São Paulo, 22 de fevereiro de 2017 - A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA (código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros e operacionais do quarto trimestre de 2016 (4T16) e acumulado do ano. As informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram objeto de revisão por parte dos auditores independentes. RELEASE DE RESULTADOS 4T16 EBITDA de R$ 417 milhões e Lucro Líquido de R$ 36 milhões TOTAL DE AÇÕES: 606.850.394 AÇÕES EM TESOURARIA: 757.336 FREE FLOAT: 48,8% VALOR DE MERCADO: R$ 8,1 bilhões TELECONFERÊNCIA COM WEBCAST EM 23/02/2017 Português/Inglês: 12h00 Dados para conexão: Brasil: +55 (11) 3193-1001 +55 (11) 2820-4001 EUA: +1 (786) 924-6977 Outros: +1 (888) 700-0802 Indicadores (R$ mil) 4T16 4T15 Var. 2016 2015 Var. Margem Bruta 972.879 1.032.237 -5,8 3.289.266 3.190.471 3,1 PMSO (327.382) (315.465) 3,8 (1.255.244) (1.115.989) 12,5 EBITDA 417.085 742.789 -43,8 2.297.804 2.959.910 -22,4 Lucro Líquido 35.897 383.055 -90,6 666.602 1.265.936 -47,3 Lucro Líquido Ajustado* 39.181 302.631 -87,1 538.389 400.700 34,4 Capex 228.557 174.144 31,2 651.810 420.417 55,0 Investimento Financeiro 323.304 363.391 -11,0 1.188.419 1.124.000 5,7 Dívida Líquida 3.553.347 5.036.493 -29,4 3.553.347 5.036.493 -29,4 *Lucro Líquido Ajustado por efeitos não caixa: Mais valia de Pecém em 2015 e VNR Indicadores Operacionais (GWh) 4T16 4T15 Var. 2016 2015 Var. Energia Distribuída 6.118 6.384 -4,2 24.425 25.713 -5,0 Energia Vendida - Geração Hídrica 1.861 1.936 -3,9 7.546 8.152 -7,4 Energia Vendida - Geração Térmica 1.357 1.357 0,0 5.402 4.273 26,4 Energia Comercializada 4.017 2.606 54,1 12.980 10.600 22,5 Principais Indicadores 2016 2015 Meta Aneel Perdas NT BT - Bandeirante 9,98% 10,60% 9,55% Perdas NT BT - Escelsa 13,50% 14,89% 11,45% Disponibilidade UTE Pecém I 88,47% 88,12% 90,14% Destaques do ano Geração Entrega antecipada em 8 meses da UHE Cachoeira Caldeirão; UHE São Manoel encerra o ano com 83,4% da obra concluída; Conclusão da venda da Pantanal Energética R$ 355 milhões (caixa). Distribuição 7º Ciclo Tarifário da EDP Escelsa trouxe incremento de mais de R$ 100 milhões no EBITDA Regulatório; Controle e redução da Inadimplência e das Perdas. Trajetória de Crescimento Participação na 2ª Etapa do Leilão de Transmissão de 2015 com o Lote 24; Atuação no segmento de energia solar distribuída. Controle de Custos e Disciplina Financeira Conclusão do aumento de capital de R$ 1,5 bilhão com redução dos custos financeiros; Pré-pagamento do financiamento de Pecém junto ao BID (R$ 923 milhões); Dívida Líquida/EBITDA Consolidado: 1,5X; Aumento de 3,2% de PMSO, excluindo a PDD e considerando a mesma base de consolidação, abaixo da inflação (IPCA: 6,3%) -vide página 8.
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EBITDA de R$ 417 milhões e Lucro Líquido de R$ 36 milhões€¦ · de R$ 1,0 milhão. - Dados operacionais O preço médio de venda de energia da geração hídrica foi de R$ 169,8/MWh,
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São Paulo, 22 de fevereiro de 2017 - A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil” ou “Grupo”) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA (código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros e operacionais do quarto trimestre de 2016 (4T16) e acumulado do ano. As informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram objeto de revisão por parte dos auditores independentes.
RELEASE DE RESULTADOS 4T16
EBITDA de R$ 417 milhões e Lucro Líquido de R$ 36 milhões
TOTAL DE AÇÕES:
606.850.394
AÇÕES EM TESOURARIA:
757.336
FREE FLOAT:
48,8%
VALOR DE MERCADO:
R$ 8,1 bilhões
TELECONFERÊNCIA COM WEBCAST EM 23/02/2017 Português/Inglês: 12h00 Dados para conexão: Brasil: +55 (11) 3193-1001 +55 (11) 2820-4001 EUA: +1 (786) 924-6977 Outros: +1 (888) 700-0802
Indicadores (R$ mil) 4T16 4T15 Var. 2016 2015 Var.
Energia Comercializada 4.017 2.606 54,1 12.980 10.600 22,5
Principais Indicadores
2016 2015 Meta Aneel
Perdas NT BT - Bandeirante 9,98% 10,60% 9,55%
Perdas NT BT - Escelsa 13,50% 14,89% 11,45%
Disponibilidade UTE Pecém I 88,47% 88,12% 90,14%
Destaques do ano
Geração
Entrega antecipada em 8 meses da UHE Cachoeira Caldeirão; UHE São Manoel encerra o ano com 83,4% da obra concluída; Conclusão da venda da Pantanal Energética R$ 355 milhões (caixa).
Distribuição
7º Ciclo Tarifário da EDP Escelsa trouxe incremento de mais de R$ 100 milhões no EBITDA Regulatório; Controle e redução da Inadimplência e das Perdas.
Trajetória de Crescimento
Participação na 2ª Etapa do Leilão de Transmissão de 2015 com o Lote 24; Atuação no segmento de energia solar distribuída.
Controle de Custos e Disciplina Financeira
Conclusão do aumento de capital de R$ 1,5 bilhão com redução dos custos financeiros; Pré-pagamento do financiamento de Pecém junto ao BID (R$ 923 milhões); Dívida Líquida/EBITDA Consolidado: 1,5X; Aumento de 3,2% de PMSO, excluindo a PDD e considerando a mesma base de consolidação, abaixo da inflação
(IPCA: 6,3%) -vide página 8.
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O ano de 2016 foi marcado por importantes conquistas para a equipe da EDP Brasil. Num ano de transição política e de quadro macroeconômico recessivo conseguimos apresentar resultados consistentes e entregar um conjunto relevante de melhorias operacionais.
A nossa atuação continuou a endereçar as necessidades de todos os nossos principais stakeholders, visando à criação de valor compartilhado. Mas agora, esse alinhamento estratégico entre o propósito da Companhia e as nossas operações ficou muito mais forte e efetivo. Em 2016, lançamos, no âmbito do Projeto Cultura EDP, as designadas “Metas com Propósito”, que alinham diretamente os nossos objetivos financeiros e operacionais com o nosso propósito – “usar a nossa energia para cuidar sempre melhor”.
No balanço do ano avaliamos as nossas “Metas com Propósito” de 2016. Os resultados globais para acionistas, clientes, pessoas, meio ambiente e comunidade, parceiros de negócio, ativos e operação, posicionam a nossa performance acima dos 100%.
Gostaríamos de ilustrar o bom desempenho do ano com sete destaques principais:
Entrega de compromissos de investimento na Geração
O ano foi definitivamente marcado pela entrada antecipada em operação da usina de Cachoeira Caldeirão, 219 MW no Amapá, em parceria com a CTG. A primeira máquina começou a operar 8 meses antes do prazo regulatório e as restantes máquinas entraram até cinco meses antes do prazo. Esta é a segunda vez que conseguimos entregar uma usina dentro do prazo e do orçamento. Em 2014, já tínhamos também antecipado a operação da usina de Santo Antônio do Jari em 3,5 meses.
Adicionalmente, prosseguem a bom ritmo as obras da usina de São Manoel, 700 MW, no Mato Grosso. Terminamos o ano, em parceria com a CTG e Furnas, acima dos 83% de realização do projeto.
Melhoria dos indicadores operacionais na Distribuição
Na Distribuição, para além do cumprimento integral dos nossos compromissos regulatórios de qualidade de serviço, que nos posiciona como um dos melhores operadores do mercado, interessa destacar a redução das perdas comerciais em ambas as empresas. Em São Paulo, atingimos uma perda na baixa tensão de 9,98%, que está 0,43 p.p. acima da meta regulatória, mas que já é 49,58% inferior à perda comercial que registramos em 2008, ano em que ela atingiu o seu máximo. No Espírito Santo, a evolução também foi positiva, porque terminamos o ano com uma perda comercial de 13,50%, cerca de 2 p.p. acima da perda regulatória. Em anos anteriores esta diferença chegou a ultrapassar os 8 p.p.
Expansão da Área de Serviços de Energia
Não poderíamos deixar de notar que a aquisição da empresa de eficiência energética, APS, nos permitiu ter uma atuação mais afirmativa no mercado dos serviços de energia. Este ano fizemos 15 projetos, tendo investido cerca de R$ 20 milhões e possibilitando a redução de 45 GWh no consumo dos nossos clientes.
Entrada em novos negócios
Em 2016, entramos em dois novos segmentos de negócio. Por um lado, demos o nosso primeiro passo no segmento de transmissão, conquistando um pequeno projeto de 113 quilômetros de extensão no estado do Espírito Santo. Entendemos este passo, como a abertura de uma porta para uma nova área de negócio.
Foi também o ano em que nos lançamos no negócio da geração distribuída com solar fotovoltaico. Terminamos o ano com 4 instalações e com um pipeline extenso de projetos para 2017.
Reforço da estrutura de capital
Do ponto de vista financeiro, o ano foi marcado pelo nosso aumento de capital de R$ 1,5 bilhão, que foi integralmente subscrito pelos nossos acionistas. Com esta operação reforçamos a nossa estrutura de capital e otimizamos a nossa função financeira, com o pré-pagamento de dívida onerosa, na holding e na UTE Pecém. Terminamos o ano com um rácio de endividamento de 1,5 vezes dívida líquida sobre EBITDA. Um nível saudável, que prepara o nosso balanço para eventuais oportunidades de crescimento.
Implantação de uma nova Cultura interna
Desde 2015 que embarcamos na missão coletiva de encontrar um denominador comum para a cultura que agrega os cerca de três mil colaboradores da EDP Brasil. Em 2016, fizemos a disseminação interna (junto de todos os colaboradores da EDP Brasil) e externa (junto dos nossos prestadores de serviços) de 12 princípios que enformam a nova Cultura EDP.
Os resultados foram surpreendentes. Os níveis de engajamento da nossa equipe continuaram a subir. Na pesquisa interna de clima o nível de engajamento ultrapassou os 80%, nível acima da média das melhores empresas da amostra. E mais importante ainda. Registramos zero acidentes fatais com colaboradores próprios e prestadores de serviços. A primeira vez nos últimos dez anos em que conseguimos tal feito.
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Investimento no patrimônio cultural
O ano terminou com o apoio à recuperação do Museu da Língua Portuguesa. Anunciamos um investimento de R$ 20 milhões em três anos de intervenção no museu. Esta parceria com o Governo do Estado de São Paulo e com a Fundação Roberto Marinho sinaliza a responsabilidade que assumimos como a maior empresa portuguesa a operar no Brasil. A língua portuguesa, a par da nossa genética, é o mais importante patrimônio que Brasil e Portugal partilham. E o Grupo EDP assumiu-se como agente ativo na preservação desse patrimônio.
Tudo isto nos levou a terminar o ano de 2016 com razões para celebrar. Resultados que reforçam, também, o nosso compromisso com os Princípios do Pacto Global, da Organização das Nações Unidas, como empresa consciente e ativa na sua responsabilidade perante a sociedade e seus stakeholders. Nesse sentido, temos motivos para agradecer a todos aqueles que, de forma direta ou indireta, tornaram possível o bom desempenho deste ano.
Não podemos deixar de destacar os nossos três mil colaboradores, a grande equipe da EDP Brasil, que se engajou com muita energia e vontade de superação, e que se excedeu na entrega dos seus compromissos. Uma palavra também para os nossos acionistas, que continuaram a depositar confiança na nossa Empresa e a nela investir o seu tempo e recursos. Aos nossos parceiros de negócio agradecemos a dedicação e profissionalismo, que nos permitiu entregar um serviço de excelência aos nossos clientes. A esses últimos, prometemos o mesmo empenho e dedicação constantes, que nos têm levado sempre a melhorar a qualidade da nossa entrega.
Obrigado a todos! Continuaremos a usar a nossa energia para cuidar sempre melhor e para continuar a ser merecedores da vossa confiança.
Miguel Setas, Diretor-presidente
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Todas as explicações referem-se ao quarto trimestre (4T16) e ao ano de 2016, em comparação ao período homólogo de 2015.
Distribuição
No trimestre, ambas as distribuidoras apresentaram queda no volume de energia impactadas pela migração de clientes do mercado cativo para o mercado livre, pelas condições climáticas mais amenas, em especial no Estado do Espírito Santo, e pela manutenção dos níveis de retração da economia. A tarifa média de venda caiu 11,7% na EDP Bandeirante, em virtude do Reajuste Tarifário ocorrido em outubro e 6,5% na EDP Escelsa decorrente da revisão tarifária ocorrida em agosto.
Geração e Comercialização
A queda de volume de energia vendida na geração deve-se à venda da Pantanal Energética, cujo closing ocorreu no dia 29 de janeiro de 2016, à recontratação de contratos com volumes mais baixos e ao efeito de sazonalização. Na comercialização, o aumento do volume é decorrente da volatilidade do PLD ao longo do trimestre, propiciando maior liquidez no mercado e aumento no número de operações de curto prazo com o portfólio, além de crescimento no número de clientes.
O GSF (Generation Scaling Factor) médio no 4T16 foi de 87,2% com PLD Médio do Submercado SE/CO de R$ 162,8/MWh, quando comparado ao GSF de 94,3% e PLD de R$ 177,1/MWh no 4T15.
O impacto com compra de energia ocasionado pelo GSF foi de R$ 41,6 milhões no 4T16. Considerando a repactuação, o GSF médio foi de 84,8%, uma vez que a ANEEL considera para cálculo do mesmo a garantia física constante, desconsiderando a sazonalização real dos geradores hidráulicos do sistema. O seguro de repactuação do GSF ocasionou em uma economia de R$ 10,4 milhões no trimestre tendo a amortização do prêmio sido de R$ 1,0 milhão.
- Dados operacionais
O preço médio de venda de energia da geração hídrica foi de R$ 169,8/MWh, 3,1% abaixo do 4T15, decorrente da queda de 25,8% nos preços da Enerpeixe em função dos novos contratos com valores mais baixos que se iniciaram em janeiro de 2016.
Energia Vendida e Preço Médio de Venda1
1Preço Médio de Venda considera o volume de energia dos PPAs das usinas hídricas / Energest considera somente UHE Mascarenhas no 4T16.
Desconsiderando o volume de Pecém e considerando somente a energia vendida das hídricas do grupo pelo critério de consolidação, o volume de energia apresentou queda de 3,9%. A diferença de volume de energia vendida entre os períodos deve-se: (i) ao encerramento dos contratos de Enerpeixe e Energest no início de 2016 e à estratégia da Companhia em manter parte de sua energia
Tarifa de venda (R$/MWh) 169,76 175,18 -3,1% 165,99 200,77 -17,3%1 O volume de Geração corresponde ao volume de energia das usinas hidrelétricas do grupo
Itens em R$ mil ou %Geração1 Comercialização
521
324
870
1.861
R$ 158
R$ 178 R$ 169 R$ 170
R$ (10)
R$ 110
R$ 230
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
Enerpeixe Energest Lajeado Total
Energia Vendida e Preço Médio de Venda
Energia Vendida (GWh) Preço Médio (R$/MWh)
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descontratada para hedge (6,8%); (ii) operações de compra e venda de curto prazo superiores no 4T15; e (iii) venda da Pantanal Energética, cujo closing ocorreu em janeiro de 2016. No acumulado do ano, o volume apresentou queda de 7,4%.
Venda Consolidada da Geração (GWh) Sazonalização da Geração (%)
- Capacidade Instalada de Geração
Considerando a conclusão da venda da Pantanal Energética, a entrada em operação comercial antecipada da UG01, UG02 e UG03 da UHE Cachoeira Caldeirão, a capacidade instalada da Companhia encerrou o 4T16 com 2,8 GW e 1,8 GW médio de garantia física. Com a entrada da UHE São Manoel em 2018, a capacidade instalada será de 3,0 GW.
Capacidade Instalada em MW – pro forma1
1 Considera a participação proporcional das UHEs Santo Antônio do Jari (50%), Cachoeira Caldeirão (50%) e São Manoel (33%); e a alienação de 100% de participação na Pantanal Energética (51 MW). A capacidade instalada não utiliza os valores percentuais de participação nas UHEs Costa Rica, Lajeado e Enerpeixe, uma vez que os dados dessas usinas são consolidados integralmente na EDP.
Duas reapresentações foram realizadas no 4T16, impactando as demonstrações financeiras de 2016 e de 2015.
Atualização do ativo financeiro indenizável
A Companhia concluiu, em conjunto com o IBRACON, que a atualização do ativo financeiro indenizável, originalmente apresentada sob a rubrica de “Outras despesas e receitas operacionais”, poderia ser melhor apresentada na rubrica de “Receitas”, em conjunto com as demais receitas relacionadas com a sua atividade fim, por refletir mais apropriadamente o modelo de seu negócio de distribuição de energia elétrica e propiciar a melhor apresentação de desempenho, visto que a Companhia tem como uma de suas principais atividades de negócio construir, manter e operar ativos em infraestrutura.
Tal conclusão decorre da Companhia ter, como as demais distribuidoras, o direito incondicional de receber caixa ao término da concessão, pelos investimentos não amortizados, devidamente atualizados pelo VNR e acrescido de WACC regulatório definido pela ANEEL a cada Revisão Tarifária. Esta reclassificação não tem impacto no EBITDA.
2.267
2.0141.935 1.9361.976
1.8101.899 1.861
1T 2T 3T 4T
2015 2016
28%
25%
23%
24%
26%
24%
25% 25%
1T 2T 3T 4T
2015 2016
2.996
2.763110512.174
530
233
20182016 UHE São ManoelUHE C. CaldeirãoVenda Pantanal Energética 1T16
2006-20152005
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Variação cambial da energia comprada de Itaipu
A Companhia concluiu que a variação cambial decorrente dos contratos de compra de energia de Itaipu, que são mensurados em dólar, originalmente apresentada sob a rubrica de “Receitas Financeiras” ou “Despesas Financeiras”, poderia ser melhor apresentada na rubrica de “Custo com energia elétrica", em conjunto com os demais custos relacionados aos contratos de compra de energia, por refletir mais apropriadamente o modelo de seu negócio de distribuição de energia elétrica, visto que tanto o custo da energia adquirida de Itaipu quanto a variação cambial decorrente da compra, são repassados ao consumidor na tarifa de energia elétrica, e adicionalmente, a variação cambial é derivada do preço contratual de compra de energia e não de variação de passivo financeiro. Esta reclassificação não tem impacto sobre o resultado do exercício.
A Receita Operacional Líquida foi de R$ 2,6 bilhões enquanto os gastos não gerenciáveis atingiram R$ 1,6 bilhão, resultando na margem bruta consolidada de R$ 972,9 milhões.
Lucro Líquido do Exercício 294.636 335.376 354.913 388.756 (10.942) 30.579 666.602 1.265.936 1 Não cons idera receita de construção.2 Consol idado: cons idera el iminação intragrupo.
Itens em R$ mil ou %Geração Distribuição Comercialização + GRID Consolidado2
Itens em R$ mil ou %Distribuição Comercialização + GRID Consolidado2Geração
973322106
1.032
Margem 4T16Outros/ Eliminações
Pecém
-137
Comercialização+GRID
DistribuiçãoGeração Hídrica
-53
Margem 4T15
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Distribuição
Na EDP Bandeirante, a Margem Bruta foi de R$ 223,6 milhões, redução de 20,1%, resultante de: (i) diferença de sobrecontratação (111,9% em 2016 e 109,1% em 2015) que ocasionou um efeito negativo entre os trimestres analisados (-R$ 11,6 milhões); (ii) reclassificação da variação cambial de Itaipu do resultado financeiro para a conta de custos não gerenciáveis (+R$ 49,8 milhões); e (iii) diferença do valor do ativo financeiro indenizável, reclassificado da conta de gastos gerenciáveis para a conta de receita operacional líquida (-R$ 77,6 milhões), que no ano de 2015, através da Revisão Tarifária, resultou na avaliação dos ativos imobilizados regulatórios.
Na EDP Escelsa, a Margem Bruta foi de R$ 367,2 milhões, aumento 79,4% em relação ao mesmo período do ano anterior, decorrente de: (i) aumento da Parcela B na Revisão Tarifária ocorrida em agosto de 2016 (+R$ 21,1 milhões); (ii) efeito da redução de perdas entre os trimestre (+R$ 7,3 milhões), (iii) diferença de sobrecontratação (106,8% em 2016 e 96,9% em 2015) entre os trimestres analisados (-R$ 9,2 milhões); (iv) diferença do valor do ativo financeiro indenizável, que foi reclassificado da conta de gastos gerenciáveis para a conta de receita operacional líquida (+R$ 119,4 milhões); (v) reclassificação da variação cambial de Itaipu do resultado financeiro para a conta de custos não gerenciáveis (+R$ 31,2 milhões); e (vi) efeito decorrente da queda de mercado, devido principalmente a paralização de um grande cliente (-R$ 21,9 milhões).
Geração
Geração Hídrica
Na Geração Hídrica, a Margem Bruta foi de R$ 244,6 milhões, redução de 17,8%, reflexo de: (i) queda do volume e do preço médio de venda (R$ 30,5 milhões); e (ii) aumento na energia comprada para revenda (R$ 20,4 milhões) decorrente da piora do GSF.
Geração Térmica
Na Geração Térmica, a Margem Bruta foi de R$ 103,4 milhões, redução de 57,1%, reflexo de: (i) aumento do custo da logística de carvão (R$ 30,3 milhões); (ii) aumento no custo da matéria-prima consumida em Pecém (R$ 22,6 milhões) resultante da provisão do encargo hídrico emergencial, devido à crise hídrica no Estado do Ceará; (iii) efeito positivo no 4T15 referente à contabilização do ressarcimento por indisponibilidade (R$ 90,2 milhões) em Pecém, resultante do despacho 3.878/2015, que modificou o cálculo do FID. A redução na margem foi minimizada pelo aumento da receita fixa (R$ 12,3 milhões), atualizado anualmente pelo IPC-A no mês de novembro.
Comercialização/Serviços
Na EDP Comercializadora/Serviços, a Margem Bruta foi de R$ 32,2 milhões, aumento de R$ 21,6 milhões, reflexo de: (i) aumento do volume de energia comercializada, somado ao crescimento 16,8% da margem unitária; e (ii) redução de 8,1% do PLD.
A rubrica de Ressarcimento CCEE/CONER não apresentou aportes em 2016.
Os Gastos Operacionais, desconsiderando o custo de construção, depreciação e amortização e os ganhos/perdas da desativação/alienação de bens totalizaram R$ 1,9 milhão, redução de 14,0%.
No 4T16, os Gastos Gerenciáveis aumentaram 36,5%, enquanto os gastos com PMSO aumentaram 3,8%. No ano, os Gastos Gerenciáveis cresceram 16,9%, enquanto o PMSO ficou 12,5% acima do ano anterior.
Desconsiderando o efeito da contabilização de Pecém (consolidada no resultado da Companhia a partir de 15 de maio de 2015), a contabilização da APS Soluções (consolidada no resultado a partir de dezembro de 2015), o efeito de PDD e os custos operacionais decorrentes da operação de venda da Pantanal, o aumento do PMSO seria de 3,2%.
Em agosto de 2015, a Companhia implementou o programa transversal de Orçamento Base Zero (OBZ), como parte dos esforços na busca pela eficiência, abrangendo todos os gastos de “PMSO”. O programa, que contribuí para a cultura de produtividade contínua, já teve em 2016 mais de 100 iniciativas implementadas gerando eficiência e redirecionamento de gastos para itens estratégicos, visando:
(i) Mitigar os efeitos causados pelo aumento da inadimplência, aumentando em 35% os gastos com cortes e religas (+R$ 8,0 milhões), resultando em redução de 55,4% na PDD do 2º semestre frente ao 1º semestre. (ii) Acelerar a recuperação da receita com o aumento de 42% dos gastos com inspeções para combate a fraudes (+R$ 7,3 milhões); (iii) Intensificar os gastos com a supressão da vegetação (+R$ 5,0 milhões), visando manter os indicadores de qualidade, já sendo verificado o aumento de 181 mil podas em 2016; e (iv) Fortalecer o uso de equipamentos de proteção individual e coletivo em mais de 50%, assegurando nosso comprometimento com a segurança (+R$2,1 milhões).
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Pecém
Em Pecém, após consolidação do ativo em maio de 2015, iniciou-se também o OBZ com ganhos já capturados em 2016, conforme tabela abaixo:
Considerando a contabilização da Usina nos 12 meses dos anos comparados, o PMSO reduziu 9,0% devido aos esforços da EDP no sentido de reduzir os gastos operacionais e implementar ganhos de eficiência.
.
1 Fonte: FGV 2 Fonte: IBGE
Em relação ao trimestre, os seguintes impactos foram relevantes:
Redução de 13,3% em gastos com Pessoal:
(i) Redução do programa de incentivo a aposentadoria, devido ao efeito não recorrente contabilizado em 2015 (-R$ 20,9 milhões) e baixa parcial da provisão com programa em 2016 (-R$ 4,2 milhões); (ii) Restituição de despesa com assistência médica relativa à contribuição previdenciária (-R$ 2,0 milhões); (iii) Aumento de remuneração e benefícios decorrente do dissídio coletivo ocorrido em novembro de 2016 (+R$ 9,2 milhões); e (iv) Consolidação da APS Soluções (+ R$ 0,6 milhão).
Redução de 9,6% dos custos com Materiais:
(i) Consolidação da APS Soluções (-R$ 2,2 milhões); e (ii) Aumento dos gastos com manutenções e reparos dos veículos (+R$ 1,7 milhão).
Aumento de 23,8% em Serviços de Terceiros:
(i) Aumento do plano de manutenção da rede e da quantidade de podas, visando a melhora dos serviços prestados e dos indicadores de qualidade (+R$ 15,0 milhões); (ii) Aumento dos gastos com ações de combate a perdas (+R$ 7,3 milhões); (iii) Consolidação da APS Soluções (+R$ 2,8 milhões); e (iv) Aumento dos custos com consultorias relacionados a novos projetos (+R$ 1,9 milhão).
Aumento de 6,5% dos custos com Provisões:
(i) Aumento nas provisões para contingências, relacionadas aos processos trabalhistas em andamento (+R$ 2,7 milhões); (ii) Aumento de PDD na EDP Comercializadora (+R$ 1,3 milhão). (Detalhamento no capítulo 5.3); e (iii) Redução da PDD nas distribuidoras (-R$ 2,1 milhões). (Detalhamento no capítulo 5.2).
Aumento de 4,1% em Outros:
(i) Efeito não recorrente contabilizado em 2015 referente à reversão de provisão devido à desativação da linha de transmissão (LT SE CHESF até SE Cauípe) provisória de Pecém, que não era utilizada desde outubro 2013 (-R$ 3,3 milhões); e (ii) Consolidação da APS Soluções (+R$ 2,8 milhões).
Outros (35.433) (34.040) 4,1% (145.040) (124.532) 16,5%
Total PMSO (327.382) (315.465) 3,8% (1.255.244) (1.115.989) 12,5%
Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens (29.174) (12.307) 137,1% (14.357) (68.215) -79,0%
Valor justo do ativo financeiro indenizável (199.238) (30.622) 550,6% - - n.d.
Custo com construção da infraestrutura (138.018) (120.457) 14,6% (480.650) (317.343) 51,5%
Depreciação e amortização (137.142) (129.979) 5,5% (540.433) (457.933) 18,0%
Total dos gastos gerenciáveis (830.954) (608.830) 36,5% (2.290.684) (1.959.480) 16,9%
IGP-M (últimos 12 meses)1 7,2%
IPC-A (últimos 12 meses)2 6,3%
10
A conta de Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens aumentou R$ 16,9 milhões, resultante do encerramento de ordens e desativação de equipamentos em diferentes projetos das Distribuidoras.
O aumento no Valor justo do ativo financeiro indenizável (R$ 168,6 milhões) é resultado do efeito da reclassificação da conta de Gastos Gerenciáveis para Receita Operacional Líquida ocorrido no 4T16. O aumento no valor justo do ativo financeiro indenizável em 2016 é resultado da avaliação dos ativos imobilizados regulatórios da EDP Escelsa em R$ 416,1 milhões, resultando em um ganho oriundo do acréscimo gerado ao ativo financeiro indenizável não recorrente de R$ 146,1 milhões.
A conta de Depreciação e Amortização aumentou 5,5% decorrente da reclassificação de ativos “em curso” para “em serviço” na Investco, cuja depreciação aconteceu a partir de junho de 2016.
Em 2016, o impacto é resultante de efeitos não recorrentes no ano de 2015, da aquisição dos 50% remanescentes de Pecém, no valor de R$ 884,7 milhões, e do ganho com a venda da participação na EDP Renováveis Brasil, no montante de R$ 68,9 milhões. Em 2016, o resultado da Companhia também foi impactado pelo ganho contábil ocorrido com a venda da Pantanal Energética no valor de R$ 278,1 milhões.
Composição do EBITDA – 4T16
O EBITDA foi de R$ 417,1 milhões, redução de 43,8%, sendo R$ 292,1 milhões na Geração, R$ 143,0 milhões na Distribuição e R$ 22,0 milhões na Comercialização/Serviços. No acumulado do ano, o EBITDA foi de R$ 2,3 bilhões, redução de 22,4%.
Formação do EBITDA (R$ milhões)
1Margem bruta possui efeito de R$ 41,8 milhões referente ao Valor justo do ativo indenizável não recorrente.
2 Ganhos na alienação de investimento e outros.
417
743
EBITDA 4T16Outros
-86
Valor justo do ativo indenizável não recorrente
-127
PMSO
-12
Margem Bruta
-101
EBITDA 4T1521
Geração64%
Distribuição31%
Comercialização5%
Composição do EBITDA - 4T16
Geração Distribuição Comercialização
11
Formação do EBITDA (R$ milhões)
A redução de 1,5% no resultado das participações societárias no ano deve-se ao impacto do teste de impairment realizado na UHE São Manoel, no qual a Companhia contabilizou prejuízo de R$ 103,6 milhões, conforme sua participação de 33,33% no empreendimento que está detalhando nos Eventos Relevantes.
Receita Financeira: redução de 9,0%, resultante de:
(i) Aumento da receita de aplicações financeiras (+R$ 45,8 milhões) em função do maior saldo de aplicações no período, resultante do aumento de capital (R$ 1,5 bilhão) e redução do valor em conta corrente, otimização iniciada no segundo semestre de 2016, além do CDI acumulado mais alto (14,0%) em relação ao ano de 2015 (13,2%); (ii) Redução da receita de variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida, referente ao efeito positivo contabilizado no 4T15 em Pecém quando houve mudança na metodologia de cálculo do FID (R$ 10,2 milhões); (iii) Redução da receita de variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada, referente à reclassificação da variação cambial de Itaipu para a conta de energia comprada para revenda (R$ 10,9 milhões); (iv) Redução das variações monetárias em moeda nacional (R$ 9,0 milhões) decorrente de ajuste de reclassificação contábil; (v) Redução da conta de atualização sobre ativos/passivos financeiros setoriais (R$ 18,5 milhões), decorrente do saldo credor constituído no ano de 2015.
2.298
2.960
54
Outros EBITDA 2016Ganho alienação/aquisição de investimento
-676
PMSO
-139
Margem Bruta
99
EBITDA 2015
Resultado Financeiro (R$ mil) 4T16 4T15 Var. 2016 2015 Var.
Total (189.909) (141.780) 33,9% (652.741) (625.517) 4,4%
12
Despesa Financeira: aumento de 4,1%, resultante de:
(i) Aumento da despesa de variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada referente à reclassificação da variação cambial da compra de energia de Itaipu para a conta de energia comprada para revenda (R$ 70,4 milhões); (ii) Redução da despesa de variação monetária em moeda nacional de R$ 21,6 milhões, reflexo de estorno contabilizado no trimestre referente a provisão de ressarcimento de clientes (Resolução 223/03 da Aneel) e de ajuste de reclassificação contábil; (iii) Redução da atualização monetária do uso do bem público na Enerpeixe no valor de R$ 13,3 milhões, decorrente da variação do IGPM entre os períodos comparados; (iv) Redução da conta de outras despesas (R$ 14,3 milhões), reflexo de estorno contabilizado de juros no trimestre, referente à provisão de ressarcimento de clientes (Resolução 223/03 da Aneel).
O Resultado Cambial variou R$ 32,6 milhões devido ao pagamento antecipado do financiamento de Pecém junto ao BID (Banco Interamericano de Desenvolvimento) juntamente com a liquidação dos derivativos NDFs (Non Deliverable Forward) e swaps contratados para proteção das variações do USD e da Libor do mesmo.
O Lucro Líquido consolidado totalizou R$ 35,9 milhões, redução de R$ 347,2 milhões em relação ao 4T15, resultante dos efeitos mencionados, além do IR e Contribuição Social que ficaram positivos em R$ 87,8 milhões decorrente da otimização fiscal dos Juros sobre Capital Próprio, do crédito de passivos setoriais nas distribuidoras e da otimização decorrente do pagamento antecipado da dívida de Pecém com o BID. No acumulado do ano, o Lucro Líquido atingiu R$ 666,6 milhões, redução de 47,3%.
Formação do Lucro Líquido (R$ milhões)
Formação do Lucro Líquido (R$ milhões)
7
-48
36
383
-7
EBITDA
-326
Lucro Liquido 4T15
IR & CS
117
Resultado Financeiro
Equivalência Patrimonial
-90
Dep & Amort Lucro Líquido 4T16
Participação de
minoritários
667
1.266-27
Lucro Líquido 2016
Participação de
minoritários
-24
IR & CS
198
Resultado Financeiro
Equivalência Patrimonial
-2
Dep & Amort
-82
EBITDA
-662
Lucro Liquido 2015
13
A Dívida Bruta consolidada totalizou R$ 5,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016, redução de R$ 615,4 milhões em relação ao ano anterior, decorrente do aumento de capital concluído em julho, no valor de R$ 1,5 bilhão.
Em 31 de dezembro de 2016, a Companhia possuía 4,1% de dívida em moeda estrangeira, estando 100% protegidos dos riscos de câmbio (USD) e taxa de juros (Libor) por meio de instrumentos derivativos. A Dívida Bruta consolidada desconsidera a dívida das UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel.
Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)
1 Não considera eliminações intragrupo de R$ 277,7 milhões. 2 Ações preferenciais da Investco estão classificadas como dívida. 3 A dívida da comercializadora deve-se a contratos de mútuo intragrupo.
A Dívida Líquida alcançou R$ 3,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016, considerando R$ 2,0 bilhões de disponibilidades, aumento de R$ 867,7 milhões em relação a 31 de dezembro de 2015 decorrente do aumento de capital de R$ 1,5 bilhão. O aumento de capital foi concluído no dia 08 de julho de 2016, possibilitando a companhia antecipar o pagamento da dívida de Pecém com o BID no montante de 922,6 milhões, além da quitação da Cédula de Crédito Bancário (CCB) na Holding, no valor de R$ 303, 2 milhões (captação realizada para a compra dos 50% remanescentes de Pecém, ocorrida em maio de 2015). Com a quitação antecipada de Pecém, houve a necessidade de captação de R$ 480 milhões, conforme mencionado acima.
Composição da Dívida Líquida (R$ milhões)
Principais captações do trimestre: (i) 1ª emissão de debêntures na Enerpeixe no montante de R$ 350,0 milhões; (ii) 1ª emissão de debêntures em Pecém no montante de R$ 330,0 milhões; e (iii) captação da Cédula de Crédito Bancário (CCB) baseada na Lei nº 4.131 de Pecém no valor de R$ 150,0 milhões.
EDPBandeirante
EDPEscelsa
Energest Enerpeixe Investco** Lajeado Holding APS Pecém Santa Fé PCH
524 544
1.296
42 4
285 312
154 351455
1.196 330
19
244
Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)*
Empréstimos Debêntures Mútuo
809 856
1.870
95
6.186
1.408
676
JurosCaptações
-2.904
Dívida Dez/2015
5.571
281
Atualização Monetária
-75
Dívida Dez/2016
Ajuste à valor de mercado
Amortização
14
O custo médio da dívida em dezembro de 2016 era de 14,46% a.a., em comparação a 12,85% a.a. em dezembro de 2015, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. A elevação do custo médio é resultante do incremento do CDI acumulado em 12 meses (14,0% a.a. frente a 13,2% a.a.), da TJLP média (7,50% a.a. frente a 6,21% a.a.), e da substituição da dívida de Pecém.
É importante mencionar que o pré-pagamento do financiamento de Pecém junto ao BID, acompanhado da emissão das debêntures e da cédula de crédito bancário baseada na Lei nº 4.131, trouxeram uma diminuição de seu custo de dívida de cerca de 2 p.p., quando considerados os custos operacionais e os custos de rolagem anual dos derivativos decorrentes do financiamento do BID.
O prazo médio da dívida consolidada em dezembro de 2016 atingiu 3,04 anos, abaixo do apresentado em dezembro de 2015 (3,39 anos).
Cronograma de Vencimento da Dívida1 (R$ milhões)
1Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge
Dívida Líquida/EBITDA
1Números apresentados na proporção da EDP Energias do Brasil
A relação Dívida Liquida/EBITDA encerrou o ano em 1,5x. Considerando a proporção da participação da EDP Energias do Brasil nas UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel, a relação Dívida Líquida/EBITDA seria de 2,0 vezes. O prazo médio da dívida seria de 4,04 anos e o custo médio seria de 13,77% ao ano. A distribuição da dívida por indexador seria de 46,5% em CDI, 32,0% em TJLP, 14,0% em IPCA, 3,3% em dólar e 4,2% em pré-fixada.
Consolidado Consolidado & Participações1
Período Dív. Líq./EBITDA Dív. Líq./EBITDA
Dez/2015 1,7 x 2,0 x
Mar/2016 1,4 x 1,7 x
Jun/2016 1,3 x 1,7 x
Set/2016 1,3 x 1,6 x
Dez/2016 1,5 x 2,0 x
Dívida Bruta por Indexador – 31/12/2016
Nota: considerando que os financiamentos em moeda estrangeira encontram-se protegidos dos riscos de câmbio (USD), o percentual de indexadores seria: CDI 57% , sendo os demais indexadores mantidos.
Dólar; 4,1%
CDI; 53,3%
TJLP; 24,1%
Pré Fixada; 5,2%
IPCA; 13,4%
Dívida Bruta por Indexador 31/12/2016
Dólar CDI TJLP Pré Fixada IPCA
15
A variação do imobilizado aumentou 31,2%, considerando o critério de consolidação no balanço da Companhia. No trimestre, o montante distribuído entre os segmentos foi de 59% em distribuição, 40% em geração e 1% em outros.
No segmento de distribuição, os investimentos totalizaram R$ 134,4 milhões (líquido de obrigações especiais e receitas de ultrapassagem), decorrentes do incremento do investimento no programa de combate a perdas através de novas tecnologias, como a rede BTZero e Caixa de Medição Blindada, a instalação de remotas de comunicação e troca de medidores obsoletos e avariados.
Do total de investimento bruto das distribuidoras no trimestre, 35% foram destinados à instalação de sistemas de medição, expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes; 43% foram destinados à melhoria da rede, substituição de equipamentos e de medidores tanto obsoletos quanto depreciados, além do recondutoramento de redes em final de vida útil; 20% foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas; e 2% foram destinados ao Programa Luz para Todos e à universalização urbana e rural, propiciando a ligação e o acesso de consumidores aos serviços de energia.
No segmento de geração, o investimento alcançou R$ 90,3 milhões no 4T16, aumento de 79,4% quando comparado com o 4T15. Esse aumento reflete a aquisição de equipamentos para transporte de minérios em Pecém e a provisão da Enerpeixe relativa aos compromissos da renovação da Licença Ambiental de Operação. Adicionalmente, em 2015 foram realizados investimentos na Energest para a modernização da Usina.
No segmento outros, o aumento é decorrente do projeto de construção de uma caldeira para geração de vapor e sua venda para um cliente da EDP Grid.
A tabela abaixo apresenta os investimentos de acordo com a participação da Companhia nos projetos de geração hídrica:
Valor Bruto sem Juros Capitalizados 71.451 59.406 20,3% 385.895 195.041 97,9%
Distribuição 146.129 138.693 5,4% 639.342 392.090 63,1%1 A variação do Imobilizado da EDP PCH no 4T15 está considerado dentro de Energest
Variação do Imobilizado (R$ mil) 2016 2015 %4T16 4T15 %
2016 2015 %Variação do Imobilizado - Distribuição 4T16 4T15 %
16
Considerando o investimento no trimestre de acordo com a participação da Companhia nos projetos de geração hídrica, 50% nas UHEs Santo Antônio do Jari (R$ 4,8 milhões) e Cachoeira Caldeirão (R$ 0,9 milhão), além de 33,3% na UHE São Manoel (R$ 89,1 milhões), os investimentos da Companhia alcançariam R$ 323,3 milhões, 11% inferiores. No acumulado do ano, seguindo o mesmo critério, os investimentos alcançariam R$ 1,2 bilhão.
A Receita Líquida recuou 5,2%, reflexo da queda de 3,9% e de 3,1%, no volume e no preço médio de venda das usinas hídricas, respectivamente. A queda da receita reflete também a redução da energia vendida no curto prazo, em especial em Pecém, devido a alteração da regra do preço de venda de energia no curto prazo, passando de PLD para CVU, através da Resolução 719/2016.
Os Gastos não Gerenciáveis aumentaram R$ 155,5 milhões, reflexo de: (i) aumento da energia comprada; (ii) aumento do custo da matéria-prima consumida; e (iii) efeito positivo em Pecém ocorrido no 4T15 referente à mudança da metodologia do cálculo do FID.
O PMSO apresentou redução de 5,9%, reflexo da redução na rubrica de “Serviços de Terceiros”, resultado da capitalização de gastos decorrentes da renovação das licenças de operação da Enerpeixe e da Investco.
O EBITDA foi de R$ 292,1 milhões, redução de 38,9%. No ano, o EBITDA foi de R$ 1,4 bilhão, aumento de R$ 170, 5 milhões, reflexo de: (i) redução do custo da energia comprada para revenda, resultante da redução do GSF e do PLD; (ii) contabilização de Pecém integral no resultado de 2016; e (iii) contabilização de R$ 66,7 milhões no 1T16, referente ao seguro recebido em Pecém.
O Resultado Financeiro foi de R$ 210,2 milhões negativos, aumento de R$ 126,2 milhões em relação ao 4T15, resultante do pagamento antecipado e integral do financiamento com o BID e à liquidação integral dos derivativos NDFs e swaps contratados para proteção do USD e da Libor, além do estorno integral do hedge accounting, ocorridos em dezembro de 2016. O Resultado Financeiro finalizou o ano em R$ 562,7 milhões negativos, aumento de R$ 236,9 milhões, resultante também da contabilização integral de Pecém.
O Lucro Líquido atingiu R$ 0,7 milhão, redução de R$ 246,2 milhões em relação ao 4T15, reflexo dos fatores já mencionados. No acumulado do ano, o Lucro Líquido atingiu R$ 294,6 milhões, redução de R$ 40,7 milhões quando comparado ao ano anterior.
4 Inclui Enerpeixe, Energest, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e a consolidação da UHE Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel em equivalência patrimonial. A UTE Pecém I está consolidada no EBITDA a partir de 15 de maio de 2015.
PecémItens em R$ mil ou %
1 Em 2016, inclui a UHE Mascarenhas. No 9M15, inclui a UHE Mascarenhas e as PCH`s que compõem a EDP PCH à partir de 29 de fevereiro de 2016.
Lajeado Consolidado 2 Geração Consolidado4
2 Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo.
Outros Ativos de Geração3
5 Inclui Enerpeixe, Energest, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e a consolidação das UHEs Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel em equivalência patrimonial.
1 No 4T16, inclui a UHE Mascarenhas. No 4T15, inclui a UHE Mascarenhas e as PCH`s que compõem a EDP PCH à partir de 29 de fevereiro de 2016.
Geração Consolidado 5Outros Ativos de Geração4
Enerpeixe Energest 1
2 Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. 3'A UTE Pecém I está consolidada no EBITDA à partir de 15 de maio de 2015.4'No 4T16, consideramos a EDP PCH, Santa Fé e Costa Rica. No 4T15, além das empresas mencionadas, consideramos Pantanal.
3'Em 2016, consideramos a EDP PCH, Santa Fé e Costa Rica. Em 2015, consideramos Santa Fé, Costa Rica e Pantanal.
Energest 1Itens em R$ mil ou %
Enerpeixe Lajeado Consolidado 2 Pecém 3
17
- Desempenho Operacional
A Usina apresentou disponibilidade média de 93,7% no 4T16 e 88,5% no ano. As manutenções e inspeções contratuais dos equipamentos que ocorreram no 3T16 possibilitaram a melhora da disponibilidade neste trimestre.
- Desempenho Econômico-Financeiro
A receita líquida totalizou R$ 332,2 milhões, redução de 1,3%, decorrente da queda de venda de energia no curto prazo. Esta redução é reflexo de: (i) menor geração da Usina; e (ii) alteração da regra do preço de venda de energia de curto prazo, conforme Resolução 719 de maio de 2016, antes valorado a PLD, sendo substituído pelo CVU.
Receita bruta de acordo com o CCEAR no montante de R$ 186,4 milhões, resultante de: (i) receita bruta variável referente ao despacho no montante de R$ 158,4 milhões; (ii) receita bruta referente a recomposição do lastro e a liquidação do excedente de energia gerada no mercado de curto prazo e outros serviços no montante de R$ 27,9 milhões; e (iii) contabilização dos Impostos (ICMS, PIS e COFINS, P&D e Taxa de Fiscalização) e encargos incorridos no montante de R$ 40,5 milhões.
Os gastos não gerenciáveis totalizaram R$ 228,8 milhões, aumento de 139,3%, resultante: (i) aumento de R$ 30, 3 milhões referente ao custo de logística do carvão; (ii) aumento de R$ 22,6 milhões na conta de custo da matéria prima consumida, principalmente devido a provisão referente ao aumento do encargo hídrico emergencial, devido à crise hídrica no Estado do Ceará; e (iii) do efeito positivo ocorrido no 4T15 referente à contabilização do ressarcimento por indisponibilidade no montante de R$ 90,2 milhões devido o despacho 3.878/2015, que modificou o cálculo do FID.
O PMSO foi de R$ 24,8 milhões, redução de 10,6%, decorrente da redução e reorganização do quadro de funcionários, capitalização de materiais e recebimento de reembolsos relacionados a gastos compartilhados com a UTE Pecém II. O EBITDA da Usina foi de R$ 78,5 milhões, redução de R$ 63,1 milhões. No acumulado do ano, o EBITDA atingiu R$ 504,4 milhões, aumento de 10,3% em relação ao ano anterior.
O resultado financeiro atingiu R$ 158,9 milhões negativos, aumento de R$ 126,3 milhões em relação ao 4T15, reflexo do pagamento antecipado integral do financiamento com o BID e à liquidação integral dos derivativos NDFs e swaps contratados para proteção das variações do USD e da Libor e do estorno integral do hedge accounting, ocorridos em dezembro de 2016.
A Usina apresentou prejuízo de R$ 79,5 milhões e de R$ 29,6 milhões, no trimestre e no ano, respectivamente.
1Valores correspondem a 50% de Jari Consolidado (ECE e CEJA), referente à participação da EDP Energias do Brasil.
A receita líquida consolidada da UHE Jari atingiu R$ 31,4 milhões, 9,1% superior ao mesmo período do ano passado, decorrente do reajuste dos contratos por inflação.
Os gastos não gerenciáveis alcançaram R$ 10,2 milhões, R$ 14,6 milhões acima do mesmo período do ano anterior, reflexo da repactuação do risco hidrológico contabilizado no 4T15, gerando um impacto de R$ 15,2 milhões negativos. Os gastos gerenciáveis atingiram R$ 9,0 milhões, aumento de 5,3% em relação ao mesmo período do ano anterior.
O EBITDA foi de R$ 19,4 milhões, redução de 39,2%. No acumulado do ano, o EBITDA atingiu R$ 79,1 milhões, aumento de R$ 15,9 milhões, comparado ao ano de 2015.
O resultado financeiro líquido foi negativo em R$ 11,8 milhões, 24,7% inferior ao 4T15, decorrente do aumento da TJLP no período. O IR e contribuição social foram positivos em R$ 28,8 milhões, aumento de R$ 31,6 milhões em relação ao mesmo período do ano anterior, reflexo do reconhecimento de impostos de renda diferidos relativos à prejuízos fiscais e da base negativa de contribuição social, decorrentes de exercícios anteriores.
A UHE Jari apresentou lucro de R$ 29,1 milhões no trimestre e R$ 17,7 milhões no ano.
A ECE Participações (Usina), o Lucro Líquido foi de R$ 8,8 milhões positivos.
A UHE Cachoeira Caldeirão entrou em operação ao longo de 2016, porém os contratos no CCEAR (contrato de comercialização de energia no ambiente regulado) iniciaram-se em 1º de janeiro de 2017. Para 2016, a UG01 vendeu sua energia através de um contrato bilateral com a EDP Comercializadora; já as UG02 e UG03 realizaram a venda da energia através de um leilão de energia a mercado.
- Desempenho Econômico-Financeiro1
1Valores correspondem a 50% de Cachoeira Caldeirão, referente à participação da EDP Energias do Brasil.
A Receita Líquida do 4T16 foi de R$ 12,6 milhões, resultante da venda de energia, reflexo da entrada em operação comercial antecipada da Usina.
Os gastos não gerenciáveis foram de R$ 7,8 milhões, resultante da compra de energia e dos encargos de uso da rede. O aumento do custo com energia compra, reflete a ausência de chuvas que atingiu a região Norte, impactando a afluência do rio Araguari.
Os gastos gerenciáveis foram de R$ 10,0 milhões, inerentes à operação do ativo, que teve sua entrada em operação comercial ao longo de 2016.
Devido aos efeitos mencionados, o EBITDA foi de R$ 1,1 milhão, e o resultado financeiro foi de R$ 11,0 milhões negativos, apresentando prejuízo no trimestre de R$ 10,6 milhões.
A UHE São Manoel está localizada no curso médio do rio Teles Pires, na divisa entre os estados de Mato Grosso e do Pará, nos municípios de Paranaíta, no Mato Grosso, e Jacareacanga, no Pará. Com capacidade instalada de 700 MW, disponibilizará no Sistema Interligado Nacional (SIN) energia suficiente para atender uma população de cerca 2,5 milhões de pessoas. Os contratos de PPA possuem início em maio de 2018, conforme vendido no leilão A-5 de 2013.
A Empresa de Energia São Manoel S. A. é uma parceria, na proporção de 1/3 (um terço), entre EDP Energias do Brasil, CTG e Furnas Centrais Elétrica S. A.
Em 2016, a obra alcançou 83,4% de evolução física, sendo concluída uma das principais fases, que é o desvio do rio. Adicionalmente, foi concluída a montagem de todo o equipamento hidromecânico das comportas.
Em relação às atividades de meio ambiente, destacaram-se o plano de gestão ambiental para construção (PAC) e os programas de recomposição florestal, reforço à infraestrutura e equipamentos sociais, controle e prevenção de doenças, monitoramento da fauna, flora, ictiofauna, atividade pesqueira, atividade garimpeira, climatológico e de apoio à reinserção e fomento das atividades econômicas locais.
No 4T16, o investimento realizado foi de R$ 328,9 milhões (desconsiderando o uso do bem público, licenças ambientais e atualizações monetárias). Desde o início da construção até 2016, o investimento total operacional atingiu R$ 2,6 bilhões (94,0 % do investimento previsto inicialmente).
Em 13 de janeiro de 2017, a Empresa de Energia São Manoel comunicou ao mercado a mudança do Epecista responsável pelas obras civis, com o intuito de mitigar possíveis impactos no cronograma da obra. Mediante a substituição do Epecista, a Administração projetou que haverá um incremento no montante total previsto, uma vez que gastos adicionais serão demandados para a conclusão da construção dentro do cronograma esperado.
A receita líquida, excluindo a receita de construção, atingiu R$ 1,6 bilhão, 23,5% inferior ao 4T15, reflexo das reduções das tarifas de energia elétrica e do volume de energia vendida. A redução na tarifa média de energia elétrica foi de 11,7% e 6,5%, na EDP Bandeirante e na EDP Escelsa, respectivamente. Combinados com a redução da tarifa de energia elétrica, o impacto na receita líquida também reflete a redução do volume de energia vendida, sendo de 0,1% na EDP Bandeirante e de 9,8% na EDP Escelsa.
O impacto do valor justo do ativo indenizável, que foi reclassificado de gastos gerenciáveis para a receita operacional líquida no 4T16, foi de R$ 41,8 milhões (na EDP Bandeirante -R$ 77, 6 milhões e na EDP Escelsa +R$ 119,4 milhões).
Adicionalmente, os seguintes efeitos também foram verificados na receita: (i) Sobrecontratação acima de 105% na EDP Bandeirante e na EDP Escelsa, com impacto negativo de R$ 0,8 milhão e de R$ 9,2 milhões, respectivamente. No ano de 2016, esse efeito é de R$ 35,3 milhões negativos na EDP Bandeirante (111,9%) e de R$ 9,2 milhões na EDP Escelsa (106,8%); e (ii) impacto tarifário, excluindo
Itens em R$ mil ou %EDP EscelsaEDP Bandeirante Distribuição
20
componentes da Parcela A, de R$ 21,1 milhões na EDP Escelsa e de R$ 5,8 milhões na EDP Bandeirante, refletindo o resultado positivo dos processos tarifários de 2016, ambos com crescimento na Parcela B.
Os gastos não gerenciáveis reduziram 37,5%, reflexo de: (i) redução de 52,3% na energia comprada de Itaipu, que sofreu o efeito do reajuste da tarifa (de US$ 38,07/KW para US$ 25,78/KW); e (ii) redução de 6,6% da moeda nacional, decorrente do término de contratos de energia existente e de ajuste e da queda do PLD, impactando os contratos de energia por disponibilidade.
A redução de 0,5% nos gastos com PMSO reflete maior despesa contabilizada no 4T15 referente ao programa de aposentadoria incentivada. A redução nas provisões resulta do aumento das ações de combate à inadimplência.
O EBITDA alcançou R$ 143,0 milhões, 35,5% inferior, enquanto no ano, o EBITDA alcançou R$ 736,5 milhões, 12,9% inferior.
O Resultado Financeiro foi R$ 47, 5 milhões negativo, aumento de R$ 50,9 milhões, decorrente do aumento de 79,1% da despesa financeira, ocasionado pela reclassificação da variação cambial da energia comprada de Itaipu para a conta de gastos gerenciáveis no valor de R$ 41,4 milhões.
O Lucro Líquido foi de R$ 77,0 milhões, redução de R$ 80,5 milhões. No acumulado do ano, o Lucro Líquido foi de R$ 354,9 milhões, redução de 8,7% em relação ao ano anterior.
- Provisão para Devedores Duvidosos (PDD) e Inadimplência
Nas distribuidoras observamos redução de PDD de R$ 2,1 milhões em relação ao 4T15. Na comparação com o 3T16, a redução no consolidado da distribuição foi de R$ 4,5 milhões.
PDD - R$/milhões
A redução em relação ao período homólogo e ao trimestre anterior reflete as ações de combate à inadimplência, tais como: (i) aumento de protestos a clientes inadimplentes; (ii) realização de feirões para renegociação de contas atrasadas; e (iii) aumento de equipe para corte de instalações e acordos de pagamento (parcelamentos). Adicionalmente, a partir de junho, a Companhia intensificou as negociações com clientes que estavam na base de inadimplentes, evitando o aumento do saldo de PDD.
No 4T16 foram realizados 96 mil cortes, na EDP Bandeirante, 50,5% superiores ao 4T15 (64 mil) e na EDP Escelsa foram realizados 77 mil cortes, 97,4% superiores ao 4T15 (69 mil), com estratégia mais assertiva em clientes de maior relevância.
PDD/Receita
Cabe lembrar que, para cálculo das tarifas de fornecimento aplicadas pelas distribuidoras, há previsão de reembolso de custos com faturamentos considerados irrecuperáveis. Atualmente essa cobertura nas tarifas aplicadas pela EDP Bandeirante é de aproximadamente R$ 27,4 milhões e pela a EDP Escelsa é de R$ 30,9 milhões.
7,7
19,9 18,5
10,8
8,9 7,6
12,4
18,2
6,9
4,3
-
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
4T15 1T16 2T16 3T16 4T16
PDD - R$/milhões
EDP Bandeirante EDP Escelsa
1,16% 1,11%
0,68% 0,63%
0,98%
1,62%
0,66%
0,35%
1T16 2T16 3T16 4T16
PDD/ Receita Bruta
EDP Bandeirante EDP Escelsa
21
- Abertura dos Ativos Financeiros Setoriais (Ativos e Passivos Regulatórios)
O Ativo Financeiro Setorial, considerando a soma do Custo de CVA e da atualização monetária, foi de -R$ 36,4 milhões, sendo -R$ 68,8 milhões contabilizados na receita operacional, +R$ 0,9 milhão no resultado financeiro e -R$ 33,3 milhões na Conta Centralizadora da Bandeira Tarifária (CCRBT).
Em 2016, a EDP Bandeirante finalizou o ano com passivo regulatório, enquanto a EDP Escelsa, com ativo regulatório. Em ambas as distribuidoras, a redução no saldo regulatório em relação a 2015 deve-se a: (i) amortização do ativo regulatório constituído até 2015 no Reajuste Tarifário da EDP Escelsa e Revisão Tarifária na EDP Bandeirante, ambos ocorridos em 2015; e (ii) a redução do encargo de CDE.
Nota: Na EDP Bandeirante, a diferença entre os R$ 18,2 milhões constituídos na linha “Receitas sobre ativos financeiros setoriais” na ROL e os R$ 17,9 milhões constituídos na linha “Custo CVA - Apropriação e Amortização” refere-se à devolução de P&D sobre bandeira tarifária, a partir de janeiro de 2015 (1% da ROL), conforme resolução Nº 245/2016. Na EDP Escelsa, a diferença dos R$ 51,0 milhões na ROL e os R$ 50,8 milhões deve-se ao mesmo motivo mencionado.
- Balanço Energético Consolidado
Balanço Energético EDP Bandeirante – 2016 (MWh)
Balanço Energético EDP Escelsa – 2016 (MWh)
O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou 27.581 GWh. Do total, 58% foram para a EDP Bandeirante e 42% para a EDP Escelsa. O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu 18.502 GWh, e a energia em trânsito distribuída a clientes livres, 9.080 GWh.
- Perdas
As perdas técnicas mantiveram-se estáveis no trimestre, embora tenham aumentado no ano. Na EDP Bandeirante, o aumento das perdas técnicas é decorrente da reconfiguração de distribuição de carga no sistema para a realização de obras de melhoria e expansão da rede. Na EDP Escelsa, o aumento reflete a redução de carga de um cliente relevante e a menor geração no estado que
Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Energia em Trânsito
5.855.492 -19.519 5.855.492
Requerida
BALANÇO ENERGÉTICO EDP BANDEIRANTE- 2016 (MWh)
= ( - ) = (-)
Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento
1.689.056 122.739 Energia 573.263
Leilão Perdas de Itaipu Fornecimento
7.008.664 83.482 6.240.783
Outros Vendas C.Prazo Perdas e Diferenças
475.186 -644.111 11.664.703 1.626.564
Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Energia em Trânsito
3.224.093 118.037 3.224.093
Requerida
BALANÇO ENERGÉTICO EDP ESCELSA- 2016 (MWh)
= ( - ) = ( - ) = ( - ) = ( - ) = ( - ) = (-)
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durou até setembro. No trimestre a EDP Escelsa apresentou redução devido ao retorno da geração no Estado e a conclusão das obras de expansão e reforço de rede.
As perdas não técnicas em baixa tensão reduziram-se em ambas as distribuidoras no ano de 2016, decorrentes do plano de combate às perdas com foco na base de faturamento e no impedimento de novos entrantes no uso irregular de energia. No trimestre, o aumento das perdas na EDP Bandeirante deve-se à elevação do consumo que ocorreu na última semana do ano e que, devido a escala de faturamento, será medido no próximo trimestre.
No acumulado do ano, as distribuidoras desembolsaram R$ 100 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos, R$ 78,0 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 22,0 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). As distribuidoras realizaram 212,9 mil inspeções, substituição de 100,3 mil medidores obsoletos e 110,3 mil regularizações de ligações clandestinas/irregulares.
Perdas Faturadas/GWh, Perdas BT e Meta ANEEL
- Indicadores de Qualidade
Os indicadores de qualidade de prestação de serviços se mantiveram dentro dos padrões estabelecidos pelo órgão regulador. O aumento nos indicadores da EDP Bandeirante reflete a maior intensidade das chuvas registradas, em especial no início de 2016. Adicionalmente, na EDP Escelsa, a ocorrência de eventos pontuais no sistema de subtransmissão interno contribuiu para o aumento do FEC entre os períodos.
DEC (horas) FEC (vezes)
Nota: O DEC e FEC das distribuidoras divulgados no trimestre são prévios, uma vez que o indicador final é divulgado até 30 dias após o fechamento do mês. Meta Anual Regulatória ANEEL para o ano de 2016 EDP Bandeirante: DEC 8,61 / FEC: 7,15 EDP Escelsa: DEC: 9,93 / FEC: 7,65
O aumento de 27,6% na Receita Líquida da EDP Comercializadora reflete o avanço do volume de energia comercializada no período (54,1%). Os gastos não gerenciáveis subiram 22,4% resultante do aumento do volume de energia comprada, com destaque para novembro, quando tivemos a maior compra no período. O PMSO alcançou R$ 5,6 milhões, aumento de 25,8% em relação ao 4T15, reflexo do aumento da inadimplência causado pela piora do cenário econômico nacional, que afetou uma pequena parcela dos clientes da carteira da Comercializadora. O EBITDA ficou positivo em R$ 15,9 milhões, com lucro de R$ 7,7 milhões.
Volume de Energia Comercializada 4T16 (GWh) Volume de Energia Comercializada 2016 (GWh)
EDP Grid
A Receita Líquida da EDP GRID foi de R$ 11,4 milhões, queda de 11,4%, consequência do cenário de retração econômica do país, com queda dos níveis de preço e consumo de energia e decorrente redução do número de contratos firmados. Os gastos não gerenciáveis e o PMSO foram de R$ 0,8 milhão e R$ 4,5 milhões, respectivamente, decorrentes da consolidação da EDP Soluções em Energia (EDPSE), sendo que R$ 2,4 milhões são referentes à implantação de projetos. Em consequência dos fatores mencionados acima, o EBITDA fechou o 4T16 em R$ 6,1 milhões, e o resultado financeiro ficou negativo em R$ 0,7 milhão, decorrente das despesas referentes à aquisição da EDPSE e às suas dívidas vigentes. O lucro líquido totalizou R$ 3,1 milhões no trimestre.
O compromisso da EDP com o desenvolvimento sustentável é demonstrado através da comunicação aberta com suas partes interessadas e da internalização das melhores práticas de gestão ambiental, social e econômica.
A EDP integra, há mais de dez anos, o Índice de Sustentabilidade Empresaria da BM&FBovespa, o que demonstra a solidez da estratégia de sustentabilidade do Grupo e reforça o alinhamento com os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) das Nações Unidas.
Fundamentada na Visão de ser “uma empresa global de energia, líder em criação de valor, inovação e sustentabilidade”, a EDP assumiu, em 2016, seus compromissos com a sustentabilidade para 2020:
Itens em R$ mil ou %EDP Comercializadora EDP Grid EDP C + Grid
2T09
Vendas 4T15 Vendas 4T16 Compras 4T16
2.485
3.700
2.761
121
3171.2562.606
4.017 4.017
Volume de Energia Comercializada 4T16 (GWh)
Outros Empresas do Grupo ENBR
+48,9%
+160,2%2T09
Vendas 2015 Vendas 2016 Compras 2016
9.81512.416
8.621
785
5644.359
10.600
12.980 12.980
Outros Empresas do Grupo ENBR
+26,5%
-28,1%
24
Pilares estratégicos
Compromissos para 2020 Status 2016
Gerar valor econômico
Limitar a 25% o peso da tecnologia do carvão no portfólio de geração de energia em 2020 e promover projetos para a redução de emissões de CO2
Com a entrada antecipada em operação da UHE Cachoeira Caldeirão a EDP atingiu 74% de energia renovável.
Disponibilizar produtos e serviços de eficiência energética para reduzir o consumo de 100 GWh de energia no cliente até 2020
Consolidação do negócio de Soluções em energia (45 GWh de energia economizada), e entrada no mercado da geração distribuída solar.
Investir R$ 100 milhões até 2020 na expansão da telemedição em clientes baixa tensão
Plano de investimentos em smart metering e BTZero conforme previsto, incluindo P&Ds relacionados.
Investir R$ 100 milhões em projetos inovadores até 2020
No ano foram investidos cerca de R$20 milhões em projetos de P&D.
Gerir assuntos ambientais e climáticos
Alcançar 100% de certificação ambiental e assegurar a implementação de sistema de gestão em fornecedores críticos
Destaque para a certificação da Sede Corporativa e UTE Pecém; reforço das questões ambientais no Índice de Desempenho do Fornecedor (IDF).
Internalizar o conceito de economia circular e promover eficiência energética nos edifícios
Distribuidoras EDP têm planos de recuperaçao e reutilização de transformadores (22% e 45% de transformadores recuperados em SP e ES); na construção da UHE São Manoel foram reutilizados cerca de 3,8mil m3 de madeira. Ações de eficiência energética em prédios administrativos (ex: troca de iluminação).
Valorar as externalidades ambientais na EDP relacionadas com serviços ecossistêmicos prioritários
Iniciado estudo de valoração do serviço ecossistêmico de abastecimento de água na UTE Pecém.
Desenvolver as nossas pessoas
Manter níveis de engajamento de colaboradores > 75% até 2020
EDP Brasil é destaque no Grupo EDP e atingiu 81% de engajamento ; Foi listada pela primeira vez nas 150 Melhores Empresas para se Trabalhar pela Revista Você S/A.
Promover a diversidade, garantindo igualdade de acesso em processos de contratação
Revisão de processos internos de contratação.
Alcançar 100% de certificação de saúde e segurança e assegurar a implementação de sistema de gestão em fornecedores críticos
Destaque para a certificação da Sede Corporativa e UTE Pecém; reforço das questões de segurança no Índice de Desempenho do Fornecedor (IDF).
Melhorar a confiança
Manter a EDP como uma das Empresas mais Éticas do Brasil (Selo Pro-Ética)
EDP reconhecida mais uma vez como Empresa Pro-ética pela Controladoria-Geral da União
Alcançar > 80% de satisfação dos clientes
Comercializadora obteve 91,5% de satisfação e as Distribuidoras da EDP em São Paulo e no Espírito Santo, obtiveram 76,30 e 80,80, respectivamente.
Implementar mecanismos de consulta periódica com stakeholders
Primeiro ciclo de entrevistas (#185) com stakeholders externos EDP
Investir R$ 50 milhões até 2020 para promover negócios sociais e iniciativas de estilos de vida sustentáveis
Mais de R$14 milhões investidos no ano, destaque para o apoio à cultura e educação através do investimento na reconstrução do Museu da Língua Portuguesa.
25
Desempenho nos principais indicadores e aspectos socioambientais:
Indicador Und 2015 2016
Consumo de água m³ 10.618.596 13.043.935
Consumo de energia elétrica GJ 164.234 167.614
Resíduos perigosos Ton 678 1.073
Resíduos não perigosos CO2e 180.945 294.092
Emissões de CO2 (escopo 1) CO2e 4.529.463 5.218.273
Potência líquida certificada (ISO 14001 e OHSAS 18001) - Geração
MW 1.687 2.407
Proporção de mulheres no quadro de colaboradores % 22 22
Horas de treinamento por colaborador Horas 49 34
Taxa de frequência – Próprios Taxa 1,71 0,59
Taxa de frequência - Terceiros Taxa 2,64 2,30
Taxa de gravidade – Próprios Taxa 961,37 26,80
Taxa de gravidade - Terceiros Taxa 1.602,00 99,25
Índice de Desempenho dos Fornecedores (IDF) Índice ND 88,65
Investimento social privado R$ mil 3.069 14.903 1 O inventário de emissões de Gases de Efeito de Estufa (GEE) poderá sofrer alterações após a publicação deste resultado, devido à atualização de fatores de emissão determinados no âmbito do Programa Brasileiro do Green House Gas Protocol.
A EDP segue as melhores práticas de mercado para a gestão e reporte em matéria de sustentabilidade, adotando as Diretrizes da Global Reporting Initiative (GRI G4) e a Norma da International Integrated Reporting Council (IIRC). Para mais informações sobre o relatório EDP no formato GRI, consulte o site de Relações com Investidores da EDP, na secção de Relatórios Anuais. O primeiro relatório no modelo de Relato Integrado será divulgado em abril de 2017.
Em 29 de dezembro, as ações da EDP Energias do Brasil (ENBR3) encerram cotadas a R$ 13,40 (com ajuste de proventos). A ENBR3 apresentou queda de 3,0% no trimestre, com desempenho inferior ao Ibovespa (3,2%) e IEE (-0,5%). No ano, a ENBR3 valorizou 23,4%, desempenho inferior ao do Ibovespa (38,9%) e do IEE (45,6%). As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões, totalizando 121,1 milhões de ações no 4T16 e 567,9 milhões de ações no ano. A média diária alcançou 2,3 milhões de ações negociadas no ano. O volume financeiro totalizou R$ 7,5 bilhões, com volume médio diário de R$ 30,3 milhões em 2016. O valor de mercado da Companhia em 29 de dezembro de 2016 era R$ 8,1 bilhões.
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Evolução da Cotação (R$) Volume Médio Diário (R$ milhões)
ENBR3 x Desempenho dos Índices
(Base 100: 30/12/2013)
Em 29 de dezembro, o capital social da Companhia era representado na sua totalidade por 606.850.394 ações ordinárias nominativas. Do total de ações, 295.295.122 encontravam-se em circulação, em conformidade com o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, e 757.336 ações permaneciam em tesouraria.
Base acionária
O gráfico abaixo mostra a distribuição geográfica das ações que compunham o free float da EDP Energias do Brasil em 29 de dezembro de 2016:
mar/16 jun/16 set/16 dez/16
11,3613,08
13,8213,40
Evolução da Cotação(R$)
-3,0%
1T16 2T16 3T16 4T16 2016
28,2
35,5
28,9 28,5 30,3
Volume Médio Diário (R$ milhões)
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
ENBR3 x Desempenho dos Índices(Base 100: 30/12/2013)
ENBR3 IBOV IEE
(+47,1%)
(+16,9%)
(+37,6%)
11%
89%
Base acionária
Nacional Internacional
1%
99%
Base acionária
Pessoa Física Pessoa Jurídica
27
Em 12 de abril de 2017, o Conselho de Administração da Companhia levará para aprovação em Assembleia Geral Ordinária (AGO) o pagamento de proventos de R$ 330 milhões, correspondente a 0,54447085 por ação.
ANEEL homologou reajuste tarifário anual da EDP Bandeirante de 2016
Em 18 de outubro foi aprovado o reajuste tarifário anual da EDP Bandeirante de 2016, aplicado a partir de 23 de outubro de 2016. O efeito médio percebido pelos consumidores foi de -23,53%, sendo -28,64% para os consumidores atendidos em alta e média tensão e de -19,51% para os consumidores atendidos em baixa tensão. A parcela B foi ajustada em 9,54%, resultando em R$ 828, 9 milhões.
2º Desembolso do Empréstimo de Longo Prazo junto ao BNDES para a UHE Cachoeira Caldeirão
Em 20 de outubro, a Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão recebeu o 2º desembolso no valor de R$ 83,4 milhões referente ao Contrato de Financiamento firmado junto ao BNDES. O primeiro desembolso foi realizado no dia 26 de dezembro de 2014 no valor de R$ 300 milhões. O financiamento totaliza R$ 504,1 milhões, ao custo de TJLP + 2,12% a.a.. Os juros sobre o montante desembolsado serão capitalizados trimestralmente até 15 de outubro de 2017 e exigíveis mensalmente a partir de 15 de novembro de 2017. As amortizações terão o mesmo prazo de carência dos juros e serão realizadas mensalmente até 15 de outubro de 2037.
2º Desembolso do Empréstimo de Longo Prazo junto ao BNDES para a UHE São Manoel
Em 26 de outubro, a UHE São Manoel recebeu o 2º desembolso no valor de R$160,0 milhões referente ao Contrato de Financiamento firmado junto ao BNDES. O primeiro desembolso foi realizado no dia 15 de setembro de 2016 no valor de R$ 852,5 milhões. O financiamento totaliza R$ 1,3 bilhão, ao custo de TJLP + 2,88% a.a.. Os juros sobre o montante desembolsado serão capitalizados trimestralmente até 15 de dezembro de 2018 e exigíveis mensalmente a partir de 15 de janeiro de 2019. As amortizações terão o mesmo prazo de carência dos juros e serão realizadas mensalmente até 15 de dezembro de 2038.
EDP Energias do Brasil venceu o Lote 24 na 2ª Etapa do Leilão de Transmissão 013/2015
Em 28 de outubro, a EDP Energias do Brasil venceu o Lote 24 da 2ª Etapa do Leilão para Concessão do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 013/2015, realizado pela ANEEL. O lote é composto por uma linha de transmissão de 113 km e uma subestação, localizadas no Estado do Espirito Santo. A Receita Anual Permitida (RAP) é de R$ 20,7 milhões, atualizada pelo IPCA, com prazo de entrada em operação de 32 meses, e o investimento total estimado é de R$ 116,0 milhões. Em 10 de fevereiro, a EDP Energias do Brasil assinou o contrato de concessão, com prazo de vigência de 30 anos.
Adesão à proposta de repactuação de Risco Hidrológico da UHE Cachoeira Caldeirão
Em 21 de novembro, a ANEEL anuiu a adesão da UHE Cachoeira Caldeirão à proposta de repactuação do risco hidrológico, por meio do Despacho nº 3.013/16. A EDP optou pela repactuação do risco hidrológico ao ACR no produto SP89, onde 89% da exposição ao GSF é protegida.
Adesão à proposta de repactuação de Risco Hidrológico da ECE Participações
Em 29 de novembro, a ANEEL anuiu à adesão da ECE Participações à proposta de repactuação do risco hidrológico, por meio do Despacho nº 3.110/16. A EDP optou pela repactuação do risco hidrológico ao ACR no produto SP89, onde 89% da exposição ao GSF é protegida.
Decreto nº 32.044/16 - Encargo Hídrico Emergencial Porto do Pecém
12%
1%
48%
26%
1%
12%
Ásia América Latina América do Norte Europa Oceania Brasil
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Em 16 de setembro de 2016, através do Decreto 32.044/2016, o Governo do Estado do Ceará instituiu a tarifa de contingência pelo uso dos recursos hídricos no Estado do Ceará através de EHE (Encargo Hídrico Emergencial) a ser cobrado de indústrias termoelétricas, na forma da Resolução CONERH nº6/2016 de 13 de setembro de 2016, com vigência de 01 de outubro de 2016 a 31 de agosto de 2017, incidindo sobre os volumes de água consumidos a partir de 01 de setembro de 2016. Diante do exposto, em 09 de janeiro de 2017 Pecém I ingressou com uma ação judicial em face do Estado do Ceará e da Companhia de Gestão de Recursos Hídricos do Ceará (“COGERH”) com vistas a obter provimento judicial visando tornar inexigível a cobrança do EHE , bem como suspender a eficácia da legislação vigente.
1ª Emissão de Debêntures de Enerpeixe
Em 7 de dezembro, a Enerpeixe liquidou a 1ª Emissão de Debêntures, no valor de R$ 350 milhões. A emissão foi realizada em série única, com prazo total de 3 anos, com amortizações em duas parcelas anuais no 2º e 3º ano, com pagamentos de juros semestrais ao custo de 114,5% do CDI. Os recursos captados foram distribuídos aos sócios controladores da Enerpeixe através da redução do seu capital.
Aumento de Capital Social de Porto do Pecém
Em 8 de dezembro, o Conselho de Administração da Companhia deliberou pelo aumento do capital social mediante a emissão de 500.000.000 novas ações ordinárias, ao preço de R$1,00 cada uma, no valor total de R$500 milhões. Em 20 de dezembro de 2016 o Conselho de Administração da Companhia deliberou por novo aumento do capital social mediante a emissão de 221.617.694 novas ações ordinárias, ao preço de R$1,00 cada uma, no valor total de R$221,6 milhões. Após os respectivos aumentos, o capital social da Companhia passou de R$2,3 bilhões para R$ 3,0 bilhões.
Pagamento antecipado do financiamento junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID
Em 13 de dezembro, a Companhia, voluntariamente, liquidou antecipadamente a totalidade do financiamento junto ao BID, assim como liquidou os derivativos contratados para mitigação dos riscos cambial (USD) e de juros (Libor). O valor da liquidação totalizou R$922,6 milhões, incluindo os custos financeiros decorrentes da liquidação antecipada. Os recursos para a realização da liquidação antecipada foram: (i) a contratação de dois novos financiamentos no valor total de R$480,0 milhões; e (ii) o aporte de capital social da EDP - Energias do Brasil na Companhia no valor de R$500,0 milhões. A liquidação antecipada possibilitará à Companhia uma melhora do seu fluxo de caixa pela menor alavancagem financeira e pelo menor custo de financiamento.
EDP Energias do Brasil troca o Epecista para a conclusão da UHE São Manoel
Em 13 de janeiro, a EDP Energias do Brasil comunicou ao mercado que a Empresa de Energia São Manoel S.A. (EESM) tomou as medidas cabíveis para realizar a troca de Epecista para a conclusão da UHE São Manoel. A partir da data do comunicado, a Cesbe S.A. Engenharia e Empreendimentos passou a ser responsável pela conclusão das obras civis e a Alstom Energias Renováveis Ltda., pela conclusão da montagem eletromecânica, sendo que esta última já era responsável pelo seu fornecimento. O empreendimento detém um seguro-garantia de performance que já foi acionado cuja principal função é mitigar riscos dessa natureza.
Redução no valor recuperável (impairment) dos ativos da UHE São Manoel
Com a troca do Epecista contratado, a UHE São Manoel procedeu ao teste de recuperabilidade de ativos, identificando uma perda no valor de R$ 460,2 milhões registrada em contrapartida da rubrica “Outras despesas operacionais”. Cabe ressaltar que, no cálculo do valor recuperável foi considerado o seguro referente a obra, que conforme parecer jurídico junto a consultores especializados, concluíram que a Companhia possui direitos de recebimento de indenização.
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31/12/2016 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2015
CIRCULANTE 1.382.630 712.427 4.663.745 4.863.321
Caixa e equivalentes de caixa 902.262 63.653 2.017.709 1.149.998
Títulos a receber 3.442 2.423 - 106
Contas a receber - - 1.696.312 2.173.335
Impostos e contribuições sociais 163.763 136.268 426.147 284.735
Empréstimos a receber 50.773 70.179 50.773 70.179
Dividendos a receber 208.394 314.674 338 248
Estoques - - 129.997 74.313
Cauções e depósitos vinculados 222 222 11.115 22.273
Prêmio de risco - GSF - - 4.085 2.750
Ativos não circulantes mantidos para venda - 111.136 - 122.442
Rendas a receber - - 6.767 5.188
Ativos financeiros setoriais - - 58.662 664.410
Outros créditos 53.774 13.872 224.450 293.344
NÃO CIRCULANTE
Realizável a Longo Prazo 458.002 387.125 3.245.164 2.364.388
em equivalência patrimonial.(**) Lucro Líquido considera a consolidação da UTE Pecém I à partir de 15 de maio de 2015 e as UHEs Jari e Cachoeira Caldeirão
em equivalência patrimonial
* Inclui Enerpeixe, Energest, Lajeado Total, Costa Rica, Santa Fé, EDP PCH, UTE Pecém I, UHE Jari e Cachoeira Caldeirão