938.944 1.194.422 938.944 1.194.422
Outros resultados abrangentes (42.625) (51.721) (42.625) (51.721)
Ações em tesouraria (6.614) (6.614) (6.614) (6.614)
Lucros acumulados 316.614 (17.659) 316.614 (17.659)
TOTAL DO PASSIVO 5.678.572 5.179.955 13.669.569 12.828.372
Controladora ConsolidadoPASSIVO E PATRIMÔNIO LIQUIDO (R$ mil)
32
ANEXO III EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS TRIMESTRAL
3T13 3T12 % 3T13 3T12 %
Receita operacional líquida 177 96 84,4 1.740.172 1.575.581 10,4
Gastos não gerenciáveis - - n.d. (823.900) (1.005.053) -18,0
Energia comprada para revenda - - n.d. (758.782) (912.706) -16,9
Encargos de uso do sistema - - n.d. (55.709) (82.364) -32,4
Outros - - n.d. (9.409) (9.983) -5,7
Margem Bruta 177 96 84,4 824.582 503.975 63,6
Gastos gerenciáveis (30.983) (35.020) -11,5 (430.826) (385.709) 11,7
Total do PMSO (29.223) (33.473) -12,7 (192.976) (232.882) -17,1
Pessoal (8.581) (11.696) -26,6 (93.982) (78.716) 19,4
Material (846) (645) 31,2 (7.925) (8.377) -5,4
Serviços de terceiros (9.106) (7.437) 22,4 (91.574) (83.742) 9,4
Provisões (1.582) (1.752) -9,7 (19.198) (25.520) -24,8
Outros (9.108) (11.943) -23,7 19.703 (36.527) n.d.
Custo com construção da infraestrutura - - n.d. (91.690) (66.553) 37,8
Depreciação e amortização (1.760) (1.547) 13,8 (146.160) (86.274) 69,4
Resultado do serviço (EBIT) (30.806) (34.924) -11,8 485.446 184.819 162,7
EBITDA (29.046) (33.377) -13,0 631.606 271.093 133,0
Margem EBITDA n.d. n.d. n.d. 38,3% 18,0% 20,3 p.p.
Resultado das participações societárias 244.304 47.465 414,7 (22.455) (22.816) -1,6
Resultado financeiro líquido (14.106) (2.151) 555,8 (71.973) (59.488) 21,0
Receitas financeiras 10.657 6.131 73,8 42.750 34.184 25,1
Despesas financeiras (24.763) (8.282) 199,0 (114.723) (93.672) 22,5
LAIR 199.392 10.390 1.819,1 391.018 102.515 281,4
IR e Contribuição social - - n.d. (153.532) (48.600) 215,9
Imposto de renda e contribuição social correntes - - n.d. (80.591) (50.984) 58,1
Imposto de renda e contribuição social diferidos - - n.d. (72.941) 2.384 n.d.
Lucro líquido antes de minoritários 199.392 10.390 1.819,1 237.486 53.915 340,5
Reversão dos juros sobre capital próprio - - n.d. - - n.d.
Atribuível aos acionistas não controladores - - n.d. (38.094) (43.524) -12,5
Lucro líquido 199.392 10.390 1.819,1 199.392 10.390 1.819,0
Margem Liquida 11,5% 0,7%
Demonstrativo de Resultados (R$ mil)Controladora Consolidado
33
ANEXO IV
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS ACUMULADO
9M13 9M12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 754 237 218,1 5.273.372 4.547.731 16,0
Gastos não gerenciáveis - - n.d. (2.965.801) (2.775.165) 6,9
Energia comprada para revenda - - n.d. (2.699.426) (2.286.066) 18,1
Encargos de uso do sistema - - n.d. (230.065) (450.337) -48,9
Outros - - n.d. (36.310) (38.762) -6,3
Gastos gerenciáveis (85.720) (85.073) 0,8 (1.204.017) (1.032.274) 16,6
Total do PMSO (80.818) (80.420) 0,5 (684.033) (630.799) 8,4
Pessoal (21.279) (31.452) -32,3 (262.636) (230.988) 13,7
Material (1.737) (1.340) 29,6 (22.355) (20.929) 6,8
Serviços de terceiros (34.186) (21.771) 57,0 (276.761) (255.267) 8,4
Provisões (4.325) (4.083) 5,9 (95.490) (55.493) 72,1
Outros (19.291) (21.774) -11,4 (26.791) (68.122) -60,7
Custo com construção da infraestrutura - - n.d. (202.667) (150.172) 35,0
Depreciação e amortização (4.902) (4.653) 5,4 (317.317) (251.303) 26,3
Resultado do serviço (EBIT) (84.966) (84.836) 0,2 1.103.554 740.292 49,1
EBITDA (80.064) (80.183) -0,1 1.420.871 991.595 43,3
Margem EBITDA n.d. n.d. n.d. 28,0% 22,5% 5,5 p.p.
Resultado das participações societárias 456.033 277.748 64,2 (128.799) (48.386) 166,2
Resultado financeiro líquido (36.794) (138) 26.562,3 (208.625) (157.922) 32,1
Receitas financeiras 27.349 20.626 32,6 122.970 132.789 -7,4
Despesas financeiras (64.143) (20.764) 208,9 (331.595) (290.711) 14,1
LAIR 334.273 192.774 73,4 766.130 533.984 43,5
IR e Contribuição social - - n.d. (314.746) (198.529) 58,5
Imposto de renda e contribuição social correntes - - n.d. (240.187) (185.325) 29,6
Imposto de renda e contribuição social diferidos - - n.d. (74.559) (13.204) 464,7
Lucro líquido antes de minoritários 334.273 192.774 73,4 451.384 335.455 34,6
Reversão dos juros sobre capital próprio - - n.d. - - n.d.
Atribuível aos acionistas não controladores - - n.d. (117.111) (142.681) -17,9
Lucro líquido 334.273 192.774 73,4 334.273 192.774 73,4
Controladora ConsolidadoDemonstrativo de Resultados (R$ mil)
34
ANEXO V EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
DEMONSTRATIVO POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
Receita Líquida(1) 1.648.482 1.509.028 5.070.705 4.397.559
Geração (2) 295.751 293.485 998.654 903.689
Distribuição 1.029.642 1.008.210 3.209.154 2.999.553
Comercialização 493.245 343.135 1.431.161 916.862
Outros e Eliminações (170.156) (135.802) (568.264) (422.545)
Gastos Não Gerenciavéis (823.900) (1.005.053) (2.965.801) (2.775.165)
Geração (2) (58.855) (52.023) (238.036) (141.838)
Distribuição (450.355) (755.383) (1.944.975) (2.188.863)
Comercialização (485.187) (335.388) (1.351.694) (872.411)
Outros e Eliminações 170.497 137.741 568.904 427.947
Margem Bruta 824.582 503.975 2.104.904 1.622.394
Geração 236.896 241.462 760.618 761.851
Distribuição 579.287 252.827 1.264.179 810.690
Comercialização 8.058 7.747 79.467 44.451
Outros e Eliminações 341 1.939 640 5.402
Gastos Gerenciavéis (3) (192.976) (232.882) (684.033) (630.799)
Geração (27.183) (25.931) (82.122) (74.145)
Distribuição (130.731) (169.371) (508.540) (464.384)
Comercialização (5.587) (3.853) (12.415) (10.984)
Holding (30.983) (35.020) (85.720) (85.073)
Outros e Eliminações 1.508 1.293 4.764 3.787
Depreciação (146.160) (86.274) (317.317) (251.303)
Geração (38.404) (38.491) (114.504) (112.544)
Distribuição (105.919) (46.167) (197.685) (133.897)
Comercialização (77) (69) (226) (209)
Holding (1.760) (1.547) (4.902) (4.653)
Outros e Eliminações 0 0 0 0
EBITDA 631.606 271.093 1.420.871 991.595
Geração 209.713 215.531 678.496 687.706
Distribuição 448.556 83.456 755.639 346.306
Comercialização 2.471 3.894 67.052 33.467
Holding (29.046) (33.377) (80.064) (80.183)
Outros e Eliminações (88) 1.589 (252) 4.299
Lucro Líquido(4) 199.392 10.390 334.273 192.774
Geração 42.215 32.613 104.370 157.800
Distribuição 202.480 10.872 310.344 99.585
Comercialização 781 2.448 42.039 22.045
Atribuível aos acionistas não controladores (38.094) (43.524) (117.111) (142.681)
Outros e Eliminações (7.990) 7.982 (5.369) 56.025
(1) Receita Liquida exclui receita de construção
(2) Geração = Considera as eliminações entre as geradoras do Grupo.
(3) Exclui depreciação e amortização.
(4) Lucro Líquido considera a consolidação da UTE Pecém I em equivalência patrimonial
(5) Quadro não revisado pelos Auditores Independentes.
3T12Demonstrativo por Segmento de Negócio (R$ mil)(5) 3T13 9M13 9M12
35
ANEXO VI EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 295.751 293.485 0,8 998.654 903.689 10,5
Gastos não gerenciáveis (58.855) (52.023) 13,1 (238.036) (141.838) 67,8
Energia comprada para revenda (31.112) (21.080) 47,6 (145.882) (40.986) 255,9
Encargos de uso do sistema (20.863) (23.621) -11,7 (63.721) (70.033) -9,0
Outros (6.880) (7.322) -6,0 (28.433) (30.819) -7,7
Margem Bruta 236.896 241.462 -1,9 760.618 761.851 -0,2
Gastos gerenciáveis (65.587) (64.422) 1,8 (196.626) (186.689) 5,3
Total do PMSO (27.183) (25.931) 4,8 (82.122) (74.145) 10,8
Pessoal (14.459) (11.476) 26,0 (38.319) (33.474) 14,5
Material (1.194) (1.759) -32,1 (2.982) (3.347) -10,9
Serviços de terceiros (15.579) (10.700) 45,6 (38.879) (35.241) 10,3
Provisões (817) (192) 325,5 189 (1.637) n.d.
Outros 4.866 (1.804) n.d. (2.131) (446) 377,8
Depreciação e amortização (38.404) (38.491) -0,2 (114.504) (112.544) 1,7
Resultado do serviço (EBIT) 171.309 177.040 -3,2 563.992 575.162 -1,9
EBITDA 209.713 215.531 -2,7 678.496 687.706 -1,3
Margem EBITDA 70,9% 73,4% -3,4 p.p. 67,9% 76,1% -10,7 p.p.
Resultado das participações societárias (21.532) (22.883) -5,9 (128.732) (42.779) 200,9
Resultado financeiro líquido (32.494) (35.996) -9,7 (86.068) (93.734) -8,2
Receitas financeiras 9.258 9.105 1,7 20.154 27.862 -27,7
Despesas financeiras (41.752) (45.101) -7,4 (106.222) (121.596) -12,6
LAIR 117.283 118.161 -0,7 349.192 438.649 -20,4
IR e Contribuição social (36.974) (42.024) -12,0 (127.711) (138.168) -7,6
Imposto de renda e contribuição social correntes (32.773) (44.803) -26,9 (134.565) (139.900) -3,8
Imposto de renda e contribuição social diferidos (4.201) 2.779 n.d. 6.854 1.732 295,7
Lucro líquido antes de minoritários 80.309 76.137 5,5 221.481 300.481 -26,3
Atribuível aos acionistas não controladores (38.094) (43.524) -12,5 (117.111) (142.681) -17,9
Lucro líquido 42.215 32.613 29,4 104.370 157.800 (33,9)
GERAÇÃO CONSOLIDADO*
* Inclui Enerpeixe, Energest Consolidado, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e consolidação da UTE Pecém I em
equivalência patrimonial.
36
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 95.639 94.297 1,4 317.428 295.984 7,2
Gastos não gerenciáveis (15.028) (11.007) 36,5 (46.898) (35.576) 31,8
Energia comprada para revenda (5.046) (1) 504.500,0 (14.591) (289) 4.948,8
Encargos de uso do sistema (7.217) (8.344) -13,5 (22.529) (24.550) -8,2
Outros (2.765) (2.662) 3,9 (9.778) (10.737) -8,9
Margem Bruta 80.611 83.290 -3,2 270.530 260.408 3,9
Gastos gerenciáveis (19.405) (17.596) 10,3 (54.461) (53.693) 1,4
Total do PMSO (7.054) (5.262) 34,1 (17.411) (16.699) 4,3
Pessoal (2.359) (2.009) 17,4 (7.139) (5.574) 28,1
Material (470) (802) -41,4 (1.036) (1.145) -9,5
Serviços de terceiros (3.652) (1.979) 84,5 (7.553) (8.315) -9,2
Outros (573) (472) 21,4 (1.683) (1.665) 1,1
Depreciação e amortização (12.351) (12.334) 0,1 (37.050) (36.994) 0,2
Resultado do serviço (EBIT) 61.206 65.694 -6,8 216.069 206.715 4,5
EBITDA 73.557 78.028 -5,7 253.119 243.709 3,9
Margem EBITDA 76,9% 82,7% -5,8 p.p. 79,7% 82,3% -2,6 p.p.
Resultado financeiro líquido (10.315) (15.823) -34,8 (31.752) (40.560) -21,7
Receitas financeiras 3.708 4.385 -15,4 8.791 13.682 -35,7
Despesas financeiras (14.023) (20.208) -30,6 (40.543) (54.242) -25,3
LAIR 50.891 49.871 2,0 184.317 166.155 10,9
IR e Contribuição social (6.959) (6.217) 11,9 (27.265) (22.630) 20,5
Imposto de renda e contribuição social correntes (8.452) (8.737) -3,3 (30.636) (26.998) 13,5
Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.493 2.520 -40,8 3.371 4.368 -22,8
Lucro líquido antes de minoritários 43.932 43.654 0,6 157.052 143.525 9,4
Lucro líquido 43.932 43.654 0,6 157.052 143.525 9,4 * Consolida 100% do empreendimento. A EDP Energias do Brasil detém 60% da Enerpeixe.
ENERPEIXE *
30/9/2013 31/12/2012
ATIVO 2.014.596 2.006.403
Circulante 225.456 187.783
Caixa e equivalentes de caixa 154.900 118.623
Outros 70.556 69.160
Não Circulante 82.700 76.955
Ativo Permanente 1.706.440 1.741.665
PASSIVO 548.415 697.274
Circulante 188.037 256.334
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 114.793 115.219
Outros 73.244 141.115
Não Circulante 360.378 440.940
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 151.805 237.195
Outros 208.573 203.745
Patrimônio Líquido 1.466.181 1.309.129
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.014.596 2.006.403
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)ENERPEIXE
37
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 75.695 65.757 15,1 268.699 209.947 28,0
Gastos não gerenciáveis (17.677) (17.005) 4,0 (92.495) (40.207) 130,0
Energia comprada para revenda (14.139) (12.360) 14,4 (79.981) (25.199) 217,4
Encargos de uso do sistema (2.184) (3.196) -31,7 (7.125) (9.708) -26,6
Outros (1.354) (1.449) -6,6 (5.389) (5.300) 1,7
Margem Bruta 58.018 48.752 19,0 176.204 169.740 3,8
Gastos gerenciáveis (22.120) (18.384) 20,3 (58.988) (48.825) 20,8
Total do PMSO (16.785) (13.381) 25,4 (43.727) (36.006) 21,4
Pessoal (7.013) (5.650) 24,1 (19.182) (17.187) 11,6
Material (333) (539) -38,2 (942) (1.323) -28,8
Serviços de terceiros (5.998) (5.911) 1,5 (16.915) (16.967) -0,3
Provisões (227) (103) 120,4 802 (732) n.d.
Outros (3.214) (1.178) 172,8 (7.490) 203 n.d.
Depreciação e amortização (5.335) (5.003) 6,6 (15.261) (12.819) 19,0
Resultado do serviço (EBIT) 35.898 30.368 18,2 117.216 120.915 -3,1
EBITDA 41.233 35.371 16,6 132.477 133.734 -0,9
Margem EBITDA 54,5% 53,8% 0,7 p.p. 49,3% 63,7% -14,4 p.p.
Resultado financeiro líquido (3.744) (3.144) 19,1 (12.402) (9.707) 27,8
Receitas financeiras 1.283 2.467 -48,0 2.635 7.882 -66,6
Despesas financeiras (5.027) (5.611) -10,4 (15.037) (17.589) -14,5
LAIR 32.154 27.224 18,1 104.814 111.208 -5,7
IR e Contribuição social (8.297) (5.818) 42,6 (28.827) (23.263) 23,9
Imposto de renda e contribuição social correntes (7.022) (5.644) 24,4 (26.710) (23.189) 15,2
Imposto de renda e contribuição social diferidos (1.275) (174) 632,8 (2.117) (74) 2.760,8
Lucro líquido antes de minoritários 23.857 21.406 11,5 75.987 87.945 -13,6
Atribuível aos acionistas não controladores (784) (1.278) -38,6 (2.808) (4.961) -43,4
Lucro líquido 23.073 20.128 14,6 73.179 82.984 (11,8)* 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
*Ajuste em PMSO no 3T12 referente à exercícios anteriores em função do reconhecimento da despesa de Benefícios a Empregados, conforme
orientações do CPC 33. Fonte: nota explicativa nº 4 das Demonstrações Financeiras - EDP Consolidado.
ENERGEST CONSOLIDADO*
30/9/2013 31/12/2012
ATIVO 882.103 849.710
Circulante 145.172 107.980
Caixa e equivalentes de caixa 95.281 44.195
Outros 49.891 63.785
Não Circulante 15.240 15.620
Ativo Permanente 721.691 726.110
PASSIVO 375.377 341.672
Circulante 172.633 117.646
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 18.746 19.434
Outros 153.887 98.212
Não Circulante 202.744 224.026
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 191.817 207.644
Outros 10.927 16.382
Patrimônio Líquido 506.726 508.038
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 882.103 849.710
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)ENERGEST CONSOLIDADO
38
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 124.417 133.431 -6,8 412.527 397.758 3,7
Gastos não gerenciáveis (26.150) (24.011) 8,9 (98.643) (66.055) 49,3
Energia comprada para revenda (11.927) (8.719) 36,8 (51.310) (15.498) 231,1
Encargos de uso do sistema (11.462) (12.081) -5,1 (34.067) (35.775) -4,8
Outros (2.761) (3.211) -14,0 (13.266) (14.782) -10,3
Margem Bruta 98.267 109.420 -10,2 313.884 331.703 -5,4
Gastos gerenciáveis (27.116) (22.942) 18,2 (74.214) (69.965) 6,1
Total do PMSO (10.385) (6.329) 64,1 (23.998) (20.811) 15,3
Pessoal (3.597) (3.169) 13,5 (9.121) (9.097) 0,3
Material (242) (246) -1,6 (690) (524) 31,7
Serviços de terceiros (5.024) (2.554) 96,7 (11.276) (7.977) 41,4
Provisões (590) (89) 562,9 (608) (905) -32,8
Outros (932) (271) 243,9 (2.303) (2.308) -0,2
Depreciação e amortização (16.731) (16.613) 0,7 (50.216) (49.154) 2,2
Resultado do serviço (EBIT) 71.151 86.478 -17,7 239.670 261.738 -8,4
EBITDA 87.882 103.091 -14,8 289.886 310.892 -6,8
Margem EBITDA 70,6% 77,3% -6,6 p.p. 70,3% 78,2% -7,9 p.p.
Resultado financeiro líquido (10.533) (9.784) 7,7 (22.031) (19.441) 13,3
Receitas financeiras 4.264 2.147 98,6 7.766 6.020 29,0
Despesas financeiras (14.797) (11.931) 24,0 (29.797) (25.461) 17,0
LAIR 60.618 76.694 -21,0 217.639 242.297 -10,2
IR e Contribuição social (23.421) (31.273) -25,1 (81.123) (94.374) -14,0
Imposto de renda e contribuição social correntes (17.299) (30.422) -43,1 (77.219) (89.713) -13,9
Imposto de renda e contribuição social diferidos (6.122) (851) 619,4 (3.904) (4.661) -16,2
Lucro líquido antes de minoritários 37.197 45.421 -18,1 136.516 147.923 -7,7
Atribuível aos acionistas não controladores (7.030) (9.616) -26,9 (25.696) (32.436) -20,8
Lucro líquido 30.167 35.805 (15,7) 110.820 115.487 (4,0)* 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*
30/9/2013 31/12/2012
ATIVO 2.150.268 2.166.015
Circulante 188.500 148.638
Caixa e equivalentes de caixa 88.560 83.440
Outros 99.940 65.198
Não Circulante 119.361 128.565
Ativo Permanente 1.842.407 1.888.812
PASSIVO 803.228 365.224
Circulante 603.724 214.740
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 467.189 11.118
Outros 136.535 203.622
Não Circulante 199.504 150.484
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 70.422 67.274
Outros 129.082 83.210
Patrimônio Líquido 1.347.040 1.800.791
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.150.268 2.166.015
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)LAJEADO CONSOLIDADO
39
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 110.389 115.073 -4,1 370.362 342.731 8,1
Gastos não gerenciáveis (25.812) (23.588) 9,4 (97.340) (64.787) 50,2
Energia comprada para revenda (11.978) (8.687) 37,9 (51.240) (15.465) 231,3
Encargos de uso do sistema (11.110) (11.734) -5,3 (33.015) (34.742) -5,0
Outros (2.724) (3.167) -14,0 (13.085) (14.580) -10,3
Margem Bruta 84.577 91.485 -7,6 273.022 277.944 -1,8
Gastos gerenciáveis (44.106) (53.186) -17,1 (130.738) (160.449) -18,5
Total do PMSO (36.631) (45.710) -19,9 (108.313) (138.029) -21,5
Pessoal (282) (117) 141,0 (919) (345) 166,4
Serviços de terceiros (1.156) (119) 871,4 (2.157) (709) 204,2
Provisões (18) (83) -78,3 385 (724) n.d.
Outros (35.175) (45.391) -22,5 (105.622) (136.251) -22,5
Depreciação e amortização (7.475) (7.476) 0,0 (22.425) (22.420) 0,0
Resultado do serviço (EBIT) 40.471 38.299 5,7 142.284 117.495 21,1
EBITDA 47.946 45.775 4,7 164.709 139.915 17,7
Margem EBITDA 43,4% 39,8% 3,7 p.p. 44,5% 40,8% 3,6 p.p.
Resultado das participações societárias 9.947 15.240 -34,7 36.186 53.006 -31,7
Resultado financeiro líquido (515) 2.477 n.d. 1.017 7.427 -86,3
Receitas financeiras 3.580 2.842 26,0 6.863 9.099 -24,6
Despesas financeiras (4.095) (365) 1.021,9 (5.846) (1.672) 249,6
LAIR 49.903 56.016 -10,9 179.487 177.928 0,9
IR e Contribuição social (16.384) (16.232) 0,9 (56.354) (49.608) 13,6
Imposto de renda e contribuição social correntes (12.549) (14.191) -11,6 (50.144) (43.649) 14,9
Imposto de renda e contribuição social diferidos (3.835) (2.041) 87,9 (6.210) (5.959) 4,2
Lucro líquido antes de minoritários 33.519 39.784 -15,7 123.133 128.320 -4,0
Atribuível aos acionistas não controladores (3.352) (3.979) -15,8 (12.313) (12.833) -4,0
Lucro líquido 30.167 35.805 (15,7) 110.820 115.487 (4,0)
LAJEADO ENERGIA
*Ajuste em PMSO no 3T12 referente à exercícios anteriores em função do reconhecimento da despesa de Benefícios a Empregados, conforme
orientações do CPC 33. Fonte: nota explicativa nº 4 das Demonstrações Financeiras - EDP Consolidado.
40
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 49.055 63.629 -22,9 147.247 190.841 -22,8
Gastos não gerenciáveis (338) (423) -20,1 (1.303) (1.268) 2,8
Energia comprada para revenda 51 (32) n.d. (70) (33) 112
Encargos de uso do sistema (352) (347) 1,4 (1.052) (1.033) 1,8
Outros (37) (44) -15,9 (181) (202) -10,4
Margem Bruta 48.717 63.206 -22,9 145.944 189.573 -23,0
Gastos gerenciáveis (18.037) (15.027) 20,0 (48.558) (45.330) 7,1
Total do PMSO (8.781) (5.890) 49,1 (20.767) (18.596) 11,7
Pessoal (3.315) (3.052) 8,6 (8.202) (8.752) -6,3
Material (242) (246) -1,6 (690) (524) 31,7
Serviços de terceiros (3.868) (2.435) 58,9 (9.119) (7.268) 25,5
Provisões (572) (6) 9.433,3 (993) (181) 448,6
Outros (784) (151) 419,2 (1.763) (1.871) -5,8
Depreciação e amortização (9.256) (9.137) 1,3 (27.791) (26.734) 4,0
Resultado do serviço (EBIT) 30.680 48.179 -36,3 97.386 144.243 -32,5
EBITDA 39.936 57.316 -30,3 125.177 170.977 -26,8
Margem EBITDA 81,4% 90,1% -8,7 p.p. 85,0% 89,6% -4,6 p.p.
Resultado financeiro líquido (10.018) (12.261) -18,3 (23.048) (26.868) -14,2
Receitas financeiras 1.085 804 35,0 1.763 1.140 54,6
Despesas financeiras (11.103) (13.065) -15,0 (24.811) (28.008) -11,4
LAIR 20.662 35.918 -42,5 74.338 117.375 -36,7
IR e Contribuição social (7.037) (15.041) -53,2 (24.769) (44.766) -44,7
Imposto de renda e contribuição social correntes (4.750) (16.231) -70,7 (27.075) (46.064) -41,2
Imposto de renda e contribuição social diferidos (2.287) 1.190 n.d. 2.306 1.298 77,7
Lucro líquido antes de minoritários 13.625 20.877 -34,7 49.569 72.609 -31,7
Lucro líquido 13.625 20.877 (34,7) 49.569 72.609 (31,7)
INVESTCO
*Ajuste em PMSO no 3T12 referente à exercícios anteriores em função do reconhecimento da despesa de Benefícios a Empregados, conforme
orientações do CPC 33. Fonte: nota explicativa nº 4 das Demonstrações Financeiras - EDP Consolidado.
30/9/2013 31/12/2012
ATIVO 1.348.445 1.347.727
Circulante 58.809 33.636
Caixa e equivalentes de caixa 35.644 6.023
Outros 23.165 27.613
Não Circulante 587 1.117
Ativo Permanente 1.289.049 1.312.974
PASSIVO 221.354 238.456
Circulante 76.417 95.746
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 13.315 11.868
Outros 63.102 83.878
Não Circulante 144.937 142.710
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 76.647 73.624
Outros 68.290 69.086
Patrimônio Líquido 1.127.091 1.109.271
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 1.348.445 1.347.727
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)INVESTCO
41
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. – GERAÇÃO
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 108.578 51.587 110,5 325.847 51.587 531,6
Gastos não gerenciáveis (62.631) (74.506) -15,9 (302.985) (74.506) 306,7
Energia comprada para revenda (1.313) (74.506) -98,2 (172.613) (74.506) 131,7
Encargos de uso do sistema (6.678) - n.d. (20.621) - n.d.
Custo da matéria prima consumida (54.640) - n.d. (109.751) - n.d.
Margem Bruta 45.947 (22.919) n.d. 22.862 (22.919) n.d.
Gastos gerenciáveis (42.850) (2.134) 1.908,0 (144.367) (5.651) 2.454,7
Total do PMSO (25.902) (2.081) 1.144,7 (106.446) (5.515) 1.830,1
Pessoal (4.319) (576) 649,8 (9.397) (1.542) 509,4
Material (901) (83) 985,5 (1.747) (112) 1.459,8
Serviços de terceiros (4.516) (889) 408,0 (10.232) (2.338) 337,6
Outros (16.166) (533) 2.933,0 (85.070) (1.523) 5.485,7
Depreciação e amortização (16.948) (53) 31.877,4 (37.921) (136) 27.783,1
Resultado do serviço (EBIT) 3.097 (25.053) n.d. (121.505) (28.570) 325,3
EBITDA 20.045 (25.000) n.d. (83.584) (28.434) 194,0
Margem EBITDA 18,5% -48,5% 66,9 p.p. -25,7% -55,1% 29,5 p.p.
Resultado financeiro líquido (35.700) (10.949) 226,1 (73.384) (30.197) 143,0
Receitas financeiras 179 (12.623) n.d. 906 471 92,4
Despesas financeiras (35.879) 1.674 n.d. (74.290) (30.668) 142,2
LAIR (32.603) (36.002) -9,4 (194.889) (58.767) 231,6
IR e Contribuição social 11.085 12.396 -10,6 66.262 13.883 377,3
Imposto de renda e contribuição social diferidos 11.085 12.396 -10,6 66.262 13.883 377,3
Lucro líquido antes de minoritários (21.518) (23.606) -8,8 (128.627) (44.884) 186,6
Lucro líquido (21.518) (23.606) (8,8) (128.627) (44.884) 186,6
PECÉM
30/9/2013 31/12/2012
ATIVO 2.059.377 2.079.137
Circulante 127.275 221.032
Caixa e equivalentes de caixa 23.922 363
Outros 103.353 220.669
Não Circulante 214.480 152.213
Ativo Permanente 1.717.622 1.705.892
PASSIVO 1.476.257 1.467.704
Circulante 276.010 235.704
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 102.533 95.970
Outros 173.477 139.734
Não Circulante 1.200.247 1.232.000
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 1.036.856 1.096.312
Outros 163.391 135.688
Patrimônio Líquido 583.120 611.433
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.059.377 2.079.137
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)PECÉM
42
ANEXO VII
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS EDP BANDEIRANTE
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 629.993 609.950 3,3 1.901.870 1.821.008 4,4
Gastos não gerenciáveis (214.406) (471.266) -54,5 (1.142.567) (1.363.507) -16,2
Energia comprada para revenda (192.659) (424.735) -54,6 (1.030.176) (1.098.340) -6,2
Encargos de uso do sistema (20.160) (44.958) -55,2 (107.630) (260.448) -58,7
Outros (1.587) (1.573) 0,9 (4.761) (4.719) 0,9
Margem Bruta 415.587 138.684 199,7 759.303 457.501 66,0
Gastos gerenciáveis (198.574) (137.861) 44,0 (475.564) (361.438) 31,6
Total do PMSO (96.656) (88.951) 8,7 (289.147) (239.070) 20,9
Pessoal (36.807) (29.289) 25,7 (103.526) (87.195) 18,7
Material (2.930) (3.236) -9,5 (9.236) (8.911) 3,6
Serviços de terceiros (31.161) (31.709) -1,7 (97.537) (97.847) -0,3
Provisões (6.425) (11.516) -44,2 (36.118) (18.561) 94,6
Outros (19.333) (13.201) 46,5 (42.730) (26.556) 60,9
Custo com construção da infraestrutura (42.231) (27.960) 51,0 (83.470) (61.830) 35,0
Depreciação e amortização (59.687) (20.950) 184,9 (102.947) (60.538) 70,1
Resultado do serviço (EBIT) 217.013 823 26.268,5 283.739 96.063 195,4
EBITDA 276.700 21.773 1.170,8 386.686 156.601 146,9
Margem EBITDA 47,1% 3,7% 43,3 p.p. 21,3% 8,9% 12,4 p.p.
Resultado financeiro líquido (7.180) (10.322) -30,4 (29.467) (26.359) 11,8
Receitas financeiras 13.180 11.584 13,8 43.710 51.009 -14,3
Despesas financeiras (20.360) (21.906) -7,1 (73.177) (77.368) -5,4
LAIR 209.833 (9.499) n.d. 254.272 69.704 264,8
IR e Contribuição social (77.492) 3.111 n.d. (91.806) (23.557) 289,7
Imposto de renda e contribuição social correntes (14.668) 2.207 n.d. (28.095) (14.304) 96,4
Imposto de renda e contribuição social diferidos (62.824) 904 n.d. (63.711) (9.253) 588,5
Lucro líquido antes de minoritários 132.341 (6.388) n.d. 162.466 46.147 252,1
Lucro líquido 132.341 (6.388) n.d. 162.466 46.147 252,1
EDP BANDEIRANTE
30/9/2013 31/12/2012
ATIVO 2.551.574 2.445.523
Circulante 1.004.210 829.707
Caixa e equivalentes de caixa 215.570 111.544
Outros 788.640 718.163
Não Circulante 590.728 608.895
Ativo Permanente 956.636 1.006.921
PASSIVO 1.531.950 1.666.234
Circulante 812.467 824.281
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 112.805 76.584
Outros 699.662 747.697
Não Circulante 719.483 841.953
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 441.466 559.624
Outros 278.017 282.329
Patrimônio Líquido 1.019.624 779.289
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.551.574 2.445.523
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)BANDEIRANTE
43
EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS EDP ESCELSA
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 2012 %
Receita operacional líquida 491.339 464.789 5,7 1.509.951 1.328.622 13,6
Gastos não gerenciáveis (235.949) (284.117) -17,0 (802.408) (825.356) -2,8
Energia comprada para revenda (218.757) (266.162) -17,8 (735.452) (692.460) 6,2
Encargos de uso do sistema (16.250) (16.877) -3,7 (63.840) (129.701) -50,8
Outros (942) (1.078) -12,6 (3.116) (3.195) -2,5
Margem Bruta 255.390 180.672 41,4 707.543 503.266 40,6
Gastos gerenciáveis (129.766) (144.206) -10,0 (433.328) (386.920) 12,0
Total do PMSO (34.075) (80.420) -57,6 (219.393) (225.314) -2,6
Pessoal (31.569) (24.260) 30,1 (92.650) (72.829) 27,2
Material (2.936) (2.728) 7,6 (8.348) (7.289) 14,5
Serviços de terceiros (33.471) (32.871) 1,8 (101.672) (97.293) 4,5
Provisões (10.370) (11.691) -11,3 (56.572) (30.459) 85,7
Outros 44.271 (8.870) n.d. 39.849 (17.444) n.d.
Custo com construção da infraestrutura (49.459) (38.569) 28,2 (119.197) (88.247) 35,1
Depreciação e amortização (46.232) (25.217) 83,3 (94.738) (73.359) 29,1
Resultado do serviço (EBIT) 125.624 36.466 244,5 274.215 116.346 135,7
EBITDA 171.856 61.683 178,6 368.953 189.705 94,5
Margem EBITDA 38,9% 14,5% 24,4 p.p. 26,5% 15,3% 11,2 p.p.
Resultado financeiro líquido (16.988) (10.984) 54,7 (53.040) (38.008) 39,5
Receitas financeiras 11.852 10.043 18,0 37.915 40.467 -6,3
Despesas financeiras (28.840) (21.027) 37,2 (90.955) (78.475) 15,9
LAIR 108.636 25.482 326,3 221.175 78.338 182,3
IR e Contribuição social (38.497) (8.222) 368,2 (73.297) (24.900) 194,4
Imposto de renda e contribuição social correntes (32.722) (6.740) 385,5 (56.047) (18.762) 198,7
Imposto de renda e contribuição social diferidos (5.775) (1.482) 289,7 (17.250) (6.138) 181,0
Lucro líquido antes de minoritários 70.139 17.260 306,4 147.878 53.438 176,7
Lucro líquido 70.139 17.260 306,4 147.878 53.438 176,7
EDP ESCELSA
30/9/2013 31/12/2012
ATIVO 2.437.164 2.417.308
Circulante 654.452 665.561
Caixa e equivalentes de caixa 166.268 85.502
Outros 488.184 580.059
Não Circulante 891.732 832.464
Ativo Permanente 890.980 919.283
PASSIVO 1.674.928 1.802.843
Circulante 814.046 772.152
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 236.115 85.485
Outros 577.931 686.667
Não Circulante 860.882 1.030.691
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 387.526 573.426
Outros 473.356 457.265
Patrimônio Líquido 762.236 614.465
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.437.164 2.417.308
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)ESCELSA
44
ANEXO VIII EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO
DADOS OPERACIONAIS DA DISTRIBUIÇÃO TRIMESTRAL
unid. MWh KWh % % %
EDP BANDEIRANTE
Residencial 1.506.395 872.516 193 4,6% 3,8% -0,8%
Industrial 12.002 684.102 19.000 3,8% -6,6% -10,0%
Comercial 112.801 494.711 1.462 3,1% 2,1% -1,0%
Rural 8.038 20.453 848 -0,3% -1,8% -1,5%
Outros 12.647 231.239 6.095 5,1% 1,1% -3,8%
Energia Vendida Clientes Finais 1.651.883 2.303.021 465 4,5% -0,2% -4,5%
Suprimento 2 12.659 0 0,0% 13,8% -
Energia em Trânsito (USD) 164 1.503.291 0 36,7% 12,6% -
Consumo Próprio 170 1.497 0 1,2% 4,5% -
Total Energia Distribuída 1.652.219 3.820.467 771 4,5% 4,5% 0,0%
EDP ESCELSA
Residencial 1.066.149 478.208 150 3,8% 6,1% 2,2%
Industrial 11.708 302.042 8.599 2,3% 7,8% 5,4%
Comercial 116.418 313.210 897 2,8% 5,8% 2,9%
Rural 164.309 177.654 360 3,1% 18,7% 15,1%
Outros 11.659 159.740 4.567 1,2% 0,8% -0,4%
Energia Vendida Clientes Finais 1.370.243 1.430.853 348 3,6% 7,2% 3,4%
Suprimento 1 140.481 0 0,0% 17,0% -
Energia em Trânsito (USD) 73 976.116 0 12,3% -5,4% -
Consumo Próprio 177 2.612 0 0,6% 34,5% -
Total Energia Distribuída 1.370.494 2.550.063 620 3,6% 2,5% -1,1%
DISTRIBUIÇÃO
Residencial 2.572.544 1.350.724 175 4,3% 4,6% 0,3%
Industrial 23.710 986.143 13.864 3,0% -2,6% -5,5%
Comercial 229.219 807.921 1.175 3,0% 3,5% 0,5%
Rural 172.347 198.107 383 3,0% 16,2% 12,8%
Outros 24.306 390.979 5.362 3,2% 1,0% -2,1%
Energia Vendida Clientes Finais 3.022.126 3.733.874 412 4,1% 2,5% -1,5%
Suprimento 3 153.140 17.015.574 0,0% 16,8% -
Energia em Trânsito (USD) 237 2.479.407 3.487.212 28,1% 4,7% -
Consumo Próprio 347 4.109 3.947 0,9% 21,8% -
Total Energia Distribuída 3.022.713 6.370.530 703 4,1% 3,7% -0,4%
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.
3T13 Variação 3T13/3T12
VolumeClientes Consumo
MédioVolumeClientes
Consumo
Médio*
45
ANEXO IX EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - DISTRIBUIÇÃO
DADOS OPERACIONAIS DA DISTRIBUIÇÃO ACUMULADO
unid. MWh KWh % % %
EDP BANDEIRANTE
Residencial 1.506.395 2.604.514 576 4,6% 2,7% -1,8%
Industrial 12.002 2.015.610 55.980 3,8% -9,2% -12,6%
Comercial 112.801 1.542.029 4.557 3,1% 3,3% 0,2%
Rural 8.038 61.998 2.571 -0,3% -1,9% -1,6%
Outros 12.647 701.075 18.478 5,1% 1,1% -3,7%
Energia Vendida Clientes Finais 1.651.883 6.925.226 1.397 4,5% -1,1% -5,4%
Suprimento 2 35.231 - 0,0% 6,1% -
Energia em Trânsito (USD) 164 4.395.322 - 36,7% 9,9% -
Consumo Próprio 170 4.490 - 1,2% 2,6% -
Total Energia Distribuída 1.652.219 11.360.269 2.292 4,5% 2,9% -1,5%
EDP ESCELSA
Residencial 1.066.149 1.564.629 489 3,8% 7,0% 3,0%
Industrial 11.708 851.977 24.256 2,3% 2,9% 0,6%
Comercial 116.418 1.018.064 2.915 2,8% 5,1% 2,3%
Rural 164.309 536.963 1.089 3,1% 13,7% 10,2%
Outros 11.659 502.198 14.358 1,2% 2,3% 1,0%
Energia Vendida Clientes Finais 1.370.243 4.473.832 1.088 3,6% 6,0% 2,3%
Suprimento 1 408.504 - 0,0% 9,1% -
Energia em Trânsito (USD) 73 2.977.286 - 12,3% -0,1% -
Consumo Próprio 177 6.940 - 0,6% 7,6% -
Total Energia Distribuída 1.370.494 7.866.562 1.913 3,6% 3,7% 0,1%
DISTRIBUIÇÃO
Residencial 2.572.544 4.169.144 540 4,3% 4,3% 0,0%
Industrial 23.710 2.867.586 40.315 3,0% -5,9% -8,7%
Comercial 229.219 2.560.094 3.723 3,0% 4,0% 1,0%
Rural 172.347 598.961 1.158 3,0% 11,8% 8,6%
Outros 24.306 1.203.274 16.502 3,2% 1,6% -1,5%
Energia Vendida Clientes Finais 3.022.126 11.399.058 1.257 4,1% 1,5% -2,5%
Suprimento 3 443.735 49.303.859 0,0% 8,8% -
Energia em Trânsito (USD) 237 7.372.608 10.369.350 28,1% 5,6% -
Consumo Próprio 347 11.430 10.980 0,9% 5,6% -
Total Energia Distribuída 3.022.713 19.226.831 2.120 4,1% 3,2% -0,8%
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.
9M13 Variação 2013/2012
Clientes VolumeConsumo
Médio (2) Clientes Volume
Consumo
Médio
46
ANEXO X EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - COMERCIALIZAÇÃO
DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS
Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T13 3T12 % 9M13 9M12 %
Receita operacional líquida 493.245 343.135 43,7 1.431.161 916.862 56,1
Gastos não gerenciáveis (485.187) (335.388) 44,7 (1.351.694) (872.411) 54,9
Energia comprada para revenda (481.824) (331.471) 45,4 (1.341.130) (860.814) 55,8
Encargos de uso do sistema (3.363) (3.917) -14,1 (10.564) (11.597) -8,9
Margem Bruta 8.058 7.747 4,0 79.467 44.451 78,8
Gastos gerenciáveis (5.664) (3.922) 44,4 (12.641) (11.193) 12,9
Total do PMSO (5.587) (3.853) 45,0 (12.415) (10.984) 13,0
Pessoal (2.566) (1.897) 35,3 (6.862) (5.624) 22,0
Material (19) (9) 111,1 (52) (41) 26,8
Serviços de terceiros (2.006) (933) 115,0 (4.353) (2.790) 56,0
Provisões - (344) -100,0 1.327 (776) n.d.
Outros (996) (670) 48,7 (2.475) (1.753) 41,2
Depreciação e amortização (77) (69) 11,6 (226) (209) 8,1
Resultado do serviço (EBIT) 2.394 3.825 -37,4 66.826 33.258 100,9
EBITDA 2.471 3.894 -36,5 67.052 33.467 100,4
Margem EBITDA 0,5% 1,1% -0,6 p.p. 4,7% 3,7% 1,0 p.p.
Resultado das participações societárias - - n.d. - - n.d.
Resultado financeiro líquido (1.044) (30) 3.380,0 (2.855) 347 n.d.
Receitas financeiras 706 454 55,5 1.557 1.768 -11,9
Despesas financeiras (1.750) (484) 261,6 (4.412) (1.421) 210,5
LAIR 1.350 3.795 -64,4 63.971 33.605 90,4
IR e Contribuição social (569) (1.347) -57,8 (21.932) (11.560) 89,7
Imposto de renda e contribuição social correntes (428) (1.530) -72,0 (21.480) (12.015) 78,8
Imposto de renda e contribuição social diferidos (141) 183 n.d. (452) 455 n.d.
Lucro líquido antes de minoritários 781 2.448 -68,1 42.039 22.045 90,7
Lucro líquido 781 2.448 (68,1) 42.039 22.045 90,7
EDP COMERCIALIZADORA
30/9/2013 31/12/2012
ATIVO 350.434 202.077
Circulante 339.808 192.474
Caixa e equivalentes de caixa 40.860 18.694
Outros 298.948 173.780
Não Circulante 8.534 7.599
Ativo Permanente 2.092 2.004
PASSIVO 276.547 141.281
Circulante 276.389 141.033
Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 7 1
Outros 276.382 141.032
Não Circulante 158 248
Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo - -
Outros 158 248
Patrimônio Líquido 73.887 60.796
PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 350.434 202.077
Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)EDP COMERCIALIZADORA