engie brasil energia - consolidado 1t18 (valores em r
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Release de resultados |1T18
A ENGIE Brasil Energia obteve lucro líquido acumulado de R$
489,3 milhões no 1T18 (R$ 0,7497/ação), valor 8,6% (R$ 38,6
milhões) acima do alcançado no primeiro trimestre de 2017
(1T17).
O Ebitda1 alcançou R$ 1.046,6 milhões no 1T18, aumento de
18,2% (R$ 161,1 milhões) em comparação ao 1T17. A
margem Ebitda foi de 56,0% no 1T18, crescimento de 0,9 p.p.
em relação ao 1T17.
A receita operacional líquida totalizou R$ 1.868,9 milhões no
1T18, incremento de 16,4% (R$ 263,0 milhões) em
comparação ao montante apurado no 1T17.
O preço médio dos contratos de venda de energia, líquido
das exportações e dos tributos sobre a receita, foi de R$
177,76/MWh no 1T18, valor 1,1% inferior ao registrado no 1T17.
A quantidade de energia vendida no 1T18 foi de 9.016 GWh
(4.174 MW médios), volume 3,7% maior que o
comercializado no 1T17.
No 1T18, a EBE assegurou venda no Ambiente de
Contratação Livre (ACL) de volume em torno de 300 MW
médios para entrega em cada um dos anos de 2020 a 2022,
em linha com a estratégia de contratação gradual de
energia no médio e longo prazos.
As Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda adicionaram,
pela primeira vez, receitas integrais para a Companhia no
1T18. A receita advinda do Ambiente de Contratação
Regulada (ACR) de ambas as usinas somou R$ 112,6
milhões, tendo se beneficiado ainda da destinação de 30%
da garantia física para o ACL.
Em decorrência do rebaixamento do rating soberano
brasileiro para ‘BB-’, em fevereiro, a agência Fitch
Ratings, rebaixou o Rating Internacional de Longo Prazo
em moeda estrangeira para ‘BB’, com perspectiva
estável, ficando ainda um nível acima do rating
soberano. Em março, o rating foi reafirmado
juntamente com o Rating Nacional de Longo Prazo em
‘AAA(bra)’, com perspectiva estável.
Em 8 de março, foi assinado o contrato de concessão
referente ao Leilão de Transmissão 02/2017, no qual a
EBE arrematou o Lote 1, localizado no Estado do Paraná
(PR).
Eventos Subsequentes
Em Assembleia Geral Ordinária realizada no dia 11 de
abril foi aprovada a distribuição de dividendos
complementares ao exercício findo em 31 de
dezembro de 2017, no valor de R$ 636,8 milhões,
correspondentes a R$ 0,9755 por ação. As ações serão
negociadas ex-dividendos a partir de 24 de abril, e o
pagamento ocorrerá dia 28 de junho de 2018.
Em 10 de abril, a Companhia comunicou que a
negociação para alienação do Complexo
Termelétrico Jorge Lacerda e da Usina Termelétrica
Pampa Sul com a empresa ContourGlobal não evoluiu
satisfatoriamente. A EBE buscará alternativas de modo
a seguir com o processo de descarbonização de seu
portfólio.
O Conselho de Administração autorizou a Companhia
a apresentar uma proposta para proceder à aquisição
dos 50% de ações remanescentes da ENGIE Geração
Solar Distribuída. A aquisição deverá ser concretizada
no decorrer de 2018.
Destaques
Florianópolis (SC), 19 de abril de 2018. A ENGIE Brasil Energia S.A. (“ENGIE Brasil Energia”, “EBE” ou “Companhia”) — B3: EGIE3, ADR: EGIEY — anuncia
os resultados financeiros relativos ao Primeiro Trimestre de 2018 (1T18). As informações financeiras e operacionais a seguir são apresentadas em
base consolidada e estão de acordo com os princípios e as práticas contábeis adotadas no Brasil. Os valores estão expressos em reais (R$), salvo
quando indicado de modo diferente.
ENGIE Brasil Energia anuncia resultado do
primeiro trimestre de 2018: Ebitda e Lucro
Líquido crescem 18,2% e 8,6%, respectivamente
Para Divulgação Imediata
Mais informações:
Carlos Freitas
Diretor Financeiro e de Relações com
Investidores
Rafael Bósio
Gerente de Relações com Investidores
Tel.: (48) 3221-7225 NOVO!
Teleconferência com webcast
Dia 20/04/2018 às 11h (horário de
Brasília): em português (tradução
simultânea para inglês).
Mais detalhes na seção Próximo
Evento, na página 23.
Visite nosso Site www.ENGIEenergia.com.br
Resumo dos Indicadores Financeiros e Operacionais
(1) Ebitda: lucro líquido + imposto de renda e contribuição social + resultado financeiro + depreciação e amortização.
(2) ROE: lucro líquido médio dos últimos 4 trimestres / patrimônio líquido.
(3) ROIC: taxa efetiva x EBIT / capital investido (capital investido: dívida - caixa e eq. caixa - depósitos vinculados ao serviço
da dívida + PL).
(4) Valor ajustado, líquido de ganhos de operações de hedge.
(5) Produção total bruta das usinas operadas pela ENGIE Brasil Energia.
(6) Desconsidera vendas por regime de cotas (UHEs Jaguara e Miranda). (7) Líquido de exportações e impostos sobre a venda.
(Valores em R$ milhões) 1T18 1T17 Var.
Receita Operacional Líquida (ROL) 1.868,9 1.605,9 16,4%
Resultado do Serv iço (EBIT) 875,6 734,7 19,2%
Ebitda (1) 1.046,6 885,5 18,2%
Ebitda / RLV - (%) (1) 56,0 55,1 0,9 p.p.
Lucro Líquido 489,3 450,7 8,6%
Retorno Sobre o Patrimônio (ROE) (2) 27,9 23,4 4,5 p.p.
Retorno Sobre o Capital Investido (ROIC) (3) 21,1 23,0 -1,9 p.p.
Dív ida Líquida (4) 5.800,3 1.220,1 375,4%
Produção Bruta de Energia Elétrica (MW médios)(5) 4.630 4.762 -2,8%
Energia Vendida (MW médios) (6) 4.174 4.025 3,7%
Preço Líquido Médio de Venda (R$/MWh) (7) 177,76 179,69 -1,1%
Número de Empregados - Total 1.166 1.127 3,5%
Empregados EBE 1.117 1.086 2,9%
Empregados em Projetos em Construção 49 41 19,5%
ENGIE Brasil Energia - Consolidado
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MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO
Após um 2017 de grandes desafios superados, novos objetivos assumidos e desempenho
consistente, iniciamos o ano de 2018 com a mesma ambição, buscando a máxima criação de valor e seguindo as diretrizes
globais de descarbonização, descentralização e digitalização do Grupo ENGIE no mundo.
Nossos projetos de ampliação da matriz renovável seguem a todo vapor. As Usinas
Hidrelétricas Jaguara e Miranda adicionaram receitas integrais para a Companhia já no
1T18. A construção do Complexo Eólico Umburanas, na Bahia, avançou com os serviços
de abertura dos acessos às centrais eólicas. Em março, foram iniciados os serviços de
concretagem das fundações dos aerogeradores, com 13 das 144 fundações concretadas.
Avanços importantes também se deram no Complexo Eólico Campo Largo, onde 97% das
escavações para implantação das estruturas de rede e 19% da montagem das torres dos
aerogeradores foram concluídas. Todos esses projetos estão avançando de acordo com
os cronogramas e orçamentos definidos.
Mantendo-se como um dos principais focos da Companhia desde 2016, seguimos os
avanços no segmento de geração distribuída. No primeiro trimestre de 2018, a ENGIE
Geração Solar Distribuída instalou 260 sistemas, atingindo o total de 1.788 sistemas
instalados com capacidade para gerar 9.744 kWp. Em reunião do Conselho de
Administração foi autorizado à Companhia a apresentar uma proposta para proceder à
aquisição dos 50% de ações remanescentes da ENGIE Geração Solar Distribuída, cuja
aquisição deverá ser concretizada no decorrer de 2018.
Seguindo a linha da transparência que pauta nossas ações e comunicação, em
prosseguimento ao reportado em períodos anteriores, informamos que o processo de negociação para a alienação do
Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e da Usina Termelétrica Pampa Sul com uma das proponentes não evoluiu
satisfatoriamente, tendo a Companhia decidido avaliar alternativas para a continuidade do processo de descarbonização
do seu portfólio.
Iniciamos 2018 com o mesmo foco e disciplina no seguimento e cumprimento de nossa estratégia. Seguem pautando nossa
atuação a alocação de capital focada em retornos positivos e abordagem conservadora no gerenciamento de riscos. Os
resultados apresentados no 1T18 corroboram nossas convicções e nos mantém confiantes em seguir o trabalho. Em
comparação ao 1T17 crescemos nossa Receita Operacional Líquida em 16,4%, atingindo R$ 1.868,9 milhões, nosso Ebitda
em 18,2% atingindo R$ 1.046,6 milhões e nossa Margem Ebitda alcançou 56,0%, 0,9 p.p. superior ao observado no mesmo
período do ano anterior. Com isso, geramos Lucro Líquido de R$ 489,3 milhões nesse primeiro trimestre do ano.
Há que se destacar, além do resultado já obtido, os frutos a serem colhidos: a Companhia vendeu no 1T18 volume em torno
de 300 MW médios para entrega em cada um dos anos de 2020 a 2022, número expressivo e significativo no que tange
nossos resultados futuros.
Eduardo Antonio Gori Sattamini Carlos Freitas
Diretor-Presidente Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Os resultados
apresentados no
1T18 corroboram
nossas convicções e
nos mantém
confiantes em seguir
o trabalho.
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DESEMPENHO OPERACIONAL
Parque Gerador
A ENGIE Brasil Energia faz parte do maior grupo produtor independente de energia do País e conta com 7.678,1 MW
de capacidade instalada e opera um parque gerador de 9.398,8 MW, composto de 30 usinas, sendo 11 hidrelétricas,
três termelétricas e 16 complementares - centrais a biomassa, PCHs, eólicas e solares -, das quais 26 pertencem
integralmente à Companhia e quatro (as hidrelétricas Itá, Machadinho e Estreito, e a usina de cogeração a biomassa
Ibitiúva Bioenergética) são comercialmente exploradas por meio de parcerias com outras empresas.
Parque Gerador da ENGIE Brasil Energia
1 Complexo composto de três usinas. 2 Complexo composto de quatro usinas. 3 Para centrais geradoras com potência igual ou inferior a 5 MW, o instrumento legal aplicável é o registro. 4 Considera a revisão da garantia física em vigor a partir de janeiro de 2018.
Total
Participação
da Companhia
Itá Hidrelétrica Rio Uruguai (SC e RS) 1.450,0 1.126,9 out/30 564,7
Salto Santiago Hidrelétrica Rio Iguaçu (PR) 1.420,0 1.420,0 set/28 733,3
Machadinho Hidrelétrica Rio Uruguai (SC e RS) 1.140,0 403,9 jul/32 165,3
Estreito Hidrelétrica Rio Tocantins (TO/MA) 1.087,0 435,6 nov/37 256,9
Salto Osório Hidrelétrica Rio Iguaçu (PR) 1.078,0 1.078,0 set/28 502,6
Cana Brava Hidrelétrica Rio Tocantins (GO) 450,0 450,0 ago/33 260,8
Jaguara Hidrelétrica Rio Grande (MG) 424,0 424,0 dez/47 341,0
Miranda Hidrelétrica Rio Araguari (MG) 408,0 408,0 dez/47 198,2
São Salvador Hidrelétrica Rio Tocantins (TO) 243,2 243,2 abr/37 148,2
Passo Fundo Hidrelétrica Rio Passo Fundo (RS) 226,0 226,0 set/28 113,1
Ponte de Pedra Hidrelétrica Rio Correntes (MT) 176,1 176,1 set/34 133,6
Total - Hidrelétricas 8.102,3 6.391,7 3.417,7
Complexo Jorge Lacerda1
Termelétrica Capivari de Baixo (SC) 857,0 857,0 set/28 649,9
Total - Termelétricas 857,0 857,0 649,9
Complexo Trairi2
Eólica Trairi (CE) 115,4 115,4 set/41 63,9
Complexo Santa Mônica2
Eólica Trairi (CE) 97,2 97,2 jan/45 47,4
Ferrari Biomassa Pirassununga (SP) 80,5 80,5 jun/42 35,6
Ibitiúva Bioenergética Biomassa Pitangueiras (SP) 33,0 22,9 abr/30 13,9
Assú V Solar Assú (RN) 30,0 30,0 jun/51 9,2
Lages Biomassa Lages (SC) 28,0 28,0 out/32 11,1
Rondonópolis PCH Ribeirão Ponte de Pedra (MT) 26,6 26,6 dez/32 10,1
José Gelazio da Rocha PCH Ribeirão Ponte de Pedra (MT) 23,7 23,7 dez/32 9,2
Cidade Azul Solar Tubarão (SC) 3,0 3,0 não aplicável3
0,0
Tubarão P&D Eólica Tubarão (SC) 2,1 2,1 não aplicável3
0,0
Total - Complementares 439,5 429,4 200,4
Total 9.398,8 7.678,1 4.268,0
Data de vencimento
do termo original da
Concessão/
Autorização
Capacidade Instalada (MW)
Usina Tipo Localização
Energia assegurada
(MW médios)
Participação da
Companhia 4
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Expansão
Jirau. A Energia Sustentável do Brasil S.A. (ESBR) é
responsável pela construção, manutenção, operação e
venda da energia gerada pela Usina Hidrelétrica Jirau,
localizada no Rio Madeira, em Porto Velho, Estado de Rondônia.
A ESBR venceu o leilão de concessão organizado pela Agência
Nacional de Energia Elétrica (Aneel) (Leilão A-5/2008), em 19 de
maio de 2008, ao oferecer a melhor proposta para os 70% da
energia a ser produzida pela Usina, então com 44 unidades
geradoras, para os consumidores cativos atendidos pelas
distribuidoras de energia, com contrato de concessão de 35 anos.
No leilão de energia realizado em 17 de agosto de 2011 (Leilão A-
3/2011), a ESBR vendeu 209,3 MW médios, com entrega a partir de
2014, por 30 anos — resultado da ampliação do projeto da Usina
para 50 unidades geradoras. Em 10 de novembro de 2015, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou, na Portaria
nº 337, a nova capacidade comercial da UHE Jirau, passando de 2.184,3 MW médios para 2.205,1 MW médios, a
partir dessa data. O acréscimo concedido de 20,5 MW médios equivale à revisão das perdas hidráulicas da Usina.
Como consequência desse acréscimo, a ESBR comercializou, no Leilão de Energia A-1, realizado em 13 de dezembro
de 2015, 18 MW médios adicionais.
Em 26 de dezembro de 2012, a Usina tornou-se elegível à venda de créditos de carbono, ao obter registro na
Organização das Nações Unidas (ONU), passando a ter direito de comercializar aproximadamente 6 milhões de
toneladas de CO2/ano.
Desde novembro de 2016, a UHE Jirau conta com todas as suas 50
unidades geradoras em funcionamento, totalizando 3.750 MW de
capacidade instalada. Sua inauguração ocorreu em 16 de dezembro de
2016.
No 1T18, a Usina gerou 2.863,2 MW médios, 16,0% acima dos 2.468,3 MW
médios gerados no 1T17, atingindo Fator de Disponibilidade do Operador
Nacional do Sistema (FID) de 99,5% no período (dados sujeitos à
contabilização final da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE)).
Em maio de 2017, a ENGIE Brasil Participações (EBP) divulgou a
contratação do Banco Itaú BBA S.A. para a prestação de serviços de
assessoria financeira na preparação de estudo econômico-financeiro
para elaboração de proposta de transferência para a ENGIE Brasil Energia
(EBE) de sua participação de 40% na ESBR Participações S.A. (ESBRpar),
detentora de 100% do capital social da ESBR, e sua participação de 100%
na Geramamoré Participações e Comercializadora de Energia Ltda.
ESBR - Estrutura Societária
40%
20%
20%
20%
Portfólio de Contratos da ESBR MW médios
1.526 1.578 1.578
539 539 613
2.205
5882
2.205
2018
7414
14
2019-2034
2.205
2035-2043
ACR
Sócios
Bilaterais
Descontratado/Perdas
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Release de resultados| 1T18
ENGIE Geração Solar
Distribuída. A
Companhia atua
desde 2016 no mercado de
geração distribuída, por meio da ENGIE Geração Solar
Distribuída S.A., na qual detém 50% do capital. Esse movimento
é uma resposta aos desafios de uma matriz energética
dinâmica e mais próxima do consumidor final.
Em 23 de fevereiro, a
Federação das Indústrias
do Estado de Santa
Catarina (Fiesc), em conjunto com a ENGIE Geração Solar Distribuída e a WEG
S.A., anunciaram o lançamento da segunda fase do Programa Indústria Solar
onde, após o sucesso da primeira fase, - que consistiu em um projeto piloto com
condições especiais para os colaboradores da ENGIE Brasil Energia, WEG, Fiesc,
Serviço Social da Indústria (Sesi/SC), Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial
(Senai/SC), Instituto Euvaldo Lodi (IEL) e Centrais Elétricas de Santa Catarina
(Celesc), - estendeu o programa às indústrias de Santa Catarina e seus
colaboradores. As inscrições da primeira fase iniciaram-se em 20 de novembro de
2017 e, até o fim do 1T18, somam 1.906 inscritos, enquanto a segunda fase conta
com 548 indústrias inscritas.
No 1T18, foram instalados 260 sistemas, com capacidade instalada de 1.219 kWp,
um crescimento de 25,9% quando comparado ao 1T17, que foi de 968 kWp
instalados, em 56 sistemas. Desde o início de suas operações a ENGIE Geração
Solar Distribuída atingiu o total de 1.788 sistemas, com capacidade instalada de
9.744 kWp, estando presente em 16 estados.
Sistema de Transmissão Gralha Azul. A Companhia arrematou
no Leilão de Transmissão nº 02 de 15 de dezembro de 2017,
promovido pela Aneel, o Lote 1, com 1.050 quilômetros de
extensão, localizado no Paraná, marcando a entrada da EBE
no setor de transmissão de energia no Brasil. O empreendimento prevê
ainda a instalação de cinco novas subestações de energia. O prazo de
concessão do serviço público de transmissão, incluindo o licenciamento,
a construção, a montagem e a
operação e manutenção das
instalações de transmissão, será
de 30 anos, contados a partir da
data da assinatura do contrato de
concessão.
O prazo limite para o início da
operação da linha de transmissão
é 9 de março de 2023, mas a EBE
visualiza antecipação desse
prazo, além de uma redução no investimento inicial previsto pela Aneel.
A assinatura do contrato de concessão ocorreu no dia 8 de março de 2018, na
sede da Aneel, em Brasília.
9,8%
68,5%
6,3%
10,1%5,3%
Trecho 1 Trecho 2
Trecho 3 Trecho 4
Trecho 5
Parcela da Receita Anual
Permitida (RAP) (%)
Lote LocalizaçãoRAP Contratada
(RS milhões)
Investimento previsto
pela Aneel
(R$ milhões)
1 Paraná (PR) 231,7 2.017,0
Total 231,7 2.017,0
Número de unidades e potência instalada
56
1T18
260
1.219
1T17
968
Número de Instalações
Potência Instalada (kWp)
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Release de resultados| 1T18
Complexo Eólico Umburanas – Bahia (Fase I).
Localizado no Município de Umburanas (BA), o
Complexo tem capacidade instalada total de 605 MW,
que serão desenvolvidos em duas fases. A Fase I tem
capacidade instalada de 360 MW, dos quais 257,5 MW serão
destinados ao mercado livre, e 102,5 MW foram
comercializados no Leilão de Energia de Reserva A-5/2014 pelo
preço de R$ 168,1/MWh, atualizado até 31 de março de 2018.
A Companhia destinará investimentos de cerca de R$ 1,8
bilhão nessa Primeira Fase do Complexo. Os 245 MW
remanescentes serão futuramente desenvolvidos, na Fase II. O
projeto será desenvolvido ao lado do Complexo Eólico Campo
Largo, capturando sinergias durante a implantação e
operação comercial.
Em fevereiro de 2018, foram assinados os contratos para execução da linha de transmissão e do bay de conexão na
Subestação Ourolância e para o fornecimento do escopo eletromecânico (subestação 230kV, subestações unitárias
e rede de média tensão).
Os serviços de abertura dos acessos às centrais eólicas estão em andamento, com 42% da supressão vegetal, 29%
da terraplenagem e 4% da pavimentação executados. Em março, foram iniciados os serviços de concretagem das
fundações dos aerogeradores, com 13 das 144 fundações concretadas.
O início da operação comercial é esperado a partir de janeiro de 2019.
Usina Termelétrica Pampa Sul – Rio Grande do Sul. A
UTE Pampa Sul está sendo implantada no Município
de Candiota, Estado do Rio Grande do Sul, e terá
capacidade instalada de 345 MW. A planta utilizará
como combustível para geração de energia o carvão
mineral da jazida também situada em Candiota. Esta será
conectada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) pela linha
de transmissão de 525 kv na subestação Candiota II,
construída pela Companhia.
Seus 294,5 MW médios de capacidade comercial foram
comercializados pelo prazo de 25 anos no Leilão A-5,
realizado em 28 de novembro de 2014, ao preço de R$
235,7/MWh, atualizado até 31 de março de 2018. Foi
aprovado investimento de aproximadamente R$ 1,8 bilhão (em novembro de 2014), para a construção da Usina.
Ainda em novembro de 2014, a Companhia protegeu a parcela do investimento em moeda estrangeira contra
efeitos da variação cambial, por meio de operações de hedge.
No 1T18, foram concluídas as obras da Estação de Captação de Água Bruta (ECAB), estando apta para o
bombeamento de água para a Usina após o atingimento da cota 154,4 metros do reservatório. Foram também
concluídas a montagem eletromecânica da correia transportadora e a cobertura do pátio de carvão. As obras da
Usina estão em andamento com a iminência da realização do teste hidrostático da caldeira, previsto para o segundo
trimestre de 2018. Os demais sistemas estão com bom avanço e o comissionamento dos sistemas de água estão
prestes a serem iniciados. O avanço físico total da obra atingiu 82% ao fim do 1T18.
A entrada em operação comercial está prevista para o primeiro trimestre de 2019.
Total
Participação
da Companhia
Complexo Umburanas - Fase I Eólica Umburanas (BA) 360,0 360,0 De ago/49 a ago/50 207,5
Pampa Sul Termelétrica Candiota (RS) 345,0 345,0 mar/50 323,5
Complexo Campo Largo - Fase I Eólica Umburanas e Sento Sé (BA) 326,7 326,7 De jul/50 a mai/52 164,9
Total 1.031,7 1.031,7 695,9
Data de vencimento
do termo original da
Concessão/
Autorização
Usina Tipo Localização
Capacidade Instalada (MW) Energia assegurada
(MW médios)
Participação da
Companhia
Projetos em Construção
CE Umburanas – concretagem da primeira fundação
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Release de resultados| 1T18
Complexo Eólico
Campo Largo – Bahia
(Fase I). O Complexo
Eólico Campo Largo (CECL) é formado por um
conjunto de empreendimentos de geração eólica, que serão
desenvolvidos em etapas, cujo potencial de desenvolvimento
é de 656,7 MW, sendo a Fase I com 326,7 MW e a Fase II com
330 MW de capacidade instalada. Todos os empreendimentos,
estão localizados nos Municípios de Umburanas e Sento Sé, a
aproximadamente 420 km da Cidade de Salvador, no Estado
da Bahia. No Leilão A-5, de 28 de novembro de 2014, a ENGIE
Brasil Energia comercializou, pelo prazo de 20 anos, 82,6 MW
médios ao preço de R$ 172,5/MWh, atualizado até 31 de março
de 2018, a serem gerados por seis parques eólicos, com
capacidade instalada de 178,2 MW.
Outros cinco parques eólicos do Complexo, com capacidade instalada total de 148,5 MW (75,2 MW médios), estão
sendo desenvolvidos nessa etapa do projeto, sendo a energia já contratada no Ambiente de Contratação Livre
(ACL). O investimento aprovado para os 11 parques foi de aproximadamente R$ 1,7 bilhão (em junho de 2014). A
parcela denominada em moeda estrangeira foi protegida contra efeitos da variação cambial, por meio de
operações de hedge.
No 1T18, a montagem das torres dos aerogeradores foi iniciada, atingindo 19% do total. A montagem eletromecânica
dos aerogeradores conta com 9 naceles, 9 hubs e 15 pás já montadas.
Na rede de média tensão, foi finalizada a etapa de escavações para a implantação das estruturas da rede, que
conta com 97% de evolução.
Na Subestação Campo Largo, foi concluída a escavação e a concretagem das fundações das estruturas e a
implantação dos suportes e dos equipamentos, tanto para o pátio de 230 kV quanto para o de 34,5 kV. Está em
andamento a montagem dos equipamentos eletromecânicos, com evolução de 97% no pátio de 230 kV e 37% no
pátio de 34,5 kV.
No bay de conexão da Subestação Ourolândia II, foi concluída a montagem eletromecânica dos equipamentos da
subestação e está em andamento o comissionamento do bay de conexão.
Na linha de transmissão encontra-se concluído o lançamento dos cabos para-raios/Optical Ground Wire (OPGW) e
dos cabos condutores e está em andamento o comissionamento da linha de transmissão 230 kV, que liga a
Subestação Campo Largo ao bay de conexão na Subestação Ourolândia II.
O início da operação comercial, com o comissionamento de três parques eólicos, está previsto para o segundo
trimestre de 2018.
Complexo Eólico Santo Agostinho – Rio Grande do Norte. O Complexo é composto de 24 Sociedades de
Propósito Específico (SPEs), cada qual responsável pelo desenvolvimento de um empreendimento de
geração eólica, totalizando potencial de desenvolvimento de 600 MW. Todos os parques estão localizados
nos Municípios de Lajes e Pedro Avelino, a aproximadamente 120 km da Cidade de Natal, capital do Estado
do Rio Grande do Norte. Em junho de 2016 foi emitida a Licença Prévia pelo Instituto de Desenvolvimento Sustentável
e Meio Ambiente (Idema), órgão ambiental do Estado do Rio Grande do Norte, declarando o empreendimento
ambientalmente viável. O projeto está apto para participar de leilões de energia.
Projetos em Desenvolvimento
Total
Participação
da Companhia
Complexo Santo Agostinho Eólica Lajes e Pedro Avelino (RN) 600,0 600,0
Norte Catarinense Termelétrica Garuva (SC) 600,0 600,0
Complexo Campo Largo - Fase II Eólica Umburanas e Sento Sé (BA) 330,0 330,0
Complexo Umburanas - Fase II Eólica Umburanas (BA) 245,0 245,0
Assú - Centrais I, II, III e IV Solar Assú (RN) 146,8 146,8
Alvorada Solar Bom Jesus da Lapa (BA) 90,0 90,0
Total 2.011,8 2.011,8
Usina Tipo Localização
Capacidade Instalada (MW)
8
Release de resultados| 1T18
Usina Termelétrica Norte
Catarinense – Santa
Catarina. A Companhia
está desenvolvendo um projeto para implantação de uma
usina termelétrica a gás natural, em ciclo combinado, na Cidade
de Garuva, ao norte do Estado de Santa Catarina. A UTE Norte
Catarinense terá capacidade instalada de aproximadamente 600
MW. Em março de 2016, foi emitida a Licença Prévia deixando a
Usina apta a participar de futuros leilões de energia nova.
Complexo Eólico Campo Largo – Bahia (Fase II). A Companhia pretende acrescentar aproximadamente 330
MW de capacidade instalada ao Complexo Eólico Campo Largo com o desenvolvimento da sua segunda
fase, visando a venda da energia para os mercados livre e/ou regulado. Assim como o Complexo Eólico
Santo Agostinho, a Fase II do Complexo Eólico Campo Largo está apta para participar de leilões de energia,
sendo que a Companhia pretende cadastrar o projeto para o próximo leilão, A-6.
Complexo Eólico Umburanas – Bahia (Fase II). Com capacidade instalada de 245 MW, a Segunda Fase conta
com licenciamento ambiental regularizado e será futuramente desenvolvida pela EBE ao lado do Complexo
Eólico Campo Largo, capturando sinergias durante a implantação e operação comercial.
Complexo Fotovoltaico Assú. Localizado no Município de Assú (RN), terá capacidade instalada total
aproximada para 183 MWp. O Complexo conta com cinco projetos, no qual um deles, a Central
Fotovoltaica Assú V, entrou em operação comercial em dezembro de 2017, e as demais centrais solares
estão em fase de medição da irradiação solar e já tiveram sua Licença Prévia emitida, estando aptas a
participar de leilões de energia nova.
Além dos projetos acima, a Companhia continua analisando o potencial de geração de energia solar fotovoltaica
nas áreas de implantação de seus parques eólicos, bem como parcerias que venham acelerar o desenvolvimento
dessa fonte de energia, em linha com a transição energética que se configura em esfera mundial.
Complexo Fotovoltaico Alvorada. Adquiriu-se área no Estado da Bahia, em região com potencial de
geração de energia solar, onde serão desenvolvidos três projetos que irão compor o Complexo Fotovoltaico
Alvorada, com capacidade instalada total estimada em 90 MWp. Os projetos estão em fase de medição da
irradiação solar e tiveram sua Licença Prévia emitida em agosto de 2016, estando aptos a participar de leilões de
energia nova.
Disponibilidade
As usinas operadas pela ENGIE Brasil Energia atingiram índice
de disponibilidade de 98,2% no 1T18, desconsiderando-se as
paradas programadas, sendo 99,6% nas usinas hidrelétricas,
87,3% nas termelétricas e 93,0% nas usinas de fontes
complementares — PCHs, biomassas, eólicas e fotovoltaicas.
Considerando também as paradas programadas, a
disponibilidade global no primeiro trimestre de 2018 foi de
94,0%, sendo 97,9% nas usinas hidrelétricas, 69,0% nas
termelétricas e 71,4% nas usinas de fontes complementares.
A disponibilidade das usinas hidrelétricas no trimestre em
análise foi afetada principalmente pelas manutenções
programadas nas Usinas Hidrelétricas Itá e Passo Fundo, além
de manutenções corretivas na Usina Hidrelétrica Jaguara.
Ademais, no dia 21 de março, houve um distúrbio de grande
escala que afetou substancialmente o SIN e desligou automaticamente as 8 Unidades Geradoras da Usina
Hidrelétrica Estreito. Embora essa ocorrência tenha sido considerada como externa pelo Operador Nacional do
Sistema (ONS), sendo as horas de indisponibilidade expurgadas, todos as 8 Unidades Geradoras sofreram danos. Os
reparos, tem previsão de conclusão até o final de maio.
Disponibilidade Desconsiderando as paradas programadas
95,2%92,9%
81,2%
97,4% 98,2%93,0%
87,3%
99,6%
+3,0 p.p.+0,1 p.p.
+6,1 p.p.
+2,2 p.p.
ConsolidadoComplementaresTermelétricasHidrelétricas
1T181T17
9
Release de resultados| 1T18
Em relação às usinas termelétricas, a disponibilidade foi afetada pela manutenção
programada na Unidade Geradora 3 e pela manutenção corretiva da Unidade
Geradora 2, ambas do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda.
Produção
A produção de energia elétrica nas usinas operadas pela ENGIE Brasil Energia
foi de 10.001 GWh (4.630 MW médios) no 1T18, resultado 2,8% inferior à
produção do 1T17. Do total gerado, as usinas hidrelétricas foram responsáveis
por 8.842 GWh (4.093 MW médios); as termelétricas, por 905 GWh (419 MW
médios); e as complementares, por 255 GWh (118 MW médios). Esses resultados
representam, respectivamente, reduções de 2,5% e 6,9% na geração das usinas
hidrelétricas e termelétricas e aumento de 4,4% na geração das
complementares, em comparação ao 1T17.
Embora as Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda tenham sido incorporadas
ao Parque Gerador da Companhia, houve redução na geração total das
usinas hidrelétricas da Companhia, comparando o 1T18 com o mesmo período
do ano anterior. Isso se deve, principalmente, às condições hidrológicas menos
favoráveis no 1T18, no que se refere às bacias hidrográficas onde localizam-se
as usinas da Companhia. Além deste fato, destaca-se o efeito da estabilização
da carga do Sistema Interligado Nacional (SIN), com crescimento de apenas
0,1% quando comparado ao 1T17, atrelado à combinação da entrada de
operação de novas usinas que integram o subsistema Norte, acarretando na necessidade de se restringir a geração
do parque hidráulico existente no SIN, com o objetivo de acomodar a geração hidráulica proveniente das usinas
recém incorporadas ao sistema.
Já a redução na geração das termelétricas deve-se principalmente à
menor geração no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda que se restringiu
ao atendimento dos requisitos elétricos do sistema, além do
gerenciamento do estoque de carvão.
A elevação da geração das usinas complementares fica a cargo do início
da operação comercial da Central Eólica Ouro Verde e da Central
Fotovoltaica Assú V, apesar da venda das Usinas Eólicas Beberibe e Pedra
do Sal e da PCH Areia Branca.
Cumpre destacar que um aumento da geração hidrelétrica da
Companhia não resulta necessariamente em melhoria de seu
desempenho econômico-financeiro. Da mesma maneira, uma redução
desse tipo de geração não implica obrigatoriamente deterioração do
desempenho econômico-financeiro. Isso se deve à aplicação do
Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), que compartilha os riscos
hidrológicos inerentes à geração hidrelétrica entre seus participantes.
Em relação à geração termelétrica da Companhia, seu aumento pode
reduzir (em razão do nível de contratação da Companhia) a exposição
ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), sendo o inverso também verdadeiro, mantidas as outras variáveis.
Geração MW médios
118113
-2,8%
1T18
4.630
4.093
419
1T17
4.762
4.199
450
ComplementaresHidrelétricas
Termelétricas
Geração por Fonte Complementar MW médios
54 52
3530
2428
8
+4,4%
1T18
118
1T17
113
SolarBiomassaPCHEólica
10
Release de resultados| 1T18
Clientes
No 1T18, a participação de consumidores livres no portfólio da Companhia alcançou
49,9% do total das vendas físicas e 44,9% do total da receita operacional líquida (com
exceção de CCEE e outras receitas), redução de 3,4 p.p. e 4,0 p.p., respectivamente, em relação ao mesmo período
do ano anterior.
A redução na participação de consumidores livres reflete tanto a queda de consumo de clientes industriais quanto
a redução do preço de novos contratos.
Participação dos Clientes nas Vendas Contratadas
que Compõem a Receita Operacional Líquida (%)
Participação dos Clientes nas
Vendas Físicas (%)
Distribuidoras Consumidores Livres Comercializadoras Exportação1
37 35
53 50
15
1T17 1T18
10
1 A representatividade das exportações sobre as vendas físicas foi de 0,02% no 1T17 e sobre a receita operacional líquida (com
exceção de CCEE e outras receitas) foi de 0,04% no 1T17.
44 43
49 45
127
1T17 1T18
11
Release de resultados| 1T18
Estratégia de Comercialização
A Companhia tem como estratégia de comercialização a venda gradativa da
energia disponível para determinado ano, de forma a mitigar o risco de ficar exposta
ao preço spot (Preço de Liquidação das Diferenças — PLD) daquele ano. As vendas são feitas dentro das “janelas”
de oportunidade que se apresentam quando o mercado revela maior propensão de compra.
De acordo com os dados de capacidade comercial própria e contratos de compra e venda vigentes em 31 de
março de 2018, apresenta-se a seguir, o balanço de energia da ENGIE Brasil Energia:
Balanço de Energia (em MW médios)
1 XXXX-YY-WWWW-ZZ, onde:
XXXX ano de realização do leilão
YY EE = energia existente ou EN = energia nova
WWWW ano de início de fornecimento
ZZ duração do fornecimento (em anos) 2 Preço de venda líquido de ICMS e impostos sobre a receita (PIS/Cofins, P&D), ou seja, não considera a inflação futura. 3 Desconsidera vendas por regime de cotas (UHEs Jaguara e Miranda). 4 Preço de aquisição líquido, considerando os benefícios de crédito do PIS/Cofins, ou seja, não considera a inflação futura.
Notas:
- O balanço está referenciado ao centro de gravidade (líquido de perdas e consumo interno das usinas).
- Os preços médios são meramente estimativos, elaborados com base em revisões do planejamento financeiro, não captando a variação das quantidades contratadas, que
são atualizadas trimestralmente.
- A Aneel concedeu anuência à repactuação do risco hidrológico aos contratos da Companhia negociados no Ambiente de Contratação Regulada (ACR).
Informações adicionais podem ser encontradas nas demonstrações financeiras de 2015.
2018 2019 2020 2021 2022 2023
Recursos Próprios 4.092 4.628 4.716 4.725 4.738 4.736 Preço Bruto Data de Preço Bruto
+ Compras para Revenda 1.244 868 492 367 356 283 no Leilão Referência Corrigido
= Recursos Totais (A) 5.336 5.496 5.208 5.092 5.094 5.019 (R$/MWh) (R$/MWh)
Vendas Leilões do Governo1
1.638 1.997 2.013 2.013 2.013 2.013
2005-EN-2010-30 200 200 200 200 200 200 115,1 dez-05 219,8
2006-EN-2009-30 493 493 493 493 493 493 128,4 jun-06 241,2
2006-EN-2011-30 148 148 148 148 148 148 135,0 nov-06 252,0
2007-EN-2012-30 256 256 256 256 256 256 126,6 out-07 226,8
2014-EE-2014-06 103 103 - - - - 270,7 mai-14 333,0
Proinfa 19 19 19 19 19 19 147,8 jun-04 255,4
1º Leilão de Reserva 14 14 14 14 14 14 158,1 ago-08 274,0
Mix de leilões (Energia Nova / Reserva / GD) 18 17 14 14 14 14 - - 253,8
2014-EN-2019-25 - 173 295 295 295 295 183,5 mar-14 235,7
2014-EN-2019-25 - 10 10 10 10 10 206,2 nov-14 255,3
2014-EN-2019-20 - 83 83 83 83 83 139,3 nov-14 172,5
2015-EN-2018-20 - 46 46 46 46 46 188,5 ago-15 215,6
8º Leilão de Reserva 9 9 9 9 9 9 303,0 nov-15 341,3
2017-EN-2019-20 - 48 48 48 48 48 136,4 nov-14 168,1
Vendas Reguladas - Cotas
2018 - Cotas (UHJA) - 2018-30 239 239 239 239 239 239 - jul-17 134,7
2018 - Cotas (UHMI) - 2018-30 139 139 139 139 139 139 - jul-17 151,2
+ Vendas Bilaterais 3.089 2.823 2.666 2.078 1.542 984
= Vendas Totais (B) 4.727 4.820 4.679 4.091 3.555 2.997
Saldo (A - B) 609 676 529 1.001 1.539 2.022
Preço médio de v enda (R$/MWh) (líquido) 2, 3: 180,8 184,2 185,9
Preço médio de compra (R$/MWh) (líquido) 4: 182,0 184,7 166,8
12
Release de resultados| 1T18
DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
Receita Operacional Líquida
No 1T18, a receita operacional líquida apresentou aumento de 16,4%, (R$ 263,0
milhões), quando comparada à auferida no 1T17, passando de R$ 1.605,9
milhões para R$ 1.868,9 milhões. Os principais fatores que provocaram essa
variação foram: (i) R$ 112,6 milhões, devido ao reconhecimento de receita
decorrente da operação das Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda no
Ambiente de Contratação Regulado (ACR), adquiridas por meio de Leilão de
Concessões Não Renovadas, promovido pela Aneel, dos quais R$ 84,8 milhões
correspondem à remuneração do ativo financeiro e R$ 27,8 milhões à receita
de Gestão dos Ativos de Geração (GAG) para cobrir os custos de operação,
manutenção e melhorias; (ii) R$ 110,4 milhões, de acréscimo na receita
decorrente das transações realizadas no mercado de curto prazo, em especial
as realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE); e (iii) R$ 40,0 milhões, decorrentes do maior volume de energia
vendida, parcialmente atenuada por ligeira redução do preço médio de
venda para consumidores livres.
Preço Médio Líquido de Venda
O preço médio de venda de energia, líquido das exportações e dos
tributos sobre a receita, atingiu R$ 177,76/MWh no 1T18, 1,1% abaixo do
obtido no 1T17, cujo valor foi de R$ 179,69/MWh.
A redução do preço ocorreu, essencialmente, em razão dos novos
contratos de venda de energia para clientes industriais com preços
inferiores à média dos contratos existentes ou finalizados.
Receita Operacional Líquida R$ milhões
+16,4%
1T18
1.868,9
1T17
1.605,9
Preço Médio Líquido de Venda* R$/MWh
(*) Líquido de exportações e impostos sobre a venda.
-1,1%
1T18
177,8
1T17
179,7
Evolução da Receita Operacional Líquida R$ milhões
13
Release de resultados| 1T18
Volume de Vendas
A quantidade de energia vendida passou de 8.694
GWh (4.025 MW médios) no 1T17 para 9.016 GWh
(4.174 MW médios) no 1T18, aumento de 322 GWh (149 MW médios) entre os
períodos comparados.
Tais variações decorreram, substancialmente, da combinação do acréscimo de
venda de energia para comercializadoras, inclusive operações de trading,
parcialmente atenuado pela redução de vendas para distribuidoras decorrente
do Mecanismo de Compensação de Sobras e Deficits (MCSD) e à queda de
consumo de clientes industriais.
Comentários sobre as Variações da Receita Operacional Líquida
Receita de Venda de Energia Elétrica - Distribuidoras
A receita de venda a distribuidoras alcançou R$ 687,3 milhões no 1T18, montante 0,6% superior aos R$ 682,9 milhões
auferidos no 1T17. Essas variações foram ocasionadas pelos seguintes efeitos: (i) R$ 14,0 milhões - elevação de 2,1%
no preço médio líquido de venda; e (ii) R$ 9,6 milhões - redução de 44 GWh (21 MW médios) na quantidade vendida.
O decréscimo no volume de vendas entre os períodos em análise é resultado, principalmente, das reduções
decorrentes do MCSD, parcialmente atenuadas pela entrada em operação da Usina Fotovoltaica Assú V. O
acréscimo no preço médio líquido de vendas decorre, principalmente, da atualização monetária de contratos
existentes.
Receita de Venda de Energia Elétrica - Comercializadoras
No 1T18, a receita operacional líquida a comercializadoras foi de R$ 196,4 milhões, 71,5% superior à receita auferida
no 1T17, que foi de R$ 114,5 milhões. Essa ampliação resultou dos seguintes aspectos: (i) R$ 43,1 milhões - aumento de
313 GWh (145 MW médios) no volume de energia vendida; (ii) R$ 37,1 milhões – contratos de venda em operações
de trading (89 MW médios); e (iii) R$ 1,7 milhões - acréscimo de 1,5% no preço médio líquido de vendas.
A variação do volume observada no trimestre em análise decorre, substancialmente, de novos contratos de venda
para comercializadoras, inclusive em operações de trading. A elevação do preço ocorreu, basicamente, devido às
novas contratações com preços superiores à média dos contratos vigentes ou finalizados.
Receita de Venda de Energia Elétrica - Consumidores Livres
A receita de venda a consumidores livres reduziu 6,0% entre os trimestres em análise, passando de R$ 764,5 milhões
no 1T17 para R$ 718,8 milhões no 1T18. Os seguintes eventos contribuíram para esta variação: (i) R$ 23,8 milhões
decréscimo de 3,1% no preço médio líquido de venda de energia. A queda do preço, decorreu, substancialmente,
de novas contratações com preços inferiores à média dos contratos existentes ou finalizados; e (ii) R$ 21,9 milhões -
redução de 137 GWh (63 MW médios) na quantidade de energia vendida devido, basicamente, à queda de
consumo de clientes industriais. A carteira de consumidores livres passou de 280 no fim do 1T17 para 326 no 1T18, um
crescimento de 16,4%.
Exportação de Energia Elétrica
No trimestre em análise não houve exportação de energia. No 1T17, a Companhia exportou 2 GWh (0,23 MW médios)
de energia elétrica para a Argentina, auferindo receita líquida de R$ 0,6 milhão.
Transações no Mercado de Curto Prazo – em especial no Âmbito da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE)
No 1T18, a receita auferida no mercado de curto prazo, em especial no âmbito da CCEE, foi de R$ 146,9 milhões,
enquanto no 1T17 foi de R$ 36,5 milhões, representando, aumento de R$ 110,4 milhões entre os trimestres comparados.
Mais explicações sobre tais operações e variações podem ser obtidas em “Detalhamento das operações de curto
prazo, em especial as transações na CCEE”.
Volume de Vendas MW médios
+3,7%
1T18
4.174
1T17
4.025
14
Release de resultados| 1T18
Remuneração dos ativos financeiros de concessões
O montante equivalente a 70% da garantia física das Usinas Hidrelétricas Jaguara e
Miranda, cuja vigência dos contratos de concessão teve início em 29 de dezembro
de 2017, será remunerado pelo recebimento do Retorno da Bonificação de Outorga (RBO), que compõe a Receita
Anual de Geração (RAG) a ser auferida pelas empresas. Pela essência econômica da transação, a parte equivalente
ao valor pago pela outorga da concessão foi registrada como ativo financeiro, e a remuneração desses ativos está
sendo reconhecida como receita financeira operacional. O montante dessa remuneração, reconhecido no 1T18,
nas Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda, foi de R$ 52,6 milhões e R$ 32,2 milhões, respectivamente.
Receita de serviços prestados
Ainda para as Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda, para a energia vendida no ACR, também como parte da RAG,
as empresas receberão a parcela referente à Gestão dos Ativos de Geração (GAG), para cobertura dos custos com
operação e manutenção, além de gastos com melhorias e investimentos durante o prazo de concessão. O valor da
GAG reconhecida no 1T18 foi de R$ 15,4 milhões e R$ 12,4 milhões, respectivamente, para as Usinas Hidrelétricas
Jaguara e Miranda.
Custos da Venda de Energia e Serviços
Os custos da venda de energia e serviços foram elevados em R$ 117,2 milhões ou 14,2% entre os trimestres
comparados, passando de R$ 826,4 milhões no 1T17 para R$ 943,6 milhões no 1T18. Tais variações decorreram,
essencialmente, do comportamento dos principais componentes a seguir:
Energia elétrica comprada para revenda: elevação de R$ 51,0 milhões (13,5%) no 1T18, em comparação ao
1T17, reflexo, sobretudo, dos seguintes fatores: (i) R$ 8,1 milhões – decréscimo de 49 GWh (23 MW médios), em função
da redução de compras de médio e de longo prazo para a gestão do portfólio da Companhia; (ii) R$ 16,0 milhões –
aumento de 4,2% no preço médio líquido, devido a novas contratações com preços superiores à média dos contratos
vigentes ou finalizados; e (iii) R$ 43,1 milhões – compras de energia elétrica destinadas para operações de trading
(101 MW médios). Adicionalmente, a energia elétrica comprada para operações de trading e não vendida para
comercializadoras foi liquidada na CCEE.
Transações no mercado de curto prazo - em especial no âmbito da CCEE: entre os trimestres em análise, os
custos com essas transações foram de R$ 32,1 milhões (120,5%) superiores. Mais detalhes estão descritos a seguir em
item específico.
Encargos de uso de rede elétrica e conexão: elevação de R$ 8,4 milhões (8,1%) entre os trimestres em análise,
decorrente, principalmente, do reajuste anual das tarifas de transmissão e de reconhecimento no 1T18 dos encargos
relativos à parcela de energia das Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda comercializada no ACL.
Combustíveis para geração de energia elétrica: decréscimo de R$ 6,3 milhões (22,0%) na comparação do
1T18 com o mesmo trimestre de 2017 devido, basicamente, à paralização das operações da Usina Termelétrica
William Arjona no primeiro trimestre de 2017, em função de sua inviabilidade econômica, motivada pela elevação
do custo do gás.
Pessoal: aumento de R$ 1,6 milhões (3,4%) no 1T18 em relação ao 1T17, em virtude, majoritariamente, do
reajuste anual da remuneração e dos benefícios dos empregados.
Materiais e serviços de terceiros: acréscimo de R$ 8,8 milhões (21,5%) entre os trimestres analisados, em razão,
basicamente, do reconhecimento dos custos de operação e manutenção, no 1T18, das Usinas Hidrelétricas Jaguara
e Miranda, e do Complexo Eólico Santa Mônica, que no 1T17 teve parte desses custos cobertos pelo fornecedor dos
aerogeradores.
Depreciação e amortização: elevação de R$ 19,1 milhões (13,0%) entre os trimestres comparados, resultante,
substancialmente, dos seguintes itens: (i) amortização de ativo intangível referente à aquisição das Usinas Hidrelétricas
Jaguara e Miranda; (ii) depreciação de grandes manutenções realizadas na unidade A do Complexo Termelétrico
Jorge Lacerda em meados de 2017; e (iii) entrada em operação comercial da Usina Fotovoltaica Assú V, em 23 de
dezembro de 2017.
Detalhamento das Operações de Curto Prazo – em Especial as Transações na CCEE
Operações de curto prazo são definidas como compra e venda de energia cujo objetivo principal é a gestão da
exposição da Companhia na CCEE. O preço da energia nessas operações tem como característica o vínculo com
o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). O presente item engloba também as transações na CCEE, dado o
caráter volátil e sazonal, portanto, de curto prazo, dos resultados advindos da contabilização na CCEE.
Adicionalmente, as exposições positivas ou negativas são liquidadas à PLD, à semelhança das operações de curto
prazo descritas acima.
15
Release de resultados| 1T18
Sobre as transações na CCEE, os diversos lançamentos credores ou devedores
realizados mensalmente na conta de um agente da CCEE são sintetizados numa
fatura única (a receber ou a pagar), exigindo, portanto, seu registro na rubrica de
receita ou de despesa. Cumpre ressaltar que, em razão de ajustes na estratégia de
gerenciamento de portfólio da Companhia, vem se verificando mudança no perfil das faturas mencionadas. Tal
alternância dificulta a comparação direta dos elementos que compõem cada fatura dos períodos em análise, sendo
esse o motivo para a criação deste tópico. Assim, ele permite analisar oscilações dos principais elementos, apesar de
terem sido alocados ora na receita, ora na despesa, conforme a natureza credora ou devedora da fatura à qual
estão vinculados.
Genericamente, esses elementos são receitas ou despesas provenientes, por exemplo, (i) da aplicação do
Mecanismo de Realocação de Energia (MRE); (ii) do Fator de Ajuste da Energia Assegurada (GSF - Generation Scaling
Factor), que ocorre quando a geração das usinas que integram o MRE, em relação à energia alocada, é menor ou
maior (Energia Secundária); (iii) do chamado “risco de submercado”; (iv) do despacho motivado pela Curva de
Aversão ao Risco (CAR); (v) da aplicação dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS), que resultam do despacho fora
da ordem de mérito de usinas termelétricas; e (vi) naturalmente, da exposição (posição vendida ou comprada de
energia na contabilização mensal), que será liquidada ao valor do PLD.
No 1T18 e no 1T17, os resultados líquidos (diferença entre receitas e custos – deduzidos dos tributos incidentes sobre
as receitas e os custos) decorrentes de transações de curto prazo – em especial as realizadas no âmbito da CCEE,
foram positivos em R$ 88,2 milhões e R$ 9,9 milhões, respectivamente, representando um aumento de R$ 78,3 milhões
entre os períodos comparados.
A variação entre os trimestres é consequência, essencialmente, da combinação destes fatores: (i) aumento dos
efeitos positivos decorrente de energia secundária; (ii) efeito positivo proveniente da diferença de preços entre os
submercados Norte e Sudeste no 1T18 e entre os submercados Nordeste e Sudeste no 1T17; (iii) aumento do deficit
de geração termelétrica devido à menor geração dessa fonte; (iv) redução de receita no MRE em razão do
decréscimo de geração hidrelétrica no período; e (v) redução da posição devedora na CCEE, fruto da estratégia
de alocação dos recursos hídricos do ano de 2018.
Cabe considerar que a aumento do PLD médio em 2018, conforme a seguir informado, contribuiu para o aumento
dos efeitos negativos da geração termelétrica e da posição compradora no 1T18 da CCEE e, em contrapartida, para
a elevação do efeito positivo fruto da energia secundária.
Em dezembro de 2017, a Aneel estabeleceu os limites máximo e mínimo do PLD para o ano de 2018 em R$
505,18/MWh e R$ 40,16/MWh, respectivamente. Na comparação entre os trimestres, o PLD médio dos submercados
Sul e Sudeste/Centro-Oeste aumentou 25,9%, passando de R$ 155,37/MWh no 1T17 para R$ 195,61/MWh no 1T18.
Adicionalmente, o PLD do submercado Norte caiu 5,1%, passando de R$ 79,10 para R$ 75,10, e o PLD médio do
submercado Nordeste reduziu de R$ 195,97/MWh no 1T17 para R$ 191,56/MWh no 1T18, ou seja, 2,3%.
Despesas com Vendas, Gerais e Administrativas
As despesas gerais e administrativas, entre os trimestres em análise, aumentaram em R$ 3,2 milhões (7,9%), passando
de R$ 40,7 milhões no 1T17 para R$ 43,9 milhões no 1T18, em virtude, substancialmente, de gastos adicionais com
serviços de informática no 1T18 e reversão de provisão no 1T17.
16
Release de resultados| 1T18
Ebitda e Margem Ebitda
Refletindo os efeitos mencionados anteriormente, o Ebitda do 1T18
atingiu R$ 1.046,6 milhões, isto é, R$ 161,1 milhões ou 18,2% acima dos
R$ 885,5 milhões apurados no 1T17. A margem Ebitda foi de 56,0% no
1T18, acréscimo de 0,9 p.p. em relação ao mesmo período de 2017.
As elevações supracitadas são consequência da combinação dos
seguintes fatores: (i) reconhecimento de R$ 84,8 milhões da receita
financeira operacional das Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda no
1T18; (ii) efeito positivo de R$ 78,3 milhões nas transações realizadas no
mercado de curto prazo - em especial as realizadas no âmbito da
CCEE; (iii) elevação de R$ 40,0 milhões na combinação de preço e
volume de energia vendida através de contratos; (iv) reconhecimento
de R$ 27,9 milhões de Custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG)
de operação, manutenção e melhorias das Usinas Hidrelétricas
Jaguara e Miranda no 1T18; (v) queda de R$ 6,3 milhões no consumo
de combustível; (vi) aumento de R$ 51,0 milhões nas compras de
energia para trading e composição de portfólio; (vii) acréscimo de R$
8,8 milhões nos custos com materiais e serviços de terceiros; (viii)
elevação de R$ 8,4 milhões nos encargos de uso de rede; (ix)
crescimento de R$ 3,2 milhões nas despesas com vendas, gerais e
administrativas; e (x) aumento de R$ 4,8 milhões dos demais custos e
despesas operacionais.
Com a finalidade de possibilitar a reconciliação do lucro líquido com o Ebitda, apresentamos a tabela abaixo:
(Valores em R$ milhões) 1T18 1T17 Var. %
Lucro líquido 489,3 450,7 8,6
(+) Imposto de renda e contribuição social 229,4 212,3 8,1
(+) Resultado financeiro 156,9 71,7 118,8
(+) Depreciação e amortização 169,1 149,7 13,0
Ebitda 1.044,7 884,4 18,1
(+) Resultado de participações societárias 1,9 1,1 72,7
Ebitda ajustado 1.046,6 885,5 18,2
Ebitda (1) e Margem Ebitda
(1) Ebitda: lucro líquido + imposto de renda e contribuição
social + resultado financeiro + depreciação e amortização.
Margem Ebitda
1T18
1.046,6
56,0%
1T17
885,5
55,1%
Ebitda (R$ Milhões)
Evolução do Ebitda R$ milhões
(1) Considera o efeito combinado de variações de receita e despesa
(2) GAG - Gestão dos Ativos de Geração
17
Release de resultados| 1T18
Resultado Financeiro
Receitas financeiras: no 1T18, as receitas atingiram R$ 24,8 milhões, isto é, R$ 38,1
milhões ou 60,6% abaixo dos R$ 62,9 milhões auferidos no 1T17, em razão,
substancialmente: (i) da redução de R$ 35,6 milhões na receita com aplicações financeiras, em virtude do menor
volume de recursos investidos e da queda na taxa de juros; e (iii) da diminuição de R$ 1,5 milhão na variação
monetária de depósitos judiciais.
Despesas financeiras: as despesas no 1T18 foram de R$ 181,7 milhões, ou seja, R$ 47,1 milhões ou 35,0% além das
registradas no 1T17, que foram de R$ 134,6 milhões. As principais variações observadas foram: (i) reconhecimento de
R$ 36,0 milhões de juros sobre notas promissórias, emitidas em novembro de 2017, para pagamento de parte do bônus
de outorga na aquisição das Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda; (ii) aumento de R$ 12,0 milhões na variação
monetária e de R$ 3,5 nos juros sobre as concessões a pagar; e (iii) decréscimo de R$ 5,8 milhões nos juros e na
variação monetária sobre provisões e passivo atuarial.
Imposto de Renda (IR) e Contribuição Social (CSLL)
As despesas com IR e CSLL, no 1T18, foram de R$ 229,4 milhões, valor superior em R$ 17,1 milhões ou 8,1% ao valor do
mesmo trimestre de 2017, que foi de R$ 212,3 milhões, consequência, sobretudo, do aumento do lucro antes dos
tributos. A taxa efetiva de IR e CSLL no 1T18 foi de 31,9% ante 32,0% no 1T17.
Lucro Líquido
O lucro líquido do 1T18 foi de R$ 489,3 milhões, R$ 38,6 milhões ou 8,6% superior aos R$
450,7 milhões apresentados no 1T17.
O aumento é efeito da combinação do seguinte: (i) crescimento de R$ 161,1 milhões
no Ebitda; (ii) elevação de R$ 85,2 milhões das despesas financeiras líquidas; (iii)
aumento de R$ 17,1 milhões do imposto de renda e da contribuição social; (iv)
crescimento de R$ 19,4 milhões da depreciação e amortização; e (v) elevação do
resultado negativo de equivalência patrimonial de R$ 0,8 milhão.
Lucro Líquido R$ milhões
+8,6%
1T18
489,3
1T17
450,7
Evolução do Lucro Líquido R$ milhões
18
Release de resultados| 1T18
Endividamento
Em 31 de março de 2018, a dívida bruta total
consolidada, representada principalmente
por empréstimos, financiamentos, debêntures e notas promissórias, líquida
dos efeitos de operações de hedge, totalizava R$ 6.753,9 milhões - aumento
de 106,9% (R$ 3.489,5 milhões) comparativamente à posição de 31 de março
de 2017.
A variação no endividamento da Companhia está relacionada,
principalmente, à combinação dos seguintes fatores ocorridos entre o 1T17 e
o 1T18: (i) saques no BNDES e em seus agentes financeiros no valor total
acumulado de R$ 109,1 milhões, destinados aos investimentos para
modernização da Usina Hidrelétrica Salto Santiago, bem como para a
construção do Complexo Eólico Santa Mônica; (ii) notas promissórias para
pagamento das concessões das Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda no
valor de R$ 2.096,1 milhões; (iii) contratação de empréstimos, protegidos por
operações de swap, destinados principalmente ao refinanciamento de
dívidas e à implementação do plano de negócios da Companhia – substancialmente, aporte de capital nas
controladas Jaguara e Miranda para o pagamento da bonificação pela outorga das concessões, no valor de R$
1.630,9 milhões; (iv) geração de R$ 395,3 milhões em encargos incorridos a serem pagos e variação monetária; (v) R$
754,6 milhões em amortizações de empréstimos, financiamentos e debêntures; e (vi) R$ 13,0 milhões em transferência
de financiamentos de subsidiárias reclassificadas para ativo mantido para venda.
O custo médio ponderado nominal da dívida ao fim do 1T18 foi 7,9% (10,1% no fim de 1T17).
Composição da Dívida
Dívida Bruta R$ milhões
+106,9%
31/03/2018
6.753,9
31/03/2017
3.264,4
Cronograma de Vencimento da Dívida R$ milhões
177
1.120
305
1.004
267
559
257
3.065
de 2029
a 2033
de 2024
a 2028
202320222021202020192018
19
Release de resultados| 1T18
Em 31 de março de 2018, a dívida líquida (dívida total menos resultado de operações
com derivativos, depósitos vinculados à garantia do pagamento dos serviços da
dívida e caixa e equivalentes de caixa) da Companhia era de R$ 5.800,3 milhões,
aumento de 375,4% em relação ao registrado ao fim do 1T17.
Investimentos
Os investimentos totais da ENGIE Brasil Energia no 1T18 foram de R$ 499,5 milhões, dos quais (i) R$ 37,8 milhões foram
destinados aos projetos de manutenção e revitalização do parque gerador; (ii) R$ 460,5 milhões aplicados na
construção dos novos projetos - R$ 218,6 milhões concentrados ao Complexo Eólico Campo Largo, R$ 180,5 milhões
foram aplicados na construção da UTE Pampa Sul, R$ 55,0 milhões em Complexo Eólico Umburanas, R$ 6,0 milhões à
Central Fotovoltaica Assú, R$ 0,4 milhão no Sistema de Transmissão Gralha Azul - ; (iii) R$ 0,9 milhão designados para
as modernizações: R$ 0,3 milhão em Usina Hidrelétrica Salto Santiago e R$ 0,6 milhão para Usina Hidrelétrica Salto
Osório; e (iv) R$ 0,3 milhão para outros investimentos.
COMPROMISSO COM O DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL
Gestão Sustentável
Todas as usinas sob responsabilidade da Companhia seguem a Política ENGIE Brasil Energia de Gestão Sustentável,
que abrange as dimensões Qualidade, Meio Ambiente, Saúde e Segurança no Trabalho, Responsabilidade Social e
Gestão da Energia. Em 31 de março de 2018, das 30 usinas instaladas em 12 estados das cinco regiões do País, 12 são
certificadas de acordo com as normas de gestão NBR ISO 9001 (da Qualidade), NBR ISO 14001 (do Meio Ambiente)
e NBR OHSAS 18001 (da Saúde e Segurança no Trabalho), com potência somada que corresponde a 86,5% da
capacidade total operada pela Companhia. Para a Responsabilidade Social, a Companhia busca seguir as
orientações do guia NBR ISO 26000 (que não permite certificações); e o Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, cujas
três usinas estão entre as 12 certificadas, é também certificado segundo a norma NBR ISO 50001, de Eficiência
Energética. Durante 2018, serão conduzidos os processos de certificação das Usinas Hidrelétricas Jaguara e Miranda,
que já possuíam certificações quando operadas pelo antigo proprietário.
Além da Política de Gestão Sustentável, outras relacionadas ao compromisso da Companhia com o desenvolvimento
sustentável estão disponíveis em seu website, sobre temas como Direitos Humanos, Engajamento de Stakeholders e
Mudanças Climáticas, assim como o Regimento Interno do Comitê de Sustentabilidade, os códigos de Meio
Ambiente e Ética, e os Relatórios de Sustentabilidade publicados anualmente de acordo com as recomendações
da Global Reporting Iniciative (GRI) e, desde a edição de 2014, agregando as do International Integrated Reporting
Council (IIRC).
Comitê de Sustentabilidade
Criado em 2007, o Comitê de Sustentabilidade da Companhia atualmente é formado por 12 membros, de diferentes
áreas, especialmente as que se relacionam mais proximamente com stakeholders, como acionistas, clientes,
fornecedores, empregados, mídia e comunidades. A coordenação é da Diretoria Administrativa, e um dos membros
é o representante dos empregados no Conselho de Administração. Entre outros, o Comitê tem como objetivos:
Contribuir para manter o equilíbrio dos interesses dos diferentes públicos em relação à Companhia;
Desenvolver programas de sensibilização e conscientização para conceitos e práticas de sustentabilidade para
públicos internos e externos;
Contribuir para o emprego das melhores práticas de governança corporativa; e
Propor, obter aprovação da Diretoria Executiva e atuar articuladamente com as unidades organizacionais para
atingir as metas anuais de sustentabilidade empresarial (“Metas ENGIE Brasil Energia de Sustentabilidade”), que
são baseadas em quatro Programas — Desenvolvimento Cultural, Melhoria Ambiental, Inclusão Social e
Educação para a Sustentabilidade —, com iniciativas associadas a indicadores e pesos para avaliação ao fim
de cada ano.
Dívida Líquida R$ milhões
31/03/2018 31/03/2017 Var. %
Dív ida bruta 6.751,4 3.264,4 106,8
Resultado de operações com deriv ativ os 2,5 0,0 0,0
Depósitos v inculados ao serv iço da dív ida (237,4) (193,0) 23,0
Caixa e equiv alentes de caixa (716,1) (1.851,3) -61,3
Dívida líquida total 5.800,3 1.220,1 375,4
20
Release de resultados| 1T18
Destaques do Trimestre
A ENGIE Brasil está organizando a 4ª edição do Prêmio ENGIE Brasil de Inovação,
e está buscando soluções relacionadas a inovação social. O vencedor será
premiado durante o ENGIE Brasil Innovation Day 2018, que acontecerá no Rio de Janeiro, no dia 2 de maio.
Confira o regulamento e inscreva o seu projeto através do site www.engiefab.com.
Está em andamento a campanha interna “Faça valer o seu imposto” com foco na arrecadação de doações a
partir do IRPF dos colaboradores da Companhia em prol de projetos sociais. A instituição beneficiada na
companha desse ano é o Hospital Pequeno Príncipe, localizado em Curitiba (PR).
No dia 22 de março ocorreu, no reservatório da UHE Machadinho, na cidade de Piratuba/SC, a soltura
experimental de aproximadamente 500 peixes juvenis das espécies grumatã, piava e dourado, os quais foram
produzidos pelo Laboratório de Biologia e Cultivo de Peixes de Água Doce (LAPAD/UFSC). Esta atividade faz parte
do Programa de Monitoramento e Manejo de Ictiofauna da Usina e está devidamente licenciada pelo Instituto
Brasileiro de Meio Ambiente (Ibama).
Indicadores de Sustentabilidade
Desde 2012, a Companhia tem como padrão incluir, em suas apresentações de resultados trimestrais e anuais, os
principais indicadores de sustentabilidade mensurados em cada período. A tabela a seguir apresenta os relativos ao
1T18, associando cada indicador aos da GRI.
Indicadores de Sustentabilidade1
Notas:
1) Mais indicadores encontram-se disponíveis no ITR (ENGIE Brasil Energia / Investidores / Informações Financeiras / ITRs, DFPs, e Formulário de Referência).
2) Referência: Política ENGIE de Gestão Sustentável.
3) GRI: Global Reporting Initiative, versão Standards, e complemento setorial G4.
4) TF = nº de acidentes do trabalho ocorridos em cada milhão de horas de exposição ao risco.
5) TG = nº de dias perdidos com os acidentes de trabalho ocorridos em cada mil horas de exposição ao risco.
6) Valores em milhares de reais.
Item Dimensão2 Indicador Temas materiais Indicador GRI
3 1T18 1T17 Variação
1 Número de usinas em operação 102-7, EU1 30 30 0
2 Capacidade instalada operada (MW) 102-7, EU1 9.399 8.761 7,3%
3 Capacidade instalada própria (MW) 102-7, EU1 7.678 7.040 9,1%
4 Número de usinas certificadas 102-16, EU6 12 12 0
5 Capacidade instalada certificada (MW) 102-16, EU6 8.127 8.127 0,0%
6 Capacidade instalada certificada em relação à total 102-16, EU6 86,5% 92,8% -6,3 p.p.
7 Capacidade instalada proveniente de fontes renováveis 102-7, EU1 8.542 7.714 10,7%
8Capacidade instalada proveniente de fontes renováveis em
relação à total102-7, EU1 90,9% 88,0% 2,83 p.p.
9 Geração de energia total (GWh) EU2 10.001 10.287 -2,8%
10 Geração de energia certificada 102-16, EU6 9.056 10.036 -9,8%
11 Geração certificada em relação à total 102-16, EU6 90,6% 97,6% -7,0 p.p.
12 Geração de energia proveniente de fontes renováveis (GWh) EU2 9.097 9.315 -2,3%
13 Geração proveniente de fontes renováveis em relação à total EU2 91,0% 90,6% 0,4 p.p.
14Disponibilidade do parque gerador, descontadas as paradas
programadasEU30 98,2% 95,2% 3,0 p.p.
15Disponibilidade do parque gerador, consideradas as paradas
programadasEU30 94,0% 87,2% 6,8 p.p.
16 Total de mudas plantadas e doadas 304-2, 413-1 153.723 30.320 407,0%
17 Número de visitantes às usinas 413-1 2.177 3.205 -32,1%
18 Emissões de CO2 (usinas a combustíveis fósseis) (t/MWh) D305-1, D305-2, D305-3 0,9370 0,9879 -5,2%
19Emissões de CO2 do parque gerador da ENGIE Brasil Energia
(t/MWh)D305-1, D305-2, D305-3 0,0845 0,0933 -9,4%
20 Taxa de Frequência (TF) empregados próprios4 403-2 0,000 0,000 -
21 Taxa de Gravidade (TG) empregados próprios5 403-2 0,000 0,000 -
22Taxa de Frequência (TF) empregados próprios + prestadores de
serviços longo prazo4403-2 0,000 0,000 -
23Taxa de Frequência (TF) prestadores de serviço curto prazo +
obras em construção4403-2 3,100 0,000
24 Investimentos não incentivados 203-2, 413-1 649,4 464,0 40,0%
25 Investimentos pelo Fundo da infância e adolescência - FIA 203-2, 413-1 383,9 201,1 90,9%
26 Investimentos pela Lei de Incentivo à cultura - Rouanet 203-2, 413-1 3.385,8 4.737,0 -28,5%
27 Investimentos pela Lei de incentivo ao esporte 203-2, 413-1 320,0 0,0 100,0%
28Investimentos pelo Programa Nacional de Apoio à Atenção
Oncológica - PRONON203-2, 413-1 0,0 0,0 -
29Investimentos pelo Programa Nacional de Apoio à Atenção
da Saúde da Pessoa com Deficiência - PRONAS/PCD203-2, 413-1 0,0 0,0 -
30 Investimentos pelo Fundo Municipal do Idoso 203-2, 413-1 492,4 22,1 100,0%
Meio
Ambiente
Saúde e
Segurança
Responsa-
bilidade
Social6
- Energia e mudanças
do clima
- Engajamento com
comunidades locais e
partes interessadas
- Biodiversidade
- Saúde e Segurança,
Desenvolvimento e
Igualdade
- Gestão de impactos
na cadeia produtiva
- Engajamento com
comunidades locais e
partes interessadas
Qualidade
- Energia e mudanças
do clima
21
Release de resultados| 1T18
GOVERNANÇA CORPORATIVA
O Estatuto Social da ENGIE Brasil Energia tem-se regularmente ajustado às novas regras
e aos novos procedimentos do Regulamento de Listagem do Novo Mercado da B3: o mais alto nível de governança
corporativa desta bolsa de valores. Adicionalmente, a Companhia é integrante do ISE – Índice de Sustentabilidade
da Bolsa. O Conselho de Administração da ENGIE Brasil Energia é composto de nove membros titulares, sendo um
representante dos empregados e dois conselheiros independentes. Salvo o escolhido pelos empregados, todos são
eleitos por acionistas, em Assembleia Geral. Um Conselho Fiscal, permanente, independente da administração e da
auditoria externa da Companhia, responde pela fiscalização dos atos dos administradores e por examinar e opinar
sobre as demonstrações financeiras, pela avaliação dos sistemas de gestão de risco e de controles internos e das
propostas a serem submetidas ao Conselho de Administração no caso de contratação de serviços adicionais da
empresa prestadora de serviço de auditoria das demonstrações financeiras.
Um Código de Ética pauta a conduta da Companhia: documento público, disponível em seu website. A Companhia
também dispõe de Comitê de Ética, responsável pela constante atualização do Código e pela avaliação de
questões éticas. Em 2013, a ENGIE Brasil Energia ratificou sua adesão ao Pacto Empresarial pela Integridade contra a
Corrupção: iniciativa do Instituto Ethos em desdobramento ao Pacto Global da ONU, do qual a ENGIE Brasil Energia
é signatária desde seu lançamento.
Em 2017, a Bolsa divulgou o novo Regulamento do Novo Mercado. A ENGIE Brasil Energia votou favoravelmente à
totalidade das alterações propostas no regulamento, por entender como relevantes os avanços nos aspectos de
transparência, equidade, prestação de contas e responsabilidade corporativa aplicáveis às empresas listadas no
segmento. As Companhias devem implementar as novas exigências até o início de 2021, e aquelas que se
sobrepõem às regras já estabelecidas anteriormente passam a vigorar a partir de janeiro de 2018. A Companhia,
percebendo valor à sua gestão e governança nas novas exigências, está empreendendo esforços para
implementação das mudanças com maior brevidade possível. Um grupo de trabalho já foi composto e o
planejamento e estudo das ações já estão em curso.
Adicionalmente às regras do Novo Mercado, a ENGIE Brasil Energia segue os regulamentos da Lei Sarbanes-Oxley,
cujo objetivo é coibir a conduta antiética e proporcionar mais confiabilidade às demonstrações financeiras.
A política de dividendos da ENGIE Brasil Energia estabelece um dividendo mínimo obrigatório de 30% do lucro líquido
do exercício, ajustado nos termos da Lei 6.404/76 e, além disso, determina intenção de pagar em cada ano
calendário dividendos e/ou juros sobre o capital próprio em valor não inferior a 55% do lucro líquido ajustado em
distribuições semestrais.
Em relação ao modelo de transferência de ativos e demais transações com partes relacionadas, a Companhia e sua
controladora entenderam ser necessário elevar os padrões de governança corporativa por elas adotados. Entre as
iniciativas aplicadas, destaca-se a criação, por meio da adaptação do Estatuto Social da Companhia, de um Comitê
Independente para Transações com Partes Relacionadas, de caráter não permanente e que, quando convocado,
será composto, em sua maioria, de membros independentes do Conselho de Administração da ENGIE Brasil Energia.
MERCADO DE CAPITAIS
Desde sua adesão ao Novo Mercado da B3, a ENGIE Brasil Energia passou a integrar o Índice de Ações com
Governança Corporativa Diferenciada (IGC) e o Índice de Ações com Tag Along Diferenciado (ITAG), que reúnem
as companhias que oferecem ao acionista minoritário proteção maior em caso de alienação do controle. Suas ações
integram o Índice de Sustentabilidade Empresarial da B3 (ISE), que reúne empresas com reconhecido
comprometimento com a responsabilidade corporativa, além do Índice do Setor de Energia Elétrica (IEE), que é um
índice setorial constituído pelas empresas abertas mais significativas do setor elétrico. As ações da Companhia
também fazem parte do principal índice de ações da B3 – o Índice Bovespa e do Euronext-Vigeo EM 70 — índice
integrado pelas empresas com mais alto desempenho em responsabilidade corporativa dos países em
desenvolvimento. A Vigeo é a agência líder em ratings de responsabilidade social corporativa e analisa cerca de
330 indicadores.
As ações da ENGIE Brasil Energia são negociadas na B3 sob o código EGIE3. No mercado de balcão americano Over-
The-Counter (OTC), os American Depositary Receipts (ADR) Nível I da Companhia são negociados com o código
EGIEY, sendo a relação de um ADR para cada ação ordinária.
22
Release de resultados| 1T18
Desempenho das Ações – EGIE3
O principal índice da B3 obteve ganho de 11,7% no 1T18, ao passo que, no 1T17
valorizou 7, 9%. O desempenho do Ibovespa no primeiro trimestre do ano foi marcado
pela volatilidade, motivado tanto pelo cenário político quanto pelo econômico, interna ou externamente. A forte
entrada do investidor estrangeiro na B3 foi um dos principais fatores para o excelente desempenho no trimestre.
As ações da ENGIE Brasil Energia fecharam o 1T18 com valorização de 10,3%, resultado significativamente superior
ao registrado no 1T17, quando ganhou 1,1% e acima do Índice do Setor e Energia Elétrica (IEEX), que apresentou
crescimento de 4,3% no 1T18. A cotação alcançada pela EGIE3 no fim do 1T18 foi de R$ 39,16/ação, conferindo à
Companhia valor de mercado de R$ 25,6 bilhões.
No 1T18, o volume médio diário da EGIE3 foi de R$ 36,2 milhões, 22,7% acima do registrado no 1T17, quando atingiu
R$ 29,5 milhões.
EGIE3 vs. Ibovespa vs. IEEX (Base 100 – 31/12/2017)
Ibovespa = 85.366
IEEX = 41.445
EGIE3 = R$ 39,16
90
95
100
105
110
115
120
125
130
dez-17 jan-18 fev-18 mar-18
EGIE3 Ibovespa IEEX
23
Release de resultados| 1T18
A ENGIE Brasil Energia realizará o seguinte evento para discussão dos resultados:
Teleconferência com Webcast (Em português — tradução simultânea para inglês)
Data: 20 de abril de 2018
Horário: 11h (horário de Brasília)
Telefones para conexão:
Participantes no Brasil: (11) 3127-4971 / (11) 3728-5971
Senha para os participantes: ENGIE
Webcast
Os links de acesso estarão disponíveis no website da Companhia (www.ENGIEenergia.com.br), na seção Investidores.
Replay disponível de 20 a 26 de abril de 2018. Acesso pelo telefone: (11) 3127-4999|código: 71835881 (português) e
76120662 (inglês).
Importante
Este material inclui informações e opiniões acerca de eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais se baseiam nas atuais
expectativas, projeções e tendências sobre os negócios da Companhia. Inúmeros fatores podem afetar as estimativas e suposições
nas quais estas opiniões se baseiam, razões por que as estimativas e declarações futuras constantes deste material podem não vir
a se concretizar. Considerando estas limitações, os acionistas e investidores não devem tomar quaisquer decisões com base nas
estimativas, projeções e declarações futuras contidas neste material.
Próximo Evento
24
Release de resultados| 1T18
ANEXO I
ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. BALANÇO PATRIMONIAL CONSOLIDADO — ATIVO
Ativo 31/03/2018 31/12/2017
Ativo Circulante 2.712.584 3.735.779
Caixa e equiv alentes de caixa 716.144 1.930.070
Contas a receber de clientes 1.148.924 1.058.469
Estoques 138.253 98.249
Valores a receber pela alienação de inv estimentos 112.662 111.817
Depósitos v inculados 7.982 15.423
Repactuação de risco hidrológico a apropriar 26.064 26.064
Ativ o financeiro de concessão 254.636 301.904
Ativ o não circulante mantido para v enda 53.561 5.569
Outros ativ os circulantes 254.358 188.214
Ativo Não Circulante 16.223.993 15.832.734
Realizável a Longo Prazo 2.868.150 2.826.648
Depósitos v inculados 243.534 231.489
Depósitos judiciais 102.229 100.095
Repactuação de risco hidrológico a apropriar 138.435 144.950
Ativ o financeiro de concessão 2.282.197 2.245.463
Outros ativ os não circulantes 101.755 104.651
Investimentos 17.628 19.027
Imobilizado 12.039.136 11.678.108
Intangível 1.299.079 1.308.951
Total 18.936.577 19.568.513
(Valores em R$ mil)
25
Release de resultados| 1T18
ANEXO II
ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. BALANÇO PATRIMONIAL CONSOLIDADO — PASSIVO
Passivo 31/03/2018 31/12/2017
Passivo Circulante 4.327.783 5.676.471
Fornecedores 551.303 617.396
Div idendos e juros sobre o capital próprio 7.439 1.300.516
Empréstimos e financiamentos 955.547 948.158
Debêntures e notas promissórias 2.176.643 2.127.760
Concessões a pagar 67.601 67.051
Imposto de renda e contribuição social a pagar 108.477 181.351
Outras obrigações fiscais e regulatórias 100.195 93.668
Obrigações trabalhistas 107.919 94.879
Prov isões 11.292 11.651
Obrigações com benefícios de aposentadoria 30.683 30.683
Outros passiv os circulantes 210.684 203.358
Passivo Não Circulante 7.285.608 7.057.317
Empréstimos e financiamentos 2.797.092 2.867.783
Debêntures 822.069 812.715
Concessões a pagar 2.505.975 2.432.348
Prov isões 79.692 77.723
Obrigações com benefícios de aposentadoria 281.038 280.971
Imposto de renda e contribuição social diferidos 558.688 507.905
Outros passiv os não circulantes 241.054 77.872
Patrimônio Líquido 7.323.186 6.834.725
Capital social 2.829.056 2.829.056
Reserv as de lucros 3.610.616 3.600.738
Ajustes de av aliação patrimonial 387.500 400.800
Lucros acumulados 491.867 -
Participação de acionista não controlador 4.147 4.131
Total 18.936.577 19.568.513
(Valores em R$ mil)
26
Release de resultados| 1T18
ANEXO III
ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS CONSOLIDADOS
(Valores em R$ mil) 1T18 1T17 Var. %
Receita Operacional Líquida 1.868.853 1.605.912 16,4
Custos da Energia Vendida e dos Serviços Prestados (943.581) (826.352) 14,2
Energia elétrica comprada para rev enda (429.682) (378.659) 13,5
Transações no mercado de curto prazo - em especial no âmbito da CCEE (58.683) (26.616) 120,5
Encargos de uso da rede elétrica e conexão (111.650) (103.288) 8,1
Combustív eis para geração (22.320) (28.633) -22,0
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (34.379) (35.192) -2,3
Pessoal (50.302) (48.660) 3,4
Materiais e serv iços de terceiros (49.690) (40.900) 21,5
Depreciação e amortização (166.720) (147.572) 13,0
Rev ersão (Constituição) de prov isões operacionais (34) 375 -109,1
Outros (20.121) (17.207) 16,9
Lucro Bruto 925.272 779.560 18,7
Receitas (Despesas) Operacionais (47.763) (43.797) 9,1
Despesas com v endas (3.863) (3.880) -0,4
Despesas gerais e administrativ as (43.871) (40.676) 7,9
Outras receitas operacionais, líquidas (29) 759 -103,8
Resultado de Participações Societárias (1.933) (1.098)
Equiv alência patrimonial (1.933) (1.098) 76,0
Lucro Antes do Resultado Financeiro e Tributos Sobre o Lucro 875.576 734.665 19,2
Resultado Financeiro (156.902) (71.628) 119,1
Receitas financeiras 24.848 62.994 -60,6
Despesas financeiras (181.750) (134.622) 35,0
Lucro Antes dos Tributos sobre o Lucro 718.674 663.037 8,4
Imposto de renda (165.242) (154.175) 7,2
Contribuição social (64.097) (58.167) 10,2
Lucro Líquido do Exercício 489.335 450.695 8,6
Número de Ações Ordinárias 652.742.192 652.742.192
Lucro Líquido por Ação 0,7497 0,6905 8,6
27
Release de resultados| 1T18
ANEXO IV ENGIE BRASIL ENERGIA S.A.
FLUXO DE CAIXA
(Valores em R$ mil) 1T18 1T17
Fluxo de Caixa das Atividades Operacionais
Lucro antes dos tributos sobre o lucro 718.674 663.037
Ajustes para conciliar o lucro antes dos tributos ao caixa gerado nas operações:
Resultado de participações societárias 1.933 1.098
Depreciação e amortização 169.061 149.730
Variação monetária 41.261 34.806
Juros 130.433 87.065
Remuneração do ativ o financeiro de concessão (84.814) -
Constituição (Rev ersão) de prov isões operacionais 92 (1.389)
Outros 4.762 3
Lucro Ajustado 981.402 934.350
Aumento (redução) nos ativ os
Contas a receber de clientes (86.609) 19.160
Estoques (50.431) (4.739)
Créditos ficais a recuperar 216 (4.271)
Depósitos v inculados e judiciais 5.858 (7.815)
Repactuação de risco hidrológico a apropriar 6.515 6.516
Combustív el a reembolsar (61.940) (63.181)
Ativ o financeiro de concessão 95.348 -
Outros ativ os (5.841) 12.423
Aumento (redução) nos passiv os
Fornecedores (113.861) (22.183)
Outras obrigações fiscais e regulatórias 7.932 (1.037)
Obrigações com benefícios de aposentadoria (6.899) (6.256)
Combustív el a pagar à CDE 131.059 -
Outros passiv os 16.358 24.433
Caixa Gerado pelas Operações 919.107 887.400
Pagamento de juros sobre dív idas, líquido de hedge (50.889) (43.852)
Pagamento de imposto de renda e contribuição social (167.361) (110.317)
Caixa Líquido Gerado pelas Atividades Operacionais 700.857 733.231
Atividades de Investimento (460.555) (375.271)
Aumento de capital em joint ventures (267) (1.747)
Aquisição de inv estimento (267) (1.747)
Aplicação no imobilizado e intangív el (460.021) (371.777)
Atividades de Financiamento (1.454.228) (321.978)
Obtenção de empréstimos e financiamentos - 211.471
Empréstimos e financiamentos pagos, líquidos do hedge (67.347) (69.005)
Pagamento de parcelas de concessões a pagar (17.452) (17.007)
Div idendos e juros sobre o capital próprio pagos (1.356.539) (430.609)
Outros (12.890) (16.828)
Aumento (redução) de Caixa e Equivalentes de Caixa (1.213.926) 35.982
Conciliação do Caixa e Equivalentes de Caixa
Saldo inicial 1.930.070 1.815.340
Saldo final 716.144 1.851.322
Aumento (redução) de Caixa e Equivalentes de Caixa (1.213.926) 35.982
Transações que não Envolveram o Caixa e Equivalentes de Caixa
Juros e v ariação monetária capitalizados 57.200 34.861
Fornecedores de imobilizado e intangív el 44.305 39.961
Compensação de imposto de renda e contribuição social 4.860 7.167
Ativ o não circulante mantido para v enda (48.038) -
1
Earnings Release |1Q18
ENGIE Brasil Energia reported an accumulated net income
of R$ 489.3 million in 1Q18 (R$ 0.7497/share), value 8.6% (R$
38.6 million) more than recorded in the first quarter of 2017
(1Q17).
Ebitda1 was R$ 1,046.6 million in 1Q18, an increase of 18.2%
(R$ 161.1 million) compared with 1Q17. The Ebitda margin
was 56.0% in 1Q18, a growth of 0.9 p.p. in relation to 1Q17.
Net operating revenue amounted to R$ 1,868.9 million in
1Q18, an increase of 16.4% (R$ 263.0 million) compared with
this same item in 1Q17.
The average contracted energy sales price, net of exports
and revenue taxes was R$ 177.76/MWh in 1Q18, 1.1% less
than recorded in 1Q17.
The amount of energy sold in 1Q18 was 9,016 GWh (4,174
average MW), a volume 3.7% higher than sold in 1Q17.
In 1Q18, EBE assured the sale under the Free Contracting
Environment (ACL) of volumes of approximately 300
average MW for delivery in each one of the years from 2020
to 2022, this in line with the gradual medium and long-term
energy contracting strategy.
The Jaguara and Miranda HPP, for the first time, contributed
in full to Company revenues in 1Q18. The revenue from the
Regulated Contracting Environment (ACR) of both plants
totaled R$ 112.6 million, having also benefited from the
allocation of 30% of the assured energy under the ACL.
In the light of the downgrading of Brazil sovereign rating to
‘BB-’ in February, Fitch Ratings lowered the Company’s
Long Term International Rating for currency to ‘BB’ with
stable outlook, still therefore one notch above sovereign
rating. In March, the rating was reaffirmed together with
the Long Term National Rating at ‘AAA(bra)’ with a stable
outlook.
On March 8, the concession contract was signed with
respect to the Transmission Auction 02/2017, at which EBE
bid successfully for Lot 1 located in the state of Paraná
(PR).
Subsequent Events
At the Annual General Meeting held on April 11, approval
was given to the distribution of complementary dividends
relative to the fiscal year ending December 31, 2017 in the
amount of R$ 636.8 million, corresponding to R$ 0.9755 per
share. The shares will trade ex-dividends as from April 24
and payout will take place on June 28, 2018.
On April 10, the Company announced that negotiations
for the sale of the Jorge Lacerda Thermoelectric
Complex and the Pampa Sul Thermoelectric Power Plant
with ContourGlobal had not transpired satisfactorily. EBE
will seek alternatives in order to continue the
decarbonization of its portfolio.
The Board of Directors authorized the Company to submit
a proposal for the acquisition of the 50% of remaining
shares of ENGIE Geração Solar Distribuída’s shares. The
acquisition is expected to be concluded during 2018.
Highlights
For Immediate Release
Additional information:
Carlos Freitas
Chief Finance and Investor Relations
Officer
Rafael Bósio
IR Manager
Phone: + 55 48 3221-7225 NEW!
Conference call and webcast:
On 4/20/2018 at 10:00 a.m. (EDT): in
Portuguese (simultaneous translation
into English).
Further details on Upcoming Events
section, available on page 23.
Visit our website www.ENGIEenergia.com.br
Florianópolis, Brazil, April 19, 2018. ENGIE Brasil Energia S.A. (“ENGIE Brasil Energia”, “EBE” or “Company”) – B3: EGIE3, ADR: EGIEY - announces
earnings for the First Quarter (1Q18). The information in this release is shown on a consolidated basis and in accordance with Brazilian
accounting principles and practices. The values are expressed in Brazilian Reais (R$), except where otherwise indicated.
ENGIE Brasil Energia announces first quarter
2018 results: Ebitda and Net Income grow by 18.2% and 8.6%, respectively
Summary of Financial and Operational Indicators
(1) Ebitda: net income + income tax and social contribution + financial result + depreciation and amortization.
(2) ROE: net average equity for the past 4 quarters /shareholders’ equity.
(3) ROIC: effective tax rate x EBIT / invested capital (invested capital: debt - cash and cash equivalents - deposits earmarked for
debt servicing + SE).
(4) Adjusted amount, net of gains from hedge operations.
(5) Total gross electricity output from the plants operated by ENGIE Brasil Energia.
(6) Disregarding sales for quota regime (Jaguara and Miranda HPPs).
(7) Net of taxes and exports.
(In millions of R$) 1Q18 1Q17 Chg.
Net Operating Revenue (NOR) 1,868.9 1,605.9 16.4%
Results from Operations (EBIT) 875.6 734.7 19.2%
Ebitda (1) 1,046.6 885.5 18.2%
Ebitda / NRS - (%)(1) 56.0 55.1 0.9 p.p.
Net Income 489.3 450.7 8.6%
Return On Equity (ROE) (2) 27.9 23.4 4.5 p.p.
Return On Invested Capital (ROIC) (3) 21.1 23.0 -1.9 p.p.
Net Debt (4) 5,800.3 1,220.1 375.4%
Gross Power Production (avg MW) (5) 4,630 4,762 -2.8%
Energy Sold (avg MW) (6) 4,174 4,025 3.7%
Average Net Sales Price (R$/MWh) (7) 177.76 179.69 -1.1%
Number of Employees - Total 1,166 1,127 3.5%
EBE Employees 1,117 1,086 2.9%
Employees on Under Construction Plants 49 41 19.5%
ENGIE Brasil Energia - Consolidated
2
Earnings Release|1Q18
MESSAGE FROM THE MANAGEMENT
Following a 2017 of major challenges overcome, new objectives assumed and consistent
performance, we began 2018 with the same ambitions of pursuing the creation of maximum
value in accordance with ENGIE Group’s global guidelines of decarbononization, decentralization and digitization
throughout the world.
Our projects for expanding the renewable energy matrix are proceeding at full speed. In
1Q18, the Jaguara and Miranda Hydroelectric Power Plants contributed in full to Company
revenue. The construction of the Umburanas Wind Complex in Bahia has proceeded a
pace with the opening of the accesses to the wind farms advancing. In March, work was
started on the concreting of the foundations to the wind turbines, with 13 of the 144
foundations concluded. Important progress was also made at the Campo Largo Wind
Complex where 97% of the excavations for the installment of the network structures and
19% of the wind turbine towers was finalized. All these projects are proceeding according
to schedule and preestablished budgets.
We saw similar progress in distributed generation, since 2016, one of the Company’s priority
segments. In the first quarter of 2018, ENGIE Geração Solar Distribuída installed 260 systems,
the aggregate since inception now totaling 1,788 systems installed with a total 9,744 kWp
capacity. Board of Directors meeting, has been approved the Company submit a proposal
for the acquisition of the 50% of remaining shares of ENGIE Geração Solar Distribuída’s
shares. The acquisition is expected to be concluded during 2018.
In line with our policy of transparency which characterizes all our actions and
communications and further to what we have been reporting in previous periods, we would
mention that negotiations for the sale of the Jorge Lacerda Thermoelectric Complex and
the Pampa Sul Thermoelectric Power Plant have not evolved satisfactorily. The Company has therefore decided to examine
alternatives as part of the continuing process of portfolio decarbonization.
We begin 2018 with the same focus and discipline in following and fulfilling our strategy based on the allocation of capital
focused on positive returns and a conservative approach to risk management. The results reported in 1Q18 are testament to
our convictions and we continue confident in pursuing this line of action. Compared with 1Q17, our Net Operating Revenue
rose by 16.4%, reaching R$ 1,868.9 million, our Ebitda by 18.2% to R$ 1,046.6 million and our Ebitda Margin posting an increase
of 56.0%, 0.9 p.p. greater than registered in the same period in 2016. In the light of this, we were able to report a first quarter
Net Income of R$ 489.3 million.
Finally, worthy of mention and in addition to the results already achieved, there will be future additional benefits arising from
our activities: in 1Q18, the Company sold about 300 average MW for delivery in each one of the years from 2020 to 2022, a
significant amount which will feed through to future results.
Eduardo Antonio Gori Sattamini Carlos Freitas
Chief Executive Officer Chief Financial and Investor Relations Officer
The results reported
for 1Q18 are
testament to our
convictions and we
remain confident in
pursuing our chosen
strategy.
3
Earnings Release|1Q18
OPERATING PERFORMANCE
Generating Complex
ENGIE Brasil Energia is part of the largest independent power producer group in the country and has 7,678.1 MW of
installed capacity and operates a generating complex with 9,398.8 MW, comprises 30 plants (11 hydro, three thermal
and 16 complementary energy source plants - biomass, SHP, wind powered and solar), 26 of which are wholly owned
by the Company and four (the Itá, Machadinho and Estreito Hydro Power Plants and the biomass-fired Ibitiúva
Bioenergética co-generation plant) jointly-owned through consortia with other companies.
ENGIE Brasil Energia's Generating Complex
1 Complex comprised of three power plants. 2 Complex comprised of four power plants. 3 For generating plants with installed capacity lower than or equal to 5 MW the legal instrument applicable is the record. 4 Considers a review of the assured energy effective as of January 2018.
Total
Company's
Share
Itá Hydro Uruguai River (SC and RS) 1,450.0 1,126.9 Oct/30 564.7
Salto Santiago Hydro Iguaçu River (PR) 1,420.0 1,420.0 Sep/28 733.3
Machadinho Hydro Uruguai River (SC and RS) 1,140.0 403.9 Jul/32 165.3
Estreito Hydro Tocantins River (TO/MA) 1,087.0 435.6 Nov/37 256.9
Salto Osório Hydro Iguaçu River (PR) 1,078.0 1,078.0 Sep/28 502.6
Cana Brava Hydro Tocantins River (GO) 450.0 450.0 Aug/33 260.8
Jaguara Hydro Grande River (MG) 424.0 424.0 Dec/47 341.0
Miranda Hydro Araguari River (MG) 408.0 408.0 Dec/47 198.2
São Salvador Hydro Tocantins River (TO) 243.2 243.2 Apr/37 148.2
Passo Fundo Hydro Passo Fundo River (RS) 226.0 226.0 Sep/28 113.1
Ponte de Pedra Hydro Correntes River (MT) 176.1 176.1 Sep/34 133.6
Total - Hydro 8,102.3 6,391.7 3,417.7
Jorge Lacerda Complex1
Thermal Capivari de Baixo (SC) 857.0 857.0 Sep/28 649.9
Total - Thermal 857.0 857.0 649.9
Trairi Complex2
Wind Farm Trairi (CE) 115.4 115.4 Sep/41 63.9
Santa Mônica Complex 2
Wind Farm Trairi (CE) 97.2 97.2 Jan/45 47.4
Ferrari Biomass Pirassununga (SP) 80.5 80.5 Jun/42 35.6
Ibitiúva Bioenergética Biomass Pitangueiras (SP) 33.0 22.9 Apr/30 13.9
Assú V Solar Assú (RN) 30.0 30.0 Jun/51 9.2
Lages Biomass Lages (SC) 28.0 28.0 Oct/32 11.1
Rondonópolis SHP Ribeirão Ponte de Pedra (MT) 26.6 26.6 Dec/32 10.1
José Gelazio da Rocha SHP Ribeirão Ponte de Pedra (MT) 23.7 23.7 Dec/32 9.2
Cidade Azul Solar Tubarão (SC) 3.0 3.0 not applicable3
0.0
Tubarão P&D Wind Farm Tubarão (SC) 2.1 2.1 not applicable3
0.0
Total - Complementary 439.5 429.4 200.4
Total 9,398.8 7,678.1 4,268.0
Assured energy
(aMW) Company's
Share 4
Installed Capacity (MW)
Concession/
Authorization original
term expiration date
Power Plants Source Location
4
Earnings Release|1Q18
Expansion
Jirau. Energia Sustentável do Brasil (ESBR), is responsible for
the construction, maintenance, operation and sale of
energy generated by the Jirau Hydroelectric Power Plant,
located in the Madeira River, in the city of Porto Velho, state of
Rondônia.
ESBR submitted the winning bid at the 35-year concession auction
organized by Brazilian Electricity Regulatory Agency (Aneel) (A-
5/2008 Auction) on May 19, 2008, offering the most competitive
proposal for 70% of the energy to be produced by the Plant, at the
time, based on a total of 44 generating units, for captive customers
supplied by distribution companies. At the energy auction held on
August 17, 2011 (A-3/2011 Auction), ESBR sold a further 209.3 average
MW for delivery in 2014 over a 30-year period, the result of increased
expansion of the initial project to 50 generating units. The Ministry of Mines and Energy (MME) confirmed Jirau HPP´s
new commercial capacity in Ordinance 337 of November 10, 2015 with an increase from 2,184.3 average MW to
2,205.1 average MW as from publication date. The 20.5 average MW increase represents the result of a review of the
plant’s hydraulic losses and as a consequence, ESBR was able to sell an additional 18 average MW at the A-1 Energy
Auction held on December 13, 2015.
On December 26, 2012, the Plant became eligible for the sale of carbon
credits following United Nations Organization (UNO) registration. Jirau now
enjoys the right to trade approximately 6 million tons of CO2/year.
Since November 2016, Jirau HPP has 50 generating units in operation,
representing a total installed capacity of 3,750 MW. The plant was unveiled
on December 16, 2016.
In 1Q18, the plant generated 2,863.2 average MW, 16.0% above the
2,468.3 average MW for 1Q17, while the National Electrical System
Operator Uptime Ratio (FID) was 99.5% (data subject to final Electric Energy
Trade Board (CCEE) booking).
In May 2017, ENGIE Brasil Participações (EBP) announced the engagement
of Banco Itaú BBA S.A. to provide financial advisory services for an
economic-financial study for the preparation of a proposal for the
eventual transfer to ENGIE Brasil Energia (EBE) of EBP’s stakes of 40% in ESBR
Participações S.A. (ESBRpar) - holder of 100% of the capital stock of ESBR -
and the 100% participation in Geramamoré Participações e
Comercializadora de Energia Ltda.
ESBR - Estrutura Societária
40%
20%
20%
20%
ESBR PPA’s Portfolio Average MW
5
Earnings Release|1Q18
ENGIE Geração Solar
Distribuída. Since
2016, the Company
has been operating in the
distributed generation market through ENGIE Geração Solar
Distribuída S.A., in which it has a 50% stake in the capital. This
initiative is a response to the challenges of a dynamic energy
matrix and closer to the end consumer.
On February 23, the
Federation of the Industries
of the State of Santa
Catarina (Fiesc), in partnership with ENGIE Geração Solar Distribuída and WEG S.A.,
announced the launch of the second phase of the Solar Industry Program. This phase
comes after the success of the first phase consisting of a pilot project which offered
special conditions to the employees of ENGIE Brasil Energia, WEG, Fiesc, Serviço
Social da Indústria (Sesi/SC), the National Industrial Apprenticeship Service
(Senai/SC), Instituto Euvaldo Lodi (IEL) and Centrais Elétricas de Santa Catarina
(Celesc). The second phase of the program extends the offer to the industries of
Santa Catarina and their employees. The first phase began on November 20, 2017
and up to the end of 1Q18, had totaled 1,906 enrollments while the second phase
is already reporting 548 industries signing up to the program.
During 1Q18, 260 systems with a capacity of 1,219 kWp were installed, a growth of
25.9% compared with 1Q17 when installed capacity was 968 kWp comprising 56
systems. Since the start to its operations, ENGIE Geração Solar Distribuída has
installed a total of 1,788 systems in 16 states with 9,744 kWp of capacity.
Gralha Azul Transmission System. On December 15, 2017, the
Company made a successful bid for Lot 1 of Aneel Transmission
Auction 02 for a stretch of 1,050 kilometers in the State of Paraná
(PR), marking EBE’s debut into the energy transmission sector in
Brazil. The project also includes the installation of five new substations. The
concession term for the public utility transmission service, including the
licensing, the construction, assembly and the operation and
maintenance of the transmission
line installations will be 30 years as
from signature date of the
concession agreement.
The final date for the transmission
line to become fully operational is
March 9, 2023, but EBE expects it
can abbreviate this term as well as
reduce the initial Aneel forecasted
investments.
The concession agreement was
signed on March 8, 2018 at the headquarters of Aneel in Brasília.
Part of the Annual Allowed
Revenue (RAP) (%)
Lot LocationContracted RAP
(RS million)
Investment forecast by
Aneel
(R$ million)
1 Paraná (PR) 231.7 2,017.0
Total 231.7 2,017.0
Number of units and installed capacity
56
968
1Q18
260
1,219
1Q17
Installed Capacity (kWp)
Number of Installations
6
Earnings Release|1Q18
Umburanas Wind Complex – Bahia (Phase I). Located
in the Municipality of Umburanas (BA), the Complex
has a total installed capacity of 605 MW to be
harnessed in two phases. The installed capacity under
Phase I is 360 MW, of which 257.5 MW will be sold on the free
market while 102.5 MW has been commercialized via the A-
5/2014 Reserve Energy Auction at the average price of R$
168.1/MWh, restated up to March 31, 2018. The first phase of
the Complex will involve an investment of about R$ 1.8 billion.
The remaining 245 MW will be harnessed during Phase II. The
project will be developed adjacent to the Campo Largo Wind
Complex, thereby capturing synergies both during installation
as well as subsequently when commercial operations begin.
The agreements for executing the transmission line and the Ourolância Substation bay and for the electro-mechanical
content (230kV substation, unit substations and medium voltage network) were signed in February 2018.
Work is currently being executed on the accesses to the wind farms with 42% of brush clearance, 29% of earth
movement and 4% of paving completed. In March, concreting operations began on the foundations to the wind
turbines, 13 of the 144 foundations having been concluded.
Commercial operations are expected to begin in January 2019.
Pampa Sul Thermoelectric Power Plant – Rio Grande
do Sul. The Pampa Sul TPP is to be sited in the
Municipality of Candiota, state of Rio Grande do Sul
with an installed capacity of 345 MW. The plant will
use thermal coal as fuel from a seam also located in
Candiota and will be linked to the SIN through a 525 kv
transmission line to the Candiota II substation, to be built by
the Company.
The plant’s 294.5 average MW of commercial capacity was
sold for a 25-year term at the A-5 Auction held on November
28, 2014 at a price of R$ 235.7/MWh, restated up to March 31,
2018. The investment approved for the construction of the
Plant was approximately R$ 1.8 billion (as of November 2014).
Also in November 2014, the Company protected the
investment portion in foreign currencies against the exchange rate variation effects through hedging operations.
In 1Q18, work on the Untreated Water Capture Plant was completed permitting the pumping of water into the plant
once reservoir levels have reached 154.4 meters. The electro-mechanical assembly of the conveyer belt and the coal
yard covering have both been completed. Work continues on the plant with boiler hydrostatic testing imminent and
scheduled for the second quarter 2018. The other systems are progressing well with commissioning of the water systems
expected shortly. The physical work on the plant was 82% complete at the end of 1Q18.
Start of commercial operations is scheduled for the first quarter of 2019.
Total
Company's
Share
Umburanas Complex - Phase I Wind Farm Umburanas (BA) 360.0 360.0 From Aug/49 to Aug/50 207.5
Pampa Sul Thermal Candiota (RS) 345.0 345.0 Mar/50 323.5
Campo Largo Complex - Phase I Wind Farm Umburanas and Sento Sé (BA) 326.7 326.7 From Jul/50 to May/52 164.9
Total 1,031.7 1,031.7 695.9
Concession/
Authorization original
term expiration date
Power plants Source LocationAssured energy
(aMW) Company's
Share
Installed Capacity (MW)
Projects under Construction
Pampa Sul TPP – cooling tower
Umburanas Wind Farm – concreting of the first foundation
7
Earnings Release|1Q18
Campo Largo Wind
Complex – Bahia
(Phase I). The Campo
Largo Wind Complex (CECL) is made up of a series of
wind generation operations to be developed in stages. The
Complex has a potential for harnessing 656.7 MW, Phase I
amounting to 326.7 MW and Phase II, 330 MW of installed
capacity, all located in the municipalities of Umburanas and
Sento Sé, about 420 km from the city of Salvador in the state of
Bahia. At the A-5 Auction on November 28, 2014, ENGIE Brasil
Energia sold 82.6 average MW for a 20-year term at a price of
R$ 172.5/MWh, restated up to March 31, 2018, to be generated
from six wind farms with an installed capacity of 178.2 MW.
A further five wind farms in the Complex with a total installed
capacity of 148.5 MW (75.2 average MW) are being developed at this stage of the project. In this case, the energy
has already been sold to the Free Contracting Environment (ACL). The investment approved for the 11 wind farms was
of approximately R$ 1.7 billion (as of June 2014). The investment portion denominated in foreign currencies was
protected against the exchange rate variation effects through hedging operations.
In 1Q18, work on the assembling of the wind turbine towers was begun, with 19% of the total completed by the end of
the quarter. Electromechanical assembly of the wind turbines proceeds with 9 nacelles, 9 hubs and 15 blades already
assembled.
The excavation stage for installing the structures for medium voltage network structures was completed with 97% of
the work overall concluded.
Excavation and concreting of the foundations of the structures for the Campo Largo Substation were concluded with
the installation of the supports and the equipment both for the 230 kV as well as the 34.5 kV yards. The assembling of
the electro-mechanical equipment is progressing, in the case of the 230 kV yard, 97% complete and the 34.5 kV yard
37% concluded.
The electro-mechanical assembly of the Ourolândia II Substation bay equipment has been concluded and
commissioning underway.
The transmission line is already in place and the lightening cables/Optical Ground Wire (OPGW) and the conductor
cables are being erected while the 230 kV transmission line connecting the Campo Largo Substation to the Ourolândia
II Substation connection bay is at the commissioning stage.
Initial commercial operations, with the commissioning of three wind farms, are scheduled for the second quarter 2018.
Santo Agostinho Wind Complex – Rio Grande do Norte. The Complex is made up of 24 Specific Purpose
Companies (SPEs), each one responsible for the development of a wind generation project, representing a
total development capacity of 600 MW. All the projects will be located in the municipalities of Lajes and Pedro
Avelino, about 120 km from the city of Natal, the capital of the state of Rio Grande do Norte. In June 2016,
the state of Rio Grande do Norte’s environmental protection agency, the Environmental and Sustainable
Development Institute (Idema), declared the project to be environmentally viable. The project is eligible to take part
in the energy auctions.
Projects under Development
Total
Company's
Share
Santo Agostinho Complex Wind Farm Lajes and Pedro Avelino (RN) 600.0 600.0
Norte Catarinense Thermal Garuva (SC) 600.0 600.0
Campo Largo Complex - Phase II Wind Farm Umburanas and Sento Sé (BA) 330.0 330.0
Umburanas Complex - Phase II Wind Farm Umburanas (BA) 245.0 245.0
Assú - Plants I, II, III e IV Solar Assú (RN) 146.8 146.8
Alvorada Solar Bom Jesus da Lapa (BA) 90.0 90.0
Total 2,011.8 2,011.8
Installed Capacity (MW)
Power plants Source Location
Campo Largo Wind Farm – Nacelle lifting
8
Earnings Release|1Q18
Norte Catarinense
Thermoelectric Power
Plant – Santa Catarina. The
Company is developing a
project for the construction of a natural gas-fired combined cycle
thermoelectric power plant in the city of Garuva, in the north of
the state of Santa Catarina. The Norte Catarinense TPP will have
an installed capacity of approximately 600 MW. In March 2016, the
Preliminary License was issued, allowing the Plant to take part in
future new energy auctions.
Campo Largo Wind Complex – Bahia (Phase II). The Company intends to add about 330 MW of installed
capacity to the Complex with the implementation of its second phase, for sale of energy to the free and
regulated markets. Just as in the case of the Santo Agostinho Wind Complex, Phase II of Campo Largo is now
eligible to take part in the energy auctions, the Company’s intention being to register the project for the next
A-6 auction.
Umburanas Wind Complex – Bahia (Phase II). With an installed capacity of 245 MW, the environmental
licensing for the Second Phase has been issued with energy under this second phase to be harnessed by EBE
in due course alongside the Campo Largo Wind Complex, thus maximizing synergies during implementation
and subsequent commercial operations.
Assú Photovoltaic Complex. Located in the Municipality of Assú, State of Rio Grande do Norte, the Complex
will have a total installed capacity of approximately 183 MWp, consisting of five projects, among them Assú
V. Assú V went into commercial operations in December 2017. The remaining projects are at the stage of
evaluating solar radiation, with Preliminary License already issued, and qualified to take part in future new energy
auctions.
Besides the abovementioned projects, the Company is also examining the potential for photovoltaic solar energy
generation in areas where it is installing its wind farms. In addition, it is also analyzing partnerships which could
accelerate the development of this energy source in line with the process of energy transition which is taking place at
world level.
Alvorada Photovoltaic Complex. ENGIE Brasil Energia has acquired a site in the State of Bahia, - a region with
potential for generating solar energy - for the development of three projects comprising the Alvorada
Photovoltaic Complex. The projects, which will have a total installed capacity of 90 MWp. All projects are at
the stage of raising solar irradiance data and received their Preliminary License in August 2016, qualifying them to take
part in new energy auctions.
Uptime Operating
The plants operated by ENGIE Brasil Energia reported uptime
working of 98.2% in 1Q18, ignoring scheduled stoppages: 99.6%
for the hydroelectric plants, 87.3% for the thermoelectric plants
and 93.0% with respect to the plants fired from complementary
energy sources, namely SHPs, biomass, wind and photovoltaics.
If all scheduled shutdowns are taken into account, the aggregate
uptime in the first quarter 2018 was 94.0%: 97.9% for the
hydroelectric plants, 69.0% for the thermoelectrics and 71.4% for
plants operating with complementary energy sources.
Hydroelectric power plant uptime in the quarter was affected
mainly by programmed maintenance stoppages at the Itá and
Passo Fundo hydro plants in addition to corrective maintenance
at the Jaguara Plant.
Additionally, on March 21 there was a major power failure which
substantially affected the National Interconnected System (SIN), automatically disconnecting Estreito Hydroelectric
Power Plant’s 8 Generating Units. While the National System Operator classified this event as external, downtime hours
not being considered, all 8 Generating Units were damaged. The repairs are scheduled for completion by the end of
May.
Uptime Operating Not considering scheduled shutdowns
98.2%95.2%
Complementary
93.0%92.9%
Thermal
87.3%
+3.0 p.p.+0.1 p.p.
+6.1 p.p.
+2.2 p.p.
Consolidated
81.2%
Hydro
99.6%97.4%
1Q181Q17
9
Earnings Release|1Q18
Thermoelectric downtime was affected by programmed maintenance at Generating
Unit 3 and by corrective maintenance work on Generating Unit 2, both at the Jorge
Lacerda Thermoelectric Plant.
Production
Electricity output from plants operated by ENGIE Brasil Energia was 10,001 GWh
(4,630 average MW) in 1Q18. This result is 2.8% lower than production for 1Q17. Total
output breaks down as follows: hydroelectric plants, 8,842 GWh (4,093 average
MW), thermoelectric plants 905 GWh (419 average MW) and the complementary
sourced units 255 GWh (118 average MW). Results point to, respectively, reductions
of 2.5% and 6.9% on the hydro and termoelectric energy sources and increase of
4.4% in complementary energy sources, in relation to 1Q17.
While the Jaguara and Miranda Hidroelectric Power Plants have been incorporated
into the Company’s generating complex, there was a year-on-year reduction in the
Company’s hydro generation - largely due to less favorable hydrological conditions
in 1Q18 in the hydrological basins where the company’s plants are located.
Complementary to this, the effect of load stabilization of the National
Interconnected System (SIN) is worthy of mention with growth of just 0.1% in relation
to 1Q17. This is linked to a combination of entry into operation of new plants making
up the North subsystem and the related need to restrict generation from SIN’s
existing hydraulic complex to make way for the hydro generation coming on stream
from the plants recently incorporated into the system.
On the other hand, the reduction in thermal generation is due principally
to lower generation from the Jorge Lacerda Thermoelectric Complex
due to restrictions on attending system requirements as well as
controlled management of coal inventory.
Increased generation from the complementary plants is a reflection of
the startup in commercial operations of the Ouro Verde Wind Farm and
the Assú V Photovoltaic Plant, this despite the sale of the Beberibe and
Pedra do Sal wind farms and the Areia Branca Small Hydroelectric Plant.
In this context, it is worth pointing out that an increase in the Company’s
hydroelectric generation does not necessarily reflect an improvement in
economic-financial performance. Conversely, a reduction in this type of
generation does not inevitably imply a deterioration in economic-
financial performance due to the adoption of the Energy Reallocation
Mechanism (MRE), which defrays the risks of hydro generation among its
participants.
As to the Company’s thermal generation, its increase might reduce (as
a function of the Company’s level of contracting) exposure to the Price for the Settlement of Differences (PLD), the
opposite being the case when there is a decrease, all other variables being equal.
Generation Average MW
118113
-2.8%
1Q18
4,630
4,093
419
1Q17
4,762
4,199
450
Complementary
Thermal
Hydro
Generation by Complementary Source Average MW
54 52
3530
2428
8
+4.4%
1Q18
118
1Q17
113
SolarBiomassSHPWind
10
Earnings Release|1Q18
Clients
In 1Q18, the free consumer share of the Company’s portfolio was 49.9% of total
physical sales and 44.9% of the total net operating revenue (except CCEE and other
revenues), decreases of 3.4 p.p. and 4.0 p.p., respectively in relation to the same quarter in 2017.
The reduction in the participation of free consumers reflects both a decline in the consumption of industrial clients as
well as lower prices for new agreements.
37 35
53 50
15
1Q181Q17
10
44 43
49 45
12
1Q181Q17
7
Distribution Companies Free Customers Trading Companies Export1
1 Energy exports as a share of physical sales was 0.02% in the 1Q17 and of net operating revenue (except CCEE and other
revenues) was 0.04% in the 1Q17.
Breakdown of Customers
by Physical Sales (%)
Breakdown of Customers in Contracted
Sales Comprising Net Operating (%)
11
Earnings Release|1Q18
Commercial Strategy
The Company pursues a commercial strategy of gradual sales of future energy
availability for any given year as a means of mitigate the risk of exposure to spot prices
(Price for Settlement of Differences - PLD) for that particular year. Electric energy sales are made during windows of
opportunity that open when the market shows a greater buying propensity.
ENGIE Brasil Energia’s energy balance based on proprietary commercial capacity and power purchasing agreements
outstanding as at March 31, 2018 is as follows:
Energy Balance (Average MW)
1 XXXX-YY-WWW-ZZ, where: XXXX year of auction
YY EE = existing energy or NE = new energy
WWWW year of delivery start
ZZ supply contract duration (in years) 2 Sales price is net of ICMS and taxes over revenue (PIS/Cofins, R&D), i.e. future inflation is not considered. 3 Desconsidering sales for quota regime (Jaguara and Miranda HPPs). 4 Purchase net price, considering benefits from PIS/Cofins credits, i.e. future inflation is not considered.
Notes:
- The balance refers to the settlement point (net of losses of internal consumption of the plant).
- The average prices are considered simply estimates and are based on financial planning revisions, not capturing volume changes, which are updated quarterly.
- Aneel agreed to the renegotiation of the hydrological risk with respect to the Company’s agreements negotiated through the Regulated Contracting
Environment (ACR). Additional information can be found in the financial statements of 2015.
2018 2019 2020 2021 2022 2023 Auction Reference Gross Price
Own Resources 4,092 4,628 4,716 4,725 4,738 4,736 Gross Price Date Adjusted
+ Purchases for Resale 1,244 868 492 367 356 283 (R$/MWh) (R$/MWh)
= Total Resources (A) 5,336 5,496 5,208 5,092 5,094 5,019
Government Auction Sales1
1,638 1,997 2,013 2,013 2,013 2,013
2005-NE-2010-30 200 200 200 200 200 200 115.1 Dec-05 219.8
2006-NE-2009-30 493 493 493 493 493 493 128.4 Jun-06 241.2
2006-NE-2011-30 148 148 148 148 148 148 135.0 Nov-06 252.0
2007-NE-2012-30 256 256 256 256 256 256 126.6 Oct-07 226.8
2014-EE-2014-06 103 103 - - - - 270.7 May-14 333.0
Proinfa 19 19 19 19 19 19 147.8 Jun-04 255.4
1st Reserve Energy Auction 14 14 14 14 14 14 158.1 Aug-08 274.0
Auction Mix (New Energy / Reserve / DG) 18 17 14 14 14 14 - - 253.8
2014-NE-2019-25 - 173 295 295 295 295 183.5 Mar-14 235.7
2014-NE-2019-25 - 10 10 10 10 10 206.2 Nov-14 255.3
2014-NE-2019-20 - 83 83 83 83 83 139.3 Nov-14 172.5
2015-NE-2018-20 - 46 46 46 46 46 188.5 Aug-15 215.6
8th Reserve Energy Auction 9 9 9 9 9 9 303.0 Nov-15 341.3
2017-EN-2019-20 - 48 48 48 48 48 136.4 Nov-14 168.1
Government Auction - Quotas regime
2018 - Quotas (UHJA) - 2018-30 239 239 239 239 239 239 - Jul-17 134.7
2018 - Quotas (UHMI) - 2018-30 139 139 139 139 139 139 - Jul-17 151.2
+ Bilateral Sales 3,089 2,823 2,666 2,078 1,542 984
= Total Sales (B) 4,727 4,820 4,679 4,091 3,555 2,997
Balance (A - B) 609 676 529 1,001 1,539 2,022
Sales av erage net price (R$/MWh) 2, 3: 180.8 184.2 185.9
Purchases av erage net price (R$/MWh) 4: 182.0 184.7 166.8
12
Earnings Release|1Q18
ECONOMIC-FINANCIAL PERFORMANCE
Net Operating Revenue
In 1Q18, net operating revenue reported an increase of 16.4%, (R$ 263.0
million), compared with 1Q17, from R$ 1,605.9 million to R$ 1,868.9 million. The
key factors underlying this variation were: (i) R$ 112.6 million, due to recognition
of revenue from operations at the Jaguara and Miranda Hydroelectric Power
Plants in the Regulated Contracting Environment (ACR), the plants acquired
via Aneel’s Non-Renewed Concessions Auction of which R$ 84.8 million
corresponds to the remuneration of the financial asset and R$ 27.8 million to
Generation Assets Management revenue (GAG) to cover the costs of
operation, maintenance and improvements; (ii) R$ 110.4 million – growth in
revenue due to transaction in the short-term market, more especially those
transacted through the Electric Energy Trade Board (CCEE); and (iii) R$ 40.0
million, reflecting the larger volume of energy sold, partially attenuated by a
slight reduction in average sales price for free consumers.
Net Average Selling Price
The average energy selling price, net of exports and taxes on revenue reached
R$ 177.76/MWh in 1Q18, 1.1% lower than 1Q17, the value of which was R$
179.69/MWh.
Price reductions were essentially a reflection of new energy sales contracts for
industrial clients at prices less than existing or expiring agreements.
Net Operating Revenue
R$ million
+16.4%
1Q18
1,868.9
1Q17
1,605.9
Net Average Selling Price* R$/MWh
(*) Net of taxes and exports.
-1.1%
1Q18
177.8
1Q17
179.7
Net Operating Revenue Change R$ million
13
Earnings Release|1Q18
Sales Volume
The amount of energy sold increased from 8,694
GWh (4,025 average MW) in 1Q17 to 9,016 GWh
(4.174 average MW) in 1Q18, an increase of 322 GWh (149 average MW) between
compared periods.
These variations largely reflect the combination of growth in sales to trading
companies, including trading operations, partially offset by the reduction in sales
to distributors due to the Surplus and Deficits Compensation Mechanism (MCSD)
and the decline in consumption on the part of industrial clients.
Comments on Variation in Net Operating Revenue
Revenue from Sale of Electric Energy - Distribution Companies
Revenue from sales to distribution reached R$ 687.3 million in 1Q18, 0.6% higher than the R$ 682.9 million reported in
1Q17. This variation reflects the following factors: (i) R$ 14.0 million – an increase of 2.1% in the net average selling price;
and (ii) R$ 9.6 million – a reduction of 44 GWh (21 average MW) in volumes sold.
The decrease in sales volume between periods under review was principally due to reductions of the MCSD, partially
attenuated by the entry into operation of the Assú V Photovoltaic Plant. Growth in net average selling price is mainly
due to the monetary restatement of existing contracts.
Revenue from Sale of Electric Energy - Trading Companies
In 1Q18, net operating revenue to trading companies was R$ 196.4 million, 71.5% higher than the revenue recorded in
1Q17, which was R$ 114.5 million. This improved showing was due to the following factors: (i) R$ 43.1 million – an increase
of 313 GWh (145 average MW) in energy volume sold; (ii) R$ 37.1 million – with respect to selling agreements for trading
operations (89 average MW); and (iii) R$ 1.7 million – growth of 1.5% in net average selling prices.
The variation in volume in the quarter was mainly due to new sales agreements with trading companies, including
trading operations. The increase in price largely reflects new agreements at prices higher than the average for existing
and expiring contracts.
Revenue from Sale of Electric Energy - Free Consumers
Revenue from sale to free consumers fell 6.0% between the quarters under analysis from R$ 764.5 million in 1Q17 to R$
718.8 million in 1Q18. The following events contributed to this variation: (i) R$ 23.8 million decrease of 3.1% in the average
net selling price of energy. The decline in prices was largely due to new agreements at lower prices than the average
for existing and expiring agreements; and (ii) R$ 21.9 million – a reduction of 137 GWh (63 average MW) in the amount
of energy sold, basically a reflection of lower consumption by the industrial sectors. The portfolio of free consumers
increased from 280 in 1Q17 to 326 in 1Q18, a rise of 16.4%.
Export of Electric Energy
In the quarter under analysis, energy exports were zero. In 1Q17, the Company exported 2 GWh (0.23 average MW) of
electricity to Argentina, resulting in net revenue of R$ 0.6 million.
Transactions in the short term market – especially those conducted through the Electric Energy Trade Board
(CCEE)
In 1Q18, revenue generated in the short-term market, especially within the scope of the CCEE, was R$ 146.9 million,
while in 1Q17, the amount was R$ 36.5 million, representing an increase of R$ 110.4 million when comparing the same
quarters for successive years. A more detailed explanation of these variations is to be found in the item below “Details
of Short-Term Operations - especially Transactions conducted through the Electric Energy Trade Board (CCEE)”.
Sales Volume Average MW
+3.7%
1Q18
4,174
1Q17
4,025
14
Earnings Release|1Q18
Remuneration of concession financial assets
The equivalent to 70% of the physical guarantee of the Jaguara and Miranda
Hydroelectric Power Plants, the concession contracts for which became effective on
December 29, 2017, will be remunerated through the Grant Bonus Return (RBO) comprising the Generation Annual
Revenue (RAG) to be generated by the companies. On the basis of the economic essence of the transaction, the
part equivalent to the amount paid for the concession grant is recorded as a financial asset and the remuneration of
these assets, recognized as operating financial revenue. The amount of this remuneration recognized in 1Q18 for the
Jaguara and Miranda Hydroelectric Power Plants was R$ 52.6 million and R$ 32.2 million, respectively.
Revenue from services rendered
Still with respect to the Jaguara and Miranda Hydroelectric Power Plants, for energy sold in the ACR, also as part of the
RAG, the companies will receive the portion relating to the Generation Assets Management (GAG) for covering the
costs with operations and maintenance as well as expenditures with improvements and investments during the term
of the concession agreement. The value of the GAG recognized in 1Q18 was R$ 15.4 million and R$ 12.4 million,
respectively for the Jaguara and Miranda Hydroelectric Power Plants.
Costs of Electric Energy and Services
The costs of energy sold and services increased by R$ 117.2 million or 14.2% between compared quarters, growing
from R$ 826.4 million in 1Q17 to R$ 943.6 million in 1Q18. Such variations are due essentially to tendencies in the principal
components as follows:
Electric energy purchased for resale: an increase of R$ 51.0 million (13.5%) in 1Q18 compared with 1Q17, a
reflection above all of the following factors: (i) R$ 8.1 million – decrease of 49 GWh (23 average MW), a reflection of
the reduction in medium and long-term purchases for the management of the Company’s portfolio; (ii) R$ 16.0 million
– an increase of 4.2% in the net average price due to fresh agreements at higher average prices than those of
prevailing and expiring agreements; and (iii) R$ 43.1 million – purchases of electric energy allocated to trading
operations (101 average MW). Additionally, electric energy purchased for trading operations and not sold to trading
companies was settled on the CCEE.
Transactions in the short-term market - especially those within the scope of the CCEE: comparing the quarters
under analysis, the costs of transactions were R$ 32.1 million (120.5%) greater. More details are given in the following
specific item.
Charges for use of and connection to the electricity grid: an increase of R$ 8.4 million (8.1%) between quarters
under analysis due principally to the annual readjustment in transmission tariffs and recognition in 1Q18 of the charges
relative to the portion of energy from the Jaguara and Miranda Hydroelectric Power Plants sold in the ACL.
Fuels for the generation of electricity: decrease of R$ 6.3 million (22.0%) comparing 1Q18 with the same quarter
of 2017 due basically to the stoppage of operations at the William Arjona Thermoelectric Power Plant in the first quarter
of 2017, given its economic unviability due to the increase in gas prices.
Personnel: an increase of R$ 1.6 million (3.4%) in 1Q18 compared with 1Q17, largely due to the annual
readjustment in employee compensation and benefits.
Materials and third-party services: an increase of R$ 8.8 million (21.5%) year-on-year due in large part to
recognition of the costs of operation and maintenance in 1Q18 of the Jaguara and Miranda Hydroelectric Power
Plants and the Santa Mônica Wind Complex, which in 1Q17 saw part of these overheads absorbed by the wind turbine
supplier.
Depreciation and appreciation: a rise of R$ 19.1 million (13.0%) between quarters year-on-year and largely a
reflection of the following items: (i) amortization of an intangible asset with respect to the acquisition of the Jaguara
and Miranda Hydroelectric Power Plants; (ii) depreciation of substantial maintenance work carried out on the Unit A
of the Jorge Lacerda Thermoelectric Complex in mid-2017; and (iii) the entry into commercial operations of the Assú
V Photovoltaic Plant on December 23, 2017.
Details of Short Term Operations – especially Transactions in CCEE
Short-term operations are classified as energy purchase or sale operations, the principal objective being the
management of exposure on the CCEE. Consequently, the price of these operations is characterized by the linkage
with the Price for Settlement of Differences (PLD). This item also includes the transactions conducted through the CCEE,
given their volatile and seasonal nature, therefore, short-term, of the results originating from accounting movement in
the CCEE. Additionally, the long and short positions are settled at the PLD, thus, similar to the short-term operations
described above.
15
Earnings Release|1Q18
In relation to the transactions conducted through the CCEE, the various monthly credit
or debit entries to the account of a Board agent are summarized in a single billing as a
receivable or a payable. This therefore requires an entry to either an income or an
expense item. In this context, it is worth pointing out that due to adjustments in the
Company’s portfolio management strategy, changes have been taking place in the profile of the mentioned billings.
Such fluctuations complicate the direct comparison of the elements comprising each billing for the periods being
analyzed - the reason for including this specific topic. The strategy allows us to analyze the fluctuations of the principal
elements involved in spite of allocation being either to an income or expenses account according to the credit or
debit nature of the billing to which they relate.
Generically, these elements are revenues or expenses arising, for example, (i) from the application of the Energy
Reallocation Mechanism (MRE); (ii) from the Generation Scaling Factor, triggered when generation of plants, part of
the MRE, is greater or smaller (Secondary Energy) than the allocated energy; (iii) from the so-called “submarket risk”;
(iv) dispatch driven by the Risk Aversion Curve (CAR); (v) the application of System Service Charges (ESS), resulting in
dispatch which diverges from the thermal plants order of merit; and (vi) naturally, exposure (a short or long position in
the monthly accounting) and settled at the PLD.
In 1Q18 and in 1Q17, net results (difference between revenues and costs – deducted from taxes on revenues and the
costs) from short-term transactions – particularly those executed on the CCEE, were positive at R$ 88.2 million and R$
9.9 million, respectively, resulting in an increase of R$ 78.3 million between two periods in question.
This variation is essentially a reflection of the combination of the following factors: (i) an increase of the positive effects
from secondary energy; (ii) the positive effect of the difference of prices between the North and the Southeast
submarkets in 1Q18 and between the Northeast and Southeast submarkets in 1Q17; (iii) the increase in the
thermoelectric generation deficit due to a decline in generation from this source; (iv) reduction in MRE revenue due
to the decrease in hydroelectric generation in the period; and (v) a reduction in the short position on the CCEE, a result
of the strategy for allocating hydric resources during 2018.
It is worth considering that the increase in average PLD in 2018, as shown below, contributed to the increase in the
negative effects of thermoelectric generation and the short position in 1Q18 of the CCEE and conversely, to the
increase in the positive effect from secondary energy.
In December 2017, Aneel set maximum and minimum limits for the PLD for 2018 at R$ 505.18/MWh and R$ 40.16/MWh,
respectively. On a quarterly comparison basis, the average PLD for the South and Southeast/Center-West submarkets
increased by 25.9%, from R$ 155.37/MWh in 1Q17 to R$ 195.61/MWh in 1Q18. Additionally, the PLD for the North
submarket fell 5.1% from R$ 79.10 to R$ 75.10, and the average PLD for the Northeast submarket from R$ 195.97/MWh
in 1Q17 to R$ 191.56/MWh in 1Q18, or a decline of 2.3%.
Selling, General and Administrative Expenses
General and administrative expenses between quarters under review, increased by R$ 3.2 million (7.9%) from R$ 40.7
million in 1Q17 to R$ 43.9 million in 1Q18, by virtue, to a great extent, of additional expenditures with IT services in 1Q18
and a reversal of a provision in 1Q17.
Ebitda and Ebitda Margin
Set against the background of the effects already discussed, Ebitda
for 1Q18 was R$ 1,046.6 million, 18.2% or R$ 161.1 million over the R$
885.5 million in 1Q17. The 1Q18 Ebitda margin was 56.0%, a growth of
0.9 p.p. in relation to the same period in 2017.
The above increases reflect a combination of the following factors: (i)
recognition of R$ 84.8 million in operating financial revenue from the
Jaguara and Miranda Hydroelectric Power Plants in 1Q18; (ii) the
positive effect of R$ 78.3 million in transactions conducted in the short-
term market – particularly those executed within the scope of the
CCEE; (iii) the increase of R$ 40.0 million in the combination of price
and volume in energy sold under agreements; (iv) recognition of R$
27.9 million in the cost of Generation Assets Management (GAG) for
the operation, maintenance and improvements at the Jaguara and
Miranda Hydroelectric Power Plants in 1Q18; (v) the decline of R$ 6.3
million in fuel consumption; (vi) an increase of R$ 51.0 million in energy
purchases for trading and portfolio composition; (vii) growth of R$ 8.8
million in the costs of third party materials and services; (viii) increase
of R$ 8.4 million in charges for use of the network; (ix) growth of R$ 3.2
million in SG&A expenses; and (x) an increase of R$ 4.8 million in other
operational costs and expenses.
Ebitda (1) and Ebitda Margin
(1) Ebitda: net profit + income tax and social contribution and
financial expenses, net + depreciation and amortization.
1Q18
1,046.6
56.0%
1Q17
885.5
55.1%
Ebitda (R$ Milion)Ebitda Margin
16
Earnings Release|1Q18
The following table reconciles net income with Ebitda:
Financial Result
Financial income: in 1Q18, revenues reached R$ 24.8 million, that is, R$ 38.1 million or 60.6% down on the R$ 62.9 million
reported for the same quarter in 2017, and principally due to the following factors: (i) reduction of R$ 35.6 million in
income from financial investments due to the lower volumes of invested resources and declining interest rates; and (ii)
a decrease of R$ 1.5 million in monetary restatement on court escrow deposits.
Financial expenses: expenses in 1Q18 were R$ 181.7 million or R$ 47.1 million and 35.0% higher than the R$ 134.6 million
recorded in 1Q17. The principal variations were: (i) recognition of R$ 36.0 million of interest on promissory notes issued
in November 2017 for payment of part of the concession grant bonus for the acquisition of the Jaguara and Miranda
Hydroelectric Power Plants; (ii) an increase of R$ 12.0 million in monetary restatement and R$ 3.5 million in interest on
concessions payable; and (iii) a decrease of R$ 5.8 million in interest on monetary restatement on provisions and
actuarial liabilities.
Income Tax and Social Contribution on Net Income
Income Tax and Social Contribution overheads in 1Q18 were R$ 229.4 million, R$ 17.1 million or 8.1% higher than the
value for the same quarter of 2017 of R$ 212.3 million, reflecting above all the increase of pretax profits. The effective
tax rate of IT and CS in 1Q18 was 31.9% against 32.0% in 1Q17.
(In millions of R$) 1Q18 1Q17 Chg. %
Net income 489.3 450.7 8.6
(+) Income tax and social contribution 229.4 212.3 8.1
(+) Net financial result 156.9 71.7 118.8
(+) Depreciation and amortization 169.1 149.7 13.0
Ebitda 1,044.7 884.4 18.1
(+) Equity loss 1.9 1.1 72.7
Adjusted Ebitda 1,046.6 885.5 18.2
Ebitda Change R$ million
(1) Considers the combined effect of changes in revenue and expenses.
(2) GAG - Generation Assets Management
17
Earnings Release|1Q18
Net Income
Net income for 1Q18 was R$ 489.3 million, R$ 38.6
million or 8.6% higher than R$ 450.7 million registered in
1Q17.
The increase is a combination of the following factors: (i) growth of R$ 161.1 million in
Ebitda; (ii) an increase of R$ 85.2 million in net financial expenses; (iii) an increase of
R$ 17.1 million in income tax and social contribution; (iv) a growth of R$ 19.4 million in
depreciation and amortization; and (v) elevation of the negative result for equity
income of R$ 0.8 million.
Debt
The Company’s total gross consolidated debt as at March 31, 2018,
represented mainly by loans, financing, debentures and promissory notes,
totaled R$ 6,753.9 million, an increase of 106.9% (R$ 3,489.5 million)
compared to the position as at March 31, 2017, net of the hedge operations.
The variation in Company debt is largely related to a combination of the
following factors occurring between 1Q17 and 1Q18: (i) drawdowns from the
BNDES and its financial agents in the aggregate amount of R$ 109.1 million
for investments in the modernization of the Salto Santiago Hydroelectric
Power Plant and for the construction of Santa Mônica Wind Complex; (ii) issue
of promissory notes for payment of the Jaguara and Miranda Hydroelectric
Power Plants concessions in the amount of R$ 2,096.1 million; (iii) contracting
of loans, protected by swap operations directed principally for the
refinancing of debt and the implementation of the Company’s business plan
– largely related to a capital injection in the Jaguara and Miranda controlled
companies for payment of the concession bonus in the amount of R$ 1,630.9
million; (iv) R$ 395.3 million in charges payable together with monetary restatement effects; (v) R$ 754.6 million in
amortization of loans, financing and debentures; and (vi) R$ 13.0 million transfer of financing of subsidiaries and
reclassified as assets held for sale.
Total Debt R$ million
3/31/2018
6,753.9
3/31/2017
+106.9%
3,264.4
Net Income R$ million
1Q18
489.3
1Q17
450.7
+8.6%
Net Income Change R$ million
18
Earnings Release|1Q18
The average weighted nominal cost of debt at the end of 1Q18 was 7.9% (10.1% at the end of 1Q17).
On March 31, 2018, the Company’s net debt (total debt less result of derivatives operations, deposits earmarked to the
guarantee of debt servicing and cash and cash equivalents) was R$ 5,800.3 million, an increase of 375.4% compared
with the end of the 1Q17.
Capital Expenditures
ENGIE Brasil Energia’s total investments in 1Q18 were R$ 499.5 million, of which: (i) R$ 37.8 million was allocated to
generating complex maintenance and revitalization projects; (ii) R$ 460.5 million was invested in the construction of
new projects - R$ 218.6 million most importantly to the Campo Largo Wind Complex, R$ 180.5 million was invested in
construction work on Pampa Sul TPP, R$ 55.0 million, in the Umburanas Wind Complex, R$ 6.0 million, in the Assú
Photovoltaic Plant, R$ 0.4 million in the Gralha Azul Transmission System - ; (iii) R$ 0.9 million was dedicated to
modernization: R$ 0.3 million in the Salto Santiago Hydroelectric Power Plant and R$ 0.6 million to the Salto Osório
Hydroelectric Power Plant; and (iv) R$ 0.3 million to other investments.
Debt Breakdown
Maturity Term Loans R$ million
177305267
559
257
from 2029
to 2033
from 2024
to 2028
1,120
20232022
1,004
2021202020192018
3,065
Net Debt R$ million
03/31/2018 03/31/2017 Chg. %
Gross debt 6,751.4 3,264.4 106.8
Result of deriv ativ es operations 2.5 0.0 0.0
Deposits earmarked for the payment of debt (237.4) (193.0) 23.0
Cash and cash equiv alents (716.1) (1,851.3) -61.3
Total net debt 5,800.3 1,220.1 375.4
19
Earnings Release|1Q18
COMMITMENT TO SUSTAINABLE DEVELOPMENT
Sustainable Management
All plants under the Company’s responsibility adhere to ENGIE Brasil Energia Sustainable
Management Policy, which covers the areas of Quality, Environment, Occupational Health and Safety, Social
Responsibility and Energy Management. On March 31, 2017, out of the 31 plants installed in 12 states of Brazil’s five
regions, 12 are certified in accordance with NBR ISO 9001 (for Quality), NBR ISO 14001 (for the Environment) and NBR
OHSAS 18001 (for Occupational Health and Safety) standards, with an aggregate capacity of 86.5% of the total
operated by the Company. In the area of Social Responsibility, the Company endeavors to adhere to the directives
in the NBR ISO 26000 guide (which is not susceptible to certification); and the Jorge Lacerda Thermoelectric Complex,
the three plants of which, are among the 12 which are certified according to the NBR ISO 50001 standard for Energy
Efficiency. During 2018, EBE is to apply for the certification of the Jaguara and Miranda Hydroelectric Power Plants in
its own name, albeit the respective operations already having been certified by the previous owner.
In addition to the Sustainable Management Policy, other standards related to the Company’s commitment to
sustainable development are included in the corporate website on such themes as Human Rights, Stakeholder
Engagement and Climate Change as well as the Sustainability Committee’s Internal Charter, the code for the
Environment and Ethics and the Sustainability Reports published annually based on Global Reporting Initiative (GRI)
recommendations and since 2014 also making use of the International Integrated Reporting Council (IIRC) framework.
Sustainability Committee
ENGIE Brasil Energia Sustainability Committee was set up in 2007 and is currently made up of 12 members drawn from
different areas, more especially those related most closely to stakeholders, such as shareholders, clients, suppliers,
employees, the media and communities. Coordination is the responsibility of the Administrative Director’s Office while
one of the Committee members is the Board employee representative. Among others, the Committee has as its
objectives to:
Contribute towards maintaining the balance of interests of the different stakeholders in relation to the Company;
Develop awareness programs to propagate concepts and practices of sustainability among both internal and
external audiences;
Contribute to the use of best corporate governance practices; and
Propose, obtain approval from the Management Board and work on a coordinated basis with the organizational
units to achieve the annual corporate sustainability goals (“ENGIE Brasil Energia Sustainability Goals”). These goals
are based on four Programs — Cultural Development, Environmental Improvement, Social Inclusion and Education
for Sustainability —, with initiatives linked to indicators and weightings so permitting an evaluation at the end of
each year.
Highlights of the Quarter
ENGIE Brasil is organizing the 4th edition of the ENGIE Brasil for Innovation award and is seeking solutions relating to
social innovation. The winner will receive an award during the ENGIE Brasil Innovation Day 2018, which will take
place on May 2. Check the regulations and enroll your project through the www.engiefab.com website.
The Company is currently running an inhouse campaign “Make your tax worthwhile” with a focus on making
donations from employee’s personal income tax to the benefit of social projects. The beneficiary this year is the
Hospital Pequeno Príncipe in Curitiba (PR).
On March 22, an experimental release of approximately 500 fish fry of the grumatã, piava and dourado species
were released into the Machadinho HPP reservoir (Piratuba/SC), the fish being bred at the Biology and Fresh Water
Fish Breeding Laboratory (LAPAD/UFSC). This activity is part of the Plant’s Ichthyofauna Monitoring and Stewardship
Program and is licensed accordingly by the Brazilian Institute of the Environment and Renewable Natural Resources
(Ibama).
20
Earnings Release|1Q18
Sustainability Indices
Since 2012, it has been standard practice of the Company to include the principal
sustainability indicators for each period in its quarterly and annually results
presentations. The following table shows the indicators for 1Q18, associating each indicator with GRI
recommendations.
CORPORATE GOVERNANCE
ENGIE Brasil Energia’s Corporate Bylaws are being permanently adjusted to the new rules and procedures of the B3
Novo Mercado Listing Regulations, the highest corporate governance level of that stock exchange. In addition, the
Company is a component of the B3’s Corporate Sustainability Stock Index (ISE). ENGIE Brasil Energia’s Board of
Directors’ is made up of nine effective members, one of whom represents the employees. A further two directors are
independent. With the exception of the employee representative, all are elected by the shareholders at a General
Shareholders Meeting. Permanently installed, the Fiscal Council is totally independent of management and the outside
auditor, and is accountable for the supervision of management acts and for examining and opining on the financial
statements, for evaluating risk management systems and internal controls as well as proposals to be submitted to the
Board of Directors when engaging additional services from the external auditor of the financial statements.
Ethical behavior is one of the Company’s corporate values. In this context it has adopted a Code of Ethics – a public
document which can be accessed from the corporate website -, as well as having an Ethics Committee responsible
for updating the Code and analyzing ethical issues. In 2013, ENGIE Brasil Energia ratified its adherence to the Business
Pact for Integrity and against Corruption, an Instituto Ethos initiative in parallel with the United Nations Global Compact
to which ENGIE S.A. has been a signatory since launch.
Sustainability Indices1
Notes:
1) Additional indices available from ITR (ENGIE Brasil Energia website / Investors / Financial Information/ CVM Reports).
2) Reference: ENGIE Sustainable Management Policy.
3) GRI: Global Reporting Initiative, Standars version, and sector supplement version G4.
4) TF = number of occupational accidents for every million hours of exposure to hazards.
5) TG = number of days lost due to occupational accidents for every one thousand hours of exposure to hazards.
6) Amounts in thousands of reais.
Item Dimension2 Index Material themes GRI disclosure3 1Q18 1Q17 Change
1 Operating plants 102-7, EU1 30 30 0
2 Installed capacity 102-7, EU1 9,399 8,761 7.3%
3 Proprietary capacity 102-7, EU1 7,678 7,040 9.1%
4 Number of certified plants 102-16, EU6 12 12 0
5 Certified installed capacity (MW) 102-16, EU6 8,127 8,127 0.0%
6 Certified installed capacity in relation to the total 102-16, EU6 86.5% 92.8% -6.3 p.p.
7 Installed capacity from renewable sources 102-7, EU1 8,542 7,714 10.7%
8 Installed capacity from renewable sources in relation to the total 102-7, EU1 90.9% 88.0% 2.83 p.p.
9 Energy generation (GWh) EU2 10,001 10,287 -2.8%
10 Certified energy generation 102-16, EU6 9,056 10,036 -9.8%
11 Certified energy generation in relation to the total 102-16, EU6 90.6% 97.6% -7.0 p.p.
12 Energy generation from renewable sources (GWh) EU2 9,097 9,315 -2.3%
13 Energy generation from renewable sources in relation to the total EU2 91.0% 90.6% 0.4 p.p.
14 Uptime ratio, excluding scheduled stoppages EU30 98.2% 95.2% 3.0 p.p.
15 Uptime ratio, including scheduled stoppages EU30 94.0% 87.2% 6.8 p.p.
16Saplings donated and planted (sum-total of planted and donated
saplings)304-2, 413-1 153,723 30,320 407.0%
17 Number of visitors at the plants 413-1 2,177 3,205 -32.1%
18 CO2 Emissions (fossil fuel plants) (t/MWh) D305-1, D305-2, D305-3 0.937 0.988 -5.2%
19 CO2 Emissions from Tractebel Energia's generation complex(t/MWh) D305-1, D305-2, D305-3 0.085 0.093 -9.4%
20 Frequency Rate ("Taxa de Frequência" - TF) own employees4 403-2 0.000 0.000 -
21 Severity Rate ("Taxa de Gravidade" - TG) own employees5 403-2 0.000 0.000 -
22Frequency Rate ("Taxa de Frequência" - TF) own employees + long term
service providers4403-2 0.000 0.000 -
23Frequency Rate ("Taxa de Frequência" - TF) short term service providers +
ongoing constructions4403-2 3.100 0.000
24 Non-incentivized investments 203-2, 413-1 649.4 464.0 40.0%
25 Investments through the Infancy and Adolescence Fund (FIA) 203-2, 413-1 383.9 201.1 90.9%
26 Investments through the Culture Incentive Law (Rouanet) 203-2, 413-1 3,385.8 4,737.0 -28.5%
27 Investments through the Sport Incentive Law 203-2, 413-1 320.0 0.0 100.0%
28Investments through National Program of Support to Oncology Care
(Pronon)203-2, 413-1 0.0 0.0 -
29Investments through the National Care Support Program for People
with Special Needs (Pronas/PCD)203-2, 413-1 0.0 0.0 -
30 Investments through the Municipal Fund for the Elderly 203-2, 413-1 492.4 22.1 100.0%
Quality
Environ-
ment
Occupatio-
nal Heath
and Safety
(OH&S)
Social
Responsibi-
lity6
- Energy and Climate
Change
- Energy and climate
change
- Engajament with
local comunities and
stakeholders
- Biodiversity
- Health and safety,
development and
equality
- Management of
impacts in the
productive chain
- Engajament with
local comunities and
stakeholderss
21
Earnings Release|1Q18
In 2017, the Stock Exchange announced new Novo Mercado Regulations. ENGIE Brasil
Energia voted in favor of all the modifications proposed to the regulations, viewing
them as material to advances in the areas of transparency, equitability, accountability
and corporate responsibility applicable to the companies listed in this segment of the
market. Companies must implement the new requirements by early 2021, and those superseding rules already in place,
will come into effect as from January 2018. The Company views these new requirements as a valuable contribution to
its management and governance and is dedicating maximum effort in implementing the changes as soon as possible.
A working party has already been set up and the planning and study of the necessary measures to be taken are
already in progress.
In addition to Novo Mercado regulations, ENGIE Brasil Energia complies with the precepts of the Sarbanes-Oxley act,
the purpose of which is to combat unethical conduct and make the financial statements more reliable.
ENGIE Brasil Energia’s dividend policy establishes a minimum mandatory dividend of 30% of net income for the fiscal
year, adjusted pursuant to Law 6,404/76. In addition, the Company policy determines the intention of paying in each
calendar year dividends and/or interest on shareholders’ equity for a value of not less than 55% of adjusted net income
in the form of semi-annual payouts.
With respect to the asset transfer model and other transactions with related parties, ENGIE Brasil Energia and its
controlling shareholder understand that its existing corporate governance standards should be raised even further.
Among the initiatives implemented stands out the creation, by means of adaptation to the Company’s Bylaw, of the
Special Independent Committee for Valuation of Transactions with Related Parties, a non-permanent body, which,
when called, will be composed in its majority by independent directors of the ENGIE Brasil Energia’s Board.
CAPITAL MARKETS
Since its listing on BM&FBovespa’s Novo Mercado, ENGIE Brasil Energia has become a component of the Special
Corporate Governance Stock Index (IGC) and the Special Tag Along Stock Index (ITAG), incorporating those
companies offering greater protection to minority shareholders in the event of the sale of a controlling stake. The
Company’s shares are also included in the Corporate Sustainability Stock Index (ISE), comprising companies with a
recognized commitment to social and corporate responsibility, as well as the Electric Energy Stock Index (IEE), which is
a sector index made up of the more significant listed companies in the industry. The Company’ shares are also traded
on BMF&FBovespa’s leading stock index – the Bovespa and on Euronext-Vigeo EM 70 — a stock index made up of
companies with a premium performance in corporate responsibility in developing countries. Vigeo is the leading
constituent agent for ratings of corporate social responsibility and analyzes approximately 330 indicators.
ENGIE Brasil Energia’s shares are traded on the BM&FBovespa under the EGIE3 symbol. On the United States Over-The-
Counter (OTC) market, the Company’s Level 1 American Depositary Receipts (ADR) are traded under the EGIEY Code,
one ADR being equivalent to one common share.
Share Performance — EGIE3
B3’s leading stock index reported a gain of 11.7% in 1Q18 compared with 7.9% in 1Q17. Ibovespa’s first quarter
performance was marked by volatility due to the political as well as the economic scenario, both internal and external.
Strong foreign investor demand for Brazilian equities traded on the B3 was one of the principal factors driving the
excellent performance during the quarter.
ENGIE Brasil Energia’s equities closed 1Q18 reporting an appreciation of 10.3%, a significantly improved showing in
relation to 1Q17, when the appreciation was 1.1% and above the Electric Energy Sector Stock Index (IEEX) which
reported growth of 4.3% in 1Q18. The share price of EGIE3 at the end of 1Q18 was R$ 39.16/share, translating into a
market value of R$ 25.6 billion.
In 1Q18, the average daily trading volume of EGIE3 was R$ 36.2 million, 22.7% better than reported for 1Q17, when
trading volume was R$ 29.5 million.
22
Earnings Release|1Q18
EGIE3 vs. Ibovespa vs. IEEX (Base 100 – 12/31/2017)
IEEX = 41,445
Ibovespa = 85,366
EGIE3 = R$ 39.16
90
95
100
105
110
115
120
125
130
Dec-17 Jan-18 Feb-18 Mar-18
EGIE3 Ibovespa IEEX
23
Earnings Release|1Q18
ENGIE Brasil Energia will be holding the following events to discuss the earnings results:
Conference call with Webcast (In Portuguese — simultaneous translation into English)
Date: April 20, 2018
Time: 10:00 a.m. (EDT) / 11:00 a.m. (Brasília DST)
Connection numbers:
Participants in the USA: +1 (516) 300-1066 / 1-866-866-2673 (Toll Free)
Participants in the UK: + 44 (20) 3478-5282
Participants in Brazil: +55 (11) 3127-4971 / (11) 3728-5971
Access code: ENGIE
Webcast
The access links will be found at the company's website (www.ENGIEenergia.com.br), at the Investors section.
A replay will be available from April 20th to 26, 2018. Access by dialing: +55 (11) 3127-4999, code: 71835881 (Portuguese)
and 76120662 (English).
Important
This release contains information and opinions on future events subject to risks and uncertainties, which are based on current forecasts,
projections and tendencies in relation to the Company´s businesses. Innumerous factors can affect the estimates and assumptions
on which these opinions are based. For this reason, the estimates and forward looking statements in this release may not become a
reality. In the light of these restrictions, shareholders and investors should not adopt any decisions based on estimates, projections
and forward looking statements contained in this release.
Upcoming Event
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Earnings Release|1Q18
ATTACHMENT I
ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. CONSOLIDATED BALANCE SHEET – ASSETS
Assets 3/31/2018 12/31/2017
Current Assets 2,712,584 3,735,779
Cash and cash equiv alents 716,144 1,930,070
Accounts receiv ables from clients 1,148,924 1,058,469
Inv entory 138,253 98,249
Receiv able on inv estments disposal 112,662 111,817
Restricted deposits 7,982 15,423
Renegotiation of hydrological risk to appropriate 26,064 26,064
Concession financial assets 254,636 301,904
Non current asset held for sale 53,561 5,569
Other current assets 254,358 188,214
Non Current Assets 16,223,993 15,832,734
Long Term Assets 2,868,150 2,826,648
Restricted deposits 243,534 231,489
Deposits in court 102,229 100,095
Renegotiation of hydrological risk to appropriate 138,435 144,950
Concession financial assets 2,282,197 2,245,463
Other non current assets 101,755 104,651
Investments 17,628 19,027
Property, Plant and Equipment 12,039,136 11,678,108
Intangible 1,299,079 1,308,951
Total 18,936,577 19,568,513
(In thousands of R$)
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Earnings Release|1Q18
ATTACHMENT II
ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. CONSOLIDATED BALANCE SHEET – LIABILITIES
Liabilities 3/31/2018 12/31/2017
Current Liabilities 4,327,783 5,676,471
Suppliers 551,303 617,396
Div idends and interest on shareholder´s equity 7,439 1,300,516
Loans and financing 955,547 948,158
Debentures and promissory notes 2,176,643 2,127,760
Concessions payable 67,601 67,051
Tax and social contribution obligations 108,477 181,351
Other fiscal and regulatory obligations 100,195 93,668
Labor obligations 107,919 94,879
Prov ision 11,292 11,651
Obligations related to retirement benefits 30,683 30,683
Other current liabilities 210,684 203,358
Non Current Liabilities 7,285,608 7,057,317
Loans and financing 2,797,092 2,867,783
Debentures 822,069 812,715
Concessions payable 2,505,975 2,432,348
Prov ision 79,692 77,723
Obligations related to retirement benefits 281,038 280,971
Deferred income taxes and social contribution 558,688 507,905
Other non current liabilities 241,054 77,872
Shareholders' Equity 7,323,186 6,834,725
Share capital 2,829,056 2,829,056
Profit reserv es 3,610,616 3,600,738
Adjustment on fixed asset 387,500 400,800
Retained earnings 491,867 -
Non controlling interests 4,147 4,131
Total 18,936,577 19,568,513
(In thousands of R$)
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Earnings Release|1Q18
ATTACHMENT III
ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. CONSOLIDATED INCOME STATEMENT
(In thousands of R$) 1Q18 1Q17 Chg. %
Net Operational Revenue 1,868,853 1,605,912 16.4
Costs of Energy Sold and Services Provided (943,581) (826,352) 14.2
Electric power purchased for resale (429,682) (378,659) 13.5
Transactions in the short term market, including those conducted through the CCEE (58,683) (26,616) 120.5
Charges for the use of and connection to the electricity grid (111,650) (103,288) 8.1
Fuel expenses (22,320) (28,633) -22.0
Financial compensation for use of water resources (34,379) (35,192) -2.3
Personnel (50,302) (48,660) 3.4
Materials and third party serv ices (49,690) (40,900) 21.5
Depreciation and amortization (166,720) (147,572) 13.0
Rev ersals (accrual) of operating prov isions (34) 375 -109.1
Others (20,121) (17,207) 16.9
Gross Income 925,272 779,560 18.7
Operating Income (Expenses) (47,763) (43,797) 9.1
Selling expenses (3,863) (3,880) -0.4
General and administrativ e expenses (43,871) (40,676) 7.9
Other operating income, net (29) 759 -103.8
Result of corporate participations (1,933) (1,098) 0.0
Equity income/(loss) (1,933) (1,098) 76.0
Income Before Financial Result and Taxes 875,576 734,665 19.2
Net Financial Result (156,902) (71,628) 119.1
Financial income 24,848 62,994 -60.6
Financial expenses (181,750) (134,622) 35.0
Income Before Taxes 718,674 663,037 8.4
Income tax (165,242) (154,175) 7.2
Social contribution (64,097) (58,167) 10.2
Net Income for the Period 489,335 450,695 8.6
Number of Ordinary Shares 652,742,192 652,742,192
Net Income per Share 0.7497 0.6905 8.6
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Earnings Release|1Q18
ATTACHMENT IV ENGIE BRASIL ENERGIA S.A.
CONSOLIDATED STATEMENT OF CASH FLOW
(In thousands of R$) 1Q18 1Q17
Cash Flow from Operating Activities
Income before taxes on income 718,674 663,037
Adjustments to reconcile net income before taxes generated from operating cash flow:
Equity loss 1,933 1,098
Depreciation and amortization 169,061 149,730
Monetary v ariation 41,261 34,806
Interests 130,433 87,065
Remuneration of concession financial assets (84,814) -
Accrual (Rev ersal) of operating prov isions 92 (1,389)
Others 4,762 3
Adjusted Profit 981,402 934,350
Increase (reduction) in assets
Accounts receiv ables from clients (86,609) 19,160
Inv entory (50,431) (4,739)
Fiscal credits recov erable 216 (4,271)
Deposits in court and restricted deposits 5,858 (7,815)
Renegotiation of hydrological risk to appropriate 6,515 6,516
Refund of fuel purchases (61,940) (63,181)
Concession financial asset 95,348 -
Other assets (5,841) 12,423
Increase (reduction) in liabilities
Suppliers (113,861) (22,183)
Other fiscal and regulatory obligations 7,932 (1,037)
Obligations related to retirement benefits (6,899) (6,256)
Fuel to pay to the CDE
Other liabilities 16,358 24,433
Cash Generated from Operating Activities 788,048 887,400
Payment of interests on debt, net of hedge (50,889) (43,852)
Payment of income tax and social contribution (167,361) (110,317)
Net Cash from Operating Activities 700,857 733,231
Investments Activities (460,555) (375,271)
Capital increase at joint v entures (267) (1,747)
Acquisitions of inv estments (267) (1,747)
Used in fixed assets and intangibles (460,021) (371,777)
Financing Activities (1,454,228) (321,978)
Loans and financing contracted - 211,471
Payment of loans and financing, net of hedge (67,347) (69,005)
Payments of concessions payable (17,452) (17,007)
Payments of div idends and interest on shareholders' equity (1,356,539) (430,609)
Others (12,890) (16,828)
Increase (Decrease) in Cash and Cash Equivalents (1,213,926) 35,982
Reconciliation of Cash and Cash Equivalents
Opening balance 1,930,070 1,815,340
Closing balance 716,144 1,851,322
Increase (Decrease) in Cash and Cash Equivalents (1,213,926) 35,982
Transactions that do Not Affect Cash and Cash Equivalents
Capitalized interest and monetary v ariation 57,200 34,861
Supplier's of fixed assets and intangibles 44,305 39,961
Offsetting of income tax and social contribution 4,860 7,167
Non current asset held for sale (48,038) -