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Informe a los Inversores 2T13
Anexo
Informe a los Inversores
Teleconferencia en Portugués
19 de agosto de 2013
14:00h (horario de Brasília)
13:00h (horario de Nueva York)
18:00h (horario de Londres)
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Clave: 9632
Teleconferencia en Inglés
19 de agosto de 2013
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ÍNDICE
Página
Introdución 3
I. Análisis del Resultado Consolidado 4
II. Análisis del Resultado de la Holding 11
III. Informaciones de la Eletrobras 14
IV. Anexo: Informaciones de las Empresas Controladas
IV.1 Empresas de Generación y Transmisión 30
Itaipu 31
Furnas 38
Chesf 63
Eletronorte 90
Eletronuclear 111
Eletrosul 120
CGTEE 141
IV.2.Empresas de Distribución 150
Amazonas Energia 151
Distribuição Acre 166
Distribuição Alagoas 174
Distribuição Piauí 183
Distribuição Rondônia 192
Distribuição Roraima 201
IV.3.Empresa de Participación 210
Eletropar 210
LISTEDNYSE
EBR & EBR.B
LISTEDNYSE
EBR & EBR.B
ELET3 & ELET6 ELET3 & ELET6
INFORME A LOS INVERSORES
30
1. Empresas de generación y transmisión
Empresa Ingresos
operativos netos Resultado del
servicio
Ganancia / Pérdida del
período
EBITDA (R$ millones)
Margen EBITDA (%)
1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 Furnas 2.072 3.653 167 788 235 391 303 898 14,6% 24,6%
Chesf 2.186 2.995 (679) 1.219 (265) 1.072 (596) 1.451 (27,3)% 48,5%
Eletronorte 2.274 2.547 1.300 442 1.010 137 1.546 667 68,0% 26,2%
Eletrosul 530 708 80 273 111 83 230 285 43,5% 40,3% Eletronuclear 854 925 38 205 (27) 171 182 75 21,3% 8,2%
CGTEE 113 255 (246) (50) (280) (134) (210) (9) (185,4)% (3,7)%
Capacidad Instalada - MW
Empresas Propia (a) SPE (b)
Agregación física 2013
Total (a+b)
Furnas 9.237 968 406 10.205
Chesf 10.615 108 45 10.723
Eletronorte 9.340 75 - 9.415
Itaipu 7.000 - - 7.000
Eletronuclear 1.990 - - 1.990
CGTEE 840 - - 840
Eletrosul 408 - 63 408 Eletrobras - 13 - 13
Empresas Distribudoras 2.207 - - 2.207
Total 42.801 (b) Participación de la empresa en el emprendimiento
Extensión de líneas de transmisión - Km
Empresa Propia (a) SPE (b)
Agregación física 2013
Total (a+b)
Furnas 19.703 286 280 19.989
Chesf 19.247 460 292 19.707
Eletronorte 9.983 1.377 168 11.360
Eletrosul 10.660 141 - 10.801
Empresas Distribudoras 673 - - 673
Total 62.530 (b) Participación de la empresa en el emprendimiento
Energía Vendida - MWh
1S13 1S12 Itaipu 49.636.141 49.730.288
Furnas 21.318.967 21.081.962
Chesf 29.045.839 29.215.391
Eletronorte 27.990.829 28.486.018
Eletronuclear 6.846.571 6.775.285
Eletrosul 806.926 732.898
CGTEE 1.862.743 2.186.685
Total 137.508.017 138.208.527
Informe a los Inversores
201
Ejercicios finalizados (En US$)
Activo 30.06.13 31.12.12
Corriente
Caja y bancos 346.056.482 534.263.722
Cuentas por recibir de clientes 1.057.792.176 967.038.354
Obligaciones por recibir 3.290.501 732.843
Deudores diversos 20.906.290 6.468.099
Almacén 6.988.391 6.471.312
Antecipos a personal 7.234.112 1.068.689
Antecipos a proveedores 22.895.000 25.531.487
Depósitos judiciales 27.468.156 28.546.392
Otras cuentas por recibir (100.130) 21.331.021
Total del activo corriente 1.492.530.978 1.591.451.919
-
No corriente
Obligaciones por recibir 205.710.680 221.170.351
Depósitos judiciales 40.181.578 42.379.656
245.892.258 263.550.008
Resultado a Compensar
De ejercicios anteriores (942.516.046) (421.953.392)
Del ejercicio corriente (611.796.296) (520.562.654)
(1.554.312.342) (942.516.046)
-
Inmovilizado 17.490.227.587 17.477.652.841
Intangible 20.944.918 20.808.447
Total del activo no corriente 16.202.752.421 16.819.495.250
Total del activo 17.695.283.399 18.410.947.170
Informe a los Inversores
32
Pasivo y Patrimonio Neto 30.06.13 31.12.12 Corriente
Préstamo y Financiación 1.132.967.513 1.091.679.495
Encargos en curso a pagar 5.145.565 5.441.346
Remuneraciones y Resarcimientos 669.533.395 668.963.832
Abastecedores 32.938.671 83.282.430
Salarios y Obligaciones Sociales 69.586.358 58.233.723
Indemnizaciones laboristas 11.347.834 23.995.933 Provisiones para contingencias 217.340.457 234.144.839
Otras obligaciones 3.520.852 4.968.364
Total del Pasivo Corriente 2.142.380.645 2.170.709.962
No corriente
Préstamo y Financiación 13.253.271.339 13.818.581.952
Remuneraciones y Resarcimientos - -
Indemnizaciones laboristas 371.074.784 376.466.918
Beneficios de jubilación 1.705.300.586 1.814.318.349
Provisiones para contingencias 120.233.644 127.714.634
Otras obligaciones 3.022.401 3.155.355
Total del pasivo no corriente 15.452.902.754 16.140.237.208
Total del Pasivo 17.595.283.399 18.310.947.170
Patrimonio neto
Capital
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. 50.000.000 50.000.000
Administración Nacional de Electricidad 50.000.000 50.000.000
Total del patrimonio neto 100.000.000 100.000.000
Total del pasivo y del patrimonio neto 17.695.283.399 18.410.947.170
Informe a los Inversores
33
Demostración del Resultado
(En US$)
30.06.13 30.06.12
Ingresos Operativos
Suministro de Energía
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras 1.522.917.475 1.530.958.329
Administración Nacional de Electricidad - Ande 122.588.525 114.547.671
1.645.506.000 1.645.506.000
Remuneración por cesión de energía
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras 63.960.033 64.667.455
Administración Nacional de Electricidad - Ande 127.920.065 129.069.397
191.880.098 193.736.852
Reembolso de costes - energía no vinculada
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras 60.788.133 59.993.470
Administración Nacional de Electricidad - Ande 10.862.822 10.845.563
71.650.955 70.839.033
1.909.037.053 1.910.081.885
Gastos Operativos
Remuneraciones y resarcimientos
Rendimientos de capital (23.949.200) (23.920.423)
Remuneración por cesión de energía (191.880.098) (193.736.852)
Energía vinculada
Royalties (200.303.826) (201.328.644)
Resarc. de los enc. de adm. y supervisión (15.407.987) (15.486.819)
Energía no vinculada (66.533.029) (65.779.102)
Royalties (5.117.926) (5.059.931)
Resarc. de los enc. de adm. y supervisión (71.650.955) (70.839.033)
(503.192.066) (505.311.771)
Gastos Operativos
Gastos generales y administrativos
Personal (309.671.361) (267.312.886)
Materiales (6.013.825) (5.174.870)
Servicios de terceros (43.739.859) (34.043.695)
Provisiones para contingencias (1.988.919) 44.766.046
Gastos sociales y ambientales (29.720.025) (32.591.184)
Otros gastos Operativos (17.037.944) (47.898.267) (408.171.933) (342.254.856)
Total de los gastos Operativos (911.363.999) (847.566.627)
Resultado del Servicio 997.673.054 1.062.515.258
Otros ingresos (gastos)
Ingresos diversos 1.516.567 2.295.884 Gastos diversos (1.682.575) (1.958.643)
(166.008) 337.241
Ingresos Financieros
Renta de aplicaciones financieras 6.167.683 35.765.066
Acréscimos moratórios en facturas de energía - -
Otros ingresos financieros 2.103.010 (6.646.459)
8.270.693 29.118.607
Despesas Financeiras Encargos de la deuda (490.755.990) (524.591.643)
Variaciones monetarias 96.780.242 9.991.939
Otros ingresos financieros (5.695) (14.327)
(393.981.443) (514.614.031)
Resultado Financiero (385.710.750) (485.495.424)
Resultado del Ejercicio 611.796.296 577.357.075
Informe a los Inversores
34
Demonstración do Flujo de Caja En US$
30.06.13 30.06.12
Actividades Operativas
Ganancia del ejercicio 611.796.296 577.357.075 Ajuste del resultado
Baja del Inmovilizado 1.423.236 1.565.187
Variaciones monetarias – préstamos (1.691.724) (2.013.938)
Variaciones Monetarias – obligaciones estimadas (121.752.151) (36.654.619)
Provisiones pasivas
Encargos financieros capitalizables 1.225.772 496.611
Encargos financieros no capitalizables 489.530.217 524.095.032
Obligaciones estimadas 1.816.904 7.008.640
Ganancia ajustada 982.348.550 1.071.853.988
Variaciones en los Activos y Pasivos
Variación en las Cuentas por Recibir de clientes (90.753.822) (72.318.226)
Variación en el Almacén (517.079) (114.828)
Variación en Otros Créditos 20.355.444 (27.518.286)
Variación de la Remuneración y Resarcimiento 569.563 54.900.296
Variación en Proveedores y Otros (51.924.225) 5.162.233
Variación en Salarios y Obligaciones Sociales 11.352.634 9.382.747 Pagamento de Obligaciones Estimadas (31.408.120) (71.669.296)
(142.325.605) (102.175.360)
Flujo de Caja Operativo Neto 840.022.945 969.678.628
Actividades de inversiones
Compra de Inmovilizado e intangible (14.134.453) (10.621.731)
Disponibilidades Generadas por las Actividades de Inversiones (14.134.453) (10.621.731)
Actividades de financiación
Préstamos y financiación obtenidos 15.049.560 9.060.300
Amortización de Préstamos y Financiación (538.647.632) (508.221.662)
Pagamento de Interés sobre Préstamos y Financiación (490.497.661) (527.152.118)
Disponibilidades Generadas por las Actividades de Financiación (1.014.095.733) (1.026.313.480)
Total de los efectos no caja y equivalentes de caja (188.207.241) (67.256.583)
Disponibilidades en el Inicio del Período 534.263.722 568.408.376
Disponibilidades en el Final del Período 346.056.481 501.151.793
Variación en el caja y equivalentes de caja (188.207.241) (67.256.583)
Informe a los Inversores
35
Dados de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada
Activos Propios
Planta Capacidad Instalada MW Energía Asegurada MW
Medio
Energía Generada MWh
1T13 2T13
Itaipu Binacional 14.000 8.577 24.839.820 25.172.873
Planta Participación
% Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación
Itaipu Binacional 100% Brasil (Paraná) e Paraguai (Alto Paraná) Mar/85 -x-
2. Energía comprada para reventa - NA 3. Energía Vendida
Activos Propios
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
US$ Millones * MWh US$ Millones * MWh
Sistema
Eletrobras
A - -
B 753,5 22.155.395 769,4 22.880.701
Outros A - -
B 69,3 2.498.289 53,4 2.101.756
Total A - -
B 822,8 24.653.684 822,8 24.982.457 A – A través de subastas B – A través de contratos en el mercado libre o contratos bilaterales *Considerada apenas la facturación de la energía asegurada.
4. Liquidación CCEE (Spot y MRE) - NA
5. Combustible usado para producción de energía eléctrica - NA
6. Pérdidas en la generación - %
1T13 2T13
0,75 0,76
7. Tarifa Media – US$ / KW
Activos Propios
1T13 2T13
22,60 22,60
8. Extensión de las Lineas de Transmisión – Km – NA
Informe a los Inversores
36
9. Principales Inversiones de la controladora – US$ millones
Proyecto 1T13 2T13
Generación 4,0 10,1
Bienes Patrimoniales Muebles 1,2 1,8
Demás Inversiones 2,8 8,3
Total 4,0 10,1
10. Inversiones Nuevas - NA
11. Préstamos y Financiación – US$ millones
Moneda Nacional - MN
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicador
FIBRA – Fundação Itaipu – BR 42,5 38,5 2023 INPC
Moneda Extrangera – ME
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Moneda
Eletrobras 5.546,9 5.392,1 2014 / 2021 / 2023 US$
Tesoro Nacional – Cesión 8.745,0 8.634,4 2023 US$
Tesoro Nacional – Reestrut. Deuda
Externa 277,2 264,7 2013 / 2023 US$
CAJUBI – Fundação Itaipu – PY 59,7 61,7 2021 / 2022 US$
TOTAL 14.628,8 14.352,9
12. Contratos – US$ millones
13.1. Préstamos y Financiación
Préstamos y Financiación
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Por actividad
Generación 559,5 1.166,8 1.241,2 1.323,9 1.412,1 8.687,9
Por acreedor
Eletrobras 318,2 684,3 597,2 485,7 517,3 2.789,5
Otros 241,3 482,5 644,0 838,2 894,8 5.898,4
12.2. Compra de Energía - NA
12.3. Venta de Energía
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh
US$ Milhões
Contratos Bilaterales* MWh 145.620 145.620 145.620 145.620 145.620 776.640
US$ Milhões 3.291,0 3291,0 3.298,3 3.324,5 3.337,6 17.539,4
Total MWh 145.620 145.620 145.620 145.620 145.620 776.640
US$ Milhões 3.291,0 3.291,0 3.298,3 3.324,5 3.337,6 17.539,4 2Coste Unitario del Servicio de Electricidad para el ejerciício 2013 aprobado en octubre de 2012.
Informe a los Inversores
37
13. Número de Empleados (incluye requisados / excluye cedidos)
13.1. Por tiempo
Generación
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 años 1.271 1.277
6 a 10 años 350 402
11 a 15 años 412 409
16 a 20 años 174 172
21 a 25 años 688 649
más de 25 años 567 573
Total 3.462 3.482
13.2. Por región
Estado de la Federación Nº de empleados
1T13 2T13
Usina Hidrelétrica de Itaipu3 2.290 2.267
Paraná – Brasil 315 341
São Paulo – Brasil 1 1
Brasília – Brasil 3 3
Paraguai 853 870
Total 3.462 3.482
13.3. Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 789 780
Administrativo 2.673 2.702
14. Mano de obra Contratada de terceros - NA
15. Índice de Rotatividad
1T13 2T13
0,0174 0,0134
Informe a los Inversores
38
Ejercicios finalizados
(En mil de Reais)
Activo 30.06.13 31.12.12
Corriente
Caja y bancos 1.088 2.462
Titulos y valores moviliarios 492.881 509.279
Consumidores 497.385 935.106
Remuneración de participación societaria 42.629 35.171
Tributos 298.349 148.953
Derecho de resarcimiento 9.937 9.937 Cauciones y depósitos vinculados 15.330 15.329
Almacén 5.082 24.954
Instrumento financieros derivativos 1.499.440 1.515.986
Otros 514.206 394.966
3.376.327 3.592.143
-
No Corriente
Realizable a largo plazo
Consumidores 349.883 398.922
Tributos 968.473 980.272
Almacén 107.970 89.047
Cauciones y depósitos vinculados 441.618 386.699
Activo financiero – concesiones del servivio público 6.334.655 6.329.851
Indemnizaciones de las concesiones 1.380.632 2.174.808
Otros 478.473 679.729
10.061.704 11.039.328
Inversiones 4.319.065 3.607.783
Inmovilizado 5.840.849 5.769.432
Intangible 92.628 98.193
20.314.246 20.514.736
Total del Activo 23.690.573 24.106.879
Informe a los Inversores
39
Pasivo y Patrimonio Neto 30.06.13 31.12.12 Corriente
Proveedores 309.218 833.344
Préstamos y financiación 441.243 597.188
Tributos 271.654 307.349
Obligaciones estimadas 333.112 497.853
Encargos sectoriales 115.089 86.796
Beneficio post-empleo 69.812 65.597 Investigación y desarrollo 3.362 7.462
Otros 15.565 101.335
1.559.055 2.496.924
No corriente
Proveedores
Préstamos y financiación 6.842.910 6.087.370 Tributos 480.206 524.860
Uso del bien público 39.997 44.673
Provisión para riesgos 996.075 865.178
Beneficio post-empleo 523.686 552.784
Antecipos para futuro acrecimiento de capital 33.232 525.450
Investigación y desarrollo 90.170 214.749
Provisión para contratos onerosos 1.132.685 1.490.215
Otros 1 1
10.138.962 10.305.280
-
Patrimonio Neto
Capital social 6.531.154 6.031.154
Reservas de capital 5.690.383 5.690.383
Reservas de ganancias 493.059 493.059
Ganancias (pérdidas) acumuladas 234.696 -
Otros resultados abrangentes (956.736) (909.921)
11.992.556 11.304.675
Total del Pasivo 23.690.573 24.106.879
Informe a los Inversores
40
Demostración del Resultado por Actividad (En miles de Reais)
30.06.13 Generación Transmisión Comercialización Total Ingresos operativos netos 1.278.569 436.128 356.882 2.071.579
Gastos operativos
Costo de la energía (216.986) - (456.709) (673.695)
Electricidad comprada para reventa - - (453.727) (453.727)
Cargos por el uso de la red eléctrica (216.986) - (2.982) (219.968)
Costo de construcción - (16.299) - (16.299)
Costo de operación y O&M (42.634) (110.922) - (153.556)
Coste de operación (717.125) (530.835) (9.540) (1.257.500)
Personal (222.724) (319.803) (7.131) (549.658)
Material (6.901) (11.538) (25) (18.464) Servicios de terceros (127.466) (181.599) (2.134) (311.199)
Depreciación y amortización (72.609) (9.589) (219) (82.417)
El uso de los recursos hídricos (67.719) - - (67.719)
Combustible y agua para la producción de energía eléctrica (212.159) - - (212.159)
Tasa de supervisión de servicios de energía eléctrica (5.908) (5.415) - (11.323)
Impuestos y tasas (1.639) (2.891) (31) (4.561)
(976.745) (658.056) (466.249) (2.101.050)
Resultado operativo bruto 301.824 (221.928) (109.367) (29.471)
Gastos operativos
Provisión para contingencias (44.505) (83.774) (2.618) (130.897) Reversión de provisiones operativas 18.580 28.867 814 48.261
Provisión para créditos de liquidación dudosa (5.454) (10.266) (320) (16.040)
Otros gastos 11.940 (45.858) (17.219) (51.137)
(19.439) (111.031) (19.343) (149.813)
Resultado del servicio de energía eléctrica 282.385 (332.959) (128.710) (179.284)
Otros ingresos (gastos) (30.336) 376.552 (11) 346.205
Otros gastos no operativos (30.336) 376.552 (11) 346.205
Resultado de la equivalencia patrimonial 53.653 - - 53.653
Resultado financiero 34.196 (62.441) 16.360 (11.885)
Ingresos financieros 131.177 183.584 41.320 356.081
Renta de inversiones financieras 5.387 7.672 134 13.193
Intereses de refinanciación de créditos y préstamos concedidos 14.477 20.561 360 35.398
VM sobre refinanciación de créditos y préstamos concedidos 4.506 6.228 104 10.838
VM y acrecimiento moratorio sobre energía vendida - 341 - 341
Otras variaciones activas 7.833 7.720 6.129 21.682
Otros ingresos financieros 98.974 141.062 34.593 274.629
Gastos financieros (96.981) (246.025) (24.960) (367.966)
Encargos de préstamos y financiamiento (103.515) (116.155) (1.713) (221.383) Encargos financieros sobre otras obligaciones - - (7.884) (7.884)
Variación monetaria y cambial de préstamos y
financiamiento 28.879 (102.506) 788 (72.839)
Otras variaciones pasivas (2.430) (1.301) (2.445) (6.176)
Otros gastos financieros (19.915) (26.063) (13.706) (59.684)
Resultado antes de impuestos 339.898 (18.848) (112.361) 208.689
Contribución social 13.613 (4.602) 1.918 10.929
Impuesto sobre la renta 37.547 (12.531) 5.353 30.369
Impuestos diferidos (4.220) (7.068) (4.003) (15.291)
Resultados del período 386.838 (43.049) (109.093) 234.696
Informe a los Inversores
41
30.06.12 Generación Transmisión Comercialización Total Ingresos operativos netos 1.671.731 1.103.674 877.314 3.652.719
Gastos operativos
Costo de la energía (239.982) - (1.296.517) (1.536.499)
Electricidad comprada para reventa - - (1.296.517) (1.296.517)
Cargos por el uso de la red eléctrica (239.982) - - (239.982)
Costo de construcción - (179.496) - (179.496)
Costo de operación y O&M - - - -
Coste de operación (561.101) (588.840) (13.209) (1.163.150)
Personal (163.319) (366.589) (8.557) (538.465) Material (7.186) (13.829) (102) (21.117)
Servicios de terceros (100.745) (190.951) (4.096) (295.792)
Depreciación y amortización (107.742) (10.096) (402) (118.240)
El uso de los recursos hídricos (112.528) - - (112.528)
Combustible y agua para la producción de energía eléctrica (62.899) - - (62.899)
Tasa de supervisión de servicios de energía eléctrica (5.450) (4.934) (27) (10.411)
Impuestos y tasas (1.232) (2.441) (25) (3.698)
(801.083) (768.336) (1.309.726) (2.879.145)
Resultado operativo bruto 870.648 335.338 (432.412) 773.574
Gastos operativos
Provisión para contingencias (6.791) (11.982) (389) (19.162)
Reversión de provisiones operativas 22.697 95.176 2.022 119.895
Provisión para créditos de liquidación dudosa (8.783) - - (8.783)
Otros gastos (32.551) (40.417) (3.606) (76.574)
(25.428) 42.777 (1.973) 15.376
Resultado del servicio de energía eléctrica 845.220 378.115 (434.385) 788.950
Otros ingresos (gastos) (71) (598) (21) (690)
Otros gastos no operativos (71) (598) (21) (690)
Resultado de la equivalencia patrimonial (8.682) - - (8.682)
Resultado financiero 22.632 (171.129) (9.943) (158.440)
Ingresos financieros 39.830 54.034 5.213 99.077
Renta de inversiones financieras 6.705 13.324 450 20.479 Intereses de refinanciación de créditos y préstamos
concedidos 9.664 19.203 649 29.516
VM sobre refinanciación de créditos y préstamos concedidos 4.775 9.488 320 14.583
VM y acrecimiento moratorio sobre energía vendida - 1.273 - 1.273
Otras variaciones activas 4.355 7.541 3.670 15.566
Otros ingresos financieros 14.331 3.205 124 17.660
Gastos financieros (17.198) (225.163) (15.156) (257.517)
Encargos de préstamos y financiamiento (42.143) (90.368) (2.687) (135.198)
Encargos financieros sobre otras obligaciones - - (11.643) (11.643)
Variación monetaria y cambial de préstamos y
financiamiento 39.860 (123.899) 3.316 (80.723)
Otras variaciones pasivas (8.119) 2.585 (2.891) (8.425)
Otros gastos financieros (6.796) (13.481) (1.251) (21.528)
Resultado antes de impuestos 859.099 206.388 (444.349) 621.138
Contribución social (78.801) (20.243) 38.535 (60.509)
Impuesto sobre la renta (217.683) (56.225) 107.044 (166.864)
Impuestos diferidos (3.099) (800) 1.522 (2.377)
Resultados del período 559.516 129.120 (297.248) 391.388
Informe a los Inversores
42
Demostración del Flujo de Caja (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12 Actividades Operativas
Ganancia antes del impuesto de renta y de la contribución social 208.689 621.138
Gastos (ingresos) que no afectan el capital corriente neto
Depreciación y amortización 82.417 118.240
Variación monetaria / cambial neta 53.936 69.369
Renta de aplicación financiera (13.193) (20.479)
Atualización monetaria - Indemnización Ley 12.783/13 (235.199) -
Encargos financieros 197.620 105.682
Equivalencia patrimonial (53.653) 8.682
Provisión para créditos de liquicadión dudosa 16.040 8.783
Provisión para riesgos con acciones fiscales, laboristas y civiles 130.897 19.162 Reversión de provisiones operativas (399.011) (119.895)
Baja de inmovilizado 12.683 1.318
Ingreso de activo financiero por la RAP (86.885) (580.660)
Encargos de RGR 28.293
Subtotal (57.366) 231.340
(Acrecimiento) decrecimiento de activos / pasivos Operativos (85.358) (27.569)
Pagos de encargos financieros (215.061) (189.112)
Amortización de activo financiero por la RAP 98.380 752.978
Pagos de encargos de RGR - (103.874)
Recibimiento de encargos financieros 5.007 3.515
Pagos de impuesto sobre la renta y contribuciones sociales (214.192) (153.542)
Causiones y depósitos vinculados (40.577) -
Pago de plan de jubilación (117.118) -
Créditos de energía renegociados recibidos 88.008 101.703
Pago de participación en las ganancias - (105.918) Pago de refinanciación de impuestos y contribuciones – principal (32.751) (35.544)
Pagamento a la entidad de seguridad social complementaria (39.025) (165.073)
Subtotal (467.329) 105.133
Caja neto de las actividades Operativas (610.053) 308.904
Actividades de financiación
Préstamos y financiación obtenidos 847.460 184.264
Pago de préstamos y financiación - principal (346.269) (118.705) Recibiminento de antecipos para futuro aumento de capital - 200.000
Recibiminento de Indemnizaciones Ley 12.783 1.045.921 -
Caja neto de las actividades de financiación 1.547.112 265.559
Actividades de inversión
Concesión de préstamos y financiaciones (26.164) -
Recibimiento de préstamos y financiaciones concedidas - 1.368 Adquisiciones de activo financiero (16.299) (179.496)
Resgate de aplicación en renta fija y renta variable 29.591 297.154
Adquisiciones de activo inmovilizado (152.884) (181.114)
Adquisiciones de activo intangible (8.068) (1.796)
Adquisiciones de inversiones en participaciones societarias (806.137) (634.289)
Recibimiento de remuneración de inversiones en participaciones
societarias 41.528 20.173
Caja neto de las actividades de inversión (938.433) (678.000)
Acrecimiento (reducción) en el caja e equivalentes de caja (1.374) (103.537)
Caja y equivalentes de caja en inicio del período 2.462 115.665
Caja y equivalentes de caja en final del período 1.088 12.128
(1.374) (103.537)
Informe a los Inversores
43
Análisis del Resultado
La compañía presentó en 2T13 una ganancia neta 196,2%, superior al apresemtadp en 1T13, pasando de una ganancia de R$ 59,2 millones en 1T13, para R$ 175,5 millones en 2T13. Esta variación ocurrió, principalmente, por la reversión parcial de la provisión para pérdida con contrato oneroso ocurrida en diciembre de 2012. Ingreso Operativo En la generación El segmento de generación en 2T13 redujo en 32,5% cuando es comparado a 1T13, una vez que los tres primeros meses de 2013, acumularon una ganancia de R$ 1.039 millones contra R$ 701 millones de los meses de abril a junio del mismo año. Esta reducción es impactada por el registro de una estimación de lanzamiento de factura contra CCEE en el valor de R$ 281,3 millones ocurrido en enero de 2013. Con respecto a los ingresos de suministro de la energía eléctrica, hubo una contracción de 6,4%, que en 1T13 fue registrado R$ 624,1 millones y el 2T13, R$ 584,3 millones. Los ingresos de construcción, operación y mantenimiento de las plantas presentaron un decrecimiento de 6,8%, pasando de R$ 130,0 millones en 1T13 para R$ 121,2 millones en 2T13. En la transmisión En el segmento de transmisión hubo un acrecimiento de 11,3%, cuando se compara el ingreso total de transmisión en el valor de R$ 217,2 millones en 1T13, con el ingreso de R$ 241,8 millones en 2T13. Este acrecimiento de ingreso se percebe, básicamente, en las cuentas de construcción, operación y mantenimiento de las lineas de transmisión que en 1T13 habían sido de R$ 137,2 millones con respecto a 2T13, en el valor de R$ 234,9 millones, una variación total positiva de 71,3% de la suma incorporada para este segmento. Cabe resaltar también que este segmento fue impactado, positivamente, en 582,6% para otros ingresos operativos, pasando de R$3,5 millones en 1T13 para R$24,0 millones en 2T13, debido, principalmente, al ingreso con servicios del programa de inclusión digital proporcionado por el cabeamento de fibra óptica a través de algunas iíneas de transmisión. Costo operativo La energía eléctrica comprada para reventa que disminuyó 1,12%, pasando de R$ 228,1 millones en 1T13 para R$ 225,6 millones en 2T13. El coste de construcción redujo 176,1%, pasando de un gasto de R$ 68,1 millones en 1T13 para un ingreso de R$ 51,8 millones como resultado del ajuste en el activo financiero. Costo de O & M acreció 100,0%, pasando de R $ 0,0 millones en el 1T13 para R$ 153,6 millones en el 2T13, debido a la aplicación de la Ley N º 12.783/2013, cuando se incluyó este tipo de costo en cuentas contables.
Los costos con personal bajaron 1,56%, pasando de R$ 277,1 millones en 1T13, para R$ 273,7 millones en 2T13, impactados por la reducción en los valores de gastos con el plan de Readecuación del cuadro de Personal (PREQ), una vez que en 2012 esta suma ya había sido reconocida. Las cuenta servicios de terceros tuvo un incremento de 22,7% cuando comparamos el 1T13 en el valor de R$ 139,7 millones con el 2T13 en el valor de R$ 171,4 millones. Las depreciaciones y amortizaciones acrecieron 10,6% pasando de R$ 39,1 millones en 1T13 para R$ 43,3 millones en 2T13, principalmente debido a la entrada en funcionamiento de la Planta Hidroeléctrica de Simplício, en mayo de 2013. El combustible para producción de energía eléctrica acreció 21,2% pasando de R$ 95,9 millones en 1T13 para R$ 116,3 millones en 2T13, principalmente debido a la compra de gas para las operaciones de generación de energía de la Planta Termeléctrica de Santa Cruz que estuvo en funcionamiento durante todo el período.
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44
Ingresos (gastos) operativos
El saldo de provisión para riesgos laboristas, tributarios, civiles y otros (las viejas contingencias) acreció R$ 92,0 millones, pasando de R$ 19,4 millones en 1T13 para R$ 111,4 millones en 2T13, variando positivamente 473,20% debido a los ajustes en la cuenta de riesgos laboristas. El saldo de reversión de provisiones operativas acreció 780,91%, de R$ 4,9 millones en 1T13 para R$ 43,3 millones en 2T13 debido a las reversiones en la provisión del plan de Readecuación del cuadro de Personal (PREQ). El saldo de otros gastos (ingresos) dejó la posición de ingreso en 1T13 de R$ 7,8 millones para un gasto en 2T13 de R$ 59,0 millones, generando una variación negativa de 852,42%, teniendo como factor principal un ingreso de R$ 65,3 millones con resarcimiento del suministro de gas a la Planta Santa Cruz en 1T13, hecho no ocurrido en 2T13. Otros ingresos (gastos) Hubo un acrecimiento en el saldo de otros ingresos (gastos) no operativos, dejando una posición de gasto en 1T13 de R$ 53,6 millones para un saldo de ingreso de R$ 399,9 millones en 2T13, variando negativamente 844,74% debido, principalmente, a nuevas pruebas de onerosidad en los contratos de transmisión y generación de la energía eléctrica a (impairment tests), como sigue: Contrato Nº 004/2004 - generación (Planta Funil). Un aumento en la provisión para pérdidas por contrato oneroso de R$ 23,6 millones debido al aumento de la TUST - tarifa del uso del sistema de transmisión. Todavía no se conoce el valor de los nuevos ingresos, por lo tanto, no hubo actualización de los valores. Contrato Nº 062/2001 - transmisión. Una reversión en la provisión para las pérdidas por contrato oneroso en el valor de R$ 381,2 millones, debido a las nuevas inversiones y actualización para el ciclo de julio de 2013 hasta junio de 2014, según resolución Homologatória de la Aneel nº 1.559, de 27 de junio de 2013. Resultado financiero El resultado financiero presentó una reducción en su saldo negativo, de un gasto financiero neto de R$ 8,4 millones en 1T13 para R$ 3,5 millones en 2T13, una reducción de 57,94%. El impacto principal en el ingreso financiero fue el ajuste a valor actual en el saldo a recibir de Eletronuclear registrado en 30 de junio de 2013 en el valor de R$ 12,3 millones hecho no ocurrido en 1T13 y la actualización del saldo de indemnizaciones a recibir según la ley nº 12.783/2013, con acrecimiento de R$ 18,5 millones si comparado el 2T13 con 1T13. Los gastos financieros habían presentaron un acrecimiento de 22,24%, si consideramos un saldo de R$ 165,6 millones en 1T13, para R$ 202,4 millones en 2T13, principalmente debido a autos de infracciones, multas, actualización de AFAC oriundo de la Eletrobras y actualizaciones monetarias de pre-facturas de la CCEE.
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45
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada
1.1. Activos Propios
Planta Capacidad Instalada
(MW)
Energía Asegurada
(MW Medio)
Energía Generada – MWh
1T13 2T13
Furnas 1.216 598 511.842 777.285
Luis Carlos Barreto
(Estreito) 1.050 495 656.219 650.172
Mascarenhas de
Moraes 476 295 389.477 402.637
Porto Colômbia 320 185 378.588 369.287
Marimbondo 1.440 726 1.374.835 1.318.373
Itumbiara 2.082 1.015 1.103.525 894.181
Funil 216 121 332.362 227.606
Corumbá I 375 209 505.968 629.885
Simplício 334 192 0 95.402
Serra da Mesa
(48,46%)* 1.275 671 665.773 547.600
Manso (70%)* 212 92 153.479 107.134
Santa Cruz 932 687 712.148 724.656
Roberto Silveira
(Campos) 30 21 218 0
* Incluye solamente el porcentaje de Furnas.
Planta Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación
Furnas MG Mar/63 Dic/42
Luis Carlos Barreto (Estreito) SP/MG Ene/69 Dic/42
Mascarenhas de Moraes MG Abr/73 Oct/23
Porto Colômbia MG/SP Mar/73 Dic/42 Marimbondo SP/MG Abr/75 Dic/42
Itumbiara GO/MG Feb/80 Feb/20
Funil RJ Abr/69 Dic/42
Corumbá I GO Abr/97 Dic/42
Serra da Mesa GO Abr/98 Nov/38
Manso MT Oct/00 Feb/35
Santa Cruz RJ Mar/67 Dic/42
Roberto Silveira (Campos) RJ Abr/77 Jul/27
1.2. SPE
SPE Planta Capacidad Instalada
MW
EnergÍa Asegurada MW Médio
Energía Generada MWh
1T13 2T13
Enerpeixe S.A. UHE Peixe Angical e LT
Associada 452 271 740.134,88 ND
Baguari Geração de Energia S.A. UHE Baguari 140 80 175.081,93 141.796,57
Retiro Baixo Energética S.A. UHE Retiro Baixo 82 39 87.268,09 60.495,71
Foz de Chapecó Energia S.A. UHE Foz de Chapecó 855 432 786.073,00 775.714,05
Serra do Facão Energia S.A. UHE Serra do Facão 212,6 182 116.287,81 113.295,00 Madeira Energia SA** UHE Santo Antônio 3.150,40 2.218 614.042,00 ND
Informe a los Inversores
46
Planta Participación
% Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación
UHE Peixe Angical 40,0 TO Jun/06 Nov/36
UHE Baguari 15,0 MG Sep/09 Ago/41
UHE Retiro Baixo 49,0 MG Mar/10 Ago/41
UHE Foz de Chapecó 40,0 RS/SC Oct/10 Nov/36
UHE Serra do Facão 49,5 GO Ju/10 Nov/36
UHE Santo Antônio 39,0 RO Mar/12 Jun/43
2. Energía comprada para reventa
2.1. Activos Propios
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras
MWh - -
R$
Millones - -
Otros
MWh 1.101.221 1.047.936
R$
Millones 205,32 172,00
Total
MWh 1.101.221 1.047.936
R$
Millones 205,32 172,00
*Monto total contractado (lastre) **Valores facturados
2.2. SPE
UHE Foz de Chapecó
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras
MWh - -
R$
Millones - -
Otros
MWh 483.337 0
R$
Millones 35.175 0
Total
MWh 483.337 0
R$
Millones 35.175 0
UHE Santo Antônio
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras
MWh - -
R$ Millones
- -
Otros
MWh 968.389 0
R$
Millones 195 0
Total
MWh 968.389 0
R$
Millones 195 0
Nota: Considera compra de energía para recomponer lastre y pérdidas.
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47
3. Energía Vendida
3.1. Activos Propios
Comprador Tipo de Venta 1T13 2T13
R$ Millones MWh R$ Millones MWh
Sistema
Eletrobras
A 17,33 171.478 14,65 156.295
B - -
Otros A 633,54 10.147.914 636,07 10.552.236
B 23,35 188.508 13,17 102.536
Total A 650,87 10.319.392 650,72 10.708.531
B 23,35 188.508 13,17 102.536 A - A través de subastas B - A través de contratos en el mercado libre o contratos bilaterales Obs: A partir de enero 2012 entraron en vigor los Contratos de Comercialización de Energía Eléctrica en el Ambiente Reglado - CCEAR, en la Modalidad Disponibilidad de Energía Eléctrica. En los cálculos las energías contratadas y los montos facturados son considerados.
3.2. SPE
Enerpeixe S.A.
Comprador Tipo de Venta 1T13 2T13
R$ Millones MWh R$ Millones MWh
Sistema Eletrobras A - - ND ND
B - - ND ND
Otros A - - ND ND
B 118.887 654.305,20 ND ND
Total A - - ND ND
B 118.887 654.305,20 ND ND A - Através de subastas. B - Através de contratos en el mercado livbre o contratos bilaterales.
UHE Foz do Chapecó
Comprador Tipo de Venta 1T13 2T13
R$ Millones MWh R$ Millones MWh
Sistema Eletrobras A - - - -
B - - - -
Otros A 167,93 967.622 9.446,44 545.633,57
B - - 7.110,35 377.395,20
Total A 167,93 967.622 9.446,44 545.633,57
B - - 7.110,35 377.395,20
UHE Santo Antônio
Comprador Tipo de Venta 1T13 2T13
R$ Millones MWh R$ Millones MWh
Sistema Eletrobras A - - ND ND
B - - ND ND
Otros A 31 313.040 ND ND
B 313 2.139.646 ND ND
Total A 31 313.040 ND ND
B 313 2.139.646 ND ND
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48
UHE Serra do Facão
Comprador Tipo de Venta 1T13 2T13
R$ Millones MWh R$ Millones MWh
Sistema Eletrobras A - - - -
B - - - -
Otros A 46,53 277.121 44,33 254.910,00
B 24,34 144.997 21,67 124.603,00
Total A 46,53 277.121 44,33 254.910,00
B 24,34 144.997 21,67 124.603,00
UHE Retiro Baixo
Comprador Tipo de Venta 1T13 2T13
R$ Millones MWh R$ Millones MWh
Sistema Eletrobras A - - - -
B - - - -
Otros A 12,9 81.418,178 12,51 77.206,51
B - - 0,37 2.184,00
Total A 12,9 81.418,178 12,51 77.206,51
B - - 0,37 2.184,00
UHE Baguari
Comprador Tipo de Venta 1T13 2T13
R$ Millones MWh R$ Millones MWh
Sistema Eletrobras A - - ND ND
B - - ND ND
Otros A 9,56 82.629 ND ND
B - - ND ND
Total A 9,56 82.629 ND ND
B - - ND ND
4. Liquidación CCEE (Spot y MRE)
Unidad 1T13 2T13
Venta
R$ Millones 278,78
MWh
MWmedio
Compra
R$ Millones 38,81
MWh
MWmedio
Neto
R$ Millones 278,78 38,81
MWh
MWmedio
5. Combustible usado para producción de energía eléctrica
Tipo Unidade Métrica
1T13 2T13
Cantidad R$
Millones Cantidad R$ Millones
Oleo Diesel Especial litro
Oleo Combustible Tipo B1 Toneladas
Oleo Diesel Comun Litros
Gás m3 355.027.357,99 95,90 286.405.811,99 40,20
Otros gastos -
Total 355.027.357,99 95,90 286.405.811,99 40,20
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49
6. Pérdidas en la generación - %
1T13 2T13
3 3 OBS: Las pérdidas del Sistema Interconectado son calculadas por el ONS. El monto de pérdida entre la generación y el centro de gravidad, así como entre la carga y el Centro de Gravidad, utilizado en el Mercado de Energía Eléctrica es 3%. 7. Tarifa Media – R$/MWh
7.1. Activos Propios
1T13 2T13
64,16 61,53
7.2. SPE
SPE 1T13 2T13
Enerpeixe S.A. 181,70 155,73
Retiro Baixo Energética S.A. 158,53 162,10
Foz de Chapecó Energia S.A. 173,34 179,37
Serra do Facão Energia S.A. 171,41 173,90
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50
8. Extensión de las Lineas de Transmisión - Km
8.1 Activos Propios
8.1.1 Lineas de transmisión
De-Para Extensión
(km) Tensión
(kV) Entrada en Operación
Final de la Concesión
Foz do Iguaçu - Ivaiporã 1 322,0 765 Ago/89 Dic/42
Foz do Iguaçu - Ivaiporã 2 323,0 765 Dic/86 Dic/42
Foz do Iguaçu - Ivaiporã 3 331,0 765 Mar/99 Dic/42
Itaberá - Ivaiporã 1 265,0 765 Ago/89 Dic/42
Itaberá - Ivaiporã 2 264,0 765 Oct/82 Dic/42
Itaberá - Ivaiporã 3 272,0 765 May/00 Dic/42 Itaberá - Tijuco Preto 1 305,0 765 Jul/89 Dic/42
Itaberá - Tijuco Preto 2 304,0 765 Oct/82 Dic/42
Itaberá - Tijuco Preto 3 312,0 765 May/01 Dic/42
Subtotal - 765 kV 2.698,0
Foz do Iguaçu - Ibiúna Bipolo 1 792,0 600 Mar/85 Dic/42
Foz do Iguaçu - Ibiúna Bipolo 2 820,0 600 Ago/87 Dic/42
Subtotal - 600 kV 1.612,0
Adrianópolis - Cachoeira Paulista 1 171,0 500 Feb/74 Dic/42
Adrianópolis – Resende 115,0 500 Dic/79 Dic/42
Cachoeira Paulista - Resende 56,0 500 Dic/79 Dic/42 Adrianópolis - Cachoeira Paulista 3 177,5 500 May/04 Dic/42
Adrianópolis - Grajaú 55,0 500 Dic/77 Dic/42
Adrianópolis - São José 33,0 500 Ago/91 Dic/42
Angra - Cachoeira Paulista 103,0 500 Jun/77 Dic/42
Angra - Zona Oeste 97,5 500 Mar/11 Dic/42
Grajaú - Zona Oeste 79,0 500 Mar/11 Dic/42
Angra - São José 133,0 500 Dic/98 Dic/42
Araraquara - Campinas 171,0 500 Jul/76 Dic/42
Araraquara - Poços de Caldas 176,0 500 Abr/76 Dic/42 Cachoeira Paulista - Campinas 223,0 500 Sep/77 Dic/42
Cachoeira Paulista - Itajubá 53,0 500 Jul/02 Dic/42
Cachoeira Paulista - Taubaté 83,0 500 Jun/83 Dic/42
Cachoeira Paulista - Tijuco Preto 181,0 500 Nov/88 Dic/42
Campinas – Itatiba 1 26,5 500 Mar/03 Dic/42
Ibiúna - Itatiba 1 86,5 500 Mar/03 Dic/42
Gurupi – Miracema 255,0 500 Mar/99 Dic/42
Itumbiara - São Simão 166,0 500 Ene/79 Dic/42
Marimbondo - Água Vermelha 172,0 500 Ago/79 Dic/42
Marimbondo - Araraquara 1 195,0 500 Abr/76 Dic/42 Marimbondo - Araraquara 2 194,0 500 Ago/76 Dic/42
Poços de Caldas – Itajubá 139,0 500 Jul/02 Dic/42
Serra da Mesa – Gurupi 256,0 500 Mar/99 Dic/42
Serra da Mesa - Samambaia 1 249,0 500 Mar/98 Dic/42
Serra da Mesa - Samambaia 2 248,5 500 Ene/99 Dic/42
Tijuco Preto - Taubaté 13,0 500 Mar/84 Dic/42
Ibiúna - Bateias Circuito 1 332,0 500 Mar/03 May/31
Ibiúna - Bateias Circuito 2 332,0 500 Mar/03 May/31
Subtotal - 500 kV 4.571,5 Adrianópolis - Itutinga 1 199,0 345 Mar/68 Dic/42
Adrianópolis - Itutinga 2 199,0 345 Ago/70 Dic/42
Adrianópolis - Jacarepaguá 1 38,0 345 Mar/68 Dic/42
Adrianópolis - Jacarepaguá 2 38,0 345 Ago/70 Dic/42
Adrianópolis - Venda das Pedras 107,0 345 Nov/10 Dic/42
Macaé - Venda das Pedras 122,0 345 Nov/10 Dic/42
Adrianópolis - Macaé 177,0 345 Sep/02 Dic/42
Bandeirantes - Samambaia 1 157,0 345 Feb/99 Dic/42
Bandeirantes - Samambaia 2 155,0 345 Feb/99 Dic/42
Campinas - Guarulhos 88,0 345 Feb/03 Dic/42 Campinas - Poços de Caldas 126,0 345 Oct/72 Dic/42
Campos - Macaé 1 89,0 345 Nov/01 Dic/42
Campos - Macaé 2 89,0 345 Sep/02 Dic/42
Campos - Macaé 3 90,0 345 Jun/10 Mar/35
Campos – Viana 199,0 345 Dic/05 Dic/42
Viana – Vitória 26,0 345 Dic/05 Dic/42
Campos – Vitória 224,0 345 Oct/77 Dic/42
Informe a los Inversores
51
De-Para Extensión
(km) Tensión
(kV) Entrada en Operación
Final de la Concesión
Corumbá - Brasília Sul 254,0 345 Mar/97 Dic/42
Corumbá – Itumbiara 79,0 345 Mar/97 Dic/42
Furnas - Itutinga 1 198,0 345 Mar/68 Dic/42
Furnas - Itutinga 2 199,0 345 Dic/69 Dic/42
Furnas - Mascarenhas de Moraes 104,0 345 May/68 Dic/42
Furnas - Estreito 112,0 345 Feb/70 Dic/42
L.C.Barreto - Estreito 2 24,0 345 Feb/70 Dic/42 Furnas – Pimenta 66,0 345 Mar/67 Dic/42
Furnas - Poços de Caldas 1 131,0 345 Sep/63 Dic/42
Furnas - Poços de Caldas 2 131,0 345 Abr/65 Dic/42
Guarulhos - Ibiúna 1 75,0 345 Jun/90 Dic/42
Guarulhos - Ibiúna 2 75,0 345 Jul/90 Dic/42
Guarulhos – Nordeste 30,0 345 Mar/64 Dic/42
Guarulhos - Poços de Caldas 1 182,0 345 Sep/63 Dic/42
Guarulhos - Poços de Caldas 2 184,0 345 Nov/66 Dic/42
Ibiúna - Tijuco Preto 1 97,0 345 Nov/83 Dic/42
Ibiúna - Tijuco Preto 2 97,0 345 Jul/84 Dic/42 Itumbiara - Bandeirantes 1 180,0 345 Jul/73 Dic/42
Itumbiara - Bandeirantes 2 180,0 345 Jul/77 Dic/42
Itumbiara - Porto Colômbia 201,0 345 Jun/73 Dic/42
Mascarenhas - Estreito 13,0 345 Mar/69 Dic/42
L.C.Barreto - Estreito 1 24,0 345 Mar/69 Dic/42
L.C.Barreto - Poços de Caldas 1 198,0 345 Nov/69 Dic/42
L.C.Barreto - Poços de Caldas 2 197,0 345 Sep/70 Dic/42
L.C.Barreto - Volta Grande 112,0 345 Jun/73 Dic/42
Marimbondo - Porto Colômbia 77,0 345 Oct/75 Dic/42 Mogi - Nordeste 20,0 345 Mar/64 Dic/42
Mogi - Atibaia
Poços de Caldas - Atibaia
64,5
142,5
345
345
Ene/13
Ene/13 Dic/42
Vitória – Padre Fialho
Ouro Preto – Padre Fialho
220,5
162,5
345
345
Abr/13
Abr/13 Dic/42
Pimenta - Barreiro 198,0 345 Mar/67 Dic/42
Porto Colômbia - Volta Grande 45,0 345 Jun/73 Dic/42
Samambaia - Brasília Sul 1 12,5 345 Feb/99 Dic/42
Samambaia - Brasília Sul 2 15,0 345 Feb/99 Dic/42
Tijuco Preto – Itapeti 3 Tijuco Preto – Itapeti 4
21,0 21,0
345 345
Ene/13 Ene/13
Subtotal - 345 kV 6.265,5
Barro Alto - Niquelândia 87,0 230 Oct/99 Dic/42
Brasília Geral - Brasília Sul 2 13,0 230 Sep/07 Dic/42
Brasília Sul - Pirineus 107,0 230 Sep/07 Dic/42
Pirineus - Xavantes 40,0 230 Nov/06 Dic/42
Brasília Geral - Brasília Sul 1 13,0 230 Oct/72 Dic/42
Brasília Sul - Barro Alto 132,0 230 Mar/82 Dic/42
Itumbiara - Cachoeira Dourada 44,0 230 Oct/73 Dic/42 Itumbiara - Rio Verde 1 (1º trecho) 208,0 230 Ene/86 Dic/42
Itumbiara - Rio Verde 2 202,0 230 Abr/92 Dic/42
Rio Verde - Barra do Peixe 2 240,0 230 Feb/94 Dic/42
Rio Verde - Rondonópolis 257,0 230 Nov/82 Dic/42
Rio Verde - Barra do Peixe 1 240,0 230 Nov/87 Dic/42
Rio Verde - Cachoeira Dourada 1 175,0 230 Dic/86 Dic/42
Serra da Mesa - Niquelândia 105,0 230 Oct/99 Dic/42
Xavantes - Bandeirantes 2 20,0 230 Sep/73 Dic/42
Manso - Nobres 66,0 230 May/98 Dic/42
Subtotal - 230 kV 1.949,0 Adrianópolis - Cepel 1 1,5 138 Abr/81 Dic/42
Adrianópolis - Cepel 2 1,5 138 Abr/81 Dic/42
Adrianópolis - Magé 1 48,0 138 Abr/73 Dic/42
Adrianópolis - Magé 2 48,0 138 Ene/73 Dic/42
Alcântara - Adrianópolis 1 19,5 138 Jul/76 Dic/42
Alcântara - Adrianópolis 2 20,0 138 Dic/98 Dic/42
Alcântara - Adrianópolis 3 20,0 138 Dic/98 Dic/42
Alcântara - Imbariê - Adrianópolis 19,5 138 May/75 Dic/42
Angra - Angra (Ampla) 34,0 138 Abr/71 Dic/42 Angra - Jacuacanga 34,0 138 Oct/77 Dic/42
Angra - Santa Cruz 96,0 138 Oct/77 Dic/42
Cachoeira Paulista - Volta Redonda 2 105,0 138 Jun/87 Dic/42
Campos - Cachoeiro do Itapemirim 1 106,0 138 Feb/73 Dic/42
Campos - Cachoeiro do Itapemirim 2 106,0 138 Feb/73 Dic/42
Informe a los Inversores
52
De-Para Extensión
(km) Tensión
(kV) Entrada en Operación
Final de la Concesión
Campos - Rocha Leão 110,0 138 Feb/73 Dic/42
Campos - Iriri 97,0 138 Ago/73 Dic/42
Iriri - Rocha Leão 13,0 138 Ago/73 Dic/42
Cachoeira Paulista - Volta Redonda 1 105,0 138 Nov/86 Dic/42
Jacarepaguá - Ari Franco 10,0 138 Dic/67 Dic/42
Jacarepaguá - Cosmos 24,0 138 Dic/67 Dic/42
Jacarepaguá - Mato Alto 16,0 138 Sep/73 Dic/42 Jacarepaguá - Palmares 28,0 138 Nov/72 Dic/42
Jacarepaguá - ZIN 33,0 138 Nov/72 Dic/42
Jacuacanga - Brisamar 44,0 138 Oct/77 Dic/42
Muriqui - Angra (Ampla) 36,0 138 Abr/71 Dic/42
Muriqui - Brisamar 20,0 138 Abr/71 Dic/42
Palmares - Mato Alto 13,0 138 Sep/73 Dic/42
Rio Verde - Ramal P. Emas - Couto Magalhães 254,0 138 Ene/77 Dic/42
Rio Verde - Cachoeira Dourada 2 174,0 138 Ago/77 Dic/42
Rocha Leão - Magé 1 108,0 138 Ene/73 Dic/42
Rocha Leão - Magé 2 108,0 138 Ene/73 Dic/42 Santa Cruz - ZIN - Ari Franco 31,0 138 Dic/67 Dic/42
Santa Cruz - ZIN – Cosmos 17,0 138 Dic/67 Dic/42
Santa Cruz - Brisamar 1 20,0 138 Oct/77 Dic/42
Santa Cruz - Brisamar 2 13,0 138 Abr/71 Dic/42
Santa Cruz - Jacarepaguá 38,0 138 Oct/72 Dic/42
Santa Cruz - Palmares 1 14,0 138 Nov/72 Dic/42
Santa Cruz - Palmares 2 14,0 138 Sep/73 Dic/42
Santa Cruz - ZIN 5,0 138 Nov/72 Dic/42
São José - Imbariê 1 18,0 138 Dic/98 Dic/42 São José - Imbariê 2 18,0 138 Dic/98 Dic/42
São José - Magé 1 46,0 138 Jun/01 Dic/42
São José - Magé 2 46,0 138 Jun/01 Dic/42
UTE Campos - Campos 1 1,0 138 Jul/77 Dic/42
UTE Campos - Campos 2 1,0 138 Jul/87 Dic/42
Manso - Nobres 70,0 138 Abr/98 Dic/42
Simplício – Rocha Leão 1
Simplício – Rocha Leão 2
119,0
119,0
138
138
Jun/13
Jun/13 Dic/42
Subtotal - 138 kV 2.442,0
Eletrodo de Terra - Foz do Iguaçu 1 16,0 25 Abr/85 Dic/42 Eletrodo de Terra - Foz do Iguaçu 2 15,0 25 Ago/87 Dic/42
Eletrodo de Terra - Ibiúna 1 67,0 25 Abr/85 Dic/42
Eletrodo de Terra - Ibiúna 2 67,0 25 Ago/87 Dic/42
Total 19.703,0
Informe a los Inversores
53
8.1.2. Subestaciones
Subestación Capacidad de
Transformación (MVA)
Localización Entrada en Operación
Final de la Operación
Adrianópolis 2.580,00 Nova Iguaçu/Rio de Janeiro Nov/70 Dic/42
Angra 967,07 Angra dos Reis/Rio de Janeiro Abr/71 Dic/42 Araraquara - Araraquara/São Paulo Abr/76 Dic/42 Bandeirantes 1.383,33 Aparecida de Goiânia/Goiás Oct/72 Dic/42 Barro Alto 182,66 Barro Alto/Goiás Mar/82 Dic/42 Brasília Geral 270,00 Brasília/Brasília Feb/60 Dic/42 Brasília Sul 1.544,20 Taguatinga/Brasília Mar/73 Dic/42 Cachoeira Paulista 583,30 Cachoeira Paulista/São Paulo Oct/76 Dic/42 Campinas 2.156,70 Campinas/São Paulo Sep/72 Dic/42 Campos 1.283,33
Campos dos Goytacazes/Rio de
Janeiro Feb/73 Dic/42
Foz do Iguaçu 15.975 Foz do Iguaçu/Paraná Dic/82 Dic/42 Grajaú 2.800,00 Rio de Janeiro/Rio de Janeiro Dic/79 Dic/42 Guarulhos - São Paulo/São Paulo Sep/63 Dic/42 Gurupi - Gurupi/Tocantins Mar/99 Dic/42 Ibiúna 11.600,40 Ibiúna/São Paulo Abr/84 Dic/42 Imbariê - Duque de Caxias/Rio de Janeiro Oct/68 Dic/42 Iriri - Macaé/Rio de Janeiro Oct/09 Dic/42 Itabera - Itabera/São Paulo Sep/82 Dic/42 Itutinga - Itutinga/Minas Gerais Abr/67 Dic/42 Ivaiporã 11.006,00 Manoel Ribas/Paraná Oct/82 Dic/42 Jacarepaguá 1.350,00 Rio de Janeiro/Rio de Janeiro Dic/67 Dic/42 Macaé - Macaé/Rio de Janeiro Nov/01 Dic/42 Mogi das Cruzes - Mogi das Cruzes/São Paulo Mar/64 Dic/42 Niquelândia - Niquelândia/Goiás Oct/99 Dic/42 Pirineus - Anápolis/Goias Nov/06 Dic/42 Poços de Caldas 1.846,66 Poços de Caldas/Minas Gerais Sep/63 Dic/42 Resende - Resende/Rio de Janeiro Mar/09 Dic/42 Rio Verde - Rio Verde/Goiás Dic/75 Dic/42 Rocha Leão - Rio das Ostras/Rio de Janeiro Dic/72 Dic/42 Samambaia - Brasilia/Distrito Federal Mar/98 Dic/42 São José 2.400,00 Belfort Roxo/Rio de janeiro Ago/91 Dic/42 Usina São Gonçalo 42,50 São Gonçalo/Rio de Janeiro Jul/77 Dic/42 Tijuco Preto 17.014,70 Mogi das Cruzes/São Paulo Sep/82 Dic/42 Viana 750,00 Viana/Espirito Santo Dic/05 Dic/42 Vitória 969,20 Serra/Espirito Santo Nov/78 Dic/42 Zona Oeste - Nova Iguaçu/Rio de Janeiro Mar/11 Dic/42 Usina Campos -
Campos dos Goytacazes/Rio de
Janeiro Dic/68 Dic/42
Usina Corumbá 556,00 Caldas Novas/Goiás Mar/97 Dic/42 Usina Funil 300,00 Itatiaia/Rio de Janeiro Dic/69 Dic/42 Usina Furnas 1.399,17 São José da Barra/Minas Gerais Sep/63 Dic/42 Usina Itumbiara 5.074,99 Araporã/Minas Gerais Mar/73 Dic/42 Usina Luiz C. Barreto 1.333,32 Pedregulho/São Paulo Mar/69 Dic/42 Usina Mascarenhas de Moraes 1.287,66 Ibiraci/Minas Gerais Dic/56 Dic/42 Usina Marimbondo 2.393,32 Fronteira/Minas Gerais Ago/75 Dic/42 Usina Manso 312,50
Chapada dos Guimarães/Mato Grosso
Nov/00 Dic/42 Usina Porto Colômbia 425,00 Planura/Minas Gerais Jul/73 Dic/42 Usina Santa Cruz 1.544,00 Rio de Janeiro/Rio de Janeiro Jun/67 Dic/42 Usina Serra da Mesa 1.576,20 Minaçu/Goiás Mar/98 Dic/42
Informe a los Inversores
54
8.2. SPE
SPE Objecto
(De–Para) Participación
(%) Extensión
(km) Tensión
(kV) Entrada en Operación
Final de la Concesión
Transirapé Irapé – Araçuaí 24,5 65,0 230 May/07 Dic/34
Transudeste Itutinga – Juiz de Fora 25,0 140,0 345 Feb/07 Oct/34
Transleste Montes Claros – Irapé 24,5 138,0 345 Dic/06 Jul/05
Enerpeixe S.A Peixe Angical – Peixe 2 40,0 17,0 500 Abr/06 Nov/36
Cia. Centroeste de Minas Furnas – Pimenta II 49,0 62,7 345 Mar/10 Mar/35
Chapecoense Geração S.A SE Foz do Chapecó – Gurita
/RS 40,0 72,6 230 Abr/11 Nov/36
Chapecoense Geração S.A SE Foz do Chapecó – SE
Xanxerê /SC 40,0 77,6 230 Mar/11 Nov/36
Chapecoense Geração S.A UHE Foz do Chapecó – SE de
Foz do Chapecó 40,0 1,0 230 Mar/11 Nov/36
Retiro Baixo Energética S.A. UHE Retiro Baixo – SE Curvelo 49,0 45,0 138 Oct/10 Ago/41
Serra do Facão Energia S.A UHE Serra do Facão – SE Celg
de Catalão 49,5 32,0 138 Oct/10 Nov/36
Baguari Energia S.A UHE Baguari - SE Baguari 15,0 0,800 230 Feb/10 Ago/41
Baguari Energia S.A SE Baguari - Mesquita – Gov.
Valadares 15,0 2,5 230 Abr/10 Ago/41
Baguari Energia S.A SE Baguari - Mesquita 15,0 69,0 230 Abr/10 Ago/41
Baguari Energia S.A SE Baguari - Mesquita – Gov.
Valadares 15,0 26,0 230 Mar/10 Ago/41
Transenergia Renovável S.A LT Barra dos Coqueiros -
Quirinópolis (Rede Básica 2) 49,0 52,0 230 May/11 Abr/39
Transenergia Renovável S.A LT Quirinópolis - UTE
Quirinópolis (IEG) 49,0 34,4 138 May/11 Jun/25
Transenergia Renovável S.A LT Quirinópolis - UTE Boavista
(IEG) 49,0 16,7 138 May/11 Jun/25
9. Pérdidas en la transmisión - %
1T13 2T13
3 3
Informe a los Inversores
55
10. Principales inversiones de la controladora– R$ Millones
Proyecto 1T13 2T13 1ª revisión 2013
Generación 85,5 69,3 418,8
Implantación del Ciclo Combinado PTE Santa Cruz (RJ) 0,3 0,3 22,2
Implantación PHE Batalha (Paulistas) (MG/GO) 16,4 19,7 132,6 Implantación PHE Simplício / PCH Anta (RJ) 35,4 32,3 126,1
Modernización PHE Furnas (MG) 9,7 11,7 64,5
Modernización PHE Luiz Carlos Barreto de Carvalho (MG) 0,5 0,4 3,9
Manutención del Sistema de Generación de Energía Eléctrica 23,1 4,9 69,1
Ampliación del sistema de generación 0 0 0,1
Implantación de parques eólicos de generación 0 0 0,1
Implantación de la PTE a biomassa 0 0 0,1
Ampliación de la capacidad de generación 0 0 0,1
Transmisión 52,8 80 742,5 Sistema de Transmisión Bom Despacho – Ouro Preto 3,3 7,7 52,7
Implantación LT Macaé – Campos (RJ) 0 0 0,7
Implantación LT Tijuco Preto – Itapeti – Nordeste (SP) 3 3,8 31,7
Implantación Sistema Transmisión Mascarenhas - Linhares 0,5 1,8 40,7
Refuerzos y mejoras en el Sistema de Transmisión 14,9 14,6 157,4
Manutención del Sistema de Transmisión 30,7 52,5 396,1
Ampliación Transmisión Centro-Oeste / Ampliación del sistema de
transmisión 0,4 0,1 63,2
Otros 7,1 8,0 121,0
Manutención y Adecuación de Bienes Inmóviles 1,7 1,1 22,0 Manutención y Adecuación de Bienes Muebles, Vehículos, Máquinas y Equipos 1,4 1,3 31,4
Manutención y Adecuación de Activos de Informática, Información y
Teleprocesamiento 0,9 2,7 46,3
Preservación y Conservación Ambiental de Emprendimientos de Generación y
Transmisión de Energía Eléctrica 3,1 2,9 21,3
Total 145,3 157,7 1.282,3
11. Inversiones nuevas
11.1. Generación
11.1.1. Activos Propios
Planta Localización
(Estado)
Total de la
inversión R$ millones
Inversión realizada
R$ millones
Capacidad
Instalada - MW
Energía Asegurada
Inicio
de la Operación
Inicio de la
Construcción
Término
de la Concesión
Implantación PHE
Batalha * MG/GO
978,17
Base: Ago/08 19,7 52,5 48,8
Previsão
Máquina 1 –
05.2013
Máquina 2 –
06.2013
Jun/08
Ago/2041
Implantación UHE
Simplício / PCH
Anta **
RJ/MG 2.289,51
Base: Dic/08 32,3 333,7 191,3
Previsão
Simplício:
Máquina 1 –
02.2013 Máquina 2 –
03.2013
Máquina 3 –
04.2013
Anta:
Máquina 1 –
05.2013
Máquina 2 –
06.2013
Mar/07
Ago/2041
* Compreende a UHE Batalha e transmissão associada, a saber: SE UHE Batalha, LT Batalha – Paracatu 1 (Cemig) e SE Paracatu 1 (Cemig). ** Compreende a UHE Simplício, a PCH Anta e transmissão associada, a saber: SE UHE Simplício – C, SE PCH Anta – C, SE Rocha Leão (Ampla) – C, LT Anta – Simplício e LT Simplício – Rocha Leão (Ampla). UHE Simplício - Início da Operação Comercial realizada, conforme Despachos da ANEEL nº 1749 (UG1 e UG2) e nº 1785 (UG3).
Informe a los Inversores
56
11.1.2. SPE
SPE Planta Participa-
cion %
Localizació
n (Estado)
Total de la
Inversión
R$
millones
Inversión
realizada
R$
millones
Capacidad
Instalada
- MW
Energía
Asegurada
Início de
la
Operación
Inicio de la
Construcción
Término
de la
Concesión
Cia.
Hidrelétrica
Teles Pires
UHE Teles PIres 24,5 MT
4.257,8
Base:
moeda
corrente
2.344,9 1.820,00 915,4 09/14
Previsión Ago/2011
Dec/2046
Previsión
Madeira
Energia
S.A.*
UHE Santo
Antônio 39,0 RO
17.203,00
Base:
moeda
corrente
15.045,5 3.150,40 2.218,00 Mar/12 Sep/2008 2043
Brasventos
Eolo
Geradora
de Energia
S.A.
EOL Rei dos
Ventos 1 24,5 RN
226,3 Base:
moeda
corrente
177,1 58,45 21,86 10/13 Abr/12 Dec/2045
Rei dos Ventos 3
Geradora
de Energia
S.A.
EOL Rei dos
Ventos 3 24,5 RN
226,3
Base:
moeda
corrente
185,9 60,12 21,07 10/13 Jun/11 Dec /2045
Brasventos
Miassaba 3
Geradora
de Energia
S.A.
EOL Miassaba 3 24,5 RN
263,6
Base:
moeda
corrente
141,3 68,47 22,84 10/13 Jun/11 Dec /2045
Central
Geradora
Eólica
Famosa I
S.A.
Famosa I* 49,0 RN 75,83 22,50 11,1 Jul/2014 Nov/2012 May/2042
Central
Geradora
Eólica Pau
Brasil S.A.
Pau Brasil* 49,0 CE 50,55 15,00 7,7 Jul/2014 Nov/2012 Mar/2042
Central Geradora
Eólica
Rosada
S.A.
Rosada* 49,0 RN 101,10 30,0 13,4 Jul/2014 Nov/2012 Seo/2042
***
Central
Geradora
Eólica São
Paulo S.A.
São Paulo* 49,0 CE 58,98 17,5 8,1 Jul/2014 Nov/2012 Mar/2042
Energia dos Ventos I
Goiabeira 49,0 CE 75,23 0,69 22,5 9,9 Ene/16 Sep/2013 Jun /2042
Energia dos
Ventos II Ubatuba 49,0 CE 41,80 0,51 12,5 5,8 Ene/16 Sep/2013 Jun /2042
Energia dos
Ventos III Santa Catarina 49,0 CE 66,83 0,64 20,0 8,5 Ene/ Sep/2013 Jun /2042
Energia dos
Ventos IV Pitombeira 49,0 CE 100,33 0,82 30,0 13,9 Ene/16 Sep/2013 Jun /2042
Energia dos
Ventos V São Januário 49,0 CE 75,23 0,64 22,5 9,0 Ene/16 Sep/2013 Jun /2042
Energia dos Ventos VI
Nossa Senhora de Fátima
49,0 CE 100,33 0,74 30,0 12,8 Ene/16 Sep/2013 Ago/2042
Energia dos
Ventos VII Jandaia 49,0 CE 100,33 0,81 30,0 14,1 Ene/16 Sep/2013 Ago/2042
Energia dos
Ventos VIII São Clemente 49,0 CE 75,23 0,60 22,5 9,3 Ene/16 Sep/2013 Jul /2042
Energia dos
Ventos IX Jandaia I 49,0 CE 75,23 0,67 22,5 9,9 Ene/16 Sep/2013 Jul /2042
Energia dos
Ventos X Horizonte 49,0 CE 58,50 0,59 17,5 7,3 Ene/16 Sep/2013 Jul /2042
* Furnas tiene el derecho de participar de estos emprendimientos, según Contrato de Compromiso firmado con esta finalidad, desde que atendidas las premisas establecidas en este instrumento. Hasta la presente fecha este derecho no fue ejercido. **Valor corriente ***Esta fecha sólo se prevé desde la publicación de la concesión del parque eólico, que todavía no ha ocurrido.
Informe a los Inversores
57
11.2. Transmisión
11.2.1. Activos Propios
11.2.1.1. Lineas de Transmisión
De - Para Total de la inversión
R$ millones
Inversión realizada R$ million
Extensión de las lineas (km)
Tensión (kV)
Inicio de la
Operación
Término de la
Concesión
LT Itapeti – Nordeste 166,00
Base: Oct/05 6,8 50 345
Itapeti – Nordeste –
06.2014 Abr/36
LT Bom Despacho 3 – Ouro Preto
2 *
121,00
Base: Nov/08 11,0 180 500 Previsión 10/13 Ene/39
LT Mascarenhas – Linhares e SE
Linhares **
67,20
Base: Nov/09 2,3 99 230 Previsión 11/14 Jul/40
LT Xavantes – Pirineus 27,10
Base: sep/11 0,4 50 230 Previsión Dic/13 Dic/41
* Compreende, além da LT 500 kV Bom Despacho 3 – Ouro Preto 2, as SE Bom Despacho 3 (Cemig) – C e Ouro Preto 2 (Cemig) – 3A. **Compreende além da LT 230 kV Mascarenhas – Linhares, as SE Mascarenhas (Escelsa) e Linhares (Escelsa).
11.2.1.2. Subestaciones
SE Total de la inversión
R$ millones
Inversión realizada R$
milliones
Capacidad de Transformación
Localización Início de la
Operación
Término de la
Concesión
SE Zona Oeste 500 / 138 kV
(Subasta 002/2012, Lote E)
43,38
Base: Mar/2012 0,1
Instalación de banco de
transformador 500/138
kV – (3+1R) x 300 MVA
e respectivas
conexiones de unidades
transformadoras
RJ Ene/14 May/42
Informe a los Inversores
58
11.2.2. SPE
11.2.2.1. Lineas de Transmisión
SPE Objeto
(De-Para) Participación
(%)
Total de la Inversión
(R$ Millones)
Inversión realizada
R$ milliones
Extensión de las Lineas (km)
Tensión (kV)
Início de la
Operación
Término de la Concesión
Interligação Elétrica Madeira S.A. (IE
Madeira)
Lote D:
Porto Velho – Araraquara
2
Lote F:
Conversora Porto Velho -
Bipolo 2
24,5 3.500,9 (Base:
dec/2011)
3.790,6 2.375 600 08/13 Feb/39
Transenergia Renovável
S.A.
Conexão de Usinas de
Biomassa e Pequenas
Centrais Hidrelétricas
(PCH) ao SIN
Chapadão – Jataí
49 365,6 (Base:
dec/2011)
363,6
128 230
07/13 Jun/25
Palmeiras – Edéia 60 230
Jataí – UTE Jataí 51,2 138
Jataí – UTE Perolândia 40 138
Mineiros – UTE Água Emendada
24 138
Morro Vermelho – UTE
Alto Taquari 31 138
Edéia – UTE Tropical
Bioenergia I 49 138
Edéia – UTE Tropical
Bionenergia II 21 138
Transenergia Goiás S.A.
Serra da Mesa –
Niquelândia 49
81,71
(Base:
dec/2011)
6,6 100 230
Jun/14
Dic/13
Nov/39
Niquelândia - Barro Alto 88 230
Goiás Transmissão S.A.
Rio Verde Norte -
Trindade 49
365,6
(Base:
dec/2011)
431,0
193 500
09/13 Jul/40 Trindade – Xavantes 37
230 Trindade – Carajás 29
MGE Transmissão S.A.
Mesquita – Viana 2
49
279,65
(Base:
dec/2011)
261,0
248 500
10/13 Jul/40 Viana 2 - Viana 10 345
Consórcio Triângulo
Mineiro LT Marimbondo II – Assis 49
266,040
(Base: dec/2012)
16,3 296,5 500 28 meses ** 30 años **
Consórcio Paranaíba
LT Barreiras II – Rio das
Éguas 24,5
906,624
(Base:
dec/2012)
10,0
244 500
36 meses ** 30 años ** LT Rio das Éguas –
Luziânia 24,5 373 500
LT Luziânia – Pirapora 24,5 350 500
** Las fechas exactas de entrada en operación y de término de la concesión dependen de la firma del contrato de concesión.
11.2.2.2. Subestaciones
SE
Total de la inversión
R$
Capacidad de Transformación
Localización Inicio de la
Operación
Término de la
Concesión SE Corumbá 25.928.886,00 150 Caldas Novas (GO) Jul/2013 Jun/41
SE Luziânia e
Niquelândia 39.226.000,00 255
Luziânia (GO)
Niquelândia (GO) Nov/ 2013 May/42
Informe a los Inversores
59
12. Préstamos y Financiación – R$ Millones
Moneda Local - ML
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicador
Eletrobras 40 38 30/03/2018 R$
Eletrobras 78 75 30/12/2018 R$
Eletrobras 11 10 30/12/2015 R$
Eletrobras 261 261 30/03/2023 IPCA
Eletrobras 1 1 30/10/2014 R$
Eletrobras 350 350 30/06/2030 R$
Eletrobras 213 213 30/12/2030 IPCA
Eletrobras 670 670 30/11/2029 IPCA
Eletrobras 4 4 30/10/2016 R$
Eletrobras 624 616 30/06/2030 IPCA
Eletrobras 634 628 30/06/2021 IPCA
Eletrobras 274 271 30/12/2022 IPCA
Eletrobras - Eletronet 142 144 30/08/2020 Selic
BNDES 885 868 15/07/2026 TJLP
BNDES 164 160 15/12/2025 TJLP
BNDES 50 49 15/07/2026 TJLP
Caixa Econômica Federal 10 10 17/01/2022 TJLP
Caixa Econômica Federal 215 220 27/07/2020 R$
Caixa Econômica Federal 420 429 03/08/2020 CDI
Caixa Econômica Federal 89 88 15/10/2020 CDI
Caixa Econômica Federal 118 116 26/10/2020 CDI
Caixa Econômica Federal - 500 16/05/2023 113,7% CDI
Banco do Brasil S.A. 210 214 07/02/2018 R$
Banco do Brasil S.A. 766 755 31/10/2018 R$
Basa 202 206 31/07/2017 CDI
Moneda Extranjera – ME
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Moneda
Eletrobras 41 40 04.04.2018 US$
Eletrobras 182 170 06.10.2018 Yen
BID 130 178 15.12.2031 US$
353 388
13. Contratos
13.1 Préstamos y Financiación – R$ millones
13.1.1 Controladora
Préstamos y Financiación 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Total (ME + ML)
Por atividad
Generación 358 138 288 318 917 4707 6726
Transmisión 83 40 82 79 81 193 558
Por acreedor
Eletrobras 299 136 281 302 333 2140 3491
Otros 142 42 89 95 665 2760 3793
Total 441 178 370 397 998 4900 7284
Informe a los Inversores
60
13.1.2. SPE - NA
13.2. Compra de Energía
13.2.1. Controladora
Contratos de Compra de Energía
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
MWh 3.795.952 995.093 241.776 242.438 241.776 241.776
R$ millones 600 112 4 4 4 4 Nota: El contrato de compra de energia de la Eletronuclear se encerro el 31.12.2012.
13.2.2. SPE - NA
13.3. Venta de Energía
13.3.1. Controladora
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh 39.646.133 29.866.034 28.635.851 28.714.305 26.341.320 26.341.320
R$ Millones 2.517 1.530 1.390 1.392 1.085 1.085
Contratos
Bilaterales
MWh 474.414 105.120 519.626 415.641 415.641 415.641
R$ Millones 60 14 65 51 51 51
Total
MWh 40.120.547 29.971.154 29.155.476 29.129.946 26.756.961 26.756.961
R$
Millones 2.577 1.544 1.456 1.444 1.136 1.136
13.3.2.SPE
Foz de Chapecó
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh 1.128.832,44 2.268.840,00 2.268.840,00 2.275.056,00 2.268.840,00 54.489.456,04
R$ Millones 19.645,74 39.485,97 39.485,97 39.594,15 39.485,97 948.312,46
Contratos Bilaterales MWh 763.084,80 1.513.728,00 1.513.728,00 1.513.728,00 1.517.875,20 15.019.430,40
R$ Millones 14.432,48 28.629,64 28.629,64 28.629,64 28.708,08 284.067,49
Total MWh 1.891.917,24 3.782.568,00 3.782.568,00 3.788.784,00 3.786.715,20 69.508.886,44
R$ Millones 34.078,22 68.115,61 68.115,61 68.223,79 68.194,05 1.232.379,95
Enerpeixe S.A. - ND
UHE Santo Antônio - ND
UHE Serra do Facão
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh 1.059.960,00 1.059.960,00 1.059.960,00 1.062.864,00 1.059.960,00 25.440.000,00
R$ Millones 184,27 192,56 201,23 210,86 219,75 5.511,57
Contratos Bilaterales MWh 525.600,00 525.600,00 525.600,00 527.040,00 525.600,00 12.624.000,00
R$ Millones 91,37 95,48 99,78 104,56 108,96 2.734,99
Total
MWh 1.585.560,00 1.585.560,00 1.585.560,00 1.589.904,00 1.585.560,00 38.064.000,00
R$
Millones 275,64 288,04 301,01 315,42 328,71 8.246,56
UHE Baguari - ND
Informe a los Inversores
61
Retiro Baixo Energética S.A.
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después
de 2017
Ambiente Reglado MWh 315.360,00 308.792,45 308.792,49 309.635,61 308.792,49 6.488.857,87
R$ Millones 51,10 50,10 50,10 50,20 50,10 1.051,80
Contratos Bilaterales MWh 8.760,00 8.760,00 8.760,00 8.784,00 8.760,00 8.016,00
R$ Millones 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,30
Total MWh 324.120,00 317.552,45 317.552,49 318.419,61 317.552,49 6.496.873,87
R$ Millones 52,60 51,60 51,60 51,70 51,60 1.053,10
14. Número de Empleados (incluye requisados / excluye cedidos)
14.1. Por tiempo
Tiempo de Trabajo en la empresa (años)
1T13 2T13
Hasta 5 833 836
6 a 10 1.235 1.230
11 a15 411 368
16 a 20 194 229
21 a 25 434 380
más de 25 1.341 1.221
Total 4.448 4.264 Nota: Furnas tiene 19 empregados requisados que no se clasifican por tiempo de servicio, totalizando 4.448 empleados.
14.2. Por designación
Ubicación Nº de Empleados
1T13 2T13 Campo Administrativo 1.103 1.285
Campo Operativo 3.345 2.979
Total 4.448 4.264
14.3. Por región
Región Nº de Empleados
1T13 2T13 Distrito Federal 158 164
Espírito Santo 80 74
Goiás 288 280
Minas Gerais 716 681
Mato Grosso 13 13
Paraná 189 183
Rio de Janeiro 2.342 2.243 Rondônia 45 39
São Paulo 607 580
Tocantins 10 7
Total 4.448 4.264
15. Mano de obra Contratada de terceros
Operativo 1T13 2T13 Contratados 1.489 1.459
Total 1.489 1.459
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62
16. Índice de Reposición
1T13 2T13 0,0106 0,0226
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201
Ejercicios finalizados (En Miles de Reais)
Activo 30.06.13 31.12.12
Corriente
Caja y equivalentes de caja 697.004 94.745
Clientes 830.964 918.550
(-) Provisión para créditos de liquidación dudosa (199.195) (183.740) Valores a recibir - Ley nº 12.783/13 1.045.487 4.736.747
Tributos y contribuciones sociales 98.111 177.508
Títulos y valores moviliarios 2.701.766 229.018
Antecipos a empleados 45.066 4.542
Almacén 90.369 85.380
Servicios en curso 110.237 100.330
Cauciones y depósitos vinculados 21.982 11.003
Activo financiero – concesiones de servicio público 77.050 77.023
Otros 86.195 70.490
5.605.036 6.321.596
No corriente
Realizable a Largo Plazo
Clientes 17.377 19.571
Valores a recibir - Ley nº 12.783/13 2.291.540 2.719.769
Tributos y contribuciones sociales 2.056.601 1.857.298
Títulos y valores moviliarios 3.723 4.308 Bienes y derechos destinados a venta 10.200 7.129
Cauciones y depósitos vinculados 620.547 482.794
Activo financiero – concesiones de servicio público 2.845.140 2.599.705
Otros 208.238 50.777
8.053.366 7.741.351
Inversiones 2.708.989 2.250.456 Inmovilizado 1.486.349 1.371.394
Intangible 27.513 29.458
12.276.217 11.392.659
Total del Activo 17.881.253 17.714.255
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64
Pasivo y Patrimonio Neto 30.06.13 31.12.12 Corriente
Proveedores 389.395 321.729
Empleados 16.054 16.228
Tributos y contribuciones sociales 87.581 115.895 Préstamos y financiación 67.514 70.239
Encargos de la deuda 2.460 778
Remuneración a los accionistas 34 41
Obligaciones estimadas 156.971 134.787
Incentivo jubilación - PIDV 720.954 -
Beneficios de jubulación - 2.523
Otras provisiones operativas - 106.461
Encargos sectoriales 196.172 201.408
Otros 45.409 51.561
1.682.544 1.021.650
No corriente
Tributos y contribuciones sociales 13.572 13.572
Débitos fiscales 60.073 54.225
Préstamos y financiación 339.102 398.087
Beneficios de jubilación 708.139 705.788
Encargos sectoriales 178.778 151.718 Provisiones para contingencias 1.436.319 1.388.685
Provisión contrato oneroso - Camaçari e Itaparica 2.035.306 2.303.556
Otros 5.575 5.515
4.776.864 5.021.146
Patrimonio neto
Capital social 9.753.953 9.753.953 Otros resultados abrangentes 4.916.199 4.916.199
Pérdidas acumuladas (790.411) (805.879)
(2.457.896) (2.192.814)
11.421.845 11.671.459
Total del pasivo y patrimonio neto 17.881.253 17.714.255
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65
Demostración del Resultado (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Generación Transmisión Total Generación Transmisión Total
Ingreso Operativo Neto 1.653.350 532.576 2.185.926 2.206.671 787.912 2.994.583
Costo del servicio de energía eléctrica
Costo con energía eléctrica
Energía eléctrica comprada para reventa (266.131) - (266.131) - - -
Encargos de uso de la red de transmisión (419.758) - (419.758) (430.144) - (430.144)
Coste de la operación
-
- Personal (44.169) (113.635) (157.804) (40.711) (105.262) (145.973)
Material (2.117) (3.281) (5.398) (2.113) (3.136) (5.249)
Combustibles para la producción de Energía (704.616) - (704.616) (1.641) - (1.641)
Servicio de terceros (8.601) (22.816) (31.417) (7.480) (24.947) (32.427)
Comp.financ.p/utilización de recursos hídricos (13.323) - (13.323) (136.062) - (136.062)
Depreciación y amortización (18.922) - (18.922) (170.900) - (170.900)
Tasa de fiscalización de la Aneel (6.036) (4.483) (10.519) (6.488) (4.111) (10.599)
Provisión (reversión) contrato oneroso 184.111 84.139 268.250 - - -
Otros 39.176 1.254 40.430 22.762 254 23.016
(1.260.386) (58.822) (1.319.208) (772.777) (137.202) (909.979)
Coste del servicio prestado a terceros - (629) (629) - (3.410) (3.410)
Coste de construcción - (254.504) (254.504) - (282.835) (282.835)
Ganancia bruta 392.964 218.621 611.585 1.433.894 364.465 1.798.359
Gastos operativos
Gastos com ventas
Provisión para créditos de liquidación dudosa (12.708) (2.747) (15.455) (101.693) (10.504) (112.197) Pérdidas – consumidores/concesionarias 1.071 - 1.071 (10.435) - (10.435)
Pérdidas – energía libre - - - (266) - (266)
Otras (25) (65) (90) 13.297 (89) 13.208
Gastos generales y administrativos
Personal (256.126) (719.183) (975.309) (55.601) (175.030) (230.631)
Material (1.451) (4.227) (5.678) (1.607) (4.895) (6.502)
Servicio de terceros (19.131) (29.726) (48.857) (20.900) (33.156) (54.056)
Depreciación y amortización (23.831) (9.164) (32.995) (23.837) (12.553) (36.390)
Provisiones para contingencias (17.974) (46.907) (64.881) (19.944) (58.507) (78.451) Impairment Camaçari y Curemas 9.771 - 9.771 - - -
Provisión MP 579 - (63.483) (63.483) - - -
Otras (49.369) (45.331) (94.700) (28.355) (35.358) (63.713)
(369.773) (920.833) (1.290.606) (249.341) (330.092) (579.433)
Resultado del servicio 23.191 (702.212) (679.021) 1.184.553 34.373 1.218.926
Resultado de equivalencia patrimonial
Ganancia en equivalencia patrimonial 4.199 37.143 41.342 7.453 29.643 37.096
Pérdidas en equivalencia patrimonial (7.195) (2.996) (10.191) (5.505) (6.478) (11.983)
(2.996) 34.147 31.151 1.948 23.165 25.113
Ingreso (gasto) financiero Renta de inversiones financieras (39.830) (14.900) (54.730) 47.497 16.329 63.826
Ajuste monetario e incremento moratorio-Energía
vendida 15.068 4.018 19.086 27.412 2.767 30.179
Otros ajustes monetarios activos 113 292 405 253 742 995
Actualización de valores a recibir – Ley 12.783/13 170.886 51.383 222.269 - - -
Otros ingresos financieros 7.607 14.458 22.065 7.746 9.031 16.777
Pis/Pasep y Cofins (5) (1) (6) (47) (21) (68)
153.839 55.250 209.089 82.861 28.848 111.709
Encargos de las deudas 538 (13.451) (12.913) (6.417) (17.457) (23.874)
Ajuste monet.s/préstamos y financiación - (383) (383) - (277) (277)
Otros ajustes monetarios pasivos (82) (53) (135) (79) (217) (296)
Otros gastos financieros (6.881) (2.445) (9.326) (54.693) (4.338) (59.031)
(6.425) (16.332) (22.757) (61.189) (22.289) (83.478)
147.414 38.918 186.332 21.672 6.559 28.231
Resultado operativo 167.609 (629.147) (461.538) 1.208.173 64.097 1.272.270
Contribución social corriente (26.290) 25.659 (631) (115.909) 206 (115.703)
Contribución social diferida 4.905 39.461 44.366 5.174 (6.377) (1.203)
Impuesto sobre la renta corriente (43.105) 42.786 (319) (313.862) 922 (312.940)
Impuesto sobre la renta diferido 23.554 129.486 153.040 17.851 (16.193) 1.658 Incentivos fiscales - - - 228.756 (650) 228.106
Ganancia neta del ejercicio 126.673 (391.755) (265.082) 1.030.183 42.005 1.072.188
Ganancia básica por acción (R$) 2,27 (7,01) (4,74) 19,98 0,81 20,79
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66
Demonstración del Flujo de Caja En R$ millones
30.06.13 30.06.12
Actividades Operativas
Ganancia antes del impuesto sobre la renta y de la contribución social (461.538) 1.272.270
Gastos (ingresos) que no afectan el caja
Depreciación y amortización 51.917 207.290
Variaciones monetaria y cambial (neta) (359) (4.478)
Equivalencia patrimonial (31.151) (25.113) Provisión para contingencias 64.881 78.451
Provisión para créditos de liquidación dudosa 15.455 112.197
Reversión de otras provisiones operativas (12.195) -
Beneficios de jubilación 55.101 15.325
Actualización depósitos judiciales (10.713) (7.913)
Actualización títulos de la deuda agrária (TDA) (65) (113)
Ingreso financiero (24.001) (341.579)
Encargos financieros 12.913 23.874
Actualización de dividendos - 47.412 Incentivo jubilación 720.954 -
Actualización de saldo negativo – IRPJ y CSLL (3.829) -
Reversión contrato oneroso (268.250) -
Reversión Impairment (9.771) -
Actualización de valores a recibir Ley 12.783/13 (222.269) -
(122.920) 1.377.623
Encargos financieros pagos a los accionistas y partes relacionadas (3.798) (4.205)
Encargos financieros pagos a instituciones financieras y otros (5.920) (26.896)
Pago entidad de previdencia privada (33.052) (85.590)
Pago del impuesto sobre la renta y contribución social - (154.600)
Depositos judiciales (18.717) (54.670)
Pago de participaciones en las ganancias o resultados (94.266) (102.446)
Variación en los activos y pasivos
Clientes 89.780 (102.691)
Almacén (4.989) 4.586
Tributos y contribuciones sociales 51.145 (47.575) Antecipos para empleados (40.524) (14.649)
Cauciones y depósitos vinculados (119.302) (1.255)
Servicios en curso (9.907) (5.968)
Antecipos para futuro acrecimiento de capital en controlada en conjunto (159.102) (3.000)
Proveedores 67.666 (131.143)
Obligaciones estimadas 22.184 23.010
Encargos sectoriales 10.120 39.570
Provisión para contingencias (17.247) 17.618
Otros activos y pasivos Operativos 14.191 (22.063)
(251.738) (671.967)
Total de las actividades operativas (374.658) 705.656
Actividades de inversiones
Valor a recibir – Ley 12.783/13 4.341.758 -
Inversiones en el activo inmovilizado (187.544) (204.846)
Inversiones en el activo intangible (1.640) (1.506)
Realización del Activo financiero - Concesions de servicio publico (221.461) 173.496 Participaciones societarias permanentes (437.323) (227.971)
Dividendos 12.849 17.248
Titulos y valores moviliarios (2.472.163) 286.906
Bajas del activo inmovilizado 4.162 14.033
- 1.038.638 57.360
Actividades de financiación
Préstamos y financiación obtenidos - 3.423
Pagos de préstamos y financiación (61.721) (269.048)
Remuneración paga a accionistas - (620.958)
(61.721) (886.583)
Total de los efectos en el caja 602.259 (123.567)
Caja y equivalentes de caja en el inicio del período 94.745 268.638
Caja y equivalentes de caja en el final del período 697.004 145.071
Variación en el caja 602.259 (123.567)
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67
Análisis del Resultado
La compañía registrada en 2T13 un daño líquido de R$ 405.7 millones, contra los beneficios netos de R$ 140.7 millones presentados en 1T13, tuvo que principalmente el reconocimiento del efecto del plan del incentivo a la desconexión - PIDV. Las variaciones y los costes/los gastos principales de la prescripción se demuestran para seguir. Ingreso Operativo En la generación La compañía presentó, en 2T13, un ingreso de generación 9,2% inferior al apurado en 1T13, pasando de R$ 1.018, 9 millones para R$ 925.2 millones, debido principalmente a los factores siguientes: El suministro de energía eléctrica directo a las industrias presentó una reducción de 2,5%, pasando de R$ 207,5 millones en 1T13, para R$ 202,4 millones en 2T13, resultado de los vencimientos de contratos existentes en relación a la entrada de contratos nuevos; La operación y mantenimiento de las plantas presentó aumento de 5,3%, pasando de R$ 404,8 millones en 1T13, para R$ 426,2 millones en 2T13, en función de la contabilidad en el trimestre pasado de la compensación financiera por el uso de los recursos Hídricos - CFURH; Dentro de la Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, en el mercado de corto plazo, hubo una reducción de 27,2%, pasando de R$ 405,6 millones en 1T13 para R$ 295,2 millones, en 2T13, debido a la reducción en la orden de
expedición por el Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS de la planta de Camaçari. En la transmisión La compañía presentó, en 2T13, un ingreso en la transmisión 1,3% inferior al apurado en 1T13, pasando de R$ 301,3 millones para R$ 297,4 millones, debido principalmente a los factores siguientes: El ingreso de transmisión - operación y el mantenimiento presentó reducción de 4,5% pasando de R$ 160,6 millones en 1T13
para R$ 153,4 millones en 2T13, en función del ingreso todavía no homologado, decurrente de la variación de la anticipación
del funcionamiento de emprendimientos de la transmisión, en relación a la fecha prevista por la Aneel;
El ingreso de construcción presentó aumento de 9,5% pasando de R$ 121,5 millones en 1T13 para R$ 133,0 millones en 2T13, en función del curso de las obras del sistema de transmisión; El ingreso financiero presentó reducción de 56,3%, pasando de R$ 16,7 millones en 1T13, para R$ 7,3 millones, en 2T13, decurrente de los reflejos señalados en el ingreso de operación de mantenimiento del sistema de la transmisión; Las otras cuentas, en promedio, no presentaron variaciones o impactos significativos. Coste del servicio de la energía eléctrica Los principales determinantes de la evolución de los costes en el período fueron: En la generación
Los costos con personal presentaron aumento de 5,6%, pasando de R$ 21,5 millones en 1T13, para R$ 22,7 millones en 2T13, debido principalmente al número más grande de empleados en vacaciones en el 1T; Los costos con material presentaron aumento de R$1,7 millón, pasando de R$ 0,2 millón en 1T13, para R$ 1.9 millón en 2T13, en función de las adquisiciones en el período; Las compras de combustibles para la producción de energía presentaron reducción de 6,5%, pasando de R$ 364,1 millones, en 1T13, para R$ 340,5 millones, en 2T13, en función de la reducción de la operación de la planta de Camaçari; Los costos con servicios de terceros no presentaron variación significativa, pasando de R$ 4,1 millones en 1T13 para R$ 4,5 millones en 2T13;
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68
La cuenta compensación financiera por uso de los recursos hídricos presentó reducción de 64,3% pasando de R$ 9,8 millones,
en 1T13, para R$ 3,5 millones, en 2T13, debido a la adecuación del registro de este encargo sectorial, de acuerdo con los nuevos cálculos establecidos en la ley nº 12.783/2013; La cuenta reversión contrato oneroso, presentó un ingreso de R$ 22,3 millones en 1T13 y un ingreso de R$ 161,8 millones en 2T13, debido a la reversión de la parte de la provisión en el 2T13, en función de la actualización de los estudios realizados por la compañía; En la transmisión Los costos con personal presentaron aumento de 9,5%, pasando de R$ 54,5 millones en 1T13, para R$ 59,8 en 2T13, debido principalmente al número más grande de empleados en vacaciones en el 1T; Los costos con el material presentaron aumento de R$ 0,5 millones, pasando de R$ 1,4 millones en 1T13, para R$ 1,9 millones en 2T13, en función de las adquisiciones en el período; Los costos con servicios del terceros presentaron aumento de R$ 3,0 millones, pasando de R$ 9,9 millones en 1T13 para R$ 12,9 millones en 2T13; La cuenta reversión contrato oneroso, presentó un ingreso de R$ 7,7 millones en 1T13 y un ingreso de R$ 76,5 millones en 2T13, debido a la reversión de la parte de la provisión en el 2T13, en función de la actualización de los estudios realizados por la compañía; Los costes de la construcción presentaron aumento 9,5%, pasando de R$ 121,5 millones en 1T13 para R$ 133,0 millones en 2T13, en función del curso de las obras del sistema de transmisión. Las otras cuentas, en promedio, no presentaron variaciones significativas. Ingreso (Gasto) Operativo En la generación Los gastos generales y administrativos presentaron aumento de 245,0%, correspondiente a R$ 203,6 millones, pasando de R$ 83,1 millones, en 1T13, para R$ 286,7 millones, en 2T13, debido principalmente a la variación en los costos con personal [+615,6% (R$ 193,3 millones)], decurrente del registro del plan de incentivo a jubilación voluntaria - PIDV; la variación en el gasto con material [- 33,3% (R$ 0,3 millones)]; a los costos con servicios de terceros [+5,4% (R$ 0,5 millones)]; el gasto con depreciación y amortización [+16,4% (R$ 1,8 millones)]; e las provisiones para contingencias [- 17,3% (R$ 1,7 millones)], debido principalmente al término de los procesos relacionados a la entrada de nuevos procesos judiciales. En la transmisión Los gastos generales y administrativos presentaron aumento de 259,5%, correspondiente a R$ 520,0 millones, pasando de R$ 200,4 millones, en 1T13, para R$ 720,4 millones, en 2T13, debido principalmente a la variación en los costos con personal [+575,8% (R$ 533,8 millones)], decurrente del registro del plan de incentivo a jubilación voluntaria - PIDV; la variación en el gasto con material [- 25,0% (R$ 0,5 millones)]; a los costos con servicios de terceros [+18,4% (R$ 2,5 millones)], el gasto con la depreciación y amortización [- 2,2% (R$ 0,1 millones)], y las provisiones para contingencias [- 15,4% (R$ 3,9 millones)],
debido principalmente al término de los procesos relacionados a la entrada de nuevos procesos judiciales. Resultado Financiero En la generación Los ingresos financieros presentaron reducción de 48,8%, pasando de R$ 101,7 millones en 1T13, para R$ 52,1 millones, en 2T13, debido principalmente a la reducción en la actualización de los valores a recibir de la ley nº 12.783/2013, de la reversión de la actualización del VNR y de la reducción en rentas de aplicaciones financieras. Los gastos financieros presentaron aumento de 32,1%, pasando de R$ 2,8 millones, en 1T13, para R$ 3,7 millones, en 2T13, debido al registro de los encargos de la deuda.
Informe a los Inversores
69
En la transmisión
Los ingresos financieros presentaron reducción de 141,3%, pasando de un ingreso de R$ 94,2 millones en 1T13, para un gasto de R$ 38,9 millones, en 2T13, debido principalmente a la reducción en la actualización de los valores a recibir de la ley nº 12.783/2013, de la reversión de la actualización del VNR y de la reducción en rentas de aplicaciones financieras. Los gastos financieros presentaron reducción de 3,6%, pasando de R$ 8,3 millones, en 1T13, para R$ 8,0 millones, en 2T13, debido a la reducción de los encargos de la deuda.
Informe a los Inversores
70
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada
1.1. Activos Propios
Planta Capacidad Instalada
MW
Energía Asegurada MW Medio
Energía Generada MWh
1T13 2T13
Funil 30,00 13,95 6.305,16 5.205,3
Pedra 20,00 3,74 404,05 1.445,7
Araras 4,00 - 0,00 -
Curemas 3,52 1,00 699,91 888,8
Complexo de Paulo Afonso, Piloto e Apolônio
Sales (Moxotó) 4.281,60 2.225,00 3.203.282,22 2.659.188,2
Sobradinho 1.050,30 531,00 677.611,71 649.725,9
Luiz Gonzaga (Itaparica) 1.479,60 959,00 1.406.311,17 1.154.281,4
Boa Esperança (Castelo Branco) 237,00 143,00 225.940,28 244.627,5
Xingó 3.162,00 2.139,00 3.550.359,04 2.950.122,3
Camaçari 346,80 229,80 538.380,05 529.153,5
Planta Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación
Funil BA Mar/62 Dez/2042
Pedra BA Abr/78 Dez/2042
Araras CE Fev/67 Jul/2015
Piloto BA Jan/55 Jul/2015
Curemas PB Jun/57 Nov/2024
Complexo de Paulo Afonso, y Apolônio Sales (Moxotó) BA Jan/55 Dez/2042 Sobradinho BA Abr/79 Fev/2022
Luiz Gonzaga (Itaparica) PE Fev/88 Dez/2042
Boa Esperança (Castelo Branco) PI Jan/70 Dez/2042
Xingó SE Abr/94 Dez/2042
Camaçari BA Fev/79 Ago/2027 (*) Los activos fueron indemnizados al momento de la renovación de las concesiones.
1.2 SPE
SPE Planta Capacidad Instalada
MW
Energía Asegurada MW Medio
Energía Generada MWh
1T13 2T13
Energetica
Águas da
Pedra S.A.
UHE Dardanelos
261,0 154,9 457.808,1 502.925,36
Pedra
Branca
S.A.
Pedra
Branca 30,0 12,2 4.121,0 28.505,8
São Pedro
do Lago
S.A.
São Pedro
do Lago 30,0 13,2 2.688,3 23.495,9
Sete
Gameleiras
S.A.
Sete
Gameleiras 30,0 12,5 953,3 25.160,2
Planta Participación
% Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación
Dardanelos 24,5 MT ago/11 jul/42
Pedra Branca 49,0 BA Ene/13 Feb/46
São Pedro do Lago 49,0 BA Ene/13 Feb/46
Sete Gameleiras 49,0 BA Ene/13 Feb/46
Informe a los Inversores
71
2. Energía comprada para reventa
2.1.Activos Propios – NA
2.2. SPE
Pedra Branca S.A.
Proveedor Unidad 1T13 2T13
Sistema Eletrobras MWh - -
R$ millones - -
Otros MWh 20.541,6 -
R$ millones 3,9 -
São Pedro do Lago S.A.
Proveedor Unidad 1T13 2T13
Sistema Eletrobras MWh - -
R$ millones - -
Otros MWh 23.616,3 -
R$ millones 4,6 -
Sete Gameleiras S.A.
Proveedor Unidad 1T13 2T13
Sistema Eletrobras MWh - -
R$ millones - -
Otros MWh 25.244,7 -
R$ millones 5,1 -
3. Energía Vendida
3.1. Activos Propios
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Sistema
Eletrobras
A 14,8 566.537 16,3 584.137
B
Otros A 597,5 13.639.754 612,2 13.777.912
B
Total A 612,3 14.206.291 628,5 14.362.049
B
3.2. SPE
Energética Águas da Pedra S.A.
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Sistema Eletrobras
A - - - -
B - - - -
Otros A - - - -
B 50,3 332.767 47,8 310.591
Total A
B 50,3 332.767 47,8 310.591
Informe a los Inversores
72
Pedra Branca S.A.
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Sistema
Eletrobras
A 2,1 15.078 2,3 15.078
B - - - -
Otros A 1,6 11.639 1,8 11.639
B - - - -
Total A 3,7 26.717 4,1 26.717
B
- -
São Pedro do Lago S.A.
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Sistema Eletrobras
A 2,2 16.314 2,5 16.314
B - - - -
Otros A 1,7 12.593 1,9 12.593
B - - - -
Total A 3,9 28.907 4,4 28.907
B - - - -
Sete Gameleiras S.A.
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Sistema
Eletrobras
A 2,1 15.448 2,3 15.448
B - - - -
Otros A 1,6 11.926 1,9 11.926
B - - - -
Total A 3,7 27.374 4,2 27.374
B - - - -
4. Liquidación CCEE (Spot y MRE)
Unidad 1T13 2T13
Venta
R$ millones 382,95 317,9
MWh 259.814,36 217.684,56
MWmedio 120,23 99,67
Compra
R$ millones - -
MWh - -
MWmedio - -
Neto
R$ millones 382,95 317,9
MWh 259.814,36 217.684,56
MWmedio 120,23 99,67
5. Combustible usado para producción de energía eléctrica
Tipo Unidad métrica 1T13 2T13
Cantidad R$ Millones Cantidad R$ Millones
Oleo
diesel Litro 58.780.000 116,0 7.066.000 21,0
Gás m3 131.682.538 248,1 167.331.197 319,5
Total:
364,1 340,5
6. Pérdidas en la generación - %
1T13 2T13
2,62 2,77
Informe a los Inversores
73
7. Tarifa Media – R$/MWh
7.1. Activos Propios
1T13 2T13
43,10 43,75
7.2. SPE
1T13 2T13
Energética Águas da Pedra S.A. 151,30 154,02
Pedra Branca S.A. 136,78 151,98
São Pedro do Lago S.A. 136,78 151,98
Sete Gameleiras S.A. 136,78 151,98
Informe a los Inversores
74
8. Extensión de las Lineas de Transmisión - Km
8.1. Activos Propios
8.1.1. Lineas de Transmisión
De-Para Extensión
(km) Tensión
Entrada en Operación
Final de la Concesión
Angelim II-Recife II, C1 169,1 500 Ago/77 Dic/42
Angelim II-Recife II, C2 170,7 500 Mar/80 Dic/42
Jardim-Camaçari IV, C1 249,6 500 May/00 Dic/42
Camaçari II-Camaçari IV, C1 0,3 500 Nov/12 Dic/42
Gonzaga-Angelim II, C1 248,4 500 Feb/77 Dic/42
Gonzaga-Milagres, C1 230,8 500 Abr/87 Dic/42
Gonzaga-Olindina, C1 248,6 500 May/76 Dic/42
Luiz Gonzaga-Sobradinho, C1 290,6 500 Oct/79 Dic/42
Messias-Suape II, C1 109,7 500 Dic/98 Dic/42 Suape II-Recife II, C1 111,4 500 Dic/98 Dic/42
Milagres-Quixada, C1 268,0 500 Ene/88 Dic/42
Olindina-Camacari II, C1 147,2 500 Oct/76 Dic/42
Olindina-Camacari II, C2 146,9 500 Sep/78 Dic/42
P.Afonso IV-Angelim II, C2 221,5 500 Jul/79 Dic/42
P.Afonso IV-Olindina, C2 212,8 500 Jun/78 Dic/42
P.Afonso IV-L. Gonzaga, C1 37,4 500 Oct/79 Dic/42
P.Afonso IV-Xingo, C1 53,8 500 Feb/93 Dic/42
Pres.Dutra-Teresina II, C1 207,9 500 May/00 Dic/42
Pres.Dutra-Teresina II, C2 207,7 500 Abr/03 Dic/42 Quixada-FortalezaII, C1 136,5 500 Ago/96 Dic/42
Sobral III-FortalezaII, C1 210,8 500 May/00 Dic/42
S.J.Piaui-B.Esperanca, C1 233,5 500 Dic/80 Dic/42
Sobradinho-S.J.Piaui, C1 211,0 500 Oct/80 Dic/42
Sobradinho-Luiz Gonzaga, C2 316,0 500 Jun/88 Dic/42
Teresina Ii-Sobral III, C1 334,2 500 May/00 Dic/42
U. Luiz Gonzaga-L.Gonzaga, C1 0,6 500 May/79 Dic/42
U. Luiz Gonzaga-L.Gonzaga, C2 0,6 500 May/79 Dic/42
U. Luiz Gonzaga-L.Gonzaga, C3 0,6 500 May/79 Dic/42 Planta IV-P.Afonso IV, C1 0,6 500 Dic/79 Dic/42
Planta IV-P.Afonso IV, C2 0,6 500 May/80 Dic/42
Planta IV-P.Afonso IV, C3 0,6 500 Oct/80 Dic/42
Planta IV-P.Afonso IV, C4 0,6 500 Jul/81 Dic/42
Planta IV-P.Afonso IV, C5 0,6 500 Dic/81 Dic/42
Planta IV-P.Afonso IV, C6 0,6 500 May/83 Dic/42
Planta Xingo – Xingo, C1 0,9 500 Oct/95 Dic/42
Planta Xingo – Xingo, C2 0,9 500 Oct/95 Dic/42
Planta Xingo – Xingo, C3 0,9 500 Oct/95 Dic/42
Planta.Xingo.- Xingo, C4 0,9 500 Oct/95 Dic/42 Planta Xingo – Xingo, C5 0,8 500 Mar/94 Dic/42
Planta Xingo – Xingo, C6 0,8 500 Nov/94 Dic/42
Xingo-Jardim, C1 159,8 500 May/00 Dic/42
Xingo-Messias, C1 219,0 500 Feb/93 Dic/42
Sub-Total - 500 Kv 5.163,8
Angelim-Messias, C1 78,9 230 Abr/77 Dic/42
Angelim-Messias, C2 78,5 230 Oct/76 Dic/42
Angelim-Messias, C3 79,1 230 Ago/86 Dic/42
Angelim-Ribeirão, C1 115,7 230 Ene/53 Dic/42 Angelim-Recife II, C2 171,7 230 Ene/67 Dic/42
Angelim-Recife Ii, C3 171,7 230 Ene/61 Dic/42
Angelim-Tacaimbó, C1 63,9 230 Mar/63 Dic/42
Angelim-Tacaimbó, C2 64,1 230 Mar/73 Dic/42
Angelim-Tacaimbó, C3 65,7 230 Jun/98 Dic/42
Arapiraca III–Rio Largo II, C1 122,3 230 Ene/98 Dic/42
Arapiraca III–Penedo, C1 90,4 230 Ene/98 Dic/42
Boa Esperança-Teresina, C1 198,0 230 Mar/70 Dic/42
Boa Esperança-Teresina, C2 198,0 230 Dic/81 Dic/42 Bongi-Açonorte, C1 6,0 230 Ago/76 Dic/42
B.Jesus da Lapa-Barreiras, C1 233,5 230 Dic/90 Dic/42
Banabuiu-Fortaleza, C1 177,2 230 Oct/65 Dic/42
Informe a los Inversores
75
De-Para Extensión
(km) Tensión
Entrada en Operación
Final de la Concesión
Banabuiu-Fortaleza, C2 176,0 230 Jul/78 Dic/42
Banabuiu-Fortaleza, C3 176,0 230 Ago/78 Dic/42
Banabuiu-Mossoro II, C1 177,2 230 Jul/03 Dic/42
Banabuiu-Russas II, C1 110,4 230 May/71 Dic/42
Bom Nome-Milagres, C1 83,7 230 Sep/61 Dic/42
Bom Nome-Milagres, C2 84,1 230 Dic/74 Dic/42
Bom Nome-Milagres, C3 83,9 230 Sep/79 Dic/42 Cauipe-Sobral, C1 177,4 230 Nov/73 Dic/42
Cicero Dantas-Catu, C1 200,7 230 Mar/68 Dic/42
Cicero Dantas-Catu, C2 201,3 230 Abr/72 Dic/42
Campina Grande-Coteminas, C1 2,5 230 Nov/10 Dic/42
Campina Grande-Goianinha, C1 99,3 230 Feb/70 Dic/42
Campina Grande II-Natal III, C1 176,5 230 Oct/99 Dic/42
Natal III-Natal II, C1 11,6 230 Oct/99 Dic/42
Campina Grande II-Natal III, C2 176,5 230 Oct/02 Dic/42
Natal III-Natal II, C2 11,6 230 Oct/02 Dic/42
Campina Grande II-Paraiso, C1 118,1 230 May/79 Dic/42 Campina Grande II-Paraiso, C2 119,0 230 Abr/79 Dic/42
Camaçari-Caraíba Metais, C1 3,2 230 Feb/82 Dic/42
Camaçari-Cqr, C1 7,2 230 May/92 Dic/42
Camaçari-Cotegipe, C1 22,9 230 Jun/70 Dic/42
Camaçari-Cotegipe, C2 23,5 230 Oct/76 Dic/42
Camaçari-Gov.Mangabeira, C1 83,7 230 Sep/82 Dic/42
Camaçari-Gov.Mangabeira, C2 83,7 230 Sep/82 Dic/42
Camaçari-Jacaracanga, C1 19,2 230 Jul/77 Dic/42
Camaçari-Jacaracanga, C2 19,2 230 Mar/77 Dic/42 Camaçari-Matatu, C1 47,0 230 Ago/53 Dic/42
Camaçari-Pituaçu, C1 39,2 230 Oct/84 Dic/42
Camaçari-Pituaçu, C2 39,2 230 Ene/02 Dic/42
Cotegipe-Jacaracanga, C1 15,2 230 Dic/71 Dic/42
Cotegipe-Matatu, C1 30,0 230 May/77 Dic/42
Catu-Camaçari, C1 25,0 230 Jun/70 Dic/42
Catu-Camaçari, C2 25,0 230 Ago/53 Dic/42
Catu-Gov.Mangabeira, C1 77,2 230 Ago/67 Dic/42
Catu-Itabaianinha, C1 143,9 230 Ago/53 Dic/42
Depto.Manut. Lt-João A. Liberato 0,2 230 Dic/10 Dic/42 Funil-Itapebi, C1 198,1 230 Jul/90 Dic/42
Funil-Itapebi, C2 198,1 230 Jul/90 Dic/42
Fortaleza-Cauipe, C1 60,8 230 Nov/73 Dic/42
Fortaleza II-Delmiro Gouveia, C1 7,1 230 Jun/89 Dic/42
Fortaleza II-Delmiro Gouveia, C2 7,1 230 Jun/89 Dic/42
Fortaleza-Fortaleza II, C1 0,3 230 Feb/00 Dic/42
Fortaleza-Fortaleza II, C2 0,3 230 Feb/00 Dic/42
Fortaleza-Fortaleza II, C3 0,3 230 May/10 Dic/42
Fortaleza II-Cauipe, C1 58,0 230 Nov/03 Dic/42 Fortaleza II-Cauipe, C2 58,0 230 Nov/03 Dic/42
Fortaleza II-Pici, C1 27,5 230 May/05 Dic/42
Fortaleza II-Pici, C2 27,5 230 Feb/09 Dic/42
Goianinha-Santa Rita II, C1 45,3 230 Oct/77 Dic/42
Santa Rita II-Mussuré II, C1 28,1 230 Oct/77 Dic/42
Goianinha-Mussure, C2 50,6 230 Oct/77 Dic/42
Gov.Mangabeira-Sapeaçu, C1 23,5 230 Dic/68 Dic/42
Gov.Mangabeira-Sapeaçu, C2 22,5 230 Feb/84 Dic/42
Gov.Mangabeira-Sapeaçu, C3 22,6 230 Feb/84 Dic/42
Ibicoara-Brumado, C1 94,5 230 Mar/12 Jun/37 Icó-Banabuiú, C1 124,7 230 Dic/77 Dic/42
Itapebi-Eunápolis, C1 47,0 230 Jul/90 Dic/42
Itapebi-Eunápolis, C2 47,0 230 Jul/90 Dic/42
Irecê-Brotas de Macaúba, C1 135,4 230 Sep/81 Dic/42
Brotas de Macaúba-B. J da Lapa, C1 204,6 230 Sep/81 Dic/42
Itabaianinha-Itabaiana, C1 76,8 230 Ago/53 Dic/42
Itabaiana-Jardim, C1 44,0 230 Ago/79 Dic/42
Itabaiana-Jardim, C2 44,0 230 Ago/79 Dic/42
Jacaracanga-Alunordeste, C1 1,8 230 May/83 Dic/42 Jacaracanga-Dow, C1 7,9 230 Jul/77 Dic/42
Jacaracanga-Dow, C2 7,8 230 Mar/77 Dic/42
Jardim-Fafen, C1 12,5 230 Ago/81 Dic/42
Jardim-Cia.Vale.Rio Doce, C1 0,8 230 May/11 Dic/42
Jaguarari-Sr. do Bonfim II, C1 87,2 230 Ene/80 Dic/42
Informe a los Inversores
76
De-Para Extensión
(km) Tensión
Entrada en Operación
Final de la Concesión
Juazeiro II-Jaguarari, C1 80,4 230 Ene/80 Dic/42
Juazeiro II-Sr.do Bonfim II, C2 148,6 230 Abr/81 Dic/42
Libra-Libra, C1 1,5 230 Dic/91 Dic/42
Milagres-Banabuiu, C1 225,9 230 Feb/65 Dic/42
Milagres-Ico, C1 103,5 230 Dic/77 Dic/42
Milagres-Banabuiu, C3 225,1 230 Dic/77 Dic/42
Milagres-Coremas, C1 119,4 230 Nov/86 Dic/42 Milagres-Coremas, C2 119,8 230 Jun/10 Feb/35
Milagres-Tauá, C1 208,1 230 Ene/09 Feb/35
Mirueira-Pau Ferro, C1 23,1 230 Oct/99 Dic/42
Mirueira-Goianinha, C1 50,1 230 Dic/89 Dic/42
Messias-Maceió, C1 25,9 230 Nov/96 Dic/42
Messias-Maceió, C2 25,9 230 Nov/96 Dic/42
Messias-Rio Largo, C1 11,9 230 Ago/86 Dic/42
Messias-Rio Largo, C2 11,6 230 Oct/76 Dic/42
Messias-Rio Largo, C3 11,6 230 Jul/77 Dic/42
Mossoró-Açu, C1 71,3 230 Jul/87 Dic/42 Olindina-Olindina, C1 0,2 230 May/80 Dic/42
Olindina-Olindina, C2 0,2 230 May/80 Dic/42
Paulo Afonso-Angelim, C1 221,3 230 Ene/53 Dic/42
Paulo Afonso-Angelim, C2 220,2 230 Ene/67 Dic/42
Paulo Afonso-Angelim, C3 220,2 230 Ene/61 Dic/42
Paulo Afonso-Angelim, C4 221,0 230 Dic/73 Dic/42
Paulo Afonso-Bom Nombre, C1 170,1 230 Oct/61 Dic/42
Paulo Afonso-Bom Nombre, C2 170,7 230 Dic/74 Dic/42
Paulo Afonso-Bom Nombre, C3 170,8 230 Nov/78 Dic/42 Paulo Afonso-C. Dantas, C1 134,2 230 Mar/68 Dic/42
Paulo Afonso-C. Dantas, C2 133,8 230 Jun/72 Dic/42
Paulo Afonso-Itabaiana, C2 162,5 230 Abr/87 Dic/42
Paulo Afonso-Itabaiana, C3 162,5 230 Sep/85 Dic/42
Paulo Afonso III- Zebu II, C1 5,4 230 Jul/12 Ago/39
Paulo Afonso III- Zebu II, C2 5,4 230 Ago/12 Ago/39
Paulo Afonso IV-P.Afonso, C1 1,1 230 Oct/79 Dic/42
Paulo Afonso IV-P.Afonso, C2 1,4 230 Feb/81 Dic/42
Pau Ferro-Coteminas, C1 123,9 230 Nov/10 Dic/42
Pau Ferro-Campina Grande, C2 125,9 230 Oct/99 Dic/42 Paraiso-Natal II, C1 96,2 230 May/79 Dic/42
Paraiso-Natal II, C2 97,2 230 Abr/79 Dic/42
Paraiso-Açu II, C2 132,8 230 Ene/11 Jun/37
Picos-Tauá II, C1 183,2 230 Feb/13 Jun/37
Pirapama II-Suape II, C1 11,3 230 Dic/12 Jun/37
Pirapama II-Suape II, C2 11,3 230 Dic/12 Jun/37
Piripiri-Sobral, C1 167,4 230 Ago/73 Dic/42
Pituaçu-Narandiba, C1 3,6 230 Nov/83 Dic/42
Pituaçu-Narandiba, C2 3,6 230 Jun/83 Dic/42 Pituaçu-Pituaçu, C1 2,0 230 May/77 Dic/42
Recife II-Joairam, C1 7,4 230 Ene/53 Dic/42
Recife II-Joairam, C2 7,4 230 Ene/67 Dic/42
Recife II-Joairam, C3 7,4 230 Ene/61 Dic/42
Joairam-Bongi, C1 6,3 230 Feb/09 Dic/42
Joairam-Bongi, C2 6,4 230 Feb/09 Dic/42
Joairam-Bongi, C3 6,4 230 Feb/09 Dic/42
Recife II-Goianinha, C1 71,4 230 Feb/72 Dic/42
Recife II-Goianinha, C2 71,5 230 Feb/72 Dic/42
Recife II-Mirueira, C1 31,0 230 Jun/80 Dic/42 Recife II-Mirueira, C2 31,5 230 Jun/80 Dic/42
Recife II-Mirueira, C3 31,5 230 Jun/86 Dic/42
Recife II-Pau Ferro, C1 33,2 230 Sep/04 Dic/42
Recife II-Pau Ferro, C2 33,2 230 Sep/04 Dic/42
Recife II-Pirapama II, C1 27,6 230 Jun/80 Dic/42
Recife II-Pirapama II, C2 27,6 230 Jun/80 Dic/42
Ribeirão-Recife II, C1 56,6 230 Sep/94 Dic/42
Rio Largo-Trikem, C1 23,2 230 Jun/76 Dic/42
Russas II-Mossoró II, C1 75,0 230 Abr/81 Dic/42 Sobral II-Sobral II, C1 13,8 230 May/09 Dic/42
Sobral III-Sobral II, C2 13,8 230 May/09 Dic/42
Sobral II – Cccp, 230 Kv, C1 2,9 230 Jun/01 Dic/42
S. Mendes-Picos, C1 99,6 230 Mar/86 Dic/42
S.João Piaui-Eliseu Martins, C1 172,9 230 Feb/98 Dic/42
Informe a los Inversores
77
De-Para Extensión
(km) Tensión
Entrada en Operación
Final de la Concesión
S.João Piaui-S. Mendes, C1 68,2 230 Jul/85 Dic/42
Sr.do Bonfinal-Irece, C1 214,0 230 Sep/81 Dic/42
Sapeaçu-Funil, C1 195,7 230 Dic/68 Dic/42
Sapeaçu- S.Ant.Jesus, C1 31,8 230 Feb/84 Dic/42
Sapeaçu- S.Ant.Jesus, C2 32,0 230 Feb/84 Dic/42
S.Ant.Jesus-Funil, C1 162,1 230 Feb/84 Dic/42
S.Ant.Jesus-Funil, C2 162,6 230 Feb/84 Dic/42 Suape III-Suape II, C1 4,1 230 Dic/12 Ene/39
Suape III-Suape II, C2 4,1 230 Dic/12 Ene/39
Tacaimbo-C.Grande II, C1 124,7 230 Jun/85 Dic/42
Tacaimbo-C.Grande II, C2 124,7 230 Jun/85 Dic/42
Teresina I-Teresina II, C1 25,3 230 Sep/02 Dic/42
Teresina I-Teresina II, C2 25,3 230 Sep/02 Dic/42
Teresina-Piripiri, C1 154,7 230 Nov/71 Dic/42
Planta Apol.Sales- P.Afonso, C1 5,8 230 Oct/77 Dic/42
Planta Apol.Sales- P.Afonso, C2 5,7 230 Mar/77 Dic/42
Us. B.Esperança-B.Esperança, C1 2,8 230 Dic/80 Dic/42 Sobradinho-Juazeiro II, C1 42,5 230 Ene/80 Dic/42
Sobradinho-Juazeiro II, C2 42,5 230 Abr/81 Dic/42
Planta II-Paulo Afonso, C1 0,6 230 Oct/61 Dic/42
Planta II-Paulo Afonso, C3 0,6 230 May/67 Dic/42
Planta II-Paulo Afonso, C4 0,7 230 May/67 Dic/42
Planta II-Paulo Afonso, C5 0,7 230 Dic/67 Dic/42
Planta III-Paulo Afonso, C1 0,6 230 Oct/71 Dic/42
Planta III-Paulo Afonso, C2 0,6 230 Abr/72 Dic/42
Planta III-Paulo Afonso, C3 0,6 230 Abr/74 Dic/42 Planta III-Paulo Afonso, C4 0,6 230 Ago/74 Dic/42
Planta I-Paulo Afonso, C1 0,6 230 Ene/55 Dic/42
Planta I-Paulo Afonso, C2 0,6 230 Ene/55 Dic/42
Sub-Total - 230 Kv 13.292,2
C.Grande II-S.Cruz II, C1 117,3 138 Abr/63 Dic/42
C.Grande II-Pilões, C1 79,3 138 Ene/68 Dic/42
Pilões-S.Cruz II, C1 108,4 138 Ene/68 Dic/42
C. Novos-Santana do Matos, C1 38,8 138 Dic/67 Dic/42
Santana do Matos-Açu, C1 49,6 138 Dic/67 Dic/42
Santa Cruz II-C.Novos II, C1 55,0 138 Oct/65 Dic/42 Planta II-Zebu, C1 6,0 138 Dic/64 Dic/42
Sub-Total - 138 Kv 454,4
Abaixadora-Mulungu, C1 6,5 69 May/75 Dic/42
Abaixadora-Moxoto, C1 5,3 69 Feb/70 Dic/42
Abaixadora-Zebu, C1 5,4 69 Oct/72 Dic/42
Bela Vista-Alto Branco, C1 6,2 69 Nov/10 Dic/42
C.Grande I-Alto Branco, C1 3,1 69 Nov/10 Dic/42
C.Grande II-Bela Vista, C1 7,2 69 Oct/89 Dic/42
C.Grande II-C.Grande I, C1 9,4 69 May/64 Dic/42 Camacari-Camacari, C2 1,4 69 Jun/60 Dic/42
Cotegipe-Catu, C1 48,7 69 Jun/60 Dic/42
Cotegipe-Catu, C2 48,7 69 Jun/60 Dic/42
Jaboatao-Recife II, C1 3,1 69 Ene/65 Dic/42
M.Reduzido-M.Reduzido, C1 0,5 69 Abr/73 Dic/42
Matatu-Pituacu, C1 7,5 69 Jun/60 Dic/42
Matatu-Pituacu, C2 7,4 69 Jun/60 Dic/42
Pirapama II-Recife II, C1 21,0 69 Ene/65 Dic/42
Pituacu-Cotegipe, C1 22,1 69 Jun/60 Dic/42
Pituacu-Cotegipe, C2 21,9 69 Jun/60 Dic/42 Planta de Pedra-Jequié, C1 20,5 69 Nov/78 Dic/42
Vila Zebu-Itaparica, C1 27,0 69 Jul/77 Dic/42
Zebu-Moxoto, C1 7,2 69 Abr/83 Dic/42
Zebu-Xingo, C1 56,5 69 Ago/81 Dic/42
Sub-total 69 kV 336,6
Total 19.247,0
Informe a los Inversores
78
8.1.2. Subestaciones
Subestación Capacidad de
Transformación Localización
Inicio de la Operación
Final de la Concesión
SE Elev. Usina Apolonio Sales 560 AL Feb/77 Dic/42
SE Elev. Usina Luiz Gonzaga 1.665 PE May/88 Dic/42
SE Elev. Usina Paulo Afonso I 225 BA Ene/55 Dic/42
SE Elev. Usina Paulo Afonso II 550 BA Ene/62 Dic/42
SE Elev. Usina Paulo Afonso III 960 BA Ene/71 Dic/42
SE Elev. Usina Paulo Afonso IV 3.000 BA Nov/79 Dic/42
SE Elev. Usina Piloto 3 BA Ene/53 Dic/42
SE Elev. Usina Xingó 3.515 SE Nov/94 Dic/42
SE Elev. Usina de Araras 5 CE Feb/60 Dic/42
SE Elev. Usina de Curemas 5 PB Ene/68 Nov/24
SE Elev. Usina B. Esperança 280 PI Mar/70 Dic/42
SE Elev. Usina de Sobradinho 1.333 BA Oct/79 Dic/42
SE Elev. Usina de Funil 48 BA Ene/59 Dic/42
SE Elev. Usina de Pedra 27 BA Nov/78 Dic/42
SE Elev. Usina Term. Camaçari 400 BA Sep/78 Ago/27
SE Pau Ferro 301 PE Ago/02 Dic/42 SE Paraiso 100 RN Feb/04 Dic/42
SE Tauá II 102 CE Dic/07 Mar/35
SE Ibicoara 510 BA Ene/11 Jun/37
SE Pilões II PB Oct/12 Dic/42
SE Bom Nome 388 PE Oct/63 Dic/42
SE Santa Rita II 300 PB Jul/12 Ago/39
SE Irecê 329 BA Sep/81 Dic/42
SE Suape III 200 PE Jul/12 Ene/39
SE Coteminas PB Dic/09 Dic/42
SE Milagres 1.253 CE Ene/64 Dic/42
SE Mirueira 401 PE Ago/78 Dic/42
SE Moxotó 20 BA Ene/72 Dic/42
SE Mulungú 10 BA May/75 Dic/42
SE Sobradinho 700 BA Oct/79 Dic/42
SE Sobral II 300 CE Nov/73 Dic/42
SE Tacaimbó 301 PE Jun/85 Dic/42 SE Cícero Dantas 151 BA May/56 Dic/42
SE Açu II 433 RN Nov/89 Dic/42
SE Angelim 310 PE Ene/56 Dic/42
SE Angelim II 0 PE Ene/80 Dic/42
SE Bela Vista 25 PB Abr/93 Dic/42
SE Bongi 490 PE May/56 Dic/42
SE Campina Grande I 35 PB Jun/74 Dic/42
SE Campina Grande II 707 PB May/64 Dic/42
SE Jaguarari 0 BA Ene/80 Dic/42
SE Itapebi 0 BA Ene/03 Dic/42
SE Funil 967 BA Ene/56 Dic/42
SE SEnhor Do Bonfim II 367 BA May/81 Dic/42
SE Eunápolis 300 BA Sep/98 Dic/42
SE Picos 174 PI Jul/92 Dic/42
SE Modelo Reduzido 18 BA Ene/67 Dic/42
SE Mossoró II 320 RN Ene/77 Dic/42 SE Barreiras 401 BA Jun/96 Dic/42
SE Sto. Antonio de Jesus 201 BA Mar/97 Dic/42
SE Icó 200 CE May/97 Dic/42
SE Mussuré II 401 PB Mar/79 Dic/42
SE Paulo Afonso AL Mar/74 Dic/42
SE Penedo 302 AL May/97 Dic/42
SE Cauípe 201 CE Mar/01 Dic/42
SE Pici II 300 CE May/05 Dic/42
SE Piripiri 242 PI Ago/73 Dic/42
SE Pituaçu 402 BA Mar/83 Dic/42
SE Santa Cruz II 95 RN Mar/63 Dic/42
SE Banabuiú 121 CE Ene/64 Dic/42
SE Currais Novos II 92 RN Nov/75 Dic/42
SE Santana dos Matos II 65 RN Nov/75 Dic/42
SE Coremas 300 PB Dic/90 Dic/42 SE Fortaleza 667 CE Ene/64 Dic/42
SE Joairam 451 PE Jul/06 Dic/42
Informe a los Inversores
79
Subestación Capacidad de
Transformación Localización
Inicio de la Operación
Final de la Concesión
SE Juazeiro da Bahia II 302 BA Abr/81 Dic/42
SE Matatu 420 BA Ene/65 Dic/42
SE Natal II 561 RN Ene/79 Dic/42
SE Itabaianinha 73 SE Feb/96 Dic/42
SE Pirapama II 400 PE Feb/72 Dic/42
SE Russas II 217 CE Nov/82 Dic/42
SE Elizeu Martins 101 PI Ene/06 Dic/42
SE Boa Esperança 230 Kv 115 PI Mar/70 Dic/42
SE Boa Esperança 500 Kv 400 PI Nov/80 Dic/42
SE Xingó 500 Kv 0 SE Nov/94 Dic/42
SE Paulo Afonso IV 1.400 AL Ene/79 Dic/42
SE Recife II 3.010 PE Ene/79 Dic/42
SE S. João do Piaui 498 PI Nov/80 Dic/42 SE Zebu 38 AL Nov/76 Dic/42
SE Abaixadora 143 BA Oct/67 Dic/42
SE Bom Jesus da Lapa 242 BA Sep/81 Dic/42
SE Gov. Mangabeira 100 BA Mar/60 Dic/42
SE Quixadá 0 CE Jul/03 Dic/42
SE Jacaracanga 301 BA Ene/82 Dic/42
SE Ribeirão 300 PE Oct/94 Dic/42
SE Rio Largo II 201 AL Dic/62 Dic/42
SE Messias 1.401 AL Nov/94 Dic/42
SE Camaçari II 3.205 BA Ene/79 Dic/42
SE Catu 362 BA May/56 Dic/42
SE Cotegipe 302 BA Ene/56 Dic/42
SE Teresina 633 PI Abr/70 Dic/42
SE Fortaleza II 2.000 CE May/00 Dic/42
SE Goianinha 300 PE Ene/61 Dic/42
SE Teresina II 900 PI May/00 Dic/42 SE Delmiro Gouveia 401 CE Jun/89 Dic/42
SE Maceió 400 AL Sep/02 Dic/42
SE Itabaiana 233 SE May/57 Dic/42
SE Itaparica 10 PE Ene/83 Dic/42
SE Jardim 1.601 SE Ago/79 Dic/42
SE Sobral III 1.400 CE Abr/00 Dic/42
SE Xingó 69 Kv 22 SE Ene/87 Dic/42
SE Natal III 300 RN Ago/12 Ago/39
SE Olindina 120 BA Abr/80 Dic/42
SE Zebu II 200 AL Jul/12 Ago/39
SE Brotas de Macaubas BA Jul/12 Dic/42
SE Luiz Gonzaga 500kv PE May/88 Dic/42
SE Brumado
2.800
BA Ago/10 Jul/40
SE Camaçari IV BA Nov/12
SE Sapeaçu BA May/03
SE Suape II 800 PE Dic/12 Ene/39 SE Arapiraca III 100 AL Jun/13
Informe a los Inversores
80
8.2. SPE
SPE Propósito (De–Para)
Participación (%) Extensión
(km) Tensión
Entrada en
Operación
Final de la
Concesión Sistema de
Transmissão do
Nordeste S.A.
Teresina II/PI a
Sobral/CE e 49% 546 500 kV Ene/06 Feb/34
Fortaleza/CE
Integração
Transmissora de
Energia S.A.
Colinas/TO
12% 695 500 kV May/08 Abr/36 a Serra da Mesa
II/GO
Manaus
Transmissora de
Energia S.A.
Oriximiná/Silves
Silves/Lechuga(AM) 19,5% 559 500 kV Mar/13 Oct/38
9. Pérdidas en la transmisión %
1T13 2T13
2,5 3,4
10. Principales inversiones de la controladora– R$ millones
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto 2013
Generación 103,63 90,86 661,26
Mantenimiento del sistema de generación 17,39 22,74 173,92
Ciclo combinado de la PTE Camaçari 0,02 0,02 0,12
Eólica Casa Nova 62,59 46,90 339,21
Implementación de Parque eólico - - 1,00
Ampliación del Sistema de Energía Eléctrica - - 1,00
Ampliación Cap. Ger. PHE Luiz Gonzaga
(Itaparica) - - 1,00
Implant. Proyecto Solar p/Generación de
Energía Eléctrica - - 2,78
Irrigación de área de reasentamiento de
Itaparica 23,63 21,20 142,23
Transmisión 136,08 170,06 1.194,08
Ampliación del sistema 81,89 94,35 658,85
Refuerzo y mejoras 25,20 40,85 351,16
Mantenimiento del sistema 25,97 33,79 171,59
Emprendimiento Suape II / Suape III 3,02 1,07 12,48
Otros 35,86 14,45 130,74
Total 275,57 275,37 1.986,08
Informe a los Inversores
81
11. Inversiones nuevas
11.1. Generación
11.1.1. Activos Propios
Planta Localización
(Estado)
Total de la inversión
R$ millones
Inversión realiada
R$ milliones
Capacidad Instalada -
MW
Energía Asegurada
Inicio de la
Operación
Inicio de la Construcción
Término de la
Concesión
Parque Eólico
Casa Nova BA 692,5 429,1 180 MW 61,4 Ago/13 May/12 Ene/46
11.1.2. SPE
SPE Planta Participación
%
Localización
(Estado)
Total de
la
inversión
R$
millones
Capacidad
Instalada
MW
Inversión realizada
R$
millones
Energía Asegurada
MW
medios
Inicio
de la
Operación
Inicio
de la
Construcción
Término
de la
Concesión
ESBR
Participações
S.A.
UHE
Jirau 20,0 % RO 16.128,9 3.750,0 15.616,2 2.184,6 Sep/13 Dic/09 Ago/43
Norte
Energia S.A.
UHE Belo
Monte
15,0 % PA 29.375,0 11.233,1 9.011,4 4.571,0 Feb/15 Jun/11 Ago/45
Caiçara I
S.A.
EOL
Caiçara
I
49,0 % CE 110,5 30,0 0,2 13,5 Ene/16 Feb/15 Jun/47
Caiçara II
S.A.
EOL
Caiçara
II
49,0 % CE 75,3 21,0 0,1 9,3 Ene/16 Feb/15 Jul/47
Junco I S.A. EOL
Junco I 49,0 % CE 111,1 30,0 0,1 12,1 Ene16 Feb/15 Jul/47
Junco II S.A.
EOL
Junco
II
49,0 % CE 109,1 30,0 0,1 11,4 Ene/16 Feb/15 Jul/47
Informe a los Inversores
82
11.2. Transmisión
11.2.1. Activos Propios
11.2.1.1. Lineas de Transmisión
Lineas Propias De - Para
Total de la inversión (R$
Millones)
Extensión de la
LT(km) Tensión
Inicio de la
Operación
Término de la Concesión
LT 230 kV Eunápolis/Teixeira Freitas II C1 65,29 145 230 Jun/14 Oct/38
LT 230 kV Funil/Itapebi C3 43,74 223 230 Ene/15 Abr/37
LT 230 kV Jardim/Penedo C1 27,48 110 230 May/13 Mar/38
LT 230 kV Eunápolis/Teixeira Freitas II C2 41,98 152 230 Jun/14 Ago/39
LT 230 kV Pau Ferro – Santa Rita II 141,78 97 230 Abr/14 Ago/39
LT 230 kV Secc. R.Largo II/Penedo/SE-Arapiraca/AL 18,6 44 230 May/13 Oct/40 LT 230 kV Paraiso/Açu II, C3
162,20
123 230 Dic/13
Dic/13
Dic/13
Nov/40
Nov/40
Nov/40
LT 230 kV Açu/Mossoró II, C2 69 230
LT 230 kV João Câmara/Extremoz II 82 230
LT 230 kV Igaporã/B. Jesus da Lapa II 67,60 115 230 Dic/13 Nov/40
LT 230 kV Sobral III/Acaraú II 52,57 97 230 Dic/13 Nov/40
LT 230 kV Morro do Chapéu/Irece 44,57 65 230 Ago/14 Oct/41
LT 230 kV Paraiso/Lagoa Nova 80,89 65 230 Abr/14 Oct/41
LT 230 kV Teresina II/Teresina III 42,97 26 230 Mar/14 Dic/41
LT 500 kV Recife II/Suape II, C2 59,48 44 500 Abr/14 Dic/41
LT 500 kV Camaçari IV/Sapeaçu 81,02
105 500 May/14 May/14
Dic/41 Dic/41 LT 230 kV Sapeaçu/Sto.Antonio de Jesus 31 230
LT 230 kV Jardim/ N Sra do Socorro 13,60
1 230 Ene/14
Mar/14
May/42
May/42 LT 230 kV Messias/ Maceió 20 230
LT 230 kV Camaçari/Pirajá 47,07
45 230 Mar/14
Mar/14
Nov/42
Nov/42 LT 230 kV Pituaçú/Pirajá 5 230
LT 230 kV Mossoró II/ Mossoró IV
81,74
40 230 Abr/14
Abr/14
Abr/14
Jun/42
Jun/42
Jun/42
LT 230 kV Ceará Mirim II/Touros 56 230
LT 230 kV Russas/ Banabuiu 110 230
LT 230 kV Igaporã II – Igaporã III C1 e C2 77,50
4 230 Abr/14 Abr/14
Jun/42 Jun/42 LT 230 kV Igaporã III – Pindaí II 46 230
11.2.1.2. Subestaciones
Subestación Total de la inversión
R$ millones
Capacidad de Transformación
Localización Inicio de la
Operación
Término de la
Concesión SE 230/69 kV Arapiraca III 48,11 100 MVA AL Abr/13 Oct/40
SE 230/69 kV Polo 15,34 100 MVA BA Sep/13 Oct/40
SE 230/69 kV João Câmara 360 MVA RN
Sep/13 Nov/40
SE 230/69 kV Extremoz II Sep/13
SE 230/69 kV Igaporã 300 MVA BA Dic/13 Nov/40
SE 230/69 kV Acaraú II 200 MVA CE Oct/13 Nov/40 SE 230 kV Morro do Chapéu 150 MVA BA Ago/14 Oct/41
SE 230 kV Lagoa Nova 500 MVA
RN Feb/14 Oct/41
SE 230 kV Ibiapina CE
SE 230/69 kV Teresina III 400 MVA PI Jun/14 oct/41
SE 230/69 kV N.S. Socorro
94,43
300 MVA SE
May/14 May/42 SE 230/69 kV Maceió II 400 MVA AL
SE 230/138 kV Poções 200 MVA BA
SE 230/69 kV Pirajá 30,57 360 MVA BA Mar/14 nov/42
SE 230/69 kV Mirueira II 68,77
300 MVA PE Ene/14 May/42
SE 230/69 kV Jaboatão II 300 MVA
SE 230 kV Touros 46,18
150 MVA RN Feb/14 Dic/42
SE 230 kV Mossoró 100 MVA
SE 500/230 kV Igaporã III 99,44 2050 MVA BA Abr/14 Jun/42
SE 230 kV Pindaí II * Subestación asociada a Linea de Transmisión
Informe a los Inversores
83
11.2.2. SPE
11.2.2.1. Lineas de Transmisión
SPE
De-Para
Participación %
Total de la
inversión R$
millones
Inversión realizada
R$ millones
Extensión de las
lineas KM Tensión
Inicio de la
Operación
Término de la
Concesión
Interligação
Elétrica do
Madeira S.A.
LT Coletora Porto
Velho/Araraquara II,
CS
24,5 2.131,0 3.790,6 2.375 600 Abr/13 Feb/39
TDG Transmissora
Delmiro
Gouveia S.A.
LT São Luiz II/ São
Luiz III 49 239,2 311,9 156 230 Jul/13 Jul/40
Extremoz Transmissora
do Nordeste –
ETN S.A.
LT Ceará Mirim/João
Câmara II, 500 kV.
49 365,9 5,9
64 500
Ago/13 Oct/41
LT Ceará Mirim/
Campina III, 500 kV. 201 500
LT Ceará Mirim/
Extremoz II, 230 kV. 26 230
Seccionamento LT João Câmara II
Extremoz II, na SE
Ceará Mirim II
6 230
LT Campina Grande
III/Campina Grande
II, 230 kV.
8,5 230
Seccionamento
Campina Grande
II/Extremoz II C1/C2
12,5 230
Interligação
Elétrica Garanhuns
S.A.
LT Luiz Gonzaga/
Garanhuns, 500 kV
49 650 13
224 500
Jun/14 Dic/41
LT Garanhuns/
Campina Grande III,
500 kv
190 500
LT Garanhuns/ Pau
Ferro, 500 kV 239 500
LT Garanhuns/
Angelim I, 230 kV. 13 230
11.2.2.2. Subestaciones
TDG – Transmissora Delmiro Gouveia S.A.
SE Total de la inversión
R$ millones
Inversión realizada R$
millones
Capacidad de Transformación
Localización Início de
la Operación
Final de la
Concesión
SE – Pecém II, de
500/230 kV.
SE – Aquiraz, de
230/69 kV.
140,6
41,4
*
3.600 MVA
450 MVA
CE Jul/13
Mar/13
Jul/40
*Asociado a la Linea de Transmisión
Informe a los Inversores
84
Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.
SE Total de la inversión
R$ millones
Inversión realizada R$
millones
Capacidad de Transformación
Localización Início de
la Operación
Final de la
Concesión
SE – João Câmara II, 500
kV.
SE – Campina Grande III,
500/230 kV.
SE – Ceará Mirim, 500/230
kV.
*
29,2
500/138 kV
500/230 kV
500/230 kV
RN
PB
RN
Ago/13
Oct/41
*Asociado a la Linea de Transmisión
Interligação Elétrica Garanhuns S.A.
SE Total de la inversión
R$ millones
Inversión realizada R$
millones
Capacidad de Transformación
Localización Início de
la Operación
Final de la
Concesión
SE – Garanhuns,
500/230 kV.
SE – Pau Ferro, 500/230
kV.
*
*
500/230 kV
500/230 kV
PE
Jun/14
Dic/41
*Asociado a la Linea de Transmisión
Interligação Elétrica do Madeira S.A.
SE Total de la inversión
R$ millones
Inversión realizada R$
millones
Capacidad de Transformación
Localización Início de
la Operación
Final de la
Concesión
Estação Retificadora CA/CC de 500 kV para +/- 600
kV,
Estação Inversora CC/CA
de +/- 600 kV para 500
kV.
1.369,9
*
3.150 MW
2.950 MW
RO
SP Abr/13 Feb/39
*Asociado a la Linea de Transmisión
11. Préstamos y Financiación – R$ millones
Moneda Nacional - MN
Acreedor Saldo en 31.03.13
Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indexador
Eletrobras 86,2 72,6 30/09/2018 5,00
Eletrobras 0,3 0,3 30/05/2015 5,00
Eletrobras 0,2 0,2 30/05/2016 5,00
Eletrobras 6,3 5,9 28/02/2017 5,00
Eletrobras 0,4 0,4 30/12/2018 IPCA
Eletrobras 7,0 6,4 30/04/2016 5,00
Instituições Financeiras
Banco do Nordeste –
Maq/Equip/Benf 318,9 308,0 30/06/2020 7,5
Banco do Nordeste – Finame (PSI-BK)
15,7 15,2 15/06/2020 4,5
Total 435,0 409,0
Moneda Extranjera – ME – NA
Informe a los Inversores
85
13. Contratos
13.1. Préstamos e Financiación – R$ Milliones
13.1.1. Controladora
Préstamos y Financiación 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Total (ML + ME)
Por actividad 38.7 62.5 62.4 62.3 59.9 123.2 409,0
Generación 2,1 3,5 3,4 3,3 0,9 0 13,2
Transmisión 36,6 59,0 59,0 59,0 59,0 123,2 395,8
Comercialización
Por acreedor 38,7 62,5 62,4 62,3 59,9 123,2 409,0
Eletrobras 11,4 18,3 18,3 18,3 17,6 16,2 100,1
Otros 27,3 44,2 44,1 44,0 42,3 107,0 308,9
13.1.2. SPE
Préstamos y Financiación 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Total (ML + ME)
Por atividad 338,6 136,0 149,5 162,1 247,7 3.172,9 4.206,7
Generación 142,0 93,5 98,9 98,9 178,4 2.566,5 3.178,1
Transmisión 196,6 42,5 50,6 63,2 69,3 606,4 1.028,6
Comercialización 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Por acreedor 338,6 136,0 149,5 162,1 247,7 3.172,9 4.206,7 Banco do Nordeste do Brasil 76,2 6,7 11,4 11,8 12,3 96,0 214,3
Banco do Brasil 4,0 13,3 14,2 14,2 14,2 221,7 281,7
BNDES 118,6 82,3 86,4 86,4 131,7 1.724,6 2.229,9
Banco Itaú BBA 39,5 8,9 9,4 9,4 9,4 149,2 225,8
BASA 1,0 2,1 4,1 7,2 7,8 71,2 93,3
CEF 3,7 13,2 14,0 14,0 40,5 530,0 615,3
Bradesco 2,7 9,5 10,0 10,0 10,0 159,1 201,4
FNO 0,0 0,0 0,0 1,8 4,2 61,6 67,6
Notas promisorias 92,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 92,9
Otros 0,0 0,0 0,0 7,4 17,5 159,5 184,4
13.2. Compra de Energía
13.2.1. Controladora
Contratos de Venta de Energía
Unidade 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Sistema Eletrobras MWh
R$ milliones
Otros MWh 2.721.732 2.523.756 2.026.819 1.651.392 1.646.880 18.886.560
R$ milliones 345,3 363,1 293,6 235,3 224,1 2.878,3
13.2.2. SPE
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Sistema Eletrobras MWh -
R$ milliones -
Otros MWh 175.476
R$ milliones 53,2
Informe a los Inversores
86
13.3. Venta de Energía
13.3.1. Controladora
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh
R$ milliones 709,3 1.418,6 1.418,6 1.418,6 1.418,6 35.464,7
Contratos Bilaterales MWh 5.720.134 8.711.820 5.043.132 1.268.410 1.264.944 4.467.600
R$ milliones 631,7 994,5 614,9 216.,2 215,6 444,8
TOTAL MWh 5.720.134 8.711.820 5.043.132 1.268.410 1.264.944 4.467.600
R$ milliones 1.341,0 2.413,1 2.033,5 1.634,8 1.634,2 35.909,5
13.3.2. SPE
Caiçara I SA
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Ambiente Reglado MWh - - - 118.584 118.260 2.129.976
R$ milliones - - - 16,1 16,7 446,5
Contratos Bilaterales MWh - - - - - -
R$ milliones - - - - - -
TOTAL MWh - - - 118.584 118.260 2.129.976
R$ milliones - - - 16,1 16,7 446,5
Caiçara II SA
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Ambiente Reglado MWh - - - 81.691 81.468 1.467.317
R$ milliones - - - 11,1 11,5 307,6
Contratos Bilaterales MWh - - - - - -
R$ milliones - - - - - -
TOTAL MWh - - - 81.691 81.468 1.467.317
R$ milliones - - - 11,1 11,5 307,6
Junco I SA
Contratos de Venta de
Energía Unidad 2013 2014 2015 2016 2017
Después
de 2017
Ambiente Reglado MWh - - - 106.286 105.996 1.909.090
R$ milliones - - - 14,4 15,0 400,2
Contratos Bilaterales MWh - - - - - -
R$ milliones - - - - - -
TOTAL MWh - - - 106.286 105.996 1.909.090
R$ milliones - - - 14,4 15,0 400,2
Junco II SA
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Ambiente Reglado MWh - - - 100.138 99.864 1.798.646
R$ milliones - - - 13,6 14,1 377,0
Contratos Bilaterales MWh - - - - - -
R$ milliones - - - - - -
TOTAL MWh - - - 100.138 99.864 1.798.646
R$ milliones - - - 13,6 14,1 377,0
Informe a los Inversores
87
ESBR Participações S.A.
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Ambiente Reglado MWh 2.888.568 8.820.077 12.027.171 13.946.008 13.946.008 350.483.658
R$ milliones 272,5 861,8 1.170,1 1.351,2 1.351,2 33.989,8
Contratos Bilaterales MWh 1.134.831 8.590.279 6.631.497 4.712.661 4.721.202 119.183.085
R$ milliones 169,6 1.416,3 1.144,6 837,7 784,4 18.422,5
TOTAL MWh 4.023.399 17.410.356 18.658.668 18.658.669 18.667.210 469.666.743
R$ milliones 442,0 2.278,1 2.314,7 2.188,9 2.135,6 51.849,8
Norte Energia S.A.
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh
604.133 10.085.137 26.905.239 778.352.622
R$ milliones
59,5 1.042,7 2.887,7 172.836,9
Contratos Bilaterales MWh
77.483 1.229.055 3.738.788 110.856.349
R$ milliones
11,3 199,9 554,4 30.849,9
TOTAL
MWh
681.616 11.314.192 30.644.027 889.208.971
R$
milliones 70,8 1.242,6 3.442,1 203.686,8
Energética Águas da Pedra S.A.
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Ambiente Reglado MWh 1.287.720 1.287.820 1.287.820 1.287.820 1.287.820 36.056.160
R$ milliones 200,0 203,9 207,8 211,8 215,9 9.940,5
Contratos Bilaterales MWh
R$ milliones
TOTAL MWh 1.287.720 1.287.820 1.287.820 1.287.820 1.287.820 36.056.160
R$ milliones 200,0 203,9 207,8 211,8 215,9 9.940,5
São Pedro do Lago S.A.
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Ambiente Reglado MWh 115.632 115.632 115.632 115.632 115.632 1.734.480
R$ milliones 17,2 17,6 17,6 17,6 17,6 263,6
Contratos Bilaterales MWh
R$ milliones
TOTAL MWh 115.632 115.632 115.632 115.632 115.632 1.734.480
R$ milliones 17,2 17,6 17,6 17,6 17,6 263,6
Pedra Branca S.A.
Contratos de Venta de
Energía Unidad 2013 2014 2015 2016 2017
Después
de 2017
Ambiente Reglado MWh 106.872 106.872 106.872 106.872 106.872 1.603.080
R$ milliones 15,8 16,2 16,2 16,2 16,2 243,6
Contratos Bilaterales MWh
R$ milliones
TOTAL MWh 106.872 106.872 106.872 106.872 106.872 1.603.080
R$ milliones 15,8 16,2 16,2 16,2 16,2 243,6
Informe a los Inversores
88
Sete Gameleiras S.A.
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Ambiente Reglado MWh 109.500 109.500 109.500 109.500 109.500 1.642.500
R$ milliones 16,3 16,6 16,6 16,6 16,6 249,6
Contratos Bilaterales MWh
R$ milliones
TOTAL MWh 109.500 109.500 109.500 109.500 109.500 1.642.500
R$ milliones 16,3 16,6 16,6 16,6 16,6 249,6
14. Número de Empleados (incluye requisados / excluye cedidos)
14.1. Por tiempo
Generación
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 136 136
6 a 10 183 181
11 a15 54 54
16 a 20 - -
21 a 25 183 182
más de 25 346 346
Total 902 899
Transmisión
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 269 281
6 a 10 429 429
11 a15 95 94
16 a 20 1 2
21 a 25 222 222
más de 25 998 995
Total 2.014 2.023
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 370 368
6 a 10 405 403
11 a15 23 12
16 a 20 2 13
21 a 25 691 692
mais de 25 1.169 1.171
Total 2.660 2.659
14.2. Por región
Estado de la federación Nº de empleados
1T13 2T13
Bahia 2.052 2.053
Pernambuco 2.795 2.796
Ceará 376 381
Piauí 353 351
Informe a los Inversores
89
14.3. Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 3.461 3.464 Administrativo 2.115 2.117
15. Mano de obra Contratada de terceros - NA
16. Índice de Reposición
1T13 2T13 1,15 0,29
Informe a los Inversores
90
Ejercicios Finalizados R$ milliones
Activo Controladora Consolidado
30.06.13 31.12.12
(recalificado) 30.06.13 31.12.12
(recalificado)
Corriente
Caja y equivalentes de caja 177.622 367.539 242.985 423.018 Títulos y valores moviliarios 1.736.790 722.818 1.736.790 722.818
Clientes 827.470 525.267 848.603 525.680
Indemnización de concesiones 331.364 1.225.471 331.364 1.225.471
Activo financiero de la concesión 97.610 189.151 199.897 189.151
Tributos y contribuciones sociales 242.618 219.946 245.421 222.759
Derecho de resarcimiento 205.913 222.950 205.913 222.950
Almacén 63.824 57.231 63.842 57.231
Instrumentos financieros derivativos 121.857 249.265 121.857 249.265
Otros créditos 263.705 169.442 163.431 171.660
4.068.773 3.949.080 4.160.103 4.010.003
No corriente
Realizable a largo plazo
Títulos y valores moviliarios 206 222 206 222
Clientes 207.469 57.629 207.469 57.629
Activo financiero de la concesión 358.978 527.029 358.978 527.029
Activo financiero –concesiones de servicio publico 2.254.371 2.118.248 4.127.091 3.928.347 Trubutos y contribuciones sociales 50.213 85.116 99.012 131.500
Instrumentos financieros derivativos 122.629 223.099 122.629 223.099
Cauciones y depósitos vinculados 240.474 534.337 240.978 536.512
Antecipos para futuro aumento de capital 21.055 52.216 21.055 52.216
Crédito junto a EDE-Rondonia 1.203.890 1.052.533 1.203.890 1.052.533
Otros activos 180 179 181 178
4.459.465 4.650.608 6.381.489 6.509.265
Inversiones 2.863.586 2.607.297 1.985.450 1.749.030
Inmovilizado 8.140.750 8.321.415 8.140.882 8.321.530
Intangible 12.046 14.655 12.046 14.655
15.475.847 15.593.975 16.519.867 16.594.480
Total 19.544.620 19.543.055 20.679.970 20.604.483
Informe a los Inversores
201
Pasivo y Patrimonio Neto Controladora Consolidado
30.06.13 31.12.12
(recalificado) 30.06.13 31.12.12
(recalificado)
Corriente
Proveedores 498.393 646.415 579.553 678.323
Préstamos y financiación 512.807 457.908 552.709 512.130
Debentures - - - 1.305
Tributos y contribuciones sociales 50.723 57.314 53.323 63.249
Remuneración a los accionistas 670 647 670 647
Obligaciones estimadas 439.917 346.632 440.177 346.854
Encargos sectoriales 288.543 218.610 290.493 218.610
Instrumentos financieros derivativos 185.031 185.031 185.031 185.031
Antecipos de clientes 48.911 45.583 48.911 45.583
Otros pasivos 262.065 354.045 262.065 354.061
2.287.060 2.312.185 2.412.932 2.405.793
No corriente
Préstamos y financiación 3.763.897 4.221.480 4.619.984 5.052.095
Debentures - - 70.625 68.015
Tributos y contribuciones sociales 13.474 36.827 96.234 105.725
Obligaciones estimadas 36.421 - 36.421 -
Provisiones para riesgos 544.227 941.513 544.233 941.805
Encargos sectoriales 19.150 18.501 19.150 18.501
Instrumentos financeiros derivativos 122.629 223.099 122.629 223.099
Antecipos de clientes 802.181 830.234 802.181 830.234
Antecipos para probable aumento de capital 227.375 218.104 227.375 218.104
Beneficio de jubilación 52.312 52.312 52.312 52.312
Otros pasivos 92.887 88.794 92.887 88.794
5.674.553 6.630.864 6.684.031 7.598.684
7.961.613 8.943.049 9.096.963 10.004.477
Patrimonio Neto
Capital social 9.326.355 9.326.355 9.326.355 9.326.355
Reservas de capital 2.011.460 2.011.460 2.011.460 2.011.460
Reserva de ganancia - 25.708 - 25.708
Otros resultados abrangentes (49.837) (49.837) (49.837) (49.837)
Dividendos adicionales propuestos - - - -
Pérdidas 295.029 (713.680) 295.029 (713.680)
11.583.007 10.600.006 11.583.007 10.600.006
Total 19.544.620 19.543.055 20.679.970 20.604.483
Informe a los Inversores
92
Demostración del Resultado por Atividad (En mil de Reais)
Controladora
30.06.13
Actividad no
Vinculada
Generación Transmisión Total Generación y
comercialización O&M Transmisión O&M
Ingreso operativo neto 34.125 1.930.744 5.032 69.344 123.195 2.162.440
Coste operativo 23 (828.959) (5.733) (175.661) (94.355) (1.104.685)
Ganancia bruta 34.148 1.101.785 (701) (106.317) 28.840 1.057.755
Gastos Operativos (45) 250.840 539 (60.248) (8.365) 182.721
Resultado del servicio 34.103 1.352.625 (162) (166.565) 20.475 1.240.476
Resultado de Equivalencia Patrimonial 37.795 - - - - 37.795
Resultado financiero 58 (269.573) 137 (35.620) 30.742 (274.256)
Ganancia antes de los tributos 71.956 1.083.052 (25) (202.185) 51.217 1.004.015
Impuesto sobre la renta y
contribución social
(1.481) 6.219 - 1.487 - 6.225
Ganancia / (Pérdida) Neta del
Ejercicio
70.475 1.089.271 (25) (200.698) 51.217 1.010.240
Controladora
30.06.12
(recalificado)
Actividad no
Vinculada
Generación Transmisión Total Generación y
comercialización O&M Transmisión O&M
Ingreso operativo neto 30.470 1.809.075 - 444.061 - 2.283.606
Coste operativo 20 (839.140) - (276.589) - (1.115.709)
Ganancia bruta 30.490 969.935 - 167.472 - 1.167.897
Gastos Operativos (49) (634.482) - (107.184) - (741.715)
Resultado del servicio 30.441 335.453 - 60.288 - 426.182
Resultado de Equivalencia Patrimonial (26.443) - - - - (26.443)
Resultado financiero 9.224 (58.776) - (78.428) - (127.980)
Ganancia antes de los tributos 13.222 276.677 - (18.140) - 271.759
Impuesto sobre la renta y
contribución social (377) (135.565) - 847 - (135.095)
Ganancia / (Pérdida) Neta del
Ejercicio 12.845 141.112 - (17.293) - 136.664
Informe a los Inversores
93
Consolidado
30.06.13
Actividad
no Vinculada
Generación Transmisión
Distribución Eliminaciones Total Generación y comercialización
O&M Transmisión O&M
Ingreso operativo neto 34.125 1.930.744 5.032 186.744 123.195 - (5.640) 2.274.200
Coste operativo 23 (828.959) (5.733) (231.136) (94.355) - 5.468 (1.154.692)
Ganancia bruta 34.148 1.101.785 (701) (44.392) 28.840 - (172) 1.119.508
Gastos Operativos (45) 250.840 539 (62.512) (8.365) - 172 180.629
Resultado del servicio 34.103 1.352.625 (162) (106.904) 20.475 - - 1.300.137
Resultado de Equivalencia Patrimonial 37.795 - - - - - (16.294) 21.501 Resultado financiero 58 (269.573) 137 (68.436) 30.742 - - (307.072)
Ganancia antes de los tributos 71.956 1.083.052 (25) (175.340) 51.217 - (16.294) 1.014.566
Impuesto sobre la renta y contribución social
(1.481) 6.219 - (9.064) - - - (4.326)
Ganancia / (Pérdida) Neta del
Ejercicio
70.475 1.089.271 (25) (184.404) 51.217 - (16.294) 1.010.240
Consolidado
30.06.12
(recalificado)
Actividad no
Vinculada
Generación Transmisión Distribución Eliminaciones Total Generación y
comercialización O&M Transmisión O&M
Ingreso operativo neto 30.470 1.809.075 - 674.002 - 71.708 (38.412) 2.546.843
Coste operativo 20 (839.140) - (459.204) - (60.843) 38.412 (1.320.755)
Ganancia bruta 30.490 969.935 - 214.798 - 10.865 - 1.226.088
Gastos Operativos (49) (634.482) - (108.764) - (40.255) - (783.550)
Resultado del servicio 30.441 335.453 - 106.034 - (29.390) - 442.538
Resultado de Equivalencia Patrimonial (26.443) - - - - - 31.645 5.202
Resultado financiero 9.224 (58.776) - (112.447) - (10.184) - (172.183)
Ganancia antes de los tributos 13.222 276.677 - (6.413) - (39.574) 31.645 275.557
Impuesto sobre la renta y contribución
social
(377) (135.565) - (2.951) - - - (138.893)
Ganancia (perdida)neta del periodo 12.845 141.112 - (9.364) - (39.574) 31.645 136.664
Informe a los Inversores
94
Demonstración del Flujo de Caja R$ milliones
Controladora Consolidado
30.06.13 30.06.12 30.06.13 30.06.12 (recalificado)
Actividades Operativas
Resultado antes de los impuestos 1.004.015 271.759 1.014.566 275.557
Ajuste para reconciliar la ganancia con el caja generado por las
operaciones Depreciación y amortización 224.746 215.423 224.748 218.991
Acrecimiento moratorio en facturas de energía vendida (27.552) (57.793) (27.552) (57.793)
Variación monetaria activa (85.443) (23.136) (85.444) (35.854)
Variación monetaria pasiva 103.820 94.106 103.820 118.113
Encargos de las deudas 174.297 177.098 204.141 210.668
Resultado de participaciones societarias (37.795) 26.443 (21.501) (5.202)
Provisión para créditos de liquidación dudosa (680.061) 231.099 (680.061) 256.704
Provisiones Operativas 10.393 146.790 10.393 145.000
Baja activo inmovilizado (6.529) 12 (6.529) 12 Derivativos 127.408 (28.065) 127.408 (28.065)
Activo Financiero - TIR (2.427) (165.266) (77.900) (212.592)
Otros gastos (ingresos) financieros 12.283 - 16.147 -
817.155 888.470 802.236 885.539
(Acrecimiento) decrecimiento en los activos Operativos
Clientes 268.686 (289.445) 247.966 (299.587) Impuestos y contribuciones sociales 10.271 61.814 7.866 61.814
Otros activos (194.991) (71.219) (88.943) (79.808)
83.966 (298.850) 166.889 (317.581)
Acrecimiento (decrecimiento) en los pasivos Operativos
Proveedores (148.022) (117.695) (98.770) (103.212)
Tributos y contribución social (15.132) (157.454) (15.157) (143.444)
Obligaciones estimadas 129.706 (4.289) 129.744 (3.293) Provisiones para contingencias (186.025) 1.398 (296.593) 1.398
Adelantamientos de clientes (24.725) (23.365) (24.725) (23.365)
Otros pasivos (278.819) (41.347) (167.446) 34.244
(523.017) (342.752) (472.947) (237.672)
Caja proveniente de las actividades Operativas 378.104 246.868 496.178 330.286
Pago de Encargos de préstmos y financiación (168.464) (158.262) (195.097) (162.225)
Pagos de encargos de impuesto sobre la renta y contribución social (8.587) - (8.587) -
Ingreso de receta anual permitida (RAP) 9.348 285.830 22.289 285.830
Cauciones y Depósitos vinculados 293.863 (19.313) 295.534 (19.488)
126.160 108.255 114.139 104.117
Caja Neto de las actividades Operativas 504.264 355.123 610.317 434.403
Actividades de financiación
Préstamos y financiación obtenidos 96.233 9.209 127.554 290.565
Pago de préstamos y financiación - principal (592.081) (165.739) (617.176) (269.639)
Dividendos propuestos - (67.866) - (67.866)
Antecipos para probable acrecimiento de capital - 121.993 - 121.993
Caja neto de las actividades de financiación (495.848) (102.403) (489.622) 75.053
Actividades de inversiones
Títulos y valores moviliarios - inversiones financieras (1.013.956) (35.933) (1.013.956) (35.933)
Recibimientos de financiación y préstamos concedidos - 4.275 - 3.548
Adquisición de activo inmovilizado (32.900) (32.209) (32.919) (32.454)
Adquisición de activo financiero (51.503) (70.350) (153.879) (254.084)
Adquisición de activo intangible (2.189) - (2.189) (209)
Recibimientos de indemnizaciones de concesiones 1.116.787 - 1.116.787 -
Antecipos participación societaria (21.055) (218) (21.055) (218) Adquisición de participaciones societarias (215.914) (156.374) (215.914) (129.874)
Recibimiento de remuneración de participaciones societarias 22.397 8.917 22.397 8.917
Caja neto de las actividades de inversiones (198.333) (281.892) (300.728) (440.307)
Acrecimiento (reducción) en el caja y equivalentes de caja (189.917) (29.172) (180.033) 69.149
Caja y equivalentes de caja en el inicio del ejercício 367.539 197.898 423.018 357.794
Caja y equivalentes de caja en el final del ejercício 177.622 168.726 242.985 426.943
Informe a los Inversores
95
Análisis del Resultado
La compañía presentó en 2T13 una ganancia 339% superior al resultado del trimestre anterior, pasando de una ganancia de R$ 187 millones en 1T13, para una ganancia neta de R$ 823 millones en 2T13, principalmente debido a la reversión de provisión para crédito de liquidación dudosa del cliente Companhia de Eletricidade do Amapá S.A. (CEA), en el montante de R$ 719 millones. La reversión de esta provisión ocurrió por el pago de la primera parte - de tres - después de la renegociación de la deuda. Ingreso operativo En la generación El suministro de energía eléctrica presentó acrecimiento de 1%, de R$ 332 millones en 1T13 para R$ 336 millones en 2T13. La cuenta no presentó variación o impacto significativo. El suministro de energía eléctrica presentó acrecimiento de 1%, de R$ 577 millones en 1T13 para R$ 580 millones en 2T13. La cuenta no presentó variación o impacto significativo. La energía eléctrica comercializada en corto plazo presentó acrecimiento de 151%, de R$ 104 millones en 1T13 para R$ 262 millones en 2T13. La variación ocurrida en esta cuenta es debida, substancialmente, a la necesidad de comercialización del exceso de energía eléctrica producida y no contratada. En este caso, en el 2T13, de acuerdo con la necesidad de producción determinada por el ONS, la compañía produjo una gran cantidad de energía no contratada y, tal exceso, fue comercializado en la CCEE. En la transmisión Los ingresos del sistema de transmisión (operación y mantenimiento) no presentaron variación significativa en el período. El ingreso de construcción presentó acrecimiento de 160%, de R$ 29 millones en 1T13, para R$ 77 millones en 2T13, principalmente debido a las nuevas infraestructuras en las lineas de transmisión RBNI en el valor de R$ 33 millones y nuevas adiciones, de R$ 8 millones, en las SE de Miramar/Tucuruí y R$ 4 millones en la SE Nobres, de la Eletronorte. La SPE Estação Transmissora de Energia S.A. también presentó un acrecimiento en el 2T de R$ 42 millones comparado al 1T en sus lineas de transmisión.
El ingreso de remuneración del activo financiero presentó reduccíon de 23%, pasando de R$ 39 millones em 1T13 para E# 30 millones em 2T13. La cuenta no presentó impacto significativo. Costo operativo El coste de energía eléctrica comprada para la reventa presentó acrecimiento de 12%, de R$ 17 millones en 1T13 para R$ 19 millones en 2T13. La cuenta no presentó variación o impacto significativo. Los encargos del uso de la red presentaron reducción de 4%, pasando de R$ 144 millones en 1T13 para R$ 138 millones en 2T13. La cuenta no presentó variación o impacto significativo. Los costos con personal presentaron subida de 18%, pasando de R$ 129 millones en 1T13, para R$ 153 millones en 2T13. Este aumento es debido, básicamente, al aumento significativo de las horas extras contabilizadas en el 2T13. El uso de los recursos hídricos presentó aumento de 5%, pasando de R$ 67 millones en 1T13, para R$ 71 millones en 2T13. La cuenta no presentó variación o impacto significativo. Los costes de construcción presentaron aumento de 161%, de R$ 29 millones en 1T13, para R$ 79 millones en 2T13, principalmente debido a las nuevas infraestructuras en las lineas de transmisión RBNI en el valor de R$ 33 millones y los nuevos acrecimientos de R$ 12 millones en las subestaciones de la Eletronorte. La SPE Estação Transmissora de Energia S.A. también presentó un acrecimiento en el trimestre de R$ 42 millones más que en el primer trimestre en sus lineas de transmisión. Las demás cuentas, en promedio, no presentaron variación o impacto significativo.
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96
Gasto operativo
El gasto con personal presentó acrecimiento de 104%, de R$ 123 millones en 1T13, para R$ 251 millones en 2T13, principalmente debido a los impactos del programa de incentivo a la jubilación de personal (PID), registrado en 2T13. El impacto de este programa en el resultado de 2T13 es de R$ 100 millones, ya considerados a este efecto a las reversiones del programa anterior (PIDV). Las provisiones y reversiones operativas presentaron variación de 1.233%, pasando de un gasto, en 1T13, de R$ 60 millones para reversión, en 2T13, de R$ 730 millones, principalmente debido a la reversión de la provisión para crédito de liquidación dudosa del cliente Companhia de Eletricidade do Amapá S.A. (CEA), en la suma de R$ 719 millones. La reversión de esta provisión ocurrió por el pago de la primera parte - de tres - después de la renegociación de la deuda. El pago ocurrió en 2T13. Las demás cuentas, en promedio, no presentaron variaciones o impacto significativos. Resultado financiero Los ingresos financieros presentaron reducción en el resultado de 100%, pasando de un ingreso de R$ 164 millones en 1T13, para R$ 0 en 2T13. En el 2T la compañía efectuó la reversión de R$ 57 millones de actualización de RBNI, contabilizados como ingreso financiero en el 1T.
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97
Informaciones de Mercado
1. 1. Activos de Generación y Energía Generada
1.1. Activos Propios
Planta Capacidad Instalada
MW Energía Asegurada
MW Medio Energía Generada MWh
1T13 2T13 UHE Coaracy Nunes 78,00 152.529,95 166.802,23
Complexo de Tucuruí 8.535,00 4.140,00 12.666.669 13.427.509
UHE Samuel 216,75 92,70 188.123 210.946
UHE Curuá-Una 30,30 24,00 43.694 54.880
UTE Electron Cedida en comodato para la
Amazonas Energia
121,11 - -
UTE Rio Madeira 119,35 - -
UTE Santana 177,74 102.637,71 87.479,33
UTE Rio Branco I 18,65 - -
UTE Rio Branco II 32,75 - -
UTE Rio Acre 45,49 0.00 -
UTE Senador
Arnon Afonso
Farias de Mello Cedida en comodato para la Boa Vista Energia a partir de
10 de febrero de 2010
85,99 - -
TOTAL 9.461,13
Planta Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Concesión
UHE Coaracy Nunes AP Oct/75 Dic/42
Complexo de Tucuruí PA Nov/84 Jul/24
UHE Samuel RO Jul/89 Set/29
UHE Curuá-Una PA Jul/77 Jul/28
UTE Electron Cedida em comodato para a Amazonas Energia
AM Jun/05 Indefinida
UTE Rio Madeira RO Abr/68 Indefinida
UTE Santana AP Ene/93 Indefinida
UTE Rio Branco I AC Feb/98 Indefinida
UTE Rio Branco II AC Abr/81 Indefinida
UTE Rio Acre AC Abr/94 Indefinida
UTE Senador Arnon Afonso Farias de Mello Cedida en comodato para la Boa Vista Energia partir de 10 de
febrero de 2010 RR
1ª Unidad (maq. 2) dic/1990;
2ª Unidad (maq. 1) jun/1991;
3ª Unidad (maq. 3) dic/1993
Indefinida
1.2. SPE
SPE Planta Capacidad Instalada
MW
Energía Asegurada MW Médio
Energía Generada MWh
1T13 2T13
EAPSA - Energia Águas
Da Pedra S.A. UHE Dardanelos 261 154,9 457.808,09 502.925,36
Amapari Energia S.A.
UTE Serra do Navio UTE Serra do Navio
23,28
UTE Serra do Navio
21,00 38.085 32.722,00
Planta Participación
% Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación
EAPSA - Energia Águas da
Pedra S.A. UHE Dardanelos 24,5 MT Ago/11
Jul/42
(35 años)
Amapari Energia S.A.
UTE Serra do Navio e PCH Capivara
49 AP Jun/08 Dic/15
Informe a los Inversores
98
2. Energía comprada para reventa
2.1 2.1 Activos Propios
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras
MWh - -
R$
millones - -
Otros
MWh 204.776,2 204.598,0
R$
millones 16,9 19,0
2.2.SPE - NA
3. Energía Vendida
3.1. Activos Propios
Comprador Tipo de venta
Unidad 1T13 2T13
Sistema Eletrobras
A
R$
millones 35,12 35,09
MWh 285.152,68 284.404,38
B
R$
millones - -
MWh - -
Otros
A
R$
millones 255,94 242,09
MWh 2.407.969,30 2.240.482,58
B
R$
millones 611,38 625,59
MWh 5.876.273,70 5.985.711,59
Total
A
R$
millones 291,06 277,18
MWh 2.693.121,98 2.524.886,96
B
R$
millones 611,38 625,59
MWh 5.876.273,70 5.985.711,59
3.2.SPE
Comprador Tipo de venta Unidad 1T13 2T13
Sistema
Eletrobras
A R$
milhões 0 0
MWh 0 0
B
R$
milhões 0 0
MWh 0 0
Otros
A
R$
milhões 50,34 47,80
MWh 332.767,86 310.591,00
B R$
milhões 10,47 10,79
MWh 36.290,00 30.808,00
Total
A R$
milhões 50,34 47,80
MWh 332.767,86 310.591,00
B
R$
milhões 10,47 10,79
MWh 36.290,00 30.808,00
Informe a los Inversores
99
4. Liquidação CCEE (Spot e MRE)
Unidad 1T13 2T13
Venta
R$ millones 457,542 267,779
MWh 5.344.934,57 5.565.900,17
MWmedio 2.473,362 2.548,489
Compra
R$ millones 268,894 126,546
MWh 1.007.182,32 521.546,02
MWmedio 466,072 238,803
Neto
R$ millones 188,648 141,233
MWh 4.337.752,25 5.044.354,15
MWmedio 2.007,289 2.309,686
5. Combustible usado para producción de energía eléctrica
Tipo Unidad 1T13 2T13 Óleo Diesel
Especial
litro 103.011.000 107.131.000
R$ 217.188.925,00 249.117.133,20
6. Pérdidas en la generación - %
1T13 2T13 0,888 0,869
7. Tarifa Media – R$/MWh
7.1. Activos Propios
1T13 2T13 105,31 106,08
7.2 SPE
SPE 1T13 2T13
EAPSA - Energia Águas da Pedra S.A. UHE
Dardanelos 151,30 154,02
Amapari Energia S.A. UTE Serra do Navio 288,52 350,32
Informe a los Inversores
100
8. Extensión de las Lineas de Transmisión – Km
8.1. Activos Propios 8.1.1. Lineas de Transmisión
Linea De - Para
Extensión (km) Tensión Entrada
en operación Final de la Concesión
Sistema Aislado
Boa Vista- Santa Elena 190,2 230 Jun/01 Ene/43
Sub-Total 230 Kv 190,2
Coaracy Nunes - Santana 108 138 Oct/75 Ene/43 Coaracy Nunes - Santana 109 138
Ene/43
Santana - Portuária 4 138 Abr/96 Ene/43 Coaracy Nunes - Tartarugalzinho 87 138 Jun/00 Ene/43 Sub-Total 138 Kv 308
Santana - Macapá II 20 69 Nov/96 Ene/43 Santana - Equatorial 13 69 Ago/00 Ene/43 Tartarugalzinho - Calçoene 130 69 Dic/01 Ene/43 Tartarugalzinho - Amapá 17 69 Feb/02 Ene/43 Santana - Santa Rita 12,6 69 Dic/07 Ene/43 Equatorial - Santa Rita 5,09 69 Sep/08 Ene/43 Sub-Total 69 Kv 197,69
Total Sistema Isolado 695,89
Sistema Interconectado
Colinas - Miracema 173,97 500 Mar/99 Ene/43 Imperatriz - Colinas 342,6 500 Mar/99 Ene/43 Imperatriz – Marabá (C1) 181,09 500 Abr/81 Ene/43 Imperatriz – Marabá (C2) 181,82 500 Mar/88 Ene/43 Imperatriz - Pres. Dutra (C1) 386,6 500 Oct/82 Ene/43 Imperatriz - Pres. Dutra (C2) 385,3 500 Feb/88 Ene/43 Tucuruí – Marabá – C1 222,14 500 Oct/81 Ene/43 Tucuruí – Marabá – C2 221,7 500 Feb/88 Ene/43 Pres. Dutra - Boa Esperança 205,39 500 Oct/82 Ene/43 São Luiz II - Pres. Dutra 0 500 Jul/84 Ene/43 Miranda II - Pres. Dutra 195,5 500 Nov/10
São Luiz II - Miranda II – C1 106,8 500 Nov/10
São Luiz II - Miranda II – C2
São Luiz II - Pres. Dutra 0 500 Mar/86 Ene/43 Tucuruí - Vila do Conde 327,1 500 Dic/81 Ene/43 Tucuruí (Usina) - Tucuruí (Se) 10,71 500
Nov/84 hasta
May/05
Sub-Total 500 Kv 3.243,32
Altamira - Rurópolis 330,02 230 Oct/88 Ene/43 Barra Peixe – Rondonópolis – C1 216,79 230 Oct/97 Ene/43 Rondonópolis - Coxipó 187,8 230 Sep/88 Ene/43 Rondonópolis - Coxipó 187,8 230 Jul/84 Ene/43 Coxipó - Nobres 105 230 Abr/01 Ene/43 Nobres – Nova Mutum C-1
230
Ene/43
Nova Mutum - Sorriso C-1
230
Ene/43 Sinop - Sorriso C-1
230
Ene/43
Nobres - Sinop 346 230 Ago/08 Ene/43 Guamá - Utinga 19,4 230 Dic/81 Ene/43 Guamá - Utinga 19,4 230 Dic/81 Ene/43 Imperatriz - Porto Franco 110,1 230 Oct/94 Ene/43 Jauru - Coxipó 366 230 Jun/03 Ene/43 Jauru - Coxipó 366 230 Jun/03 Ene/43 Miranda Ii - Peritoró 94,2 230 Dic/02 Ene/43 Pres. Dutra - Peritoró 115 230 Mar/03 Ene/43 Peritoró - Coelho Neto 223 230 Jul/06 Ene/43 Coelho Neto - Teresina 127,1 230 Sep/06 Ene/43 São Luiz II - Miranda II 105,3 230 Nov/02 Ene/43 São Luiz II - São Luiz I - C1 18,6 230 Ene/83 Ene/43 São Luiz II - São Luiz I – C2 19 230 Sep/88 Ene/43 São Luiz II - São Luiz III 35,94 230 May/10 Ene/43 Tucuruí - Altamira 317,6 230 Jun/98 Ene/43 Utinga - Santa Maria 93,02 230 Dic/94 Ene/43 Vila do Conde - Guamá 49,3 230 Abr/81 Ene/43
Informe a los Inversores
101
Linea De - Para
Extensión (km) Tensión Entrada
en operación Final de la Concesión
Vila do Conde - Guamá 49,3 230 Dic/82 Ene/43 Marabá - Carajás 145 230 Oct/04 Ene/43 Barra Peixe – Rondonópolis- C2 217 230 May/08 Ene/43 Rio Verde (Couto Magalhães) - Rondonópolis 177,83 230 Jul/83 Ene/43 São Luiz II - UTE São Luiz 0,05 230 Ene/82 Ene/43 Carajás - Integradora 83 230 Ago/08 Ene/43 Castanhal – Santa Maria
230
Utinga - Castanhal
230
Abunã - Rio Branco 302 230 Nov/02 Ene/43 Ariquemes - Jarú 83,82 230 Sep/97 Ene/43 Jarú - Ji-Paraná 80,69 230 Sep/97 Ene/43 Ariquemes - Ji-Paraná
230
Ene/43
Samuel - Ariquemes 151,6 230 Ago/94 Ene/43 Samuel - Porto Velho 40,55 230 Jul/89 Ene/43 Samuel - Porto Velho 40,55 230 Jul/89 Ene/43 Samuel (Usina) - Samuel (SE) 2,85 230 Jul/89 Ene/43 Porto Velho - Abunã 188 230 May/02 Ene/43 Ji-Paraná - Pimenta Bueno 117,8 230 Jun/08 Ene/43 Pimenta Bueno – Vilhena 160,2 230 Oct/08 Ene/43 Ribeiro Gonçalves - Balsas 95 230 Dic/11
Sub-Total 230 Kv 5.387,61
Tucuruí-Vila - Cametá 214,21 138 Ago/98 Ene/43 Coxipó - Rondonopolis-Cemat 0 138 Jul/81 Ene/43 Coxipó - São Tadeu 44,17 138 Ene/10 Ene/43 São Tadeu - Jaciara 77,92 138 Ene/10 Ene/43 Jaciara - Rondonopolis-Cemat 70 138 Ene/10 Ene/43 Couto Magalhães - Rondonopolis-Cemat 176 138 Abr/81 Ene/43 Curuá-Uma - Tapajjós-Celpa 68,8 138 Ene/06 Ene/43 Sub-Total 138 Kv 651,1
Tucuruí - Tucuruí Vila 2,3 69 Jul/97
Tucuruí Vila - Cametá
69
Utinga - Miramar
69
Tucuruí (Usina) - Tucuruí (SE) 1,4 69 Ene/80
Tucuruí (Usina) - Tucuruí (SE) 1,4 69 Dic/85
Sub-Total 69 Kv 5,10
Total Geral 9.983,02
Informe a los Inversores
102
8.1.2. Subestaciones
Subestación Capacidad de
Transformación Localización
Início de la Operación
Término da la Concesión
Altamira 120,30 Pará 06/06/98 Cametá 23,55 Pará 16/08/98
Carajás 0,30 Pará 09/11/06
Guamá 354,00 Pará 15/12/81
Marabá 1.063,80 Pará 02/10/81
Rurópolis 200,60 Pará 01/12/98
Santa Maria 500,15 Pará 06/09/95
Tucuruí 619,00 Pará 02/10/81
Transamazônica 60,30 Pará 05/12/98
Tucuruí-Vila 58,44 Pará 26/06/99 Utinga 602,00 Pará 15/12/81
Vila do Conde 3.549,40 Pará 15/12/81
São Luis I 401,73 Maranhão 01/12/82
São Luis II 2.079,00 Maranhão 01/12/82
São Luis III 300,30 Maranhão 30/05/10
Miranda II 950,60 Maranhão 01/06/98
Peritoró 300,11 Maranhão 01/12/82
Presidente Dutra 747,61 Maranhão 01/12/82
Coelho Neto 130,00 Maranhão 01/01/00
Imperatriz 1.842,17 Maranhão 01/12/82 Porto Franco 266,50 Maranhão 04/02/94
Ribeiro Gonçalves 350,00 Maranhão 04/12/11
Balsas 100,00 Maranhão 04/12/11
Colinas 1,50 Tocantins 01/03/99
Miracema 182,50 Tocantins 01/03/99
Barra do peixe 125,60 Mato Grosso 20/11/93
Ccouto Magalhães 15,11 Mato Grosso 18/10/81
Coxipó 571,20 Mato Grosso 15/07/87
Jauru 600,45 Mato Grosso 01/06/03 Nova Mutum 60,60 Mato Grosso 07/09/96
Rondonopolis 200,90 Mato Grosso 03/07/83
Sinop 256,00 Mato Grosso 07/09/96
Sorriso 60,60 Mato Grosso 07/09/96
Nobres 0,00 Mato Grosso 29/04/01
Lucas do Rio Verde 75,00 Mato Grosso *
Epitaciolândia 22,10 Acre 15/03/08
Sena Madureira 18,75 Acre 17/10/08
Ariquemes 120,30 Rondônia 30/08/94 Ji-Paraná 320,60 Rondônia 29/09/94
Porto Velho 525,60 Rondônia 29/07/89
Abunã 110,60 Rondônia 08/05/02
Samuel 0,30 Rondônia 26/07/89
Pimenta Bueno 110,60 Rondônia 21/06/08
Vilhena 120,60 Rondônia 31/10/08
Jaru 30,15 Rondônia 27/09/97
Coaracy Nunes 27,08 Amapá 01/11/75
Portuária 20,05 Amapá 04/04/96
Amapá 10,08 Amapá 10/12/01 Tartarugalzinho 40,22 Amapá 20/06/00
Calçoene 10,08 Amapá 20/05/02
Santana 120,45 Amapá 01/10/75
Santa Rita 80,03 Amapá 16/12/07
Equatorial 79,95 Amapá 23/08/00
Macapá II 53,43 Amapá 29/11/96
Boa Vista 201,65 Roraima 22/07/01
Total 19.084,87
La SE Lucas do Rio Verde, de propriedad Del agente BRF (Sadia), fue energizada y liberada comercialmente en el dia 02/11/2012. Estos activos están en proceso de
transferencia para la Eletronorte, aún no terminado.
Informe a los Inversores
103
8.2.SPE
8.2.1 Lineas de transmisión
SPE Propósito (De-Para)
Participación % Extensión
(km) Tensión
Entrada en operación
Final de la Concesión
AETE -
Amazônia
Eletronorte Transmissora de
Energia S.A.
Coxipó-Cuiabá-
Rondonópolis (MT),
SE Seccionadora
Cuiabá
49 193 230 Ago/05 Feb/34
INTESA -
Integração
Transmissora de
Energia S.A.
Colinas-Miracema-
Gurupi-Peixe Nova-
Serra da Mesa 2 (TO
/ GO)
37 695 500 May/08 Abr/36
BRASNORTE
Transmissora de
Energia S.A.
Jauru - Juba – C2
(MT) e Maggi -
Nova Mutum (MT),
SE Juba e SE Maggi - 230/138 kV
49,71 402 230 Sep/09 Mar/38
Transmissora
Matogrossense de
Energia S.A. - TME
LT Jauru / Cuiabá, em
230 kV, Mato Grosso 49 348 500 Nov/11 Nov/39
Rio Branco
Transmissora de
Energia S.A.
(Ações
transferidas para a Eletrobrás
Eletronorte-
Despacho ANEEL
2350, de
01/06/2011)
Porto Velho (RO) –
Abunã (RO) - Rio
Branco (AC)
100,00 487 230 Dez-12 Set-39
Manaus
Transmissora de
Energia S.A.
Oriximiná - Silves -
Lechuga (AM), SE
Itacoatiara e SE Cariri
30,00 559 500 Mar-13 Out-38
8.2.2 Subestaciones
SPE Propósito (De-Para)
Participación %
Extensión (km)
Tensão (kV)
Entrada en
Operación
Final de la Concesión
Estação Transmissora de
Energia S.A. (Ações transferidas para a
Eletrobrás Eletronorte-
Despacho ANEEL 3532, de
23/11/2010)
Estação Conversora 01 CA/CC, 500/±600 KV e
à Estação Inversora 01
CC/CA,
±600/500 kV
100,00 - 500/ ±600 Mar-13 Fev-39
9. Perdidas en la transmisión - % - NA
Informe a los Inversores
104
10. Principales inversiones de la controladora – R$ millones
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto 2013
Generación 2,807 5,233 63,008
UHE Coaracy 2ª Etapa 0,399 0,28 22,000 Manut.Sist. Generación 2,056 4,405 32,008
UHE Curuá-Una-Amplia 0,352 0,548 9,000
Transmisión 27,960 60,258 547,289
ST Amapá 0,007 0,000 0,200
Refuerzos Mejora S Islados 0,090 0,194 11,470
ST Norte/Nordeste MA 0,643 2,515 14,746
Mantenimiento del Sistema de Transmisión 6,899 5,896 71,500
Refuerzos Mejora Sistema Interligado 20,321 51,653 442,473
Ampliación sistema transmisión - - 6,900 Outros 7,294 8,131 49,340
Preserv. e Conserv. 5,313 4,749 32,340
Infra-estrut-Imuebles - - 1,050
Infra-estruct.-Muebles 0,264 0,024 1,050
Infra-estruct-Inform. 1,717 2,912 12,900
Sede Própria - 0,446 2,000
Total 38,061 73,623 659,637
11. Inversiones nuevas
11.1. Generación
11.1.1. Activos Propios - NA
11.1.2. SPE
SPE Planta Participación
%
Localización
(Estado)
Total de la
inversión
R$ millones
Inversión
realizada R$
millones
Capacidad
Instalada
MW
Energía
Asegurada
Inicio de
la
Operación
Inicio de la
Construcción
Término
de la
Concesión
Brasventos Miassaba 3
Geradora de
Energia S.A
Parque Eólico
Miassaba 3 24,50 RN 263,6 141,26 68,47 22 Feb/13 Ago/11
Ago-45
(35 años)
Brasventos
Eolo Geradora de Energia
S.A.
Parque Eólico Rei dos Ventos 1
24,50 RN 226,3 177,05 58,45 21 Feb/13 Jul/12 Dic-45
(35 años)
Rei dos
Ventos 3 Geradora de
Energia S.A.
Parque Eólico Rei dos Ventos 3
24,50 RN 226,3 185,88 60,12 21 Feb/13 Feb/12 Dic-45
(35 años)
Norte Energia
S.A. UHE Belo Monte 19,98 PA
29.375,00
Base final de obra
25.885
Base abril/10
9.011,38 11.233 4.571 Feb/15 Jun/11 Ago-45
(35 años)
Informe a los Inversores
105
11.2. Transmisión
11.2.1. Activos Propios
11.2.1.1. Linea de Transmisión
De - Para Total de la inversión
R$ millones
Extensión de las lineas
- KM Tensión
Inicio de la Operación
Término de la Concesión
Jorge Teixeira – Lechuga
(AM) 35,533 30 230 Ago/13 Jul/40
Jorge Teixeira – Lechuga
(AM) SE Lechuga (leilão
02/12
52,000 30 230 Ene/14 May/42
11.2.1.2. Subestaciones
SE Total de la inversión
R$ millones
Capacidad de Transformación
Localización Inicio
de la Operación Termino
de la Concesión
SE Colinas – Disjuntor
em 500KV
3,851
(base Dic/2006) 3x55 MVAr TO Abr/04 Jun/15
SE Miracema –
Autotransformador
13,75
(base Jul/2007)
500/138 kV – 4x60
MVA TO Jun/15
SE Miranda II 87,023
(base Nov/10) 500 MA 09/13 Ene/39
Informe a los Inversores
106
11.2.2. SPE
11.2.2.1. Linea de Transmisión
SPE (De-Para)
Participación %
Total de la
inversión R$
millones
Inversión realizada
R$ millones
Extensión de las
lineas - KM
Tensión Inicio de la
Operación
Término de la
Concesión
Norte Brasil
Transmissora de
Energia S.A
Coletora
Porto
Velho (RO)
– Araraquara
(SP)
24,50 2.030,8 1.974,88 2.375 ±600 Sep/13
(prev.) Feb/39
Linha Verde
Transmissora de
Energia S.A.
Porto
Velho (RO)
– Samuel
(RO) –
Ariquemes
(RO) - Ji-
Paraná
(RO) - Pimenta
Bueno
(RO) –
Vilhena
(RO) –
Jauru (MT)
49,00 515,7 337,00 987 230 Ene/14
(prev.) Nov/39
Transnorte Energia
S.A.
Eng.
Lechuga
(AM) - Equador
(RR) e
Equador
(RR) - Boa
Vista (RR),
circuito
duplo e
SEs
Equador (RR) Boa
Vista (RR)
49,00 1.003,00 55,64 715 500 Ene/15 Ene/42
11.2.2.2. Subestaciones – NA
Informe a los Inversores
107
12. Préstamos e Financiación – R$ millones
Moneda Local – ML
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indexador Eletrobras 18,39 0 30/06/2018 RGR +16,95%
Eletrobras 66,68 0 30/03/2018 RGR +17,03%
Eletrobras 0,12 0 30/08/2013 RGR +11,75% Eletrobras 232,69 227,32 30/12/2023 RGR +8,42%
Eletrobras 402,22 383,07 30/05/2018 RGR+ 7%
Eletrobras 93,79 88,67 30/09/2017 RGR+ 7%
Eletrobras 12,15 11,19 30/04/2016 RGR+ 7%
Eletrobras 139,01 136,38 30/06/2021 IPCA+ 7%
Eletrobras 27,37 26,86 30/06/2021 IPCA +7%
Eletrobras 1.765,42 1.768,81 30/12/2029 IPCA+ 7%
Eletrobras 35,62 34,84 30/09/2021 IPCA+ 7%
Eletrobras 81,45 79,78 30/10/2021 IPCA+ 7 %
Eletrobras 369,28 41,69 30/01/2014 IPCA +7% Eletrobras 379,85 383,83 30/06/2023 IPCA+ 7%
Eletrobras 0 73,17 30/07/2020 Selic
BNDES 357,38 331,63 15/09/2016 TJLP+ 3,5%
BNDES 34,03 33,06 15/11/2024 TJLP +2,5%
BNDES 11,41 11,16 15/11/2024 TJLP + 2,5 %
Banco do Brasil 9,74 9,21 01/01/2018 8,5%
Banco do
Nordeste 70,73 70,48 03/06/2031 8,5%
Banco do Brasil 2,80 6,53 01/12/2026 8,5% Banco da
Amazônia 25,76 25,37 01/01/2029 8,5%
Moneda Extranjera – ME
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13
Vencimiento Indexador
Eletrobras – BID 339,18 350,67 06/04/2025 US$ - 6,83%
Eletrobras – CAF 26,82 29,83 04/08/2015 Libor + 3,58%
Eletrobras – Eximbank 153,65 152,09 06/04/2025 Yen + 2,48% Credit Balbina 121/0111 0,01 0,00 31/12/2013 EUR + 3,5%
Credit National 121/0118 0,02 0,01 31/12/2015 EUR +3,5%
Credit National 121/0122 0,25 0,16 31/12/2016 EUR + 3,5%
D.M.L.P – Tesoro Nacional 1,24 0,89 15/04/2014 US$ - 8%
13. Contratos
13.1. Préstamos e Financiación – R$ millones
13.1.1. Controladora
Préstamos y Financiación
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2016 Total
(ML + ME) Por actividad
Generación 201,63 293,74 298,95 279,54 209,63 1.948,03 3.231,52
Transmisión 65,80 108,40 108,40 105,86 100,14 526,77 1.015,36
Comercialización 6,38 11,71 11,71 29,82
Por acreedor
Eletrobras 214,37 299,39 305,07 296,84 296,87 2.375,66 3.788,20
Otros 59,44 114,46 113,99 88,56 12,90 99,15 488,50
Informe a los Inversores
108
13.1.2. SPE
Préstamos y Financiación
2013 2014 2015 Después de 2015
Por actividad
Generación 7.841,73 8.351,50 8.900,29
Transmisión 3.302,82 3.198,90 3.083,84
Comercialización
Por acreedor
Eletrobras 7.143,87 7.290,89 7.461,15
Otros 4.000,68 4.259,51 4522,98
13.2. Venta de Energía
13.2.1. Controladora
Contratos de
Ventas de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Edelca MWh 828 876 876 876 876 2.628
R$ millones 67.407 73.581 77.628 81.665 85.748 223.222
Termonorte MWh 0 0 0 0 0 0
R$ millones 0 0 0 0 0 0
TOTAL MWh 828 876 876 876 876 2.628
R$ millones 67.407 73.581 77.628 81.665 85.748 223.222
12.2.2. SPE - NA
13.3. Venta de Energía
13.3.1. Controladora
Contratos de
Ventas de Energía Unidad 2013 2014 2015 2016 2017
Después de 2017
Ambiente Reglado MWh 10.813.281 8.137.881 982.151 0 0 0
R$ 1.228.937.175,20 1.026.166.717,96 137.460.682,02 0,00 0,00 0,00
Contratos Bilaterales - Consumidores
Libres Largo Plazo
MWh 14.579.610 12.955.690 10.605.382 10.151.317 10.123.582 70.266.360
R$ 1.279.215.018,75 1.183.424.100,15 954.361.049,94 928.137.300,97 976.231.803,66 8.375.422.985,03
Contratos Bilaterales
- Consumidores
Cautivos
MWh 1.888.941 1.227.859 576.693 578.273 576.693 0
R$ 258.302.815,10 163.744.545,85 59.724.816,13 63.164.343,74 66.437.413,04 0,00
Contratos Bilaterales - Consumidores
Libres Médio Plazo
MWh 6.503.783 2.417.760 1.769.520 887.184 832.200 0
R$ 759.772.297 226.492.218 174.891.370 48.927.529 51.462.871 0
TOTAL MWh 33.785.615 24.739.189 13.933.746 11.616.774 11.532.475 70.266.360
R$ 3.526.227.305,93 2.599.827.581,75 1.326.437.918,18 1.040.229.174,09 1.094.132.087,75 8.375.422.985,03
Informe a los Inversores
109
13.3.2.SPE
Contratos de
Venta de Energia
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
(EAPSA) Ambiente Reglado
MWh 1.287.720 1.287.820 1.287.820 1.287.820 1.287.820 36.056.160 R$ millones 200 203,86 207,79 211,81 215,89 9.940,48
(Eolo) Ambiente
Regulado
MWh 30.660 183.960 183.960 183.960 183.960 2.912.700
R$ millones 5,7 34,7 34,7 34,7 34,7 549,4
(Rei dos Ventos 3)
Ambiente Reglado
MWh 30.660 183.960 183.960 183.960 183.960 2.912.700
R$ millones 5,7 34,8 34,8 34,8 34,8 551,0
(Miassaba 3)
Ambiente Reglado
MWh 32.120 192.720 192.720 192.720 192.720 3.051.400
R$ millones 5,9 36,2 36,2 36,2 36,2 573,2
(N E S A) Ambiente
Reglado
MWh 604.133 10.085.137 26.905.239 778.352.622
R$ millones 59,50 1.042,70 2.887,70 172.836,90 (N E S A)
Contratos
Bilaterales (Auto
Produtor)
MWh 77.483 1.229.055 3.738.788 110.856.349
R$ millones 11,34 199,99 554,40 30.849,96
(Amapari)
Contratos
Bilaterales -
Consumidores
Libres Médio Plazo*
MWh 193.094 252.000 252.000
R$ millones 21,29 57,5 60,40
TOTAL MWh 1.574.254 2.100.460 2.782.076 13.162.652 32.492.487 934.141.931
R$ millones 238,59 367,06 444,73 1560,2 3763,69 215300,94
14. Número de Empleados (incluye requisados y excluye cedidos)
41. Por tiempo
Generación
Tiempo de trabajo en la empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 51 39
6 a 10 209 220
11 a15 18 18
16 a 20 18 18
21 a 25 142 141
más de 25 204 205
Total 642 641
Transmisión
Tiempo de trabajo en la empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 280 111
6 a 10 315 398
11 a15 10 56
16 a 20 17 42
21 a 25 373 238
más de 25 567 687
Total 1.562 1.532
Informe a los Inversores
110
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 80 150
6 a 10 328 341
11 a15 58 9
16 a 20 39 16
21 a 25 175 294
más de 25 543 434
Total 1.223 1.244
14.2. Por región
Estados de la federación Nº de empleados
1T13 2T13 Acre 147 146
Amazonas 09 09 Amapá 189 188
Maranhão 363 361
Mato Grosso 230 229
Pará 524 521
Rondônia 262 260
Roraima 51 50
São Paulo 06 07
Tocantins 61 61
Tucuruí 292 292
Distrito Federal 1.293 1.293
14.3. Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 2.134 2.173
Administrativo 1.293 1.244
15. Mano de obra Contratada / De terceros
Operativo 1T13 2T13
396 388
16. Índice de Reposición
1T13 2T13 0,23 0,13
Informe a los Inversores
111
Ejercicios Finalizados (en miles de reais)
Activo 30.06.13 31.12.12 Corriente
Caja y equivalentes de caja 147.642 131.354
Títulos y valores moviliarios 299.393 513.492
Clientes 476.358 475.524
Tributos y contribuciones sociales 87.456 81.977
Almacenamiento de combustible nuclear 343.730 360.751
Almacén 71.841 64.925
Otros 54.292 63.872
1.480.712 1.691.895
No Corriente
Realizable a largo plazo
Títulos y valores moviliarios 260.843 230.670
Clientes 289.046 400.212
Almacenamiento de combustible nuclear 478.046 481.495 Cauciones y Depósitos vinculados 41.864 39.726
Otros 17.021 17.021
1.086.820 1.169.124
Inmovilizado 8.826.196 8.413.775
Intangible 31.222 34.330
9.944.238 9.617.229
Total del Activo 11.424.950 11.309.124
Informe a los Inversores
112
Pasivo y Patrimonio Neto 30.06.13 31.12.12 Corriente
Proveedores 495.850 443.648
Préstamo y financiación 73.953 53.590
Tributos y contribuciones sociales 123.391 111.267
Obligaciones estimadas 86.037 68.001
Encargos sectoriales 3.649 3.664
Benefícios post-empleo 8.242 7.736 Otros 16.599 56.771
807.721 744.677
No Corriente
Proveedores 420.256 546.854
Préstamo y financiación 2.555.447 2.395.394
Provisión para riesgos 71.565 67.359 Benefícios post-empleo 227.291 214.078
Obligaciones para desmovilización de activos 1.012.804 988.490
Otros - 852
4.287.363 4.213.027
Patrimonio Neto
Capital social 6.607.258 6.607.258
Pérdidas acumuladas (96.736) (69.992) Otros resultados abrangentes (180.656) (185.846)
6.329.866 6.351.420
Total del Pasivo y Patrimonio Neto 11.424.950 11.309.124
Informe a los Inversores
113
Demostración del Resultado (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Ingreso Operativo Neto 854.108 925.116
Costo Operativo (674.527) (606.194)
Ganancia Operativa Bruta 179.581 318.922
Gastos Operativos (141.115) (114.306)
Resultado del Servicio de Energía Eléctrica 38.466 204.616
Resultado Financiero (53.846) 22.546
Resultado antes de los Impuestos (15.380) 227.162
Impuesto de renta y contribución social (11.364) (56.258)
Ganancia neta del ejercicio (26.744) 170.904
Resultado atribuible a los accionistas controladores (26.744) 170.904
Ganancia básica y diluído por acción (en reais) (0,0010) 0,0065
Informe a los Inversores
114
Demostración del Flujo de Caja (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Actividades Operativas
Ganancia neta del ejercicio (15.380) 227.162
Ajustes en la conciliación ganancia (pérdida) neta con el caja generado
Depreciación del activo inmovilizado 139.948 125.683
Bajas y otros ajustes de inmovilizado 328 (228)
Amortización del intangible 3.726 3.749
Baja y otros ajustes de intangible - (59)
Baja y actualizaciones de deposito legal 420 -
Consumo de materia prima y material del almacén 166.339 165.974
Variaciónes monetaria y cambiales – financiación y préstamos - 2.770
Variaciónes monetaria y cambiales – proveedores y otros 16.671 (18.486)
Encargos - préstamo y financiación 19.148 20.228
Rendimientos del fondo de desmovilización de activos (15.409) (20.216)
Beneficio jubilación – provisión actuarial 23.413 4.236
Participación en las ganancias y resultados - (9.052)
Provisión de vacaciones 1.678 (2.879)
Provisión (reversión) para créditos de liquidación dudosa 4.218 1.587
Ajuste a valor presente de obligaciones para desmobilización de activos 24.314 11.069
Ajuste a valor presente de cuentas a recibir distribudoras (268) -
Ajuste a valor presente de cuentas a pagar FURNAS difencial 1.722 -
Actualización PASEP/COFINS sobre diferencial a recibir de las distribudoras 13.779 -
Otros ajustes - (2.968)
384.647 508.570
Variación - (acrecimiento) y decrecimiento - en los activos Operativos
Clientes 110.600 (34.883)
Almacén (152.785) (282.079)
Impuestos y tasas por recuperar Pasep,Cofins, IRPJ, CSL y otros 1.045 (19.459)
Fondo para desmovilización de activos - (24.111)
Cauciones y deposito vinculado (2.558) -
Otros activos Operativos 5.539 (6.144)
(38.159) (366.676)
Variación - acrecimiento y (decrecimiento) - en los pasivos Operativos
Proveedores (92.789) (22.650)
Impuestos y tasas (excepto Impuesto sobre la Renta y Contribución Social) (1.655) (44.381)
Obligaciones de pagamiento y provisión de vacaciones 12.345 12.703
Participación en las ganancias - 53.669
Pago de deuda a la entidad de seguridad social complementaria (4.504) (18.241)
Pago impuesto sobre la renta y contribuición social (13.875) -
Pago de participación en ganancia (38.304) -
Otras variaciones en los pasivos operativos 2.323 (56.364)
(136.459) (75.264)
Recursos provenientes de las actividades Operativas 210.029 66.630
Actividades de Financiamiento - Acrecimo y (Decrecimo)
Préstamos y financiación obtenidos a largo plazo 152.969 150.000
Pago de financiación de corto plazo (20.043) (41.928)
Pago de IOF y encargos de deuda (34.253) (34.615)
Recursos provenientes de las actividades de préstamo y financiación 98.673 73.457
Actividades de Financiamiento - Acrecimo y (Decrecimo)
Compra de activo inmovilizado (498.669) (103.452)
Compra de activo intangible (3.121) (941)
Compra de títulos y valores moviliarios (15.793) -
Resgate de títulos y valores moviliarios 225.169 (22.407)
Recursos aplicados en las actividades de inversión (292.414) (126.800)
Acrecimiento (reducción) en el caja y equivalentes de caja 16.288 13.287
Caja y equivalentes de caja en el inicio del ejercicio 131.354 124.432
Caja y equivalentes de caja en el final del ejercicio 147.642 137.719
Acrecimieto (Reducción) en el Caja y Equivalentes de Caja 16.288 13.287
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115
Análisis del Resultado
A Empresa apresentou no 2T13 um prejuízo líquido 33,1% inferior ao apurado no trimestre anterior, passando de um prejuízo R$ 16,0 milhões no 1T13, para um prejuízo de R$ 10,7 milhões no 2T13.
La compañía presentó en 2T13 una pérdida neta 33,1% inferior ao apurado en el trimestre anterior, pasando de una pérdida de R$ 16,0 millones en 1T13, para una pérdida de R$ 10,7 millones en 2T13. Resultado operativo
Con el nuevo modelo de comercialización de energía eléctrica de las centrales Angra 1 y Angra 2 reglada por la ANEEL, según Resolución homologatoria N º 1.405 y la Resolución homologatoria N º 1.407, estableció un ingreso fijo de R$ 1.882,7 millones para 2013. Estos ingresos se factura en 12 cuotas mensuales iguales de R$ 156,9 millones. Por lo tanto no existe una variación trimestral en los ingresos. Costos operativos El consume de combustible nuclear diminuiu em R$ 14,9 millones, debido a la parada de la planta Angra 2 ocurrida em mayo de 2013. Los servícios de terceros presentaran aumento de R$ 13,8 millones Los costos restantes estaban dentro de los patrones de variación aceptables. Gastos operativos En los gastos operativos aumento en R$ 26,1 millones entre 2T13 y el 1T13, debido al registro de provisiones legales de R$ 20,6 millones entre el 2T13 y el 1T13. Resultado financiero Hubo una disminución en la pérdida de los resultados financieros entre el 2T13 y el 1T13 de R$ 16,9 millones, debido principalmente a los ingresos del fondo de descomisionamiento de las plantas Angra 1 y Angra 2 que aumentó R$ 25,2 millones, debido a su indexación estar vinculada a la moneda norteamericana, que tuvo una fuerte valorización en el 2T13, en parte compensadas por las variaciones cambiarias de los saldos de los proveedores internacionales, afectadas por la desvalorización del Rel frente al Euro y del dólar en 2T13.
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116
Informaciones de Mercado 1. Activos de Generación y Energía Generada
Planta Capacidad Instalada
MW
Energía Asegurada MW Médio
Energía Generada – MWh
1T13 2T13
Angra I 640 509,8 355.684,06 1.241.270,79
Angra II 1.350 1.204,7 2.872.228,44 1.828.805,82
Total 1.990 1.714,5 3.227.912,50 3.070.076,61
Planta Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación = Vida Útil Económica Prevista Actual
Angra I Rio de Janeiro Ene/85 Dic/24
Angra II Rio de Janeiro Sep/00 Ago/39
2. Energía comprada para reventa - NA
3. Energía Vendida
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
R$ MWh R$ MWh Sistema
Eletrobras
A 470.660.081,89 3.423.285,5 470.660.081,89 3.423.285,5
B
Otros A
B
Total A 470.660.081,89 3.423.285,5 470.660.081,89 3.423.285,5
B A - A través de subastas B - A través de contratos en el mercado libre o contratos bilaterales
4. Liquidación CCEE (Spot y MRE) - NA
5. Combustible usado para producción de energía eléctrica
Tipo 1T13 2T13
Kg R$ Millones Kg R$ Millones
Urânio 54.558,0 77.287, 59.304,0 52.383,
6. Pérdidas en la generación - %
1T13 2T13
3 3
7. Tarifa Media – R$/MWh
1T13 2T13
137,49 137,49
8. Extensión de las Lineas de Transmisión - Km - NA
9. Pérdidas en la transmisión - NA
Informe a los Inversores
117
10.Principales inversiones de la controladora– R$ millones
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto 2013
Generación
Angra 1 e 2 26,3 40,7 294,7
Angra 3 160,6 333,1 2.796,6
Outros 2,6 1,9 44,7
Total 189,5 375,7 3.136,0
11. Inversiones nuevas
Generación
Planta -Activo Propio
Localización (Estado)
Total de la inversión
R$ millones
Capacidad Instalada -
MW
Energía Asegurada
Inicio de la
Operación
Inicio de la Construcción
Término de la
Concesión
Implantación
de la Planta
Termonuclear
Angra 3
Estado do Rio
de Janeiro /
Município de
Angra dos
Reis
13.016,5
(base: jun/12 –
Custos Directos)
1.405 MW 1.214,2
MWmedios 05/18 Jun/10 No se aplica
12. Préstamos y Financiación – R$ millones
Moneda Nacional - MN
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Final Indexador
Eletrobras 1.089,8 1.131,9 2038 Ufir + 7% a.a.
BNDES 1.371,8 1.497.5 2036 TJLP + 1,72 a.a.
Moneda Extranjera – ME - NA
13. Contratos
13.1. Préstamos y Financiación – R$ Milliones
Préstamos y Financiación
2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Por actividad
Generación 45,4 56,7 56,7 69,7 81,4 2.319,5
Por acreedor
Eletrobras 41,3 56,7 56,7 47,3 34,2 896,1
Otros 4,1 0 0 22,4 47,2 1.423,4
13.2.Compra de Energia – N/A
Informe a los Inversores
118
13.3.Venta de Energía
Contratos de Ventas de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después
de 2017
Ambiente Reglado MWh 13.876.900
R$ 1.882.640.327,56
Contratos Bilaterales MWh
R$
TOTAL MWh 13.876.900
R$ 1.882.640.327,56
13. Número de Empleados (incluye requisados / excluye cedidos)
13.1. Por tiempo Generación
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Até 5 401 401
6 a 10 359 359
11 a15 291 291
16 a 20 169 169
21 a 25 137 137
más de 25 511 511
Total 1.868 1.868
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Até 5 99 99
6 a 10 149 149
11 a15 43 43
16 a 20 9 9
21 a 25 97 97
más de 25 288 283
Total 685 680
13.2. Por región
Estado de la federación Nº de empleados
1T13 2T13
Rio de Janeiro 2.548 2.543
Distrito Federal 5 5
13.3. Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 2.250 2.244
Administrativo 303 304
14. Mano de obra Contratada de terceros – NA
Informe a los Inversores
119
15. Índice de Reposición
1T13 2T13
0,0043 0,0039
Informe a los Inversores
201
Ejercicios finalizados (En mil de Reais)
Activo Controladora Consolidado
30.06.13 31.12.12 30.06.13 31.12.12
Corriente
Caja y bancos 883.160 87.454 890.601 210.988
Clientes 106.500 141.835 108.906 168.112
Activo financiero – concesiones de servicio publico 51.125 16.434 54.117 52.119
Creditos indemnizatorios - Ley 12.783/13 391.107 1.404.632 391.107 1.404.632
Créditos de energía renegociada 146.898 140.068 146.898 140.068
Dividendos a recibir 1.954 23.052 48 1.340 Tributos por compensar 78.707 29.582 78.720 36.038
Almacén 33.185 32.318 33.185 32.318
Cauciones, depósitos y fondos vinculados 69.715 55.352 69 .715 55.352
Otros créditos 72.758 69.410 72.865 69.238
1.835.109 2.000.137 1.846.162 2.170.205
No corriente Realizable a largo plazo
Creditos indemnizatorios - Ley 12.783/13 423.699 620.651 423.699 620.651
Créditos de energía renegociados 403.226 438.586 403.226 438.586
Tributos por compensar 31.041 41.435 31.041 51.992
Activo fiscal diferido 300.131 319.214 300.131 324.543
Cauciones, depósitos y fondos vinculados 61.789 45.718 64.929 56.536
Antecipos para aumento de capital 59.896 31.898 59.896 31.898
Activo financiero – concesiones de servicio publico 2.109.632 969.776 2.194.502 2.158.504
Otros créditos 39.143 41.014 34.524 53.649
3.428.557 2.508.292 3.511.948 3.736.359
Inversiones 2.117.850 2.547.215 2.057.862 1.461.129
Inmovilizado 2.440.016 2.012.129 2.440.016 2.431.982
Intangible 168.282 83.274 183.971 188.317
8.154.705 7.150.910 8.193.797 7.817.787
Total del Activo 9.989.814 9.151.047 10.039.959 9.987.992
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121
Pasivo y Patrimonio Neto Controladora Consolidado
30.06.13 31.12.12 30.06.13 31.12.12 Corriente
Préstamo y financiación 359.531 180.526 366.179 270.336
Proveedores 69.462 70.540 69.612 84.987
Personal 28.471 36.775 28.478 36.808
Tributos a pagar 45.398 45.329 45.521 59.238 Dividendo 64.667 15.636 65.303 16.272
Obligaciones estimadas 69.686 64.942 69.713 72.107
Beneficio post-empleo 11.059 13.158 11.059 13.158
Investigación y desarrollo 28.403 26.331 29.055 29.298
Provisión para contratos onerosos 14.908 28.673 14.908 28.673
Outros pasivos 167.581 168.781 167.877 175.364
859.166 650.691 867.705 786.241
No corriente
Préstamos y financiación 2.472.732 1.852.407 2.499.444 2.535.414
Tributos a pagar 95.816 109.762 95.816 109.762
Obligaciones estimadas 83.299 7.212 83.299 7.212
Pasivo fiscal diferido, neto - - - -
Provisión para riesgos 109.471 120.366 109.471 120.366
Beneficio post-empleo 237.539 239.011 237.539 239.011
Antecipos para acrecimiento de capital 578.358 554.930 578.358 554.930
Provisión para contratos onerosos 803.934 930.327 803.934 930.327 Concesión a pagar - uso del bien público 27.032 26.507 27.032 26.507
Otros pasivos 59 57 187 4.984
4.408.240 3.840.579 4.435.080 4.528.513
Patrimonio Neto
Capital social 3.740.410 3.740.410 3.740.410 3.740.410
Reservas de ganancias 1.059.172 1.059.172 1.059.172 1.059.172
Ajuste de avaluación patrimonial (186.690) (186.711) (186.690) (186.711) Dividendos adicionales propuestos - 46.906 - 46.906
Ganancias acumuladas 109.516 - 109.516 -
4.722.408 4.659.777 4.722.408 4.659.777
Participación de no controladores - - 14.766 13.461
Total del Pasivo y Patrimonio Neto 9.989.814 9.151.047 10.039.959 9.987.992
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122
Demostración del Resultado (En miles de Reais)
Controladora 30.06.13 30.06.12
Generación Transmisión Total Generación Transmisión Total Ingreso operativo neto 129.803 290.692 420.495 85.577 425.040 510.617
Coste operativo
Coste con energía eléctrica (31.118) - (31.118) (67.852) - (67.852)
Energía comprada para reventa (45.048) - (45.048) (73.416) - (73.416)
Provisión pérdidas contrato oneroso 13.930 - 13.930 5.564 - 5.564
Coste de operación (39.212) (118.148) (157.360) (5.836) (103.723) (109.559)
Personal, Material y Servicios de terceros (7.098) (109.595) (116.693) (1.361) (98.738) (100.099)
Depreciación y amortización (26.802) - (26.802) (3.953) - (3.953)
Tasa de fiscalización (343) (2.905) (3.248) - - -
Provisiones para creditos de cobro dudoso - (522) (522) (3.284) (3.284)
(-) Recuperación de gastos 2.258 1.563 3.821 126 2.003 2.129
Otros (7.227) (6.689) (13.916) (648) (3.704) (4.352)
Coste del servicio prestado a terceros (74) (6.225) (6.299) (9) (5.025) (5.034)
Coste de construcción - (28.894) (28.894) - (34.123) (34.123)
Ganancia operativa bruta 59.399 137.425 196.824 11.880 282.169 294.049
Gasto operativo (7.095) (154.371) (161.466) (439) (74.123) (74.562)
Resultado del Servicio 52.304 (16.946) 35.358 11.441 208.046 219.487
Otros ingresos y gastos operativos
Resultado de Participaciones societarias (14.869) 28.617 13.748 (8.304) 25.213 16.909
Resultado financiero (25.818) 22.235 (3.583) (557) (111.198) (111.755)
Contratos Onerosos 119.403 - 119.403 - - -
Otros ingresos/gastos (22) (4.771) (4.793) - (7.106) (7.106)
Ganancia operativa 130.998 29.135 160.133 2.580 114.955 117.535
Impuesto sobre la renta y contribución social
corrientes (22.439) (4.991) (27.430) (430) (19.167) (19.597)
Impuesto sobre la renta y contribución social
diferidos (18.968) (4.219) (23.187) (343) (15.272) (15.615)
Ganancia neta del ejercicio 89.591 19.925 109.516 1.807 80.516 82.323
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123
Consolidado 30.06.13 30.06.12
Generación Transmisión Total Generación Transmisión Total Ingreso operativo neto 151.031 378.367 529.398 100.605 607.440 708.045
Coste operativo
Coste con energía eléctrica (31.118) - (31.118) (67.852) - (67.852)
Energía comprada para reventa (45.048) - (45.048) (73.416) - (73.416)
Provisión pérdidas contrato oneroso 13.930 - 13.930 5.564 - 5.564
Coste de operación (53.002) (121.035) (174.037) (20.654) (103.398) (124.052)
Personal, Material y Servicios de terceros (9.140) (112.503) (121.643) (3.236) (99.441) (102.677)
Depreciación y amortización (36.963) - (36.963) (15.480) - (15.480)
Tasa de fiscalización (343) (2.905) (3.248) - - -
Provisiones para créditos de cobro dudoso - (634) (634) - (3.057) (3.057)
(-) Recuperación de gastos 2.258 1.563 3.821 126 2.003 2.129
Otros (8.814) (6.556) (15.370) (2.064) (2.903) (4.967)
Coste del servicio prestado a terceros (74) (6.674) (6.748) (9) (5.025) (5.034)
Coste de construcción - (70.984) (70.984) - (158.167) (158.167)
Ganancia operativa bruta 66.837 179.674 246.511 12.090 340.850 352.940
Gasto operativo (8.942) (158.034) (166.976) (2.757) (76.727) (79.484)
Resultado del Servicio 57.895 21.640 79.535 9.333 264.123 273.456
Otros ingresos y gastos operativos
Resultado de Participaciones societarias (16.216) 14.485 (1.731) (5.518) 7.815 2.297
Resultado financiero (29.292) 2.552 (26.740) (3.276) (137.704) (140.980)
Contratos Onerosos 119.403 - 119.403 - - -
Otros ingresos/gastos (22) (4.771) (4.793) - (7.184) (7.184)
Ganancia operativa 131.768 33.906 165.674 539 127.050 127.589
Impuesto sobre la renta y contribución social
corrientes (23.209) (6.884) (30.093) (448) (29.160) (29.608)
Impuesto sobre la renta y contribución social
diferidos (18.968) (5.792) (24.760) 1.480 (16.103) (14.623)
Ganancia neta del ejercicio 89.591 21.230 110.821 1.571 81.787 83.358
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124
Demostración del Flujo de Caja (En miles de Reais)
Controladora Consolidado
30.06.13 30.06.12 30.06.13 30.06.12 Actividades Operativas
Ganancia antes del impeusto sobre la renta y contibución 160.133 117.535 165.674 127.589
Gastos (ingresos) que no afectan el caja:
Ingreso de Activo Financiero (10.366) (225.772) (52. 939) (286.956)
Amortización de Activo Financiero 28.246 282.592 85.927 336.187 Depreciación y amortización 27.731 4.934 37.917 16.469
Amortización de inversiones 4.486 4.459 4.486 4.55 8
Ajuste monetario (12.092) 5.839 (12.183) 8.024
Encargos financieros 48.731 150.897 74.983 180.690
Resultado de equivalencia patrimonial (13.748) (16.909) 1.731 (2.297)
Ajuste a valor presente (550) (2.589) (550) (2.589)
Pérdidas del activo permanente 307 2.647 307 2.647
Provisiones para contingencias 9.647 (1.949) 9.647 (1.949)
Provisiones para crédito de liquidación dudosa 501 3.284 613 3.057 Complemento jubilación especial/pasivo actuarial 2 658 2 658
Provisión para pérdidas con contrato oneroso (133.333) (5.564) (133.333) (5.564)
Plan de Incentivo a jubilación 79.358 - 79.358 -
Otros (2.568) (9.563) (2.568) (17.574)
26.352 192.964 93.398 235.361
Variaciones en los activos Operativos Clientes 57.885 (53.080) 58.594 (55.807)
Créditos de indemnización Leí 12.783/13 recibidos 1.274.757 - 1.274.757 -
Créditos de energía renegociados recibidos 71.805 70.516 71.805 70.516
Tributos a recuperar 3.083 (11.799) 5.898 (19.795)
Activo fiscal diferido 20.447 15.205 22.101 10.174
Almacén 9.634 (668) 9.634 (668)
Cauciones, depósitos y fondos vinculados 19.664 (39.823) (22.721) (38.731)
Otros créditos 652 (29.639) 12.931 (41.918)
1.457.927 (49.288) 1.432.999 (76.229)
Variaciones en los pasivos Operativos
Proveedores (20.546) (71.769) (16.019) (61.333)
Personal (8.418) (15.744) (8.288) (15.769)
Participación en ganancias (28.517) (33.012) (28.517) (32.987)
Tributos y contribuciones sociales (75.658) (10.907) (75.083) (11.514)
Pasivo fiscal diferido - 410 - 2.100
Obligaciones estimadas 27.693 (7.905) 22.851 (8.595) Entidad de jubilación complementar 602 616 602 616
Investigación y desarrollo (451) (6.389) (243) (6.060)
Otros pasivos (15.135) (9.533) (14.858) (9.439)
(120.430) (154.233) (119.555) (142.981)
Caja proveniente de las actividades Operativas 1.523.982 106.978 1.572.516 143.740
Pago de encargos financieros (87.896) (69.091) (120.844) (90.630)
Recibimiento de encargos financieros 299 63 299 (1.875)
Impuesto sobre la renta y contribuciones sociales pagas (24.608) (15.137) (27.850) (15.137)
Depósitos judiciales (21.866) 19.556 (21.866) 19.556
Flujo de Caja de las actividades Operativas 1.389.911 42.369 1.402.255 55.654
Actividades de Inversión
Activo Financiero (28.894) (34.123) (70.984) (158.167)
En activo inmovilizado (59.951) (209.671) (56.437) (235.400)
En activo intangible (460) (218) (460) (218)
Participaciones societarias (649.683) (326.016) (634.683) (297.016)
Recibimiento de remuneración de inversiones societarias 9.531 449 9.53 1 449
Incorporación SPE 85.072 - - - Otras inversiones 17 (22) 17 (22)
Caja neto de las actividades de inversiones (644.368) (569.601) (753.016) (690.374)
Actividades de Financiación
Préstamos y Financiación obtenidos 135.429 90.451 148.332 200.136
Anticipos para futuro acrecimiento de capital - 442.630 - 442.630
Pagos de préstamos y financiación – principal (79.743) (46.333) (112.435) (61.983)
Pago de remuneración a los accionistas (88) (258) (88) (258)
Pagos entidad de previdencia complementar (5.435) (6.495) (5.435) (6.495)
Total de las actividades de financiación 50.163 479.995 30.374 574.030
Variación 795.706 (47.237) 679.613 (60.690)
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125
Controladora Consolidado
30.06.13 30.06.12 30.06.13 30.06.12 Acrecimiento en el caja y equivalentes de caja 87.454 257.339 210.988 409.568
Caja y equivalentes de caja en el inicio del período 883.160 210.102 890.601 348.879
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126
Análisis del Resultado Consolidado
La empresa presentó en 2T13 una ganancia neta 31,6% menos que en el trimestre anterior, pasando de R $ 65,8 millones en el 1T13 a R $ 45,0 millones en el 2T13, debido principalmente a la dotación de una provisión con gastos del Plan de Incentivo a Jubilación - PID y reversión parcial de la provisión sobre contratos onerosos (PPA UHE Jirau reconocida en 2012). Ingreso operativo En la generación El suministro de energía eléctrica acreció en 16,0%, pasando de R$ 56,9 millones en el 1T13 para R$ 66,0 millones en el 2T13, debido principalmente a la generación de la UHE Santo Domingo y la PCH Barra do Rio Chapéu. El ingreso con comercialización de energía eléctrica se redujo en 4,0%, pasando de R$ 20,8 millones en 1T13 para R$ 20,0 millones en el 2T13, luego permaneciendo, en el mismo nivel. La Eletrosul, debido a las características de los contratos de concesión, no tiene ingresos de construcción en la actividad de generación. En la transmisión Los ingresos del sistema de transmisión (O&M y ingresos con activos financieros) acrecieron en 9,6%, pasando de R$ 160,5 millones en el 1T13 para R175,9 millones en el 2T13, y este acrecimiento es principalmente debido al aumento de los ingresos con activos financieros, derivados de las adiciones de los activos financieros en el período. El ingreso de construcción acreció en 61,3%, pasando de R$ 27,2 millones en el 1T13 para R$ 43,8 millones en el 2T13. Este valor se refiere a los gastos incurridos con la construcción de activos de transmisión. Sin embargo, es de destacar que este valor tiene como correspondiente gastos de construcción, de igual valor, y el efecto sobre el resultado de esta operación es cero. Costo del servício de energia eléctrica La energía eléctrica comprada para reventa disminuyó 38,1%, pasando de R $ 27,8 millones en el 1T13 para R$ 17,2 millones en el 2T13, debido principalmente a la entrada en operación de la UHE Santo Domingo, reduciendo la necesidad de compra de
energía eléctrica para cumplir con los contratos de suministro suscritos por la Compañía. Los cargos por uso de la red eléctrica se redujeron en 37,5%, pasando de R$ 2,5 millones en 1T13 para R$ 1,6 millón en el 2T13, y su impacto, R$ 0,9 millón, poco influenció en la formación del resultado del periodo. Las depreciaciones y amortizaciones acrecieron en 26,5%, pasando de R$ 16,7 millones en el 1T13 para R$ 21,2 millones en el 2T13. Este acrecimiento se refiere principalmente a la unitización de la Planta Mauá en este 2T13. Los gastos de personal aumentaron en 129,6%, pasando de R$ 68,9 millones en el 1T13 para R$ 158,1 en el 2T13, debido principalmente a la contabilización de la provisión de los gastos con el Plan de Incentivos a Jubilación - PID, en un monto de R$ 79,4 millones. Los gastos con material mostraron un ligero descenso de 3,6%, pasando de R$ 3,8 millones en el 1T13 para R$ 3,7 millones en el 2T13, y esta variación no causó gran impacto en el resultado del periodo El gasto en servicios de terceros se incrementó en 60,7%, pasando de R$ 17,2 millones en el 1T13 para R$ 27,6 millones en el 2T13, debido principalmente al acrecimiento del volumen de operaciones de las actividades de generación. Ingreso (gasto) operativo Provisiones para contingencias aumentaron en 76,8%, pasando de R$ 2,9 millones en el 1T13 para R$ 5,1 millones en el 2T13, debido principalmente a un ajuste en la provisión para contingencias laborales de R$ 5,7 millones . La provisión para créditos de liquidación dudosa disminuyó 70,9%, pasando de R$ 0,5 millón en 1T13 para R $ 0,1 millón en el 2T13. Aunque haya presentado una gran variación porcentual, el monto equivalente R$ 0,4 millones tuvo poco impacto en el resultado del trimestre. Las provisiones para contratos onerosos tuvieron una variación negativa de R$ 70,4 millones en el 1T13 (una reversión de R$31,5 millones) y el 2T13 (también una reversión de R$ 101,9 millones). El valor del 2T13 se refiere básicamente a la
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127
variación registrada en la provisión de la Planta Jirau entre 31.12.2012 y 30.06.2013, decurrente de los cambios en el valor del
PLD promedio histórico de 67,00 / MWh para 78,67 MWh. Resultado financiero Los ingresos financieros disminuyeron en 19,1%, pasando de R$ 80,9 millones en el 1T13 para R$ 65,5 millones en el 2T13, debido principalmente a la reducción de R$ 15,8 millones en los ingresos de actualización monetaria sobre los créditos indemnizatorios oriundos de la renovación de la concesión 057/2001. Los gastos financieros aumentaron 6,9%, pasando de R $ 83,6 millones en el 1T13 para R$ 89,4 millones en el 2T13, debido principalmente al gasto con actualización monetaria de los anticipos para futuro aumento de capital recibidos de la Eletrobras, que montaron R$ 14,3 millones en el 2T13, R$ 5,1 millones menos que en el 1T13 (R$ 9,2 millones).
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128
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada
1.1. Activos Propios
Planta Capacidad
Instalada MW
Energía Asegurada
MW Médio
Energía Generada MWh
1T13 2T13
UHE Passo São João 77,0 39,0 107.241,939 79.543,576
UHE Mauá* 177,9 96,9 209.065,553 197.501,408
UHE São Domingos 48,0 36,9 - 8.689,829
PCH Barra do Rio Chapéu 15,0 8,61 5.533,536 13.437,662
Eólica Cerro Chato I** 30 11 - 6.544,100
Eólica Cerro Chato II** 30 11 - 6.821,900
Eólica Cerro Chato III** 30 11 - 6.711,600 * Consorcio Mauá (49% Eletrosul). Los valores se refieren a la participación de la companía en el emprendimiento.
Planta Localización
(Estado) Início de la Operación
Final de la Operación
UHE Passo São João RS Jul/12 Ago/41
UHE Mauá* PR Nov/12 Jul/42
UHE São Domingos MS Jun-13 Dez-37
PCH Barra do Rio Chapéu SC Fev/13 Dez/35
* Consorcio Mauá (49% Eletrosul)
1.2.SPE
SPE Planta Capacidad Instalada
MW
Energía Asegurada MW medio
Energía Generada MWh
1T13 2T13
Eólica Cerro Chato
I Parque Eólico Cerro Chato I 30 11 21.398,700 12.749,900
Eólica Cerro Chato
II Parque Eólico Cerro Chato II 30 11 21.564,400 13.769,000
Eólica Cerro Chato
III Parque Eólica Cerro Chato III 30 11 21.839,200 13.176,500
Planta Participación
% Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la concesión
Parque Eólico Cerro Chato I 100,00 RS Nov/11 Ago/45
Parque Eólico Cerro Chato II 100,00 RS Sep/11 Ago/45
Parque Eólica Cerro Chato III 100,00 RS May/11 Ago/45
Informe a los Inversores
129
2. Energía comprada para reventa
2.1. Activos Propios
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras MWh
R$ millones
Otros MWh 88.489,400 92.847,200
R$ millones 28,77 27,23
TOTAL MWh 88.489,400 92.847,200
R$ millones 28,77 27,23
2.2. SPE – NA
3. Energía Vendida
3.1. Activos Propios
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Sistema Eletrobras A
B
Otros A 66,80 388.681,847 74,90 418.244,010
B
Total A 66,80 388.681,847 74,90 418.244,010
B
A - A través de subastas B - A través de contratos en el mercado libre o contratos bilaterales
3.2.SPE
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Sistema Eletrobras A
B
Otros A 10,93 72.290,000 9,65 48.180,000
B
Total A 10,93 72.290,000 9,65 48.180,000
B
4. Liquidación CCEE (Spot y MRE)
Unidad 1T13 2T13
Venta
R$ millones
MWh
MWmedio
Compra
R$ millones 28,77 27,23
MWh
MWmedio 88.489,400 92.847,200
Neto
R$ millones 28,77 27,23
MWh
MWmedio 88.489,44 92.474,200
5. Combustible usado para producción de energía eléctrica – NA 6. Pérdidas en la generación - % - NA
Informe a los Inversores
130
7. Tarifa Media – R$/MWh
7.1. Activo Propio
1T13 2T13
137,80 147,73
7.2. SPE
1T13 2T13
151,19 151,19
8. Extensión de las Lineas de Transmisión - Km
8.1 Activos Propios
8.1.1. Lineas de Transmisión
De-Para Extensión
(km) Tensión
Entrada en
Operación
Final de la Concesión
Biguaçu – Biguaçu -Campos Novos 359,0 525 Set-06 Mar-35
Salto Santiago/Ivaiporã 168,5 525 Out-05 Fev-34
Ivaiporã/Cascavel Oeste 203,4 525 Out-05 Fev-34
Campos Novos(SC)/Nova S. Rita(RS) 260,0 525 Mai-09 Abr-36
Sub-Total 525 kV 990,9
Coletora Porto Velho / P. Velho (RO) 22,0 500/230 Ago-12 Fev-39
Sub-Total 500/230 kV 22,0
Presidente Médice/Santa Cruz 237,4 230 Jan-10 Mar-38
Sub-Total 230 kV 237,4
Total geral 1.250,3
Informe a los Inversores
131
8.1.1.2. Lineas de Transmisión Indemnizadas
De–Para Extensión
(km) Tensión
Entrada en Operación
Final de la Concesión
Areia-Bateias 220,3 525 Jun-00 Dic-42
Areia-Campos Novos 176,3 525 Sep-82 Dic-42
Areia-Curitiba 235,2 525 Jun-00 Dic-42
Areia-Ivaiporã 173,2 525 May-82 Dic-42
Areia - -Segredo 57,8 525 Ago-92 Dic-42
Blumenau - -Curitiba 136,3 525 Dic-83 Dic-42
Campos Novos - -Machadinho 44,8 525 Ene-02 Dic-42
Campos Novos - -Caxias 203,3 525 Dic-01 Dic-42
Caxias - -Gravataí 78,8 525 Dic-01 Dic-42
Caxias - -Itá 256,0 525 Feb-02 Dic-42
Curitiba --Bateias 33,5 525 Jun-00 Dic-42
Itá – Nova Santa Rita 314,8 525 Abr-06 Dic-42
Gravataí – Nova Santa Rita 29,0 525 Abr-06 Dic-42
Itá - -Machadinho 64,6 525 Ene-02 Dic-42
Itá - -Salto Santiago 186,8 525 Sep-87 Dic-42
Ivaiporã - -Londrina 121,9 525 Abr-88 Dic-42
Ivaiporã - -Salto Santiago 167,0 525 May-82 Dic-42
Ivaiporã Eletrosul - Ivaiporã Furnas 0,8 525 Sep-82 Dic-42
Ivaiporã Eletrosul - Ivaiporã Furnas 0,8 525 Feb-92 Dic-42
Ivaiporã Eletrosul - Ivaiporã Furnas 0,7 525 Jun-04 Dic-42
Salto Santiago --Salto Santiago 60,9 525 Ago-92 Dic-42
Salto Santiago --Segredo 2,1 525 Ago-92 Dic-42
Areia - -Gov. Bento Munhoz 10,7 525 Sep-80 Dic-42
Areia - -Gov. Bento Munhoz 10,9 525 Ago-81 Dic-42
Sub-Total 525 kV 2.586,5
Anastácio - Dourados 210,9 230 Ago-94 Dic-42
Areia - Ponta Grossa Norte 181,6 230 Oct-76 Dic-42
Areia - Salto Osório 160,5 230 Ene-77 Dic-42
Areia - Salto Osório 160,3 230 Dic-76 Dic-42
Areia - São Mateus do Sul 129,0 230 Jul-90 Dic-42
Assis - Londrina Copel 114,3 230 Mar-79 Dic-42
Biguaçu – Desterro 56,6 230 Dic-08 Dic-42
Biguaçu –Palhoça 20,4 230 Oct-08 Dic-42
Blumenau –Jorge Lacerda B 116,4 230 Oct-80 Dic-42
Biguaçu – Blumenau 2 129,5 230 Jun-79 Dic-42
Blumenau - Itajaí 37,6 230 Ene/02 Dic/42
Blumenau - Itajaí 37,6 230 Mar/02 Dic/42
Blumenau - Joinville 67,0 230 Sep/79 Dic/42
Blumenau - Joinville 72,9 230 Abr/79 Dic/42
Blumenau - Palhoça 133,9 230 Ene/84 Dic/42
Campo Mourão - Apucarana 114,5 230 Feb/76 Dic/42
Campo Mourão -Maringá 79,9 230 Feb/76 Dic/42
Campo Mourão -Salto Osório 181,2 230 Feb/76 Dic/42
Campo Mourão -Salto Osório 181,3 230 May/76 Dic/42
Canoinhas -São Mateus do Sul 47,7 230 Feb/88 Dic/42
Cascavel -Cascavel D'Oeste 9,9 230 Abr/01 Dic/42
Cascavel D'Oeste -Guaíra 126,2 230 Abr/01 Dic/42
Caxias - Caxias 5 22,0 230 Jun/09 Dic/42
Curitiba -Joinville Norte 96,4 230 Nov/76 Dic/42
Joinville – Joinville Norte 5,3 230 Nov/76 Dic/42
Curitiba -Joinville 99,7 230 Jun/77 Dic/42
Curitiba -São Mateus do Sul 116,7 230 Jul/90 Dic/42
Dourados -Guaíra 226,5 230 Nov/91 Dic/42
Farroupilha -Caxias 5 17,9 230 Oct/05 Dic/42
Monte Claro – Passo Fundo 211,5 230 Sep/04 Dic/42
Farroupilha -Monte Claro 31,0 230 Sep/04 Dic/42
Farroupilha -Monte Claro2 31,0 230 Sep/04 Dic/42
Monte Claro – Nova Prata 30,9 230 Sep/04 Dic/42
Jorge Lacerda A -Jorge Lacerda 0,8 230 Dic/79 Dic/42
Jorge Lacerda - Palhoça - 121,3 230 Ago/05 Dic/42
Jorge Lacerda - Siderópolis 49,4 230 Jun/79 Dic/42
Jorge Lacerda - Siderópolis 47,3 230 Ago/79 Dic/42
Informe a los Inversores
132
De–Para Extensión
(km) Tensión
Entrada en Operación
Final de la Concesión
Londrina(ESUL) - Assis 156,6 230 May/05 Dic/42
Londrina(ESUL) - Maringá 95,1 230 May/05 Dic/42
Londrina - Apucarana 40,4 230 Abr/88 Dic/42
Londrina ELETROSUL - Londrina COPEL 31,6 230 Abr/88 Dic/42
Atlândida 2 - Osório 2 36,0 230 May/07 Dic/42
Passo Fundo - Nova Prata 2 199,1 230 Nov/92 Dic/42
Passo Fundo - Xanxerê 79,3 230 May/75 Dic/42
Passo Fundo - Xanxerê 79,2 230 Nov/79 Dic/42
Passo Fundo - Passo Fundo 1 0,45 230 Mar/73 Dic/42
Passo Fundo - Passo Fundo 2 0,45 230 May/73 Dic/42
Salto Osório - Pato Branco 85,9 230 Dic/79 Dic/42
Salto Osório - Xanxerê 162,0 230 Oct/75 Dic/42
Salto Osório - Salto Osório 2,3 230 Nov/75 Dic/42
Siderópolis - Lajeado Grande 121,9 230 Sep/03 Dic/42
Lajeado Grande - Caxias 5 65,6 230 Oct/05 Dic/42
Xanxerê - Pato Branco 79,6 230 Dic/79 Dic/42
Joinville - Vega do Sul 44,9 230 Nov/02 Dic/42
Joinville - Vega do Sul 44,9 230 Nov/02 Dic/42
Gravataí 2- - Gravataí 3 3,5 230 Nov/07 Dic/42
Complexo Industrial Automotivo Gravataí - Gravataí 3 3,5 230 Dic/07 Dic/42
Jorge Lacerda A - Jorge Lacerda B 2 1,0 230 Oct/07 Dic/42
Jorge Lacerda B - Jorge Lacerda C 1 0,5 230 Feb/97 Dic/42
Jorge Lacerda B - Jorge Lacerda C 2 0,5 230 Feb/97 Dic/42
Atlântida 2/Gravataí 3 102,0 230 Abr/08 Dic/42
Sub-Total 230 kV 4.913,2
Blumenau - -Ilhota 40,2 138 Oct/88 Dic/42
Campo Grande - Mimoso 108,3 138 Oct/83 Dic/42
Biguaçu – Camboriú – Morro do Boi 50,3 138 Feb/02 Dic/42
Biguaçu – Florianópolis 19,5 138 Feb/02 Dic/42
Campo Grande - Mimoso 108,3 138 Sep/83 Dic/42
Campo Grande - Mimoso 108,3 138 Sep/83 Dic/42
Dourados das Nações - Ivinhema 94,7 138 Dic/83 Dic/42
Eldorado - Guaíra 16,9 138 Oct/82 Dic/42
Florianópolis - Itajaí Fazenda 71,1 138 Oct/90 Dic/42
Florianópolis - Palhoça 1 9,6 138 Nov/83 Dic/42
Florianópolis - Palhoça 2 9,6 138 Nov/83 Dic/42
Gaspar - -Blumenau 20,7 138 Sep/89 Dic/42
Ilhota - Picarras 14,8 138 Abr/94 Dic/42
Ilhota - Itajaí 1 7,9 138 Mar/02 Dic/42
Ilhota - Itajaí 2 7,9 138 Ene/02 Dic/42
Ilhota - Joinville 75,8 138 Ene/67 Dic/42
Itajaí - Camboriú Morro do Boi 13,3 138 Feb/02 Dic/42
Itajaí - Itajaí Fazenda 5,4 138 Mar/02 Dic/42
Ivinhema - Porto Primavera 91,0 138 Mar/82 Dic/42
Jorge Lacerda A - Imbituba 45,7 138 Oct/80 Dic/42
Jorge Lacerda A - Palhoça 108,6 138 Oct/83 Dic/42
Joinville - Joinville Santa Catarina 11,0 138 Oct/99 Dic/42
Joinville Santa Catarina - Picarras 50,0 138 Oct/99 Dic/42
Jupiá - Mimoso 218,7 138 Feb/92 Dic/42
Jupiá - Mimoso 218,7 138 Jan/82 Dic/42
Jupiá - Mimoso 218,7 138 Jan/82 Dic/42
Palhoça - Imbituba 74,0 138 Oct/83 Dic/42
Anastácio - Aquidauana 11,1 138 Nov/06 Dic/42
Anastácio - Aquidauana 11,1 138 Nov/06 Dic/42
Dourados/Dourados 2 0,1 138 Jun/07 Dic/42
Sub-Total 138 kV 1.841,3
Conversora de Uruguaiana --Passo de Los Libres 12,5 132 Sep/94 Dic/42
Salto Osório - -Salto Santiago 56,2 69 Oct/78 Dic/42
Sub-Total (132 e 69 kV) 68,7
Total general 9.409,7
Informe a los Inversores
133
8.1.2. Subestaciones
Subestación Capacidad de
Transformación Localización
Início de la Operación
Final de la Concesión
SE – Missões 150 MVA RS Nov-10 Jan-39 SE – Biguaçu/Blumenau/Campos Novos 1.344 MVA SC Abr-08 Mar-35
SE – Foz do Chapecó 100 MVA RS Dez-12 Out-40
SE – Caxias 6 330 MVA RS Ago-12 Out-40
SE – Ijuí 2 300 MVA RS Abr-13 Out-40
SE – Lageado Grande 83 MVA RS Nov-12 Out-40
SE – Nova Petrópolis 2 166 MVA RS Nov-12 Out-40
SE – Coletora Porto Velho 800 MVA RO Ago-12 Fev-39
Total 3.273 MVA
8.1.2.3.Subestaciones Indemnizadas
Subestación Capacidad de
Transformación Localización
Início de la Operación
Final de la Concesión
SE - Campos Novos 2.466 SC - Dic/42
SE - Caxias 2.016 RS - Dic/42 SE - Gravataí 2.016 RS - Dic/42 SE - Nova Santa Rita 2.016 RS - Dic/42 SE - Blumenau 1.962 SC - Dic/42 SE - Curitiba 1.344 PR - Dic/42 SE - Londrina 1.344 PR - Dic/42 SE - Santo Ângelo 1.344 RS - Dic/42 SE - Biguaçu 300 SC - Dic/42 SE - Joinville 691 SC - Dic/42 SE - Areia 672 PR - Dic/42 SE - Xanxerê 600 SC - Dic/42 SE - Itajaí 525 SC - Dic/42 SE - Jorge Lacerda "A" 400 SC - Dic/42 SE - Palhoça 384 SC - Dic/42 SE - Canoinhas 375 SC - Dic/42 SE - Siderópolis 364 SC - Dic/42 SE - Assis (*) 336 SP - Dic/42 SE - Joinville Norte 300 SC - Dic/42 SE - Dourados 300 MS - Dic/42 SE - Atlântida 2 249 RS - Dic/42 SE - Caxias 5 (*) 215 RS - Dic/42 SE - Passo Fundo 168 RS - Dic/42 SE - Tapera 2 166 RS - Dic/42 SE - Gravataí 3 165 RS - Dic/42 SE - Desterro 150 SC - Dic/42 SE - Anastácio 150 MS - Dic/42 Conver. frequência de Uruquaiana 110 RS - Dic/42 SE - Ilhota 100 SC - Dic/42 Outras subestações 365 - - Dic/42 Total 21.593
8.2. SPE
SPE Propósito (De–Para)
Extensión (km)
Tensión Entrada en Operación
Final de la Concesión
Etau
Linha de transmissão (Campos Novos
(SC) – Barra Grande (SC) – Lagoa
Vermelha (RS) – Santa Marta (RS))
187 230 Jul/05 Dic/32
Uirapuru Linha de transmissão (Ivaiporã (PR) –
Londrina (PR)) 120 525 Jul/06 Mar/35
9. Pérdidas en la transmisión - % - NA
Informe a los Inversores
134
10.Principales inversiones de la controladora– R$ millones
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto
2013
Generación 27,7 107,7 355,4
Implantación del Complexo Hidrelétrico São Bernardo 11,6 16,6 55,5
Implantación de la planta hidroelétrica de MAUÁ 5,7 82,6 155,5
Implantación del Complexo Hidrelétrico São Domingo 9,2 7,5 47,5
Implantación del Proyecto Megawatt Solar 0,5 - 8,5
Implantación de la PCE Biogás Tupandi, para Generación de Energía Eléctrica, a partir de
Biogás y LT Asociada (500m, en 13,8kV) - - -
Manut. Sist. de Generación de Energ. Eléctrica - 0,3 48,7
Implantación del Complexo Hidrelectrico Alto da Serra con 37,0 MW y Sistema de
Tramisión Asociada en 138 KV, con 54 0,7 0,7 35,0
Preservacin y Conservación Ambiental en Emprendimientos - - 4,7
Transmisión 10,2 19,9 149,2
Ampliación Sistema de Transmisión en el Sud 6,7 14,2 80,7
Interligación Eléctrica Brasil- Uruguay - (Actividades Eletrosul) 1,0 1,5 48,0
Manut. Sist. de Transmisión de Energ. Eléctrica 2,5 4,2 20,5
Otros 0,7 0,7 52,0
Total 76,5 128,6 1.061,2
11. Inversiones nuevas
11.1. Generación
11.1.1. Activos Propios
Planta Localización
(Estado)
Total de la inversión
R$ millones
Inversión. Realizada
R$ millones
Capacidad Instalada
- MW
Energía Asegurada
Inicio de la
Operación
Inicio de la Construcción
Término de la
Concesión
PCH João
Borges SC 169,1 134,1 19,0 10,12 Jul/13 Jun/10 Dez/35
PCH Santo
Cristo SC 133,2 8,3 19,5 10,2 Dez/14 Ago/13 Nov/37
PCH
Coxilha
Rica
SC 160,2 9,7 18,0 10,0 - Ago13 Fev/37
Informe a los Inversores
135
11.1.2. SPE
SPE Planta Participación
%
Localización
(Estado)
Total de
la
inversión R$
millones
Inversión
Realizada R$ millones
Capacidad
Instalada MW
Energía
Asegurada MW medios
Inicio
de la Operación
Inicio
de la Construcción
Término
de la Concesión
ESBR
Participações
S/A
UHE
JIRAU 20 RO 16.128,9 15.616,2 3.750 MW
2.184,6
MW 09/13 Dez/09 Ago/43
Teles Pires
Participações
S.A.
UHE
Teles
Pires
24,5 MT 4.257,8 2.344,941 1.820 MW 915,4 MW Set/14 Ago/11 Dez/46
Eólica –Chuí
Holding SA
Parques
eólicos de Chuí I
a V,
(98MW)
e
Minuano
VI e VII
(46MW).
49 RS 565,3 127,7 144 MW 59,8 MWm Dez/13 Jan/13 Mar/47
Eólica –
Livramento
Holding SA
Parques
eólicos
de Cerro Chato IV,
V, VI,
Ibirapuitã
e
Trindade
49 RS 290,3 242,1 78 MW 38,5 MWm Jun/13 Jan/12 Fev/47
Eólica –
Santa Vitória
do Palmar
SA
Parques
eólicos
Geribatu
de I a X
49 RS 983,8 232,1 258 MW 109,0
MWm Nov/13 Nov/12 Mar/47
11.2 Transmisión
11.2.1 Activos Propios
11.2.1.1 Lineas de Transmisión
Lineas Propias De - Para
Total de la inversión (R$
Millones)
Inversión Realizada R$
millones
Extensión de la LT(km)
Tensión Inicio de la Operación
Término de la Concesión
Secc. LT JLA – PAL, na SE GAROPABA
7,61 0,63 5,4 138 Prevista Nov-13
Dez-42
Secc. LT JLA – PAL, na SE
PALHOÇA - PINHEIRA 5,33 0,71 3,7 138
Prevista
Set-13 Dez-42
LT Monte Claro / Garibalde
(RS) 137,5 21,6 33 230
Prevista
Set-13 Out-40
LT Passo Fundo - Monte
Claro 230Kv 9,93 0,00 11,0 230
Prevista
Out-13 Dez-42
Informe a los Inversores
136
11.2.1.2. Subestaciones
Subestación Total de la inversión
R$ millones
Inversión Realizada R$
millones
Capacidad de Transformación
Localización Inicio de la
Operación
Término de la
Concesión
SE Garopaba –Implantação de dois módulos de EL
6,24 0,29 0,00 SC Prevista Nov-13
Dez-42
SE Pinheira – Implantação de dois
módulos de EL 4,64 1,80 0,00 SC
Prevista
Set-13 Dez-42
SE Nova Prata 2 – Implatação de 2
módulo de EL 10,47 0,60 0,00 RS
Prevista
Out-13 Dez-42
SE Joinville Norte - Ampliação “C”–
230/138/ kV 12,25 8,30 300,00 SC
Prevista
Out-13 Dez-42
SE Nova Santa Rita –ampliação F
525/230-13,8 KV 672MVA 29,69 7,90 2.016 RS
Prevista
dez13 Dez-42
SE Itajaí –ampliação E -230/138-
13,8 KV 75MVA 7,12 0,00 525 RS
Prevista
Nov-14 Dez-42
SE Joiville Norte – Ampliação D
Instalação de 2 bancos de
capacitores 230kV – 2x100MVA
12,07 0,14 300 SC Prevista
Fev-15 Dez-42
SE – Foz do Chapecó Ampliação
B º3 Trafo - 230/138kV 7,58 0,00 100 RS
Prevista
Mai-15 Jun-41
Interligação Elétrica Brasil –
Uruguai 52,56 5,47 0,00 RS
Prevista
Jan-14 Dez-42
SE Alegrete–Transf. trafo -69/13,8/13,8kV 17MVA
7,78 0,15 66 RS Prevista Dez-14
Dez-42
11.2.2. SPE
11.2.2.1. Lineas de Transmisión
SPE Objeto
(De-Para) Participación
%
Total de Inversión
R$ millones
Inversión Realizada
R$ millones
Extensión Da las
lineas - KM
Tensión (kV)
Início de la
Operación
Término de la
Concesión
Norte Brasil
LT Coletora Porto
Velho (RO) –
Araraquara 2 (SP),
em CC
24,5 2.030,80 1.974,,88 2.375 + 600 Set-13 Fev-39
Costa Oeste LT Cascavel Oeste
– Umuarama, CS 49 50,87 6,38 143 230 Jan-14 Jan-42
Marumbi LT 525 KV Curitia -
Curitiba Leste (PR) 20 52,38 1,24 28 525 Mai-14 Abr-42
Transmissora Sul Brasileira
de Energia SA
LT de 230KV
140KmNova Santa
Rita – Camaquã
80 439,50 202,68
140 230
Dez-13 Abr-42
LT 230KV 163Km
Camaquã – Quinta 163 230
LT
525 KV 190 Km
Salto Santiago – Itá
190 525
LT 525KV 305 Km Itá – Nova Santa
Rita
305 525
Transmissora
Sul Litorânea de Energia
S/A
LT Nova santa Rita
– Povo Novo, CS
51 449,57 91,16
281 525
Dez-13 Jul-42
LT Povo Novo –
Marmeleiro, CS 154 525
LT Marmeleiro –
Santa Vitória do
Palmar
52 525
Informe a los Inversores
137
11.2.2.2. Subestaciones
SE Total de la inversión
R$ millones
Inversión Realizada R$
millones
Capacidad de Transformación
Localización Inicio de la Operación
Final de la
Concesión
Subestação Umuarama 230/138
kV – 2X150 MVA,
Lote E arrematado,
em 02/09/2011, no
Leilão ANEEL
004/2011
22,98 4,44 300 MVA PR Jan-14 Jan-42
SE Curitiba Leste
1 banco 3x224MVA
525/230kV
52,42 2,46 672 MVA PR Maio-14 Abr-42
SE Povo
Novo525/230 kV,
672 MVA (4
unidades
monofásicas de 224
MVA)
131,20 26,71 672 MVA RS Dez-13 Jul-42
SE Marmeleiro 525
kV - Compensador
Síncrono ±200 Mvar
39,50 7,50 200 MVA RS Dez-13 Jul-42
SE Santa Vitória do Palmar 525/138 kV,
75 MVA (1 unidade
trifásica)
14,64 2,98 75 MVA RS Dez-13 Jul-42
SE Camaquã 3
230/69Kv 2x83MVA 89,57 41,31 249 MVA RS Dez-13 Abr-42
12. Préstamos y Financiación – R$ millones
Moneda Nacional - MN
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicador
BRDE 26,5 25,8 15/05/2019 TJLP + 4,5% aa
BNDES 774,4 1.186,3 15/01/2028 Cesta de monedas + 4% aa
Banco do Brasil 217,3 410,3 15/01/2028 TJLP + 2,65% aa
Eletrobras 1.79 1171,6 30/03/2030 RGR + interés
Moneda Extranjera - ME
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicador Eletrobras 34,5 38,3 30/12/2038 EUROS
13. Contratos
13.1 Préstamos e Financiación
13.1.1 Controladora
Préstamos y Financiación 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Por actividad 359,5 195,4 290,0 233,3 230,5 1.523,6
Generación 138,9 75,5 112,1 90,2 89,1 588,8
Transmisión 220,6 119,9 177,9 143,1 141,4 934,8
Por acreedor 359,5 195,4 290,0 233,3 230,5 1.523,6
Eletrobras 200,0 116,1 136,1 79,4 76,6 601,7
Otros 159,5 79,3 153,9 153,9 153,9 921,9
Informe a los Inversores
138
13.1.2.SPE – R$ milliones
Préstamos y Financiación 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
Por atividade 4,3 5,5 5,5 5,5 5,5 7,9
Generación
Transmisión 4,3 5,5 5,5 5,5 5,5 7,9
Por credor 4,3 5,5 5,5 5,5 5,5 7,9
BRDE 4,3 5,5 5,5 5,5 5,5 7,9
BNDES
13.2 Compra de Energía – ND
13.2.1.Activos Proprios
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh 185.077,00 105.120,00 105.120,00 5.472,00 0 0
R$ Millones 24.985 14.191 14.191 739 0 0
Contratos Bilaterales MWh
R$ Millones
Total MWh 185.077,00 105.120,00 105.120,00 5.472,00 0 0
R$ Millones 24.985 14.191 14.191 739 0 0
13.2.2.SPE
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh 902.021,32 1.822.763,28 1.400.312,96 1.240.819,06 1.240.011,14 23.128.334,93
R$ milhões 136.446 285.663 282.234 202.180 191.649 3.372.272
Contratos Bilaterales MWh
R$ milhões
TOTAL MWh 902.021,32 1.822.763,28 1.400.312,96 1.240.819,06 1.240.011,14 23.128.334,93
R$ milhões 136.446 285.663 282.234 202.180 191.649 3.372.272
13.3. Venta de Energía
13.3.1. Activos Propios
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh 1.463.620,80 1.463.620,80 1.463.620,80 1.463.620,80 1.467.620,80 33.654.518,40
R$ milhões 232.791 232.791 232.791 232.791 232.791 5.355.266
Contratos Bilaterales MWh
R$ milhões
TOTAL MWh 1.463.620,80 1.463.620,80 1.463.620,80 1.463.620,80 1.467.620,80 33.654.518,40
R$ milhões 232.791 232.791 232.791 232.791 232.791 5.355.266
13.3.2.SPE
Contratos de Venta de Energía
Unidad 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Ambiente Reglado MWh 1.844.974,61 4.389.855,29 6.585.987,24 6.814.835,26 6.809.452,70 155.587.765,25
R$ milhões 231.649 548.187 691.438 702.220 691.388 14.922.402
Contratos Bilaterales MWh
R$ milhões
TOTAL MWh 1.844.974,61 4.389.855,29 6.585.987,24 6.814.835,26 6.809.452,70 155.587.765,25
R$ milhões 231.649 548.187 691.438 702.220 691.388 14.922.402
Informe a los Inversores
139
14. Número de Empleados (incluye requisados / excluye cedidos)
14.1 – Por tiempo Generación
Tiempo de trabajo en la
empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 9 12
6 a 10 9 13
11 a15 - 2
16 a 20 - -
21 a 25 - 2
más de 25 1 1
Total 19 30
Transmisión
Tiempo de trabajo en la
empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 157 146
6 a 10 233 235
11 a15 126 125
16 a 20 - -
21 a 25 206 202
más de 25 134 135
Total 856 843
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 220 210
6 a 10 113 121
11 a15 41 41
16 a 20 - -
21 a 25 175 174
más de 25 121 122
Total 670 668
14.2. Por región
Estado de la federación Nº de empleados
1T13 2T13
Santa Catarina 1.116 1.113
Rio Grande do Sul 168 167
Paraná 166 167
Mato Grosso do Sul 69 68
Rondônia 26 26
14.3. Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 875 873
Administrativo 670 668
Informe a los Inversores
140
15. Mano de obra Contratada de terceros - NA
16. Índice de Reposición
1T13 2T13
0,03 0,19
Informe a los Inversores
201
Ejercicios finalizados (En miles de Reais)
Activo 30.06.13 31.12.12
Corriente
Caja y equivalentes de caja 3.363 26.795 Clientes 71.325 85.635
Impuestos por recuperar 20.689 13.546
Derecho de Resarcimiento 33.514 64.176
Almacén 89.557 75.680
Otros créditos 7.753 4.391
Total del corriente 226.201 270.223
No Corriente
Realizable a Largo Plazo
Impuestos por recuperar 9.989 9.989
Depósitos judiciales 11.705 10.927
Total del Realizable a Largo Plazo 21.694 20.916
Intangible 1.650.611 1.658.058
Inmovilizado 1.692 1.819
Total del No Corriente 1.673.997 1.680.793
Total del Activo 1.900.198 1.951.016
Informe a los Inversores
142
Pasivo y Patrimonio Neto 30.06.13 31.12.12 Corriente
Proveedores 266.449 265.967
Préstamos y financiación 216.683 190.527
Tributos y contribuciones sociales 8.708 12.539
Obligaciones estimadas 14.000 13.542
Encargos sectoriales 15.517 15.359
Provisión para riesgos 22.262 21.096
Beneficio pos jubilación 36.380 119
Remuneración de los accionistas 57.089 55.152
Otros 12.086 12.119
Total del Corriente 649.174 586.420
No corriente 963.300
Préstamos y financiación 7.477 870.507
Encargos sectoriales 3.615 -
Beneficio pos jubilación 148.535 16
Antecipos para futuro acrecimiento del capital 122.914 160.949
Provisión para pasivo actuarial 1.245.841 122.914
Total Del No Corriente 1.895.015 1.154.386
1.740.806
Patrimonio Neto Capital Social 845.510 770.815
Reserva de ganancias 2.596 2.596
Otros resultados abrangentes (146.015) (146.015)
Ganancias (pérdidas) acumuladas (696.908) (417.186)
Total do patrimônio líquido 5.183 210.210
Total del Pasivo y Patrimonio Neto 1.900.198 1.951.016
Informe a los Inversores
143
Demostración del Resultado por Atividad (En mil de Reais)
30.06.13 30.06.12
Ingreso Operativo Neto 113.139 254.621
Coste operativo (286.906) (278.504)
Coste con energía (134.421) (129.110)
Energía eléctrica comprada para reventa (122.259) (119.208)
Encargos de uso de la red eléctrica (12.162) (9.902)
Costo de operación (152.485) (149.394)
Personal, material y Servicios de terceros (110.086) (97.503)
Depreciación y amortización (35.610) (39.221)
Materia-prima e insumos para producción de energía eléctrica (93.812) (79.977)
(-) Recuperación de gastos - Subvenciones combustible 88.418 74.076
Otros (1.395) (6.769)
Ingresos (gastos) operativos brutos (173.767) (23.883)
Gastos operativos (72.441) (26.477)
Resultado del servicio (246.208) (50.360)
Otros ingresos/gastos 217 979
Resultado financeiro (33.731) (84.482)
Resultado operativo antes de los tributos (279.722) (133.863)
Ganancia neta (pérdida) del ejercicio (279.722) (133.863)
Informe a los Inversores
144
Demostración del Flujo de Caja (En mil de Reais)
30.06.13 30.06.12
Actividades Operativas
Resultado antes de los impuestos (279.722) (133.863)
Ganancia (pérdida) neta del ejercicio (279.722) (133.863)
Ajustes por:
Depreciación y Amortización 38.817 40.600
Baja de activo inmovilizado e intangible 160 858
Encargos financieros 1.803 59.683
Variaciones monetária y cambial netas 22.581 54.229
Provisión para contingencias 1.166 5.666
Total de los ajustes 64.527 161.036
Variaciones en los activos y pasivos operativos:
(Acrecimiento) Reducción en títulos y valores moviliarios 66.120
(Acrecimiento Reducción en clientes 14.310 (5.135)
(Acrecimiento) Reducción en impuestos a recuperar (7.143) 18.300
(Acrecimiento) Reducción en cauciones y depósitos vinculados (778) (2.033)
(Acrecimiento) Reducción en derecho de resarcimiento 30.662 (17.099)
Acrecimiento (Reducción) en almacén (13.877) 4.538
Acrecimiento (Reducción) en otros activos (3.362) (2.267)
Acrecimiento (Reducción) en proveedores 482 17.120
Acrecimiento (Reducción) en tributos y contribuciones sociales a pagar (3.831) (11.656)
Acrecimiento (Reducción) en obligaciones estimadas 458 (9.617)
Acrecimiento (Reducción) en encargos sectoriales 7.635 245
Acrecimiento (Reducción) en outros pasivos 39.826 3.356
Total de variaciones 64.382 61.872
Caja neto aplicado en las actividades Operativas (150.813) 89.045
Actividades de Inversión
Adquisiciones de activo inmovilizado (31.383) (40.773)
Adquisiciones de activo intangible (19) (201)
Caja neto aplicado en las actividades de inversiones (31.402) (40.974)
Actividades de Financiación
Recibimiento de adelantamiento para futuro acrecimiento de capital 60.395
Ingresos de préstamos y financiación 171.736 13.574
Amortización de préstamos y financiación (73.348) (46.412)
Pago de remuneración a los accionistas (10)
Caja neto proveniente de las actividades de financiación 158.783 (32.848)
Acrecimiento neto de caja y equivalentes de caja (23.432) 15.223
Saldo final de caja y equivalentes de caja 3.363 19.863
Saldo inicial de caja y equivalentes de caja 26.795 4.640
Acrecimiento (Reducción) neto de caja y equivalentes de caja (23.432) 15.223
Informe a los Inversores
145
Análisis del Resultado
La compañía presentó en 2T13 una pérdida 51,4% inferior al trimestre anterior, pasando de R$ 188,2 millones en 1T13, para R$ 91,5 millones en 2T13. La pérdida en 1T13 fue resultante de las cancelaciones de ingresos por la aplicación de normas por generación inferior a la inflexibilidad o abajo de las expediciones de la ONS y la pérdida en 2T13 fue resultante también, de las cancelaciones de ingresos por la aplicación de normas por generación inferior a la inflexibilidad o abajo de las expediciones de la ONS y de la vuelta de la indisponibilidad de equipos de generación de energía. Ingreso operativo En la generación El suministro de energía eléctrica presentó un acrecimiento de 24,4%, pasando de R$ 58,2 millones en 1T13, para R$ 72,7 millones en 2T13, el acrecimiento en el ingreso de energía es debido al reconocimiento de las cancelaciones de ingresos en 1T13 ordenados por la ANEEL debido a la generación inferior de períodos anteriores, en la planta Candiota III (etapa C) en relación al 2T13. Costo Del servicio de energia eléctrica La energía eléctrica comprada para reventa presentó una reducción en prácticamente 100% de su valor, pasando de R$ 122,0 millones, en 1T13 para R$ 0,3 millón en 2T13. Esta reducción es debida a la migración de compra de energía para la cancelación de ingreso, por orden de la agencia de regulación.
Los cargos del uso de la red eléctrica presentaron un acrecimiento de 3,0% pasando de R$ 6,0 millones en 1T13 para R$ 6,2 millones en 2T13. El combustible para producción de energía eléctrica presentó una reducción de 13,69% pasando de R$ 50,4 millones en 1T13 para R$ 43,5 millones en 2T13. La reducción del consumo de combustible se debe a los problemas en los equipos en el mes de junio de 2013. Las depreciaciones y amortizaciones presentaron acrecimieto de 3,9% pasando de R$ 17,7 millones en 1T13 para R$ 18,4 millones en 2T13, principalmente debido a nuevos equipos que habían sido colocados en servicio en 2T13. Los costos con personal presentaron acrecimiento de 1,8%, pasando de R$ 19,6 millones en 1T13, para R$ 19,9 millones en 2T13, principalmente debido a los costes con vacaciones y cargos. Los costos con material presentaron acrecimiento de 2,3%, pasando de R$ 22,0 millones en 1T13 para R$ 22,5 millones en 2T13, principalmente debido a la compra de cal para la operación de la Planta Candiota III (etapa C). Los costos con servicios de terceros presentaron una reducción de 18,8%, pasando de R$ 14,3 millones en 1T13 para R$ 11,6 millones en 2T13, principalmente debido a la renegociación de contratos de terceros. Ingreso (gasto) operativo El gasto con personal presentó un acrecimiento de 14,3% pasando de R$ 7,1 millones en 1T13 para R$ 47,6 millones en 2T13, principalmente debido a la provisión de R$ 40 millones del PID. Provisiones para contingencias vuelvieron a presentar saldo, con acrecimiento de 100,0%, pasando de R$ 0,0 en 1T13, para R$ 1,0 millon en 2T13, por lo tanto la identificación de la necesidad de nueva provisión en 2T13 en una acción civil movida por la CEEE-D. Resultado financiero Los ingresos financieros presentaron un acrecimiento de 157,4%, pasando de R$ 10,8 millones en 1T13 para R$ 27,8 millones en 2T13, principalmente debido al acrecimiento de las variaciones cambiarias activas. Los gastos financieros presentaron una reducción de 4,0% pasando de R$ 36,9 millones en 1T13, para R$ 35,4 millones en 2T13, principalmente debido a la reducción en los costes financieros de préstamos obtenidos junto a la Eletrobras Holding.
Informe a los Inversores
146
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada
Planta Capacidad Instalada
MW
Energía Asegurada MW Medio
Energía Generada MWh
1T13 2T13
P. Médici
(Candiota) 446 251,500 300.470 220.167
Candiota III –
Fase C 350 303,500 618.460 503.545
S. Jerônimo
(Candiota) 20 12,600 7.260 5.848
Nutepa
(Candiota) 24 6,100 - -
Total 840 573,700 926.190 729.560
Planta Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación
P. Médici (Candiota) RS Ene/74 Jul-15
Candiota III – Fase C RS Ene/11 Autorización S. Jerônimo (Candiota) RS Abr/53 Jul-15
Nutepa (Candiota) RS Feb/68 Jul15
2. Energía comprada para reventa
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras R$ millones - -
MWh - -
Otros R$ millones 130.404,00 78.288,00
MWh 42,57 23,17
Total
R$
millones 130.404,00 78.288,00
MWh 42,57 23,17
3. Energía Vendida
Comprador Tipo de venta 1T13 2T13
R$ milliones MWh R$ milliones MWh
Sistema Eletrobras A - -
B - -
Otros A 148,90 933.070,96 151,23 929.672,47
B - - - -
Total A 148,90 933.070,96 151,23 929.672,47
B - - - - A - A través de subastas B - A través de contratos en el mercado libre o contratos bilaterales
Informe a los Inversores
147
4. Liquidación CCEE (Spot y MRE)
Unidad 1T13 2T13
Venta
R$ millones 25,72
MWh 26.268,826
MWmedio 12,156
Compra
R$ millones - 13,08
MWh - 33.821,473
MWmedio - 15.486
Neto
R$ millones 25,72 13,08
MWh 26.268,826 33.821,473
MWmedio 12,156 15,486
5. Combustible usado para producción de energía eléctrica
Tipo Unida
d 1T13 2T13
Cantidad R$ Cantidad R$ Oleo Combustible T 9.104,220 9.630.420,08 6.262,84 7.353.826,73
Oleo Diesel L 5.700,00 - 15.200,00 31.135,68
Carbón T 931.885,25 39.721.564,15 778.733,35 38.788.294,30
6. Pérdidas en la generación - %
1T13 2T13
13,88 14,21
7. Tarifa Media – R$/MWh
1T13 2T13
159,58 162,48
8. Extensión de las Lineas de Transmisión - Km – NA
9. Pérdida en la transmisión - % - NA
10. Principales inversiones de la controladora– R$ millones
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto 2013
Generación - -
Manutención del Sistema de Generación
- MSGEE 27 3 71
Adecuación Ambiental 1 1 61
Revitalización Fase A/B UPME 4 4 44
Otros - 1 4
Total 32 9 180
11. Inversiones nuevas - NA
Informe a los Inversores
148
12. Préstamos y Financiación – R$ millones
Moeda Nacional – MN
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicador
Eletrobras 516.202 521.952 20/12/2021 IPCA + Spread
Eletrobras 168.720 169.516 20/06/2016 IPCA + Spread
Eletrobras 98.140 99.862 20/12/2022 IPCA + Spread
Eletrobras 109.589 102.596 30/01/2017 0,5% a.a.
Eletrobras 10.033 10.041 30/01/2015 Selic + 0,5% a.a.
Eletrobras 13.451 13.461 30/01/2015 Selic + 0,5% a.a.
Eletrobras 10.350 1 30/04/2013 Selic + 0,5% a.a.
Eletrobras 26.087 26.926 30/06/2018 0,5% a.a.
Eletrobras 46.258 52.277 30/08/2017 Selic + 0,5% a.a.
Eletrobras 54.741 54.781 31/05/2015 Selic
Eletrobras 44.383 44.460 30/12/2015 Selic
Eletrobras - 10.273 30/07/2017 Selic + 0,5% a.a.
Eletrobras - 30.178 30/07/2017 Selic + 0,5% a.a.
Eletrobras - 43.659 31/05/2021 Selic + 0,5% a.a.
Moneda Extranjera – ME - NA
13. Contratos
13.1 Préstamos y Financiación – R$ millones
Préstamos y Financiación 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
Por actividad
Generación 119.211 207.395 208.964 149.455 115.637 379.321
Por acreedor
Eletrobras 119.211 207.395 208.964 149.455 115.637 379.321
13.2 Compra de Energía - NA
13.3 Venta de Energía
Contratos de Compra de
Energía Unidad 2013 2014 2015 2016 2017
Después de 2017
Ambiente Reglado MWh 3.708.984,00 3.708.984,00 3.708.984,00 2.841.744,00 2.557.920,00 2.557.920,00
R$ milhões 612,57 643,34 643,34 532,33 493,17 493,17
Contratos Bilaterales MWh - - - - - -
R$ milhões - - - - - -
TOTAL MWh 3.708.984,00 3.708.984,00 3.708.984,00 2.841.744,00 2.557.920,00 2.557.920,00
R$ milhões 612,57 643,34 643,34 532,33 493,17 493,17
Informe a los Inversores
149
14. Número de Empleados (incluye requisados / excluye cedidos)
14.1. Por tiempo Generación
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 274 279
6 a 10 118 115
11 a15 - 2
16 a 20 31 31
21 a 25 48 47
Más de 25 244 244
Total 715 718
14.2. Por región
Estado de la Federación Nº de empleados
1T13 2T13
Rio Grande do Sul 715 718
14.3.Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 571 573
Administrativo 144 145
15. Mano de obra Contratada de terceros
Operativo 1T13 2T13
1.064 1.053
16. Índice de Reposición
1T13 2T13
0,76 0,97%
Informe a los Inversores
201
2. Empresas de Distribución
Empresa Ingreso
Operativo Resultado Ganancia/Pérdida
EBITDA (R$ milliones)
Margen EBITDA
1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 1S13 1S12 Amazonas Energia 1.271 805 (44) (52) (336) (312) (57) 18 (4,5)% 2,2% Distribuição Alagoas 423 411 (141) (45) (142) (48) (118) (38) (27,9)% (9,3)%
Distribuição Piauí 468 484 (123) 24 (130) (2) (92) 37 (19,7)% 7,7%
Distribuição
Rondônia 505 442 (81) (73) (73) (80) (44) (61) (8,6)% (13,8)%
Distribuição Roraima 92 86 45 (48) 44 (65) 46 (45) 50,6% (52,1)%
Distribuição Acre 162 140 3 (47) (16) (65) 13 (43) 8,0% (30,9)%
Distribución del Sistema Eletrobras
Empresa Extensión de las Lineas de
Distribución Km Nº de Clientes
asistidos Nº de ayuntamientos
atendidos Nº de
subestaciones Amazonas Energia 42.128 806.578 62 51
Distribuição Acre 16.289 226.561 22 14
Distribuição Alagoas 38.589 968.193 102 39
Distribuição Piauí 77.506 1.084.262 224 80
Distribuição Rondônia 21.967 560.911 52 57
Distribuição Roraima 3.253 95.469 1 3
Extensión de las Lineas de Transmisión – Km
Empresas Propio (a) SPE (b) Agregación física en
2013 Total (a+b)
Amazonas Energia 673 - - 673
Generadoras /
Transmisoras 59.593 2.264 740 61.857
Total 62.530 (b) Participación de la empresa en el emprendimiento.
Capacidad Instalada – MW
Empresas Propio (a) SPE (b) Agregación física en
2013 Total (a+b)
Amazonas Energia 2.204 - - 2.204
Distribuição Rondônia 3 - - 3
Eletrobras - 13 - 13
Generadoras/Transmisoras 39.430 1.151 132 40.581
Total 41.637 1.164 42.801 (b) Participación de la empresa en el emprendimiento
Energía Vendida - MWh
1S13 1S12
Amazonas Energia 2.768.961 2.667.548
Distribuição Acre 402.666 385.601
Distribuição Alagoas 1.612.944 1.498.751
Distribuição Piauí 1.316.267 1.226.423
Distribuição Roraima 299.590 284.096
Distribuição Rondônia 1.318.467 1.285.590
Total 7.718.895 7.348.009
Informe a los Inversores
201
Ejercicios finalizados el (En mil de Reais)
Activo 31.03.13 31.12.12 (reapresentado)
Corriente
Caja y bancos 158.093 390.677 Clientes 316.115 335.655
Tributos y contribuciones sociales 33.037 31.789
Derecho de resarcimiento 8.049.349 6.348.222
Almacén 112.897 77.318
Otros 123.204 102.208
8.792.695 7.285.869
No Corriente
Partes relacionadas - 5
Clientes 66.005 51.317
Tributos y contribuciones sociales 1.519.667 1.450.703
Cauciones y depósitos vinculados 225.661 190.062
Activo financiero – concesión 2.525.294 2.138.126
Otros 9.078 9.072
Inversión 7.678 7.670
Intangible 608.922 623.765
Inmovilizado 1.256.401 1.278.105
6.218.706 5.748.825
Total do Activo 15.011.401 13.034.694
Informe a los Inversores
152
Pasivo y Patrimonio Neto (Pasivo a descubierto) 30.06.13 31.12.12
(reapresentado)
Corriente
Proveedores 3.230.336 3.271.284
Préstamos y Financiación 421.855 270.381
Tributos y contribuciones sociales 41.244 47.250
Obligaciones estimadas 64.121 23.032 Obligaciones de resarcimiento 6.651.295 5.328.423
Encargos sectoriales - 6.352
Arrendamiento mercantil 170.358 162.929
Beneficio pos-empleo 1.128 -
Otros 451.662 194.540
11.031.999 9.304.191
No corriente
Préstamos y financiación 689.356 758.962
Obligaciones de resarcimiento 1.657.199 1.591.287
Obligaciones estimadas 1.797 -
Arrendamiento mercantil 1.859.737 1.860.104
Beneficio pos-empleo 16.073 11.562
Provisiones para contingencias 185.081 240.650
Antecipos para acrecimiento de capital 280.121 277.687
Concesiones a pagar 287.455 279.392
Otros 649.094 21.159
5.625.913 5.040.803
Patrimonio Neto
Capital Social 4.330.917 4.330.917
Pérdidas acumuladas (5.963.930) (5.627.719)
Ajuste de avaliación patrimonial (13.498) (13.498)
(1.646.511) (1.310.300)
Total del Pasivo y Patrimonio Neto 15.011.401 13.034.694
Informe a los Inversores
153
Demostración del Resultado (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Ingreso Operativo Neto 1.271.338 804.896
Gastos Operativos
Custo con Energía Elétrica (114.410) (36.103)
Costo de Operación (552.087) (495.320)
Costo de servicios de terceros (517.951) (171.803)
(1.184.448) (703.226)
Ganancia bruta 86.890 101.670
Gastos operativos (130.711) (153.586)
Resultado del Servicio (43.821) (51.916)
Resultado Financiero (204.134) (260.055)
Resultado Operativo antes de la Ley 12.783/12 (247.955) (311.971)
Ganancia (Pérdida) – Ley 12.783/12 (88.256) -
Resultado Operativo después de la Ley 12.783/12 (336.211) (311.971)
Pérdida del Ejercicio (336.211) (311.971)
Informe a los Inversores
154
Demonstración de Flujo de Caja En R$ milliones
30.06.13 30.06.12
Flujo de Caja de las Actividades Operativas
Pérdida del ejercicio (336.211) (311.971)
Ajustes p/ reconciliar la pérdida como caja generado por las operaciones
Depreciación y amortización 74.683 69.582
Encargos financieros 42.785 28.822 Encargos financieros del arrendamiento financiero 170.252 191.806
Provisión para crédito de liquidación dudosa 15.718 41.588
Provisión para crédito de liquidación dudoda sobre créditos tributarios 33.451 -
Constitución de provisión para contingencias (39.787) 19.978
Valor Nuevo de Reposición - VNR 88.256 -
Baja de activo financiero 5.372 -
Baja de activo intangible 2.302 1.354
Baja de inversión 2 -
Baja de inmovilizado - 6
56.823 41.165
Variación en el Activo Corriente
Clientes 3.822 (60.545)
Almacén (35.579) (9.660)
Tributos y contribuciones sociales (1.248) (1.619)
Cuenta de consumo de combustible - CCC (1.701.127) (1.177.263)
Otros (20.996) (22.772)
(1.755.128) (1.271.859)
Variaciones en el Activo No Corriente
Clientes (14.688) -
Tributos y contribuciones sociales (102.415) (124.811)
Partes relacionadas 5 (95)
Otros (6) 3.731
(117.104) (121.175)
Variaciones en el Pasivo Corriente
Proveedores 808.688 711.663
Obligaciones de resarcimiento 1.322.872 931.447
Arrendamiento mercantil 7.429 8.621
Tributos y contribuciones sociales (6.006) (12.374)
Encargos sectoriales (6.352) (12.172) Benefico post empleo 1.128 -
Obligaciones estimadas 41.089 10.330
Otros 87.195 (81.467)
2.256.043 1.556.048
Variaciones en el Pasivo No Corriente
Obligaciones de resarcimiento 65.912 147.696 Arrendamiento mercantil (170.619) (160.571)
Provisiones para contingencias (15.782) 3.383
Beneficio pos- empleo 4.511 -
Obligaciones estimadas 1.797 -
Obligaciones especiales - activo financiero/ concesión 28.681 2
Obligaciones especiales - activo intangible 1.111 -
Otros (51.774) (17.632)
(136.163) (27.122)
Caja proveniente de las Actividades Operativas
Pago de encargos financieros (43.949) (18.620)
Depósitos judiciales (35.599) (20.318)
Caja Neto (Aplicado en las) Generado por las Actividades Operativas 224.923 138.119
Flujo de Caja de las Actividades de Inversiones Aquisición de inversiones en participaciones societarias (10) -
Aquiición de activo financiero - cencesión (498.071) (143.817)
Aquisición de activo inmovilizado (20.064) (11.858)
Aquisición de activo intangiblel (4.792) (4.544)
Aquisición de activo intangible - concesión (20.036) (26.038)
Caja Neto Aplicado en las Actividades de Inversiones (542.973) (186.257)
Actividades de Financiación
Préstamos y financiación obtenidos 169.664 136.290
Pagos de prestamos y financiación (84.198) (39.756) Caja Neto Aplicado de las Actividades de Financiación 85.466 96.534
Acrecimiento (Reducción) en el Caja y Equivalentes de Caja (232.584) 48.396
Caja y equivalentes de caja en el início del ejercicio 390.677 94.928
Caja y equivalentes de caja en el final del ejercicio 158.093 143.324
Informe a los Inversores
155
Análisis del Resultado
La compañía presentó en 2T13 una pérdida 376,6% superior al trimestre anterior, pasando de R$ 58,3 millones en 1T13, para R$ 277,9 millones en 2T13. Ingreso operativo El suministro de energía eléctrica presentó acrecimiento de 22,7%, pasando de R$ 403,4 millones en 1T13, para R$ 494,9 millones en 2T13, debido principalmente al acrecimiento en el número de consumidores y la cantidad de MWh generados en 2T13. El ingreso de construcción presentó acrecimiento de 25,5%, pasando de R$ 230,2 millones en 1T13, para R$ 287,7 millones en 2T13, decurrente de la construcción de la planta a gas Mauá 3 y ampliaciones y mejoras de la red de distribución de energía eléctrica y de la construcción de Subestaciones y de Lineas de Transmisión. Se nota también que el ingreso operativo neto (ROL) acreció 48,7% pasando de R$ 511,2 millones, en 1T13, para R$ 760,2 millones, en 2T13, principalmente debido al registro de R$ 98,8 millones de la cuenta de desarrollo de energía (Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) - balance de la reducción de la tarifa. De acuerdo con la Resolución Homologatória ANEEL nº 1.454 de 24 de enero de 2013, en el artículo 9º, establece que el valor mensual de R$ 19,8 millones a ser repasado por la Eletrobras a la Amazonas Energia, según lo previsto en el artículo 13, inciso VIII, de la ley nº 10.438, de 26 de abril de 2002, con el propósito de proporcionar recursos para compensar el efecto de la no adherencia a la prorrogación de concesiones de generación de energía eléctrica, como regulación del Poder Ejecutivo, asegurando el equilibrio de la reducción de las tarifas de las concesionarias de distribución, según el § 2º del art. 1º de la ley 12.783 de 11 de enero de 2013. Costo del servício de energia eléctrica La energía eléctrica comprada para reventa acreció 163,1% pasando de R$ 31,5 millones, en 1T13, para R$ 82,9 millones, en 2T13, especialmente debido al registro de R$ 58,0 millones decurrente de las obligaciones con contrato de compra de energía en la Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) vigente desde 01/01/2013. Las depreciaciones y amortizaciones presentaron reducción de 1,9% pasando de R$ 37,7 millones, en 1T13, para R$ 37,0 millones, en 2T13, no presentando, por lo tanto, impacto significativo en el resultado de la compañía. Los costos con personal presentaron acrecimiento de 49,2%, pasando de R$ 79,4 millones en 1T13, para R$ 118,5 millones en
2T13, decurrente, principalmente, del registro de R$ 38,6 millones para el programa de jubilación voluntaria (PDV), contabilizado en junio de 2013. Los costos con material presentaron reducción de 24,7%, pasando de R$ 11,4 millones en 1T13, para R$ 8,6 millones en 2T13, una vez que en esto trimestre había menos costos con materiales de mantenimiento de plantas. Los costos con servicios de terceros presentaron acrecimiento de 34,6%, pasando de R$ 52,0 millones en 1T13, para R$ 70,1 millones en 2T13. Por el acrecimiento de la insolvencia en 2T13, la compañía intensificó las acciones de cobranza generando acrecimiento en las cuentas de servicios comerciales y corte y religación. Hubo también acrecimiento de las pérdidas de energía eléctrica, hecho que ocasionó acrecimiento en la cuenta de servicios de inspección. Ingreso (gasto) operativo Las provisionses/reversiones operativas presentaron reducción de 237,7%, pasando de R$ 24,9 millones positivo en 1T13, para R$ 34,3 millones negativo en 2T13, decurrente, principalmente de las cuentas siguientes: Provisión para crédito de Liquidación Dudosa (PCLD) presentó reducción de 2.222,9%, pasando de R$ 0,8 millones positivo en 1T13, para R$ 16,5 millones negativo en 2T13, como resultado del acrecimiento de la insolvencia, especialmente de las clases residenciales, comerciales e industriales. Provisión para crédito de Liquidación Dudosa (PCLD) sobre créditos de terceros presentó acrecimiento de 100,0%, una vez que en 2T13 fue registrado el valor de R$ 33,5 millones referente a la PCLD de los créditos tributarios federales (PIS y COFINS). Valor Nuevo de Reposición - VNR El VNR presentó reducción de 413,8%, pasando de R$ R$ 41,3 millones positivo en 1T13, para R$ 129,5 millones negativo en 2T13 por el ajuste en el valor del 1T13.
Informe a los Inversores
156
Resultado financiero
Los ingresos financieros presentaron reducción de 52,2%, pasando de R$ R$ 37,9 millones en 1T13, para R$ 18,1 millones en 2T13. La principal cuenta que impactó fue la cuenta de acrecimiento moratorio sobre energía vendida, la cual registró R$ 20,0 millones en 1T13 (mientras que en 2T13 fue registrado solamente R$ 9,2 millones) decurrente del registro de la penalidad y de la actualización de las cuentas a recibir con clientes vencidos. Los gastos financieros presentaron acrecimiento de 21,6%, pasando de R$ 117,4 millones, en 1T13, para R$ 142,8 millones, en 2T13, por el acrecimiento de la cuenta de actualización de los proveedores - CCC. En 2T13, fueran contabilizados los cargos financieros de la Petrobras Distribuidora S/A, Companhia de Gás do Amazonas (CIGÁS) y de los productores independientes de energía (PIE´s).
Informe a los Inversores
157
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada
Activos Propios
Planta Combustible Capacidad
Instalada MW
Energía Asegurada MW
Medio
Energia Generada - MWh
1T13 2T13
Parintins Biodiesel BS1800 33,16 10,083 22.757 25.634
Itacoatiara Biodiesel BS1800 34,83 6,328 17.338 23.032
Manacapuru Biodiesel BS1800 28,93 10,868 157 52
Barreirinha Biodiesel BS1800 3,71 0,729 2.610 2.852
Coari Biodiesel BS1800 20,85 7,572 18.615 20.348
Maués Biodiesel BS1800 12,43 3,822 8.393 9.093
Humaitá Biodiesel BS1800 15,37 4,661 11.459 12.632
Urucará Biodiesel BS1800 4,67 1,484 3.161 3.414 Benjamin Constant Biodiesel BS1800 7,32 2,549 6187 6.618
Tefé Biodiesel BS1800 18,2 6,783 16.724 17.724
Manicoré Biodiesel BS1800 7,67 2,489 6.100 6.710
Autazes Biodiesel BS1800 6,07 1,753 5.181 5.649
Codajás Biodiesel BS1800 7 1,653 3.829 4.068
Eirunepé Biodiesel BS1800 10,62 1,996 4.464 5.005
Nova O. do Norte Biodiesel BS1800 6,52 1,996 4.545 9.652
Atalaia do Norte Biodiesel BS1800 1,19 0,05 2 96
Barcelos Biodiesel BS1800 4,87 1,367 3.347 3.507 Lábrea Biodiesel BS1800 9,54 2,611 6.347 7.183
São P. de Olivença Biodiesel BS1800 3,79 0,986 2.370 2.599
Santo Antônio do Içá Biodiesel BS1800 3,22 1,04 2.570 2.776
Carauari Biodiesel BS1800 7,18 2,036 4.977 5.499
Fonte Boa Biodiesel BS1800 6,23 1,662 3.482 3.487
Boca do Acre Biodiesel BS1800 8,22 2,538 6.338 6.645
São G. da Cachoeira Biodiesel BS1800 8,42 3,021 7.326 7.845
Itapiranga Biodiesel BS1800 3,06 0,985 2.740 2.496
Anori Biodiesel BS1800 4,16 1,073 2.661 2.933
Silves Biodiesel BS1800 2,5 0,498 1.325 1.516 Augusto Montenegro Biodiesel BS1800 0,6 0,055 115 212
Nhamundá Biodiesel BS1800 4,58 0,961 2.473 2.805
Tabatinga Biodiesel BS1800 15,43 5,336 12.771 13.765
Novo Aripuanã Biodiesel BS1800 5,69 1,584 3.783 3.996
Borba Biodiesel BS1800 3,6 1,851 4.694 5.265
Santa I.do Rio Negro Biodiesel BS1800 2,42 0,676 1.638 1.740
Jutaí Biodiesel BS1800 6,18 1,182 2.437 2.565
Novo Airão Biodiesel BS1800 5,27 1,206 2.996 3.364
Ipixuna Biodiesel BS1800 3,04 0,597 1.432 1.487 Envira Biodiesel BS1800 3,38 0,856 1.915 2.032
Cucuí Biodiesel BS1800 0,57 0,073 151 171
Japurá Biodiesel BS1800 0,18 0,044 123 132
Maraã Biodiesel BS1800 3,69 0,628 1.755 1.753
Juruá Biodiesel BS1800 2,49 0,462 1.261 1.378
Tapauá Biodiesel BS1800 3,71 1,155 3.195 3.482
Canutama Biodiesel BS1800 2,23 0,613 1.345 1.506
Pauini Biodiesel BS1800 2,62 0,698 1.777 1.843
Careiro Biodiesel BS1800 2,5 0,859 1.791 2.034
Amaturá Biodiesel BS1800 1,8 0,446 1.085 1.172 Estirão do Equador Biodiesel BS1800 0,72 45,207 123 135
Palmeiras Biodiesel BS1800 0,72 0,053 109 97
Ipiranga Biodiesel BS1800 0,42 0,054 105 118
Vila Bittencourt Biodiesel BS1800 0,57 0,068 171 169
Iauaretê Biodiesel BS1800 1 0,178 221 227
São S. do Uatumã Biodiesel BS1800 2,64 0,638 1.469 1.584
Tonantins Biodiesel BS1800 3,46 0,944 1.825 1.866
Alvarães Biodiesel BS1800 2,72 0,641 1.693 1.948
Beruri Biodiesel BS1800 2,97 0,756 2.138 2.199 Caapiranga Biodiesel BS1800 2,06 0,493 1.338 1.498
Uarini Biodiesel BS1800 1,94 0,615 1.651 1.821
Urucurituba Biodiesel BS1800 2,84 0,787 2.034 2.262
Pedras Biodiesel BS1800 0,57 0,102 264 321
Informe a los Inversores
158
Planta Combustible Capacidad
Instalada MW
Energía Asegurada MW
Medio
Energia Generada - MWh
1T13 2T13
Anamã Biodiesel BS1800 1,73 0,54 1.473 1.535
Itamarati Biodiesel BS1800 2,56 0,405 1.018 1.166
Castanho Biodiesel BS1800 12,72 4,195 10.822 11.692
Rio Preto da Eva Biodiesel BS1800 11,21 3,389 8.638 9.363
Limoeiro Biodiesel BS1800 1,79 0,335 916 976
Boa Vista do Ramos Biodiesel BS1800 2,31 0,738 1.868 2.023
Manaquiri Biodiesel BS1800 3,01 1,118 2.984 3.420 Caviana Biodiesel BS1800 0,58 0,122 295 349
Campinas Biodiesel BS1800 0,43 0,06 144 170
Caiambé Biodiesel BS1800 0,88 0,121 311 369
Murituba Biodiesel BS1800 0,3 0,033 72 72
Apuí Biodiesel BS1800 7,19 1,381 3.354 3.623
Mocambo Biodiesel BS1800 0,89 0,188 0 0
Belém do Solimões Biodiesel BS1800 0,84 0,213 394 414
Itapeaçú Biodiesel BS1800 0,85 0,153 403 446
Caborí Biodiesel BS1800 0,78 0,095 698 790
Cametá Biodiesel BS1800 0,612 0,136 325 294 Sacambú Biodiesel BS1800 0,448 0,064 171 189
Novo Remanso Biodiesel BS1800 4,06 1,331 3.916 4.299
Tuiué Biodiesel BS1800 0,71 0,096 277 316
Jacaré Biodiesel BS1800 0,34 0,164 489 542
Novo Céu Biodiesel BS1800 1 0,404 1.872 1.970
Zé Açú Biodiesel BS1800
0 0
Vila Amazônia Biodiesel BS1800 2,08 0,341 1.076 1.239
Terra Nova Biodiesel BS1800
264 0
Axinim Biodiesel BS1800 0,66 0,107 139 305 Vila Urucurituba Biodiesel BS1800 0,38 0,059 135 146
Arara Biodiesel BS1800 0,332 0,052 178 145
Feijoal Biodiesel BS1800 0,778 0,062 730 207
Lindoia Biodiesel BS1800 1 0,304 142 833
Moura Biodiesel BS1800 0,52 0,065 114 147
Santana Biodiesel BS1800 0,31 0,051 133 126
Sucunduri Biodiesel BS1800 0,16 0,048 40 144
Carvoeiro Biodiesel BS1800 0,33 0,016 61 46
Itapuru Biodiesel BS1800 0,31 0,02 240 69
Betânia Biodiesel BS1800 0,43 0,111 1.512 249 Vila de Matupí Biodiesel BS1800 1,85 0,619 203 1.640
Auxiliadora Biodiesel BS1800 0,468 0,079 31 225
Tamaniquá Biodiesel BS1800 0,468 0,079 59
Santa Rita Well Biodiesel BS1800 0,62 0,183 468 507
Parauá Biodiesel BS1800 0,568 0,096 260 169
Belo Monte Biodiesel BS1800 0,246 0,044 109 111
Vila de Alterosa Biodiesel BS1800 0,33 0,067 197
UHE Balbina Água 277,5 285.486,60 275.682 343.605
UTE Aparecida OCTE, GN 282,5 206.143,70 204.162 259.912
UTE Mauá
Bloco 1 - OC1A /
Bloco 3 Gás Natural
(Alternativo OCTE) /
Bloco4 – OPGE /
Bloco 5 – Biodiesel /
Bloco 6 – Biodiesel /
Bloco 7 - Biodiesel
738,1 425.763,05
345.435
354.047
UTE Electron OCTE 121,1 911,7 486 2.575
UT CO Cidade Nova Diesel/Biodiesel 29,6 19.096,20 19.126 22.100
UT AS São José Diesel/Biodiesel 73,4 59.172,30 58.554 67.393 UT FO Flores Diesel/Biodiesel 124,7 87.184,60 95.163 101.259
UTE Distrito Biodiesel (B S1800) 51,3 37.207,00 26.669 29.903
UTE Iranduba Diesel/Biodiesel 66,6 28.026,00 38.369 41.698
Total 2.204,22
1.344.804 1.587.086
Informe a los Inversores
159
Planta Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación
Parintins Amazonas Dic/65 Indefinido
Itacoatiara Amazonas Sep/66 Indefinido
Manacapuru Amazonas Ene/67 Indefinido
Barreirinha Amazonas Jun/67 Indefinido
Coari Amazonas Sep/67 Indefinido
Maués Amazonas Dic/67 Indefinido
Humaitá Amazonas Jul/68 Indefinido Urucará Amazonas Jun/68 Indefinido
Benjamin Constant Amazonas Ago/68 Indefinido
Tefé Amazonas Ago/68 Indefinido
Manicoré Amazonas May/69 Indefinido
Autazes Amazonas Jun/69 Indefinido
Codajás Amazonas Sep/69 Indefinido
Eirunepé Amazonas Sep/69 Indefinido
Nova Olinda do Norte Amazonas Oct/69 Indefinido
Atalaia do Norte Amazonas Mar/70 Indefinido
Barcelos Amazonas Jul/70 Indefinido Lábrea Amazonas Ago/70 Indefinido
São Paulo de Olivença Amazonas Ene/71 Indefinido
Santo Antônio do Içá Amazonas Ene/71 Indefinido
Carauari Amazonas Ene/71 Indefinido
Fonte Boa Amazonas Ene/71 Indefinido
Boca do Acre Amazonas Feb/71 Indefinido
São Gabriel da Cachoeira Amazonas Mar/71 Indefinido
Itapiranga Amazonas Oct/71 Indefinido
Anori Amazonas Oct/71 Indefinido Silves Amazonas Oct/71 Indefinido
Augusto Montenegro Amazonas Oct/71 Indefinido
Nhamundá Amazonas Nov/71 Indefinido
Tabatinga Amazonas Nov/71 Indefinido
Novo Aripuanã Amazonas Jun/72 Indefinido
Borba Amazonas May/72 Indefinido
Santa Isabel do Rio Negro Amazonas Oct/72 Indefinido
Jutaí Amazonas May/72 Indefinido
Novo Airão Amazonas Jul/73 Indefinido
Ipixuna Amazonas Jul/73 Indefinido Envira Amazonas Ago/73 Indefinido
Cucuí Amazonas Oct/73 Indefinido
Japurá Amazonas Oct/73 Indefinido
Maraã Amazonas Oct/73 Indefinido
Juruá Amazonas Oct/73 Indefinido
Tapauá Amazonas Dic/73 Indefinido
Canutama Amazonas Dic/-73 Indefinido
Pauini Amazonas Sep/74 Indefinido
Careiro Amazonas Sep/74 Indefinido Amaturá Amazonas Nov/74 Indefinido
Estirão do Equador Amazonas Dic/74 Indefinido
Palmeiras Amazonas Dic/74 Indefinido
Ipiranga Amazonas Ene/75 Indefinido
Vila Bittencourt Amazonas Dic/75 Indefinido
Iauaretê Amazonas Abr/75 Indefinido
São Sebastião do Uatumã Amazonas Abr/75 Indefinido
Tonantins Amazonas Abr/75 Indefinido
Alvarães Amazonas May/75 Indefinido
Beruri Amazonas Dic/75 Indefinido Caapiranga Amazonas Ene/75 Indefinido
Uarini Amazonas Feb/76 Indefinido
Urucurituba Amazonas Ene/75 Indefinido
Pedras Amazonas Ago/76 Indefinido
Anamã Amazonas Ene/76 Indefinido
Itamarati Amazonas Feb/76 Indefinido
Castanho Amazonas Dic/79 Indefinido
Rio Preto da Eva Amazonas Jun/04 Indefinido
Limoeiro Amazonas Nov/82 Indefinido Boa Vista do Ramos Amazonas Mar/86 Indefinido
Manaquiri Amazonas Jun/84 Indefinido
Caviana Amazonas Jul/86 Indefinido
Campinas Amazonas Jul/86 Indefinido
Caiambé Amazonas Ago/76 Indefinido
Informe a los Inversores
160
Planta Localización
(Estado) Inicio de la Operación
Final de la Operación
Murituba Amazonas Ago/86 Indefinido
Apuí Amazonas Sep/86 Indefinido
Mocambo Amazonas Mar/87 Indefinido
Belém do Solimões Amazonas Mar/87 Indefinido
Itapeaçú Amazonas Mar/87 Indefinido
Caborí Amazonas Sep/92 Indefinido
Cametá Amazonas Sep/92 Indefinido Sacambú Amazonas Dic/92 Indefinido
Novo Remanso Amazonas Ago/98 Indefinido
Tuiué Amazonas Sep/98 Indefinido
Jacaré Amazonas Ago/98 Indefinido
Novo Céu Amazonas Ago/98 Indefinido
Zé Açú Amazonas Sep/98 Indefinido
Vila Amazônia Amazonas Sep/98 Indefinido
Axinim Amazonas Oct/98 Indefinido
Vila Urucurituba Amazonas May/99 Indefinido
Arara Amazonas Abr/00 Indefinido Feijoal Amazonas Feb/00 Indefinido
Lindoia Amazonas Jul/00 Indefinido
Moura Amazonas Abr/04 Indefinido
Santana Amazonas Jul/05 Indefinido
Sucunduri Amazonas Oct/06 Indefinido
Carvoeiro Amazonas Mar/06 Indefinido
Itapuru Amazonas Oct/10 Indefinido
Betânia Amazonas Jul/06 Indefinido
Vila de Matupí Amazonas Ago/06 Indefinido Auxiliadora Amazonas Oct/06 Indefinido
Santa Rita Well Amazonas Nov/06 Indefinido
Parauá Amazonas Sep/03 Indefinido
Belo Monte Amazonas Oct/06 Indefinido
Vila de Alterosa Amazonas Oct/06 Indefinido
PHE Balbina Amazonas Ene/89 Mar/27
PTE Aparecida Amazonas Feb/84 Indefinido
PTE Mauá Amazonas Abr/73 Indefinido
PTE Electron Amazonas Jun/05 Indefinido
PT CO Cidade Nova Amazonas Ago/08 Indefinido PT AS São José Amazonas Feb/08 Indefinido
PT FO Flores Amazonas Ago/08 Indefinido
PTE Distrito Amazonas Oct/10 Indefinido
PTE Iranduba Amazonas Nov/10 Indefinido
2. Energía comprada para reventa
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras (Guajará) MWh 1.597 1.423
R$ millones 0,1 0,6
Otros (PIE'S-Prod.Idepen.-Auto
productor)
MWh 657.738 660.395
R$ millones 30,0 80,8
Total MWh 659.335 661.818
R$ millones 30,1 81,4
3. Energía Vendida
Distribución para 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Servicios de Utilidad Pública 62,8 222.552 64,4 244.911
Industrial 111,9 423.118 109,0 447.529
Residencial 136,5 384.458 138,3 423.436
Comercial 104,4 287.417 100,5 298.925
Otros 3,9 18.273 80,1 18.342
Total 419,5 1.335.818 492,3 1.433.143
(*) El valor de la Energía Eléctrica Vendida es igual al valor de la DRE una vez que, en la DRE, deduzimos el suministro no facturado y el ingreso de remuneración del activo financiero. En este cuadro del Informe a los Inversores no tenemos sitio apropiado para hacer essas deducciones.
Informe a los Inversores
161
4. Número de Unidads Consumidoras Atendidas
1T13 2T13
Servicios de Utilidad Pública 9.916 10.068
Industrial 3.165 3.158
Residencial 671.088 683.591
Comercial 67.953 68.787
Outros 41.364 40.974
Total 793.486 806.578
5. Expansión de la red – número de nuevas ligaciones
1T13 2T13
13.905 5.124
6. Cantidad de Subestaciones
1T13 2T13
Ses 69/13.8 Kv 22 22 Ses Consumidores Especiales 28 29
Total 50 51
7. Combustible usado para producción de energía eléctrica
Tipo Unidad métrica 1T13 2T13
Cantidad R$ Millones Cantidad R$ Millones Óleo
Diesel Litro 85.746.310 884,8 136.900.324,1 955,1
8. Pérdidas - %
1T13 2T13
Técnica Comercial Técnica Comercial
11,01 28,89 2,90 36,37
9. Extensión de la linea de distribución
Nível de Tensión kV Extensión Km
1T13 2T13
138kv
69kv
34,5kv
13,8kv Urb. 2.235,9 (capital) 2.235,9 (capital)
13,8kv Rural 1.015,07 (capital)
25.335,65 (interior)
1.015,07 (capital)
25.335,65 (interior)
220/127kV Urb. 3.341,04 (capital) 3.341,04 (capital)
220/127kV Rural 146,34 (capital) 146,34 (capital)
10.054,19 (interior) 10.054,19 (interior) OBS: En el primero y en el segundo trimestre tuvimos unicamente la conclusión de uma obra: LT ponta do Ismael – Ponta Negra 69 kV – 4km, pero esa linea no fue energizada, pues depende de la implantación de bays en las suestaciones de Ponta Negra 69 kV y Ponta do Ismael, obras que todavia no terminaron..
Informe a los Inversores
162
10. Extensión de la linea de transmisión – en 30.06.13
Linea Extensión
Km Nivel de Tensión Kv
Inicio de la Operación
Final de la Operación
Balbina–Cristiano Rocha 158,513 230 Nov/06 Mar/27
Manaus–Cristiano Rocha 22,704 230 Nov/06 Mar/27 Ramal de Transmissão–Presidente
Figueiredo 0,124 230 Sep/08
Mar/27
Balbina – Manaus I 180,344 230 May/89 Mar/27 Balbina – Balbina – Circuito 1 0,590 230 Feb/89 Mar/27 Balbina – Balbina – Circuito 2 0,635 230 Abr/89 Mar/27 Balbina – Balbina – Circuito 3 0,635 230 Abr/89 Mar/27 Balbina – Balbina – Circuito 4 0,680 230 Sep/89 Mar/27 Balbina – Balbina – Circuito 5 0,680 230 Jul/89 Mar/27
Subtransmisión
Linea Extensión
(Km) Tensión
(Kv) Inicio de la Operación
Final de la Operación
Manaus I – São José 7,285 69 Feb/01 Sep/15
Manaus I – Mauá 11,815 69 Oct/91 Sep/15 Manaus I – Distrito I – Circuito 1 4,685 69 Oct/91 Sep/15 Manaus I – Distrito I – Circuito 2 4,682 69 Nov/06 Sep/15 Manaus I – V8 – Circuito 1 1,160 69 Oct/91 Sep/15 Manaus I – V8 – Circuito 2 1,160 69 Oct/91 Sep/15 Manaus I – Cachoeirinha 6,112 69 Jul/92 Sep/15 Manaus I – Seringal Mirim – Circuito 1 6,649 69 Sep/97 Sep/15 Manaus I – Seringal Mirim – Circuito 2 7,277 69 Oct/97 Sep/15 Manaus I– Flores – Circuito 1 4,460 69 Feb/89 Sep/15 Manaus I – Flores – Circuito 2 4,565 69 Nov/01 Sep/15 Manaus I – Flores – Circuito 3 4,810 69 Dic/07 Sep/15 Manaus I – Cidade Nova 7,463 69 Ene/96 Sep/15 Manaus I – Santo Antônio 9,516 69 Abr/05 Sep/15 Flores – Redenção 1,469 69 Nov/08 Sep/15 Redenção – Ponta Negra 4,515 69 Nov/08 Sep/15 Flores – Ponta Negra 5,959 69 Dic/07 Sep/15 Aparecida – Ponta Negra 8,610 69 Jul/83 Sep/15 Aparecida – Seringal Mirim 3,796 69 Feb/97 Sep/15 Aparecida – Cachoeirinha 3,994 69 Abr/05 Sep/15 Aparecida – El Paso 0,153 69 Nov/99 Sep/15 Mauá – Distrito I – Circuito 1 7,481 69 Abr/77 Sep/15 Mauá – Distrito I – Circuito 2 6,728 69 Abr/99 Sep/15 Mauá – Distrito II – Circuito 1 4,122 69 Nov/97 Sep/15 Mauá – Distrito II – Circuito 2 4,107 69 Abr/04 Sep/15 Mauá – Marapatá 6,489 69 Nov/11 Sep/15 Marapatá – Cachoeirinha 2,894 69 Nov/11 Sep/15 Mauá – Cidade Nova 26,016 69 Ago/06 Sep/15 Mauá – Mauá Geração – Circuito 1 0,533 69 Feb/04 Sep/15 Mauá – Mauá Geração – Circuito 2 0,226 69 Feb/04 Sep/15 Mauá – El Paso 0,200 69 Mar/04 Sep/15 Mauá Geração – São José 8,924 69 Mar/04 Sep/15 Mauá Geração – Consumidores Especiais 9,362 69 Jul/04 Sep/15 Eletro – Cachoeirinha 0,357 69 Ene/81 Sep/15 Distrito I – Consumidores Especiais 7,723 69 Mar/96 Sep/15 Distrito II – Cachoeirinha – Circuito 1 7,421 69 Nov/97 Sep/15 Distrito II – Cachoeirinha – Circuito 2 7,830 69 Sep/11 Sep/15 Seringal Mirim – Cachoeirinha 3,980 69 Feb/97 Sep/15 Santo Antônio – Sivam 5,326 69 Mar/95 Sep/15 Ponta Do Ismael – Iranduba 18,043 69 Jun/06 Sep/15 Flores – Ambev 0,161 69 Mar/03 Sep/15 Iranduba – Manacapuru 70,000 69 Ago/12 Sep/15 Total 308,058
Informe a los Inversores
163
11. DEC- Duración de las paralizaciones – en horas
1T13 2T13
11,97 11,83
12. FEC – Frecuencia de paralizaciones – cantidad de paralizaciones
1T13 2T13
10,71 9,47
13. TMA – Tiempo medio de atendimiento – en minutos
1T13 2T13
175,05 186,22
14. Tarifa Media – R$/MWh
1T13 2T13
257,89 287,10
15. Principales inversiones – R$ millones
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto 2013
Distribución 79,56 195,67 775,17
Implantación Sist. Distrib. Urbana 34,01 86,94 332,21
Luz para todos 26,88 56,94 230,44
Manutención de los Sist. Dist. Energía 6,67 19,42 103,67
Manutención de la Red Urbana 12,01 32,37 108,85
Otros (infraestructura) 3,36 6,14 41,44
Transmisión 6,87 25,37 88,20
Generación 149,43 286,15 317,17
Total 239,22 513,34 1.221,99
16. Nuevas inversiones
16.1. Generación
16.1.1. Activos Propios
Planta Localización
(Estado)
Total de la
inversión
R$ millones
Inversión
realizada
R$ millones
Capacidad
Instalada - MW
Energía Asegurada
MW médios
Inicio de la
Operación Inicio de la
Construcción Ciclo
Abierto
Ciclo
Combinado
Ciclo
Abierto
Ciclo
Abierto
Ciclo
Combinado
UTE Mauá
3 Amazonas 1.054,33 298,7 379,76 589,61 375
28/09/2012
firma del contrato OC
n˚
83599/2012
28/04/2014 11/12/2014
28/09/2012
assinatura do
Contrato OC n˚
83599/2012
17. Préstamos y Financiación – R$ millones
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicadores
Eletrobras 1.032,7 1.111,2 01/2024 RGR
Informe a los Inversores
164
18. Obligaciones contratuales en 30.06.13
Préstamos y Financiación R$ millones
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
421,9 104,6 179,2 154,2 123,2 128,1
Contratos de Compra de Energía
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
R$ 552.489.971,71 580.978.689,44 608.633.275,06 637.956.612,57 667.954.179,77 6.056.833.394,89
MWh 2.648.478,17 2.671.800,00 2.671.800,00 2.679.120,00 2.671.800,00 16.260.445,00
19. Facturas con retraso de más de 120 días – en 30.06.13
Classe R$
Servicios de Utilidad Pública 816.407,14
Industrial 66.269.499,97
Residencial 21.705.331,56
Comercial 23.302.527,89
Otros 25.355.223,05
Total 137.448.989,61
20. Número de Empleados (incluye requisados e excluye cedidos)
20.1.Por tiempo
Generación y Transmisión
Tiempo de trabajo en la empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 91 87
6 a 10 210 212
11 a15 102 99
16 a 20 167 170
21 a 25 152 152
más de 25 219 219
Total 941 939
Distribución
Tiempo de trabajo en la empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 68 66
6 a 10 188 188
11 a15 46 46
16 a 20 85 85
21 a 25 127 124
más de 25 246 249
Total 758 758
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 147 142
6 a 10 199 201
11 a15 13 12
16 a 20 27 28
21 a 25 57 57
más de 25 132 132
Total 575 572
Informe a los Inversores
165
20.2. Por región
Estados de la federación Nº de empleados
1T13 2T13
Amazonas 2.274 2.269
20.3. Por designación
21. Mano de obra Contratada de terceros
Operativo 1T13 2T13
1.670 1.670
22. Índice de Reposición
1T13 2T13
0,22 0,44
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 1.615 1.611
Administrativo 659 658
Informe a los Inversores
201
Ejercicios finalizados (En miles de Reais)
Activo 30.06.13 31.12.12
(reapresentado)
Corriente
Caja y Bancos 123.104 52.043
Clientes 44.518 54.763
Tributos y contribuciones sociales 14.980 5.296
Derecho de resarcimiento 87.696 96.964
Almacén 3.086 2.768
Servicios en curso 11.281 9.571
Otros créditos 12.320 16.845
296.985 238.250
No corriente
Realizable a largo plazo
Clientes 13.823 14.178
Cauciones y depósitos vinculados 16.622 14.324
Tributos y contribuciones sociales 3.368 3.847
Activo financiero - concesiones - distribución 322.698 291.573 Inmovilizado 7.184 6.340
Intangible 56.619 58.523
420.314 388.785
Total del Activo 717.299 616.089
Informe a los Inversores
167
Pasivo 30.06.13 31.12.12 Corriente
Proveedores 250.341 176.313
Tributos y contribuciones sociales 13.954 16.764
Préstamos y financiación 33.383 26.815
Investigación y desarrollo 29.999 29.097
Encargos sectoriales 254 1.212
Obligaciones estimadas 19.795 5.172 Otros 22.061 11.354
369.787 266.727
No corriente
Préstamos y financiación 117.036 125.350
Obligaciones de resarcimiento 59.400 57.792
Provisiones para riesgos civiles, laboristas y fiscales 1.841 1.432
Anticipos para acrecimiento de capital 223.690 217.497
Obligaciones estimadas 1.960 -
Otros 4.202 4.616
408.129 406.687
Patrimonio Neto
Capital social 245.158 245.158
Reservas de capital 4.277 4.277 Pérdidas acumuladas (310.052) (295.814)
(60.617) (46.379)
Total del Pasivo y del Patrimonio Neto 717.299 627.035
Informe a los Inversores
168
Demonstración de los Resultados (en R$ miles)
30.06.13 30.06.12
Ingreso operativo neto 161.725 140.101
Costo operativo (102.294) (135.643)
Costo con energía (59.675) (83.982)
Energía eléctrica comprada para reventa (58.751) (80.862) Encargos del uso del sistema de transmisión (924) (3.120)
Costo de operación (18.232) (31.270)
Personal, material y servicios de terceros (18.593) (11.831)
Depreciación y amortización (4.641) (3.939)
Combustible para producción de energía electrica (57.668) (49.401)
Recuperación de gastos - CCC 57.668 49.40 1
Otros 5.002 (15.500)
Costo de construcción (24.387) (20.391)
Ganancia bruta 59.431 4.458
Gastos operativos (58.228) (51.890)
Rresultado del servicio de energía eléctrica 1.203 (47.432)
Resultado financiero (23.768) (18.039)
Resultado operativo (22.565) (65.471)
Ganancia – Ley 12.783/13 8.743 -
Resultado operativo depués de la Ley 12.783/13 (13.821) (65.471)
Impuesto sobre la renta y contribución social (416) -
Pérdida del ejercicio (14.237) (65.471)
Informe a los Inversores
169
Demonstración del Flujo de Caja (En mil de Reais)
30.06.13 30.06.12
Atividades Operacionales
Pérdida antes de los impuestos (13.822) (65.471)
Gastos (Ingresos) que no afectan el caja:
Depreciación y Amortización 222 234 Amortización del intangible 5.067 3.962
Variaciones monetarias netas 12.561 15.631
Provisión para créditos de liquidación dudosa (8.581) (22.295)
Provisión para contingencias 171 3.196
Baja del activo intangible (3) -
- (4.385) (64.743)
Variación en el Activo Corriente
Clientes 19.180 27.306
Tributos y contribuciones sociales a compensar (9.205) (2.565)
Derecho de resarcimiento 9.268 (37.352)
Almacén (318) (536)
Servicio en uso (1.710) (1.647)
Cauciones y depósitos vinculados (2.355) (1.055)
Otros créditos 4.582 (1.013)
- 19.442 (16.862)
Variación en el Pasivo Corriente
Proveedores 74.028 73.418
Tributos y contribuciones sociales (2.810) 3.540
Obligaciones estimadas 17.170 256
Investigación y desarrollo 902 4.498
Encargos sectoriales (958) 92
Beneficio pós-empleo (397) (463) Obligaciones de resarcimiento 1.608 -
Otros débitos 10.103 842
- 99.646 82.183
Caja proveniente de las actividades operativas
Pago de impuesto de renda y contribución social (416) -
Pago de encargos financieros (6.131) (6.018)
(6.547) (6.018)
Recursos Provenientes de las Actividades Operativas 108.156 (5.440)
Caja Neto de las Actividades operativas 108.156 (5.440)
Flujo de caja de las actividades de inversión
Aquisición de activo inmovilizado (1.066) (3.054)
Aquisición de activo financiero (31.124) (18.060)
Aquisición de activo intangible vinculado (2.035) (2.329)
Aquisición de activo intangible no vinculado (1.124) (948)
Caja neto de las actividades de inversiones (35.349) (24.391)
Flujo de caja de las actividades de financiación Anticipos para acrecimiento de capital - -
Ingresos de préstamos 15.117 31.866
Amortización de préstamos (16.863) (4.823)
Caja neto de las actividades de financiación (1.746) 27.043
Acrecimiento (reducción) en el caja y equivalentes de caja 71.061 (2.788)
Caja y equivalentes de caja en el início del ejercício 52.043 17.427
Caja y equivalentes de caja en el final del ejercício 123.104 14.639
71.061 (2.788)
Informe a los Inversores
170
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada – N 2. Energía comprada para reventa
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras (SIN) MWh 53.224 53.438
R$ millones 7,61 10,69
Eletrobras Eletronorte MWh 111.018 112.383
R$ millones 15,88 16,17
Otros
MWh 89.768 118.195
R$ millones 19,53 9,21
Total MWh 254.010 284.016
R$ millones 43,03 36,07 SIN - Sistema Interconectado Nacional 3. Energía Vendida
Distribución para 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Servicios de Utilidad Pública 15 42.822 14,8 46.043
Industrial 3 8.630 2,9 9.383
Residencial 35 90.374 32,6 92.227
Comercial 17 44.019 16,5 46.064
Otros 3,1 11.441 2,9 11.664
Total 73,2 197.286 69,6 205.380
4. Número de Unidades Consumidoras Atendidas
1T13 2T13
Servicios de Utilidad Pública 3.401 3.064
Industrial 744 736
Residencial 175.951 177.385
Comercial 18.150 18.282
Otros 29.920 27.094
Total 224.843 226.561
5. Expansión de la red – número de nuevas ligaciones
1T13 2T13
Industrial 21 10
Residencial 1.510 4.107
Comercial 560 874
Otros 209 285
Total 2.300 5.276
6. Cantidad de Subestaciones
1T13 2T13
14 14
7. Combustible usado para producción de energía eléctrica – NA
Tipo Unidad 1T13 2T13
Cantidad R$ Cantidad R$
Óleo
diesel Litro 12.929.506 38.912.584,28 11.810.000 33.848.661,20
Total: 12.929.506 38.912.584,28 11.810.000 33.848.661,20
Informe a los Inversores
171
8. Pérdidas - %
1T13 2T13
Técnica Comercial Técnica Comercial
11,76 9,94 11,76 10,89
9. Extensión de la linea de distribución – en 30.06.13
Nivel de Tensión (kV) Extensión (Km)
Distribución de la tensión de red baja – urbana 1.620,49
Red de distribución / Línea de distribución de Media Tensión - 13,8 10.800,92
Línea de distribución 34,5 3.457,72
Línea de distribución 69 170,0
Línea de distribución 138 Kv 240,0
10. Extensión de la linea de transmisión – en 30.06.13 - NA
11. DEC- Duración de las paralizaciones – en horas
1T13 2T13
27 15,28
12. FEC – Frecuencia de paralizaciones – cantidad de paralizaciones
1T13 2T13
15,06 10,79
13. TMA – Tiempo medio de atendimiento – en minutos
1T13 2T13
614 407,52
14. Tarifa Media – R$/MWh (sin ICMS)
1T13 2T13
155,04 147,42
15. Principales inversiones – R$ mil
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto 2013
Distribución
Ampliación Red Rural Distrib.Luz p/todos 2.309 6.105 44.751
Ampliación Red Urbana Distribución 7.569 5.432 10.376
Manutención Sistema de Distribución 1.528 2.528 11.659
Energía en Sistemas Aislados 0 0 0
Modernización y Adequación de Sistema Comercial y de
Distribución 359 4.824 55.343
Otros
Manutención y Adequación de bienes moviles 2.318 1.015 1.303
Total 14.084 19.904 123.432
Informe a los Inversores
172
16. Préstamos y Financiación – R$ mil
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicadores
Eletrobras 35.049 33.383 31/12/2013 FINEL/RGR/RO
Eletrobras 120.845 117.036 Después de 2017 FINEL/RGR/RO
17. Obligaciones contractuales en 30.06.13
Préstamos y Financiación – R$ millones
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017 33,383 21,136 22,780 19,405 16,992 36,723
Contratos de Compra de Energía 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
R$ milliones 174 141 1.482 141 157 3.520
MWh 1.113.659 1.006.219 1.002.764 1.481.625 1.689.608 43.793.115
18. Facturas en retraso por más de 120 días - en 30.06.13
Clase R$ millones
Servicios de Utilidad Pública 5,28
Industrial 1,8
Residencial 16,16
Comercial 5,94
Otros 7,20
Total 36,38
19. Número de Empleados (incluye requisados e excluye cedidos)
19.1. Por tiempo
Distribución
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 74 76
6 a 10 40 40
11 a15 0 0
16 a 20 0 0
21 a 25 32 32
más de 25 71 71
Total 217 219
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 39 42
6 a 10 22 22
11 a15 0 0
16 a 20 0 0
21 a 25 19 18
más de 25 35 36
Total 115 118
Informe a los Inversores
173
19.2. Por región
Estados de la federación Nº de empleados
1T13 2T13
Acre 332 337
19.3. Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 127 125
Administrativo 205 212
20. Mano de obra Contratada de terceros
Operativo 1T13 2T13 538 675
21. Índice de Reposición
1T13 2T13
0,006 0,007
Informe a los Inversores
201
Ejercicios finalizados (En miles de Reais)
Activo 30.06.13 31.12.12 Corriente
Caja y bancos 30.770 46.006
Clientes 216.792 224.884
Tributos y contribuciones sociales 8.546 7.446
Derecho de resarcimiento 24.928 6.128
Almacén 6.468 5.693
Servicios em curso 23.446 19.407
Otros 20.595 15.272
331.545 324.836
No corriente
Realizable a largo plazo
Clientes 156.830 162.023
Tributos y contribuciones sociales 5.568 6.079
Cauciones y depósitos vinculados 60.328 45.822 Activo financiero – concesión de servicio publico 595.162 553.183
Inversiones 168 168
Intangible 13.712 34.360
Inmovilizado 24.427 26.739
Otros 3.959 3.980
860.154 832.354
Total del Activo 1.191.699 1.157.190
Informe a los Inversores
175
Pasivo y Patrimonio Neto (Pasivo a descubierto) 30.06.13 31.12.12 Corriente
Préstamos y financiación 128.943 96.042
Proveedores 147.752 125.576
Tributos y contribuciones sociales 37.147 43.819
Obligaciones estimadas 17.264 12.627
Obligaciones estimadas – prog. Incentivo jubilación 68.187
Obligaciones de resarcimiento 42.065 34.198
Beneficio post-empleo 4.417 6.637
Encargos sectoriales 315 2.421
Investigación y desarollo 9.964 9.913
Otros 33.265 33.134
489.319 364.367
No corriente
Préstamos y financiación 355.329 351.630
Provisión para contingencias 96.701 94.026
Antecipos para futuro acrecimiento de capital 202.346 176.514
Obligaciones estimadas – prog. Incentivo jubilación 4.392
Beneficio post-empleo 146.273 137.897
Investigación y desarollo 19.178 16.343
Tributos y contribuciones sociales 11.268 8.009
Outros 4.286 4.286
839.773 788.705
Patrimonio Neto (Pasivo a descubierto)
Capital social 525.484 525.484
Pérdidas acumuladas (515.662) (374.151)
Otros resultados (147.215) (147.215)
(137.393) 4.118
Total del Pasivo y Patrimonio Neto (Pasivo a Descobierto) 1.191.699 1.157.190
Informe a los Inversores
176
Demostración del Resultado (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
recalificado
Ingreso operativo neto 423.060 410.982
Coste operativo
Coste con energía eléctrica (269.268) (230.573)
Coste de operación (179.667) (102.599)
Coste de servicios de terceros (38.103) (46.045)
(487.038) (379.217)
Ganancia bruta (63.978) 31.765
Gastos operativos (77.104) (76.390)
Pérdida com Servicios de Energia Eléctrica (141.082) (44.625)
Resultado financiero (10.686) (2.936)
Resultado operativo antes da la Ley 12.783/13 (151.768) (47.561)
Ganancia (pérdida) Ley 12.783/13 10.257
Pérdida del Ejercicio (141.511) (47.561)
Pérdida básica por acción (0,27) (0,09)
Informe a los Inversores
177
Demonstraciones del Flujo de Caja (Em Miles de reais)
30.06.13 30.06.12
Flujo de caja de las actividades operativas
Caja generado en las operaciones
Pérdidas del ejercicio (141.511) (47.561)
Ajustes :
Depreciación y Amortización 14.153 7.754
Resultado Financiero – AFAC y préstamos 12.152 13.813
Resultado financiero - Tributos y otros pasivos (461) 34
Provisión para créditos de liquidación dudosa (15.734) 27.151
Provisión para contingencias 763 2.825
Provisión para pérdidas en almacén (757) (244)
Valor residual del activo financiero - concesiones de servicio público 14.240 (8.667)
Valor residual del intangible 891 15.633
Valor residual del inmovilizado 821
Activo financiero - VNR Ley nº 12.783/13 (10.257)
Plan de incentivo jubilación - PID 72.579
Amortización de parcelamientos fiscales (1.544) (1.483)
Otros 2.244 1.125
89.090 57.941
Variaciones en los activos y pasivos
Clientes 31.770 (3.838)
Tributos y contribuciones sociales activo (589) 1.346
Derecho de resarcimiento (18.800) (3.983)
Almacén (18) (29)
Otros créditos (8.543) (9.431)
Cauciones y depósitos vinculados (15.635) (2.157)
Proveedores 22.176 13.301
Tributos y contribuciones sociales pasivo (2.691) (2.956)
Obligaciones estimadas 4.637 9.641
Obligaciones de resarcimiento 7.867 3.461
Encargos sectoriales (2.106) (2.258)
Beneficios post-empleo 6.156 (947)
Otros pasivos 1.548 (2.219)
25.772 (69)
Caja neto de las actividades operativas (26.649) 10.311
Flujo de Caja de las Actividades de Inversiones
Adquisición del Activo Financiero – concesiones de servicio público (36.209) (37.189)
Adquisición Activo Intangible (1.893) (8.857)
Adquisición Inmovilizado (765) (2.175)
Caja neto de las actividades de inversiones (38.867) (48.221)
Flujo de Caja de las Actividades de Inversiones
Ingresos de préstamos y financiaciones 68.291 72.907
Antecipos para futuro acrecimiento de capital 21.918
Amortización de principal financiación y préstamos (36.861) (18.944)
Amortización de encargos finanancieros financiación y préstamos (3.068) (3.324)
Caja neto de las actividades de financiación 50.280 50.639
Reducción en el caja y equivalentes de caja (15.236) 12.729
Caja y equivalentes de caja en el inicio del ejercício 46.006 39.365
Caja y equivalentes de caja en el final del ejercício 30.770 52.094
(15.236) 12.729
Informe a los Inversores
178
Análisis del Resultado
La compañía presentó en 2T13 una pérdida neta 38% superior al apurado en el trimestre anterior, pasando de una pérdida R$ 59,4 millones en 1T13 para una pérdida de R$ 82,1 millones en 2T13 Ingreso operativo El ingreso operativo neto en el 2T13 disminuyó en R$ 15,9 millones en comparación con el 1T13 pasando de R$ 219,5 millones para R$ 203,6 millones, debido a las nuevas tarifas aprobadas por la ANEEL por medio de la Resolución N º 1445, de 24 de enero 2013, que redujeron la tasa en promedio 18 hasta 20%, incluso teniendo en cuenta la evolución del número de consumidores de 13.377.
Costo del servicio de energia eléctrica y gastos operativos - Energía eléctrica comprada para reventa - mostró una disminución en 2T13 de R$ 15,9 millones en relación con el 1T13, debido a la compra de energía eléctrica de la generación térmica por disponibilidad fue mayor en el 1T13. - Los cargos por uso del sistema mostraron una disminución en 2T13 de R$ 0,7 millón en comparación con el 1T13. Costo del servicio e gastos operativos El gasto en costo de los servicios y los gastos en 2T13 mostró un aumento de R$ 8,8 millones en comparación con el 1T13. Los principales cambios fueron: - Personal - aumento de R$ 88,8 millones procedentes de la contabilidad del Plan de Incentivo a la Jubilación - PID. - Servicios de terceros - aumento de R$ 4,3 millones como resultado de la provisión de las facturas de los meses anteriores; - Depreciación - aumento de R$ 11,7 millones, resultante de los ajustes de la bifurcación del activo intangible; - El costo de construcción - aumento de R$ 1,6 millón debido a una mayor adquisición para imnovilizado. Resultado financiero El resultado financiero en el 2T13 disminuyeron en R$ 15,1 millones en relación con el 1T13, debido a la disminución de los ingresos financieros de R$ 9,3 millones con la reversión de los intereses y la actualización monetaria en facturas de energía y aumento de los gastos financieros de R$ 5,8 millones, debido a la actualización de AFACs y préstamos y financiaciones.
Informe a los Inversores
179
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada – NA
2. Energía comprada para reventa
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras MWh 607.936 773.282
R$ millones 61,47 99,63
Otros MWh 407.151 515.521
R$ millones 41,17 66,42
Total MWh 1.015.087 1.288.803
R$ millones 102,640 166,05
3. Energía Vendida
Distribución para 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Servicios de Utilidad Pública 31,9 122.953 30,9 128.139
Industrial 32,8 142.001 28,6 136.355
Residencial 126,3 302.126 117,4 311.631
Comercial 66,3 167.950 61,3 168.064
Outros 15,5 89.925 5,8 43.800
4. Número de Unidades Consumidoras Atendidas
1T13 2T13
Servicios de Utilidad Pública 9.619 9.729
Industrial 2.643 2.645
Residencial 875.684 888.282
Comercial 56.447 57.032
Otros 10.423 10.505
Total 954.816 968.193
5. Expansión de la red – número de nuevas ligaciones
1T13 2T13
5.147 13.377
6. Cantidad de Subestaciones
1T13 2T13
39 39
7. Combustible usado para producción de energía eléctrica – NA
8. Pérdidas - %
1T13 2T13
Técnica Comercial Técnica Comercial
8,42 18,40 8,42 18,74
Informe a los Inversores
180
9. Extensión de la linea de distribución – en 30.06.13
Nivel de Tensión (kV) Extensión (Km)
13,8 21.459,39
0,22/0,38 17.129,42
10. Extensión de la linea de transmisión – en 30.06.13
Nível de Tensión (kV) Extensión Km 69 1.776,13
11. DEC- Duración de las paralizaciones – en horas
1T13 2T13
6,6575 9,6595
12. FEC – Frecuencia de paralizaciones – cantidad de paralizaciones
1T13 2T13
4,0136 4,6578
13. TMA – Tiempo medio de atendimiento – en minutos
1T13 2T13
239 534
14. Tarifa Media – R$/MWh
1T13 2T13
256,25 246,19
15. Principales inversiones – R$ millones
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto 2013
Distribución
Ampliación Red Rural Distrib.Luz p/todos 2,9 3,3 38,7
Ampliación Red Urbana Distribución 5,1 7,7 40,4
Manutención Sistema de Distribución 3,5 7,6 43,4
Modernización y Adequación de Sistema Comercial y de
Distribución 1,5 4,3 43,7
Otros
Mantenimiento y Adequación de bienes imoviles 0,1 1,4
Mantenimiento y Adequación de bienes móviles, veiculo, maq. e equipamentos
0,1 1,0
Mantenimiento y Adequación de activos de informática y
teleprocesamiento 0,5 0,3 13,5
Total 13,7 23,2 182,1
16. Préstamos y Financiación – R$ millones
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indexadores
Eletrobras 413 458 2022 Selic + variados
Faceal 20 19 2015 INPC + 12,68%
BNDES 1 - 2013 TR + 8%
Bic Banco 2 1 2012 CDI + 5,91%
Caixa Econômica Federal 5 5 2013 CDI/OVER + 1,694%
Lloyds Bank 1 1 2024 DOLAR + 4%
Informe a los Inversores
181
17. Obligaciones contratuales en 30.06.13
Préstamos y Financiación – R$ millones
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
127 91 88 71 53 54
Contratos de Compra de Energía 2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
R$ millones 390 473 520 546 574 602
MWh 4.333.713 4.801.762 5.137.373 5.414.657 5.834.698 5.834.698
18. Facturas en retraso por más de 120 días – en 30.06.13
Clase R$ milliones
Servicios de Utilidad Pública 10
Industrial 37
Residencial 13
Comercial 16
Otros 20
Total 96
19. Número de Empleados (incluye requisados e excluye cedidos)
19.1. Por tiempo Distribución
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 529 534
6 a 10 22 24
11 a15
16 a 20
21 a 25 224 184
más de 25 293 332
Total 1.068 1.074
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 90 87
6 a 10 28 25
11 a15
16 a 20 2 2
21 a 25 22 19
más de 25 94 98
Total 236 231
19.2. Por región
Estados de la federación Nº de empleados
1T13 2T13
Alagoas 1.304 1.305
Informe a los Inversores
182
19.3. Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 1.068 1.074 Administrativo 236 231
20. Mano de obra Contratada de terceros
Operativo 1T13 2T13
1.014 1,014
21. Índice de Reposición
1T13 2T13
0,42% 0,96%
Informe a los Inversores
201
Ejercicios Finalizados (em miles de reais)
Activo 30.06.13 31.12.12
(reapresentado)
Corriente
Caja y bancos 39.844 33.923
Clientes 230.933 289.441
Tributos por compensar 19.707 12.534
Derecho de resarcimiento 11.259 16.129
Almacén 11.504 10.962
Otros activos 38.149 17.524
351.396 380.513
No Corriente
Realizáble a largo plazo
Clientes 140.324 138.499
Tributos por compensar 6.865 6.865
Cauciones y depósitos vinculados 10.568 10.709
Activo financiero – concesión 7 28.374 722.991
Otros activos 1.185 1.118
887.316 880.182
Inversión 146 146
Inmovilizado 23.135 30.125
Intangible 17.152 32.713
927.749 943.166
Total del activo 1.279.245 1.323.679
Informe a los Inversores
184
Pasivo y Patrimonio Neto (Pasivo a descubierto) 30.06.13 31.12.12 Corriente
Préstamos y financiación 137.394 108.522
Proveedores 52.910 141.929
Tributos a pagar 65.616 68.937
Obligaciones estimadas 94.937 36.375
Encargos sectoriales 3.093 5.206
Beneficio post-empleo 15.061 13.313 Investigación y desarrollo 24.278 21.536
Otros 43.950 38.943
437.239 434.761
No corriente
Préstamos y financiación 510.640 478.879
Tributos a pagar 42.141 48.206 Obligaciones estimadas 2.972
Provisiones para contingencias 70.015 63.021
Beneficio post-empleo 67.885 71.785
Antecipos para acrecimiento de capital 480.841 430.282
Investigación y desarrollo 20.062 19.392
Otros 772 859
1.195.328 1.112.424
Patrimonio Neto
Capital Social 779.224 779.224
Pérdidas acumuladas (1.129.087) (999.171)
Ajuste de avaliación patrimonial (3.559) (3.559)
(353.422) (223.506)
Total del Pasivo y Patrimonio Neto 1.279.145 1.323.679
Informe a los Inversores
185
Demostración del Resultado (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Ingreso operativo neto 467.561 484.454
Costo operativo
Costo con energía
Energía eléctrica comprada para reventa (226.732) (178.317)
Encargos de uso del sistema de transmisión (11.729) (26.907)
(238.461) (205.224)
Coste de operación
Personal, material y servicios de terceros (209.993) (7 3.239)
Depreciación y amortización (17.589) (11.756)
Otros 21.268 (2.656)
(206.314) (87.651)
Costo de construcción (49.946) (85.250)
Ganancia bruta (27.160) 106.329
Despesas Operacionales (95.575) (82.014)
Ganancia com el Servicio de Energía Eléctrica (122.735) 24.315
Resultado Financiero (20.000) (26.753)
Resultado antes de la Ley 12.783/13 (142.735) (2.438)
Ganancia con la Ley 12.783 12.819
Ganacia (pérdida) del ejercicio (129.916) (2.438)
Ganacia (pérdida) básica por acción (0,1667) (0,0031) Ganacia (pérdida) diluidas por acción (0,1031) (0,0020)
Informe a los Inversores
186
Demonstración del Flujo de Caja (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Caja generado en las operaciones
Ganacia (pérdida) del ejercicio (129.916) (2.438)
Ajustes :
Depreciación y Amortización (2.796) 1.550
Amortización del intangible 20.385 11.491
Provisión/reversión para créditos de liquidación dudosa (13.856) 8.7 28
Provisión/reversión para contingencias 12.986 3.330
Provisión PID y asistencia médica 73.736
Interés, encargos, variaciones monetarias netas 19.877 25.032
Valor residual del imnovilizado 12.003 (2.218)
Valor residual del intangible (830) 14.864
Activo financiero – VNR Ley 12.783 12.819
134.324 62.777
Variaciones en los activos y pasivos
Clientes 70.539 (11.658)
Derecho de resarcimiento 4.870 (5.487)
Tributos a recuperar (7.173) (4.663)
Almacén (542) (2.671)
Otros (activos) (20.692) 3.304
Cauciones y depósitos vinculados 141 (1.050)
Proveedores (89.019) 2.400
Encargos sectoriales (2.113) (946)
Beneficios post-empleo (4.522) (2.623)
Tributos a recoger (9.386) 20.909
Obligaciones estimadas (9.832) 4.108
Investigación y desarrollo 3.412 (6.519)
Provisión para contingencias (5.992) (8.274)
Otros pasivos 4.920 (8.033)
(65.389) (21.203)
Recursos netos provenientes de operaciones (60.981) 39.136
Flujo de Caja de las Actividades de Inversiones
Adquisiciones del activo inmovilizado (2.217) (20.677)
Adquisiciones del activo intangible (3.994) (16.956)
Adquisiciones del activo financiero (18.202) (53.224)
Caja neto de las actividades de inversión (24.413) (90.857)
Flujo de caja de las actividades de financiación
Ingresos de préstamos y financiaciones 86.641 64.028
Anticipos para futuro acrecimiento de capital 50.559 9.783
Amortización de principal de préstamos y financiaciones (45.885) (51.350)
Caja neto proveniente de las actividades de financiación 91.315 22.461
Acrecimiento/Reducción en el caja y equivalentes de caja, netos 5.921 (29.260)
Caja y equivalentes de caja en el inicio del ejercicio 33.923 45.208
Caja y equivalentes de caja en el final del ejercicio 39.844 15.948
Informe a los Inversores
187
Análisis del Resultado La compañía presentó pérdida de R$ 96,1 millones en el resultado del 2T13 y de R$ 33,8 millones en 1T13, representando una disminución de 184,3% en el resultado, principalmente debido a la reducción del ingreso en 13,3% y al aumento del gasto operativo en 18,3%. Ingreso Operativo Neto El valor del ingreso neto, con los efectos del IFRIC 12, apurado en 2T13 fue inferior al valor apurado en 1T13 en el 13,3%, motivado, principalmente, por la reducción tarifária homologada en la resolución 1.426/2013 ANEEL. Costo de Energía Eléctrica El coste con energía eléctrica no presentó variaciones significativas en los trimestres analizados. Ingresos (Gastos) Operativos Personal aumentó 241,6% reflejo de la provisión de los costes con el plan de incentivo a la jubilación (R$ 73,7 millones); Pérdidas con clientes aumentó R$ 55,9 millones resultado de la baja de los créditos considerados de difícil recibimiento y vencidos hace más de un año con cobranza administrativa, igual pasando con los créditos vencidos hace más de 5 años; Servicio de terceros presentó crecimiento de 109,8% decurrente del aumento de los costes y gastos de contratos de mantenimiento de las redes de distribución, abertura y conservación de la parte de matas, corte y religación de consumidores; Otros presentó crecimiento de R$ 25,9 motivado, principalmente, por la contabilidad del exceso contable percebida en la implantación del Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE, en atendimiento a la resolución ANEEL nº 367/2009.
Resultado Financiero Había una reducción del resultado financiero negativo de 48,5% en relación al trimestre anterior. Los ingresos financieros aumentaron, aproximadamente, 149%, mientras que los gastos financieros aumentaron alrededor de 102%. El impacto más grandes se refiere a la reducción de los intereses pasivos.
Informe a los Inversores
188
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada – NA
2. Energía comprada para reventa
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras MWh 488.003 505.608
R$ millones 24,202 25,778
Otros MWh 451.102 459.083
R$ millones 120,331 85,375
Total MWh 939.105 964.691
R$ millones 114,533 111,153
3. Energía Vendida
Distribución para 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Servicios de Utilidad Pública 32,634 123.146 43,837 133,324
Industrial 11,037 44.756 15,565 49,691
Residencial 122,546 311.181 150,670 311,670
Comercial 47,067 140.954 62,818 145,080
Otros 6,259 27.043 8,351 29,420
Total 219,543 647.080 281,241 669,215
4. Número de Unidades Consumidoras Atendidas
1T13 2T13
Servicios de Utilidad Pública 19.989 19.614
Industrial 3.661 3.627
Residencial 939.869 950.995
Comercial 77.220 79.520
Otros 30.195 30.506
Total 1.070.934 1.084.262
5. Expansión de la red – número de nuevas ligaciones
1T13 2T13
15.973 13.328
6. Cantidad de Subestaciones
1T13 2T13
78 80
7. Combustible usado para producción de energía eléctrica - NA
8. Pérdidas - %
1T13 2T13
Técnica Comercial Técnica Comercial
12,45 17,56 12,78 14,17
Informe a los Inversores
189
9. Extensión de la linea de distribución – en 30.06.13
Nivel de Tensión Kv Extensión Km
138 282
69 2.303
34,5 7.598
13,8 43.220
Baixa tensão 24.103
10. Extensión de la linea de transmisión – en - NA
11. DEC- Duración de las paralizaciones – en horas
1T13 2T13
8,31 6,75
12. FEC – Frecuencia de paralizaciones – cantidad de paralizaciones
1T13 2T13
6,89 5,30
13. TMA – Tiempo medio de atendimiento – en minutos
1T13 2T13
390 331
14. Tarifa Media – R$/MWh
1T13 2T13
339,28 376,34
15. Principales inversiones – R$ millones
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto 2013
Distribución
Ampliación Red Rural Distrib.Luz p/todos 14,587128 26,966239 101,102192
Ampliación Red Urbana Distribución 9,695925 13,176457 106,072665
Manutención Sistema de Distribución 2,435217 7,778114 46,171233
Modernización y Adequación del Sistema Comercial y de Distribución
1,208433 4,687128 48,490815
Otros 0,261744 0,821253 15,697562
Manutención y Adequación de bienes móviles 0,0 0,189109 3,303163
Total 28,188447 53,618300 320,837630
16. Préstamos y Financiación – R$ millones
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicadores
BB 1,444 1,193 2014 IGPM-Tasa de interés de 10%aa
Eletrobras 578,433 639,077 2019 FINEL/RGR - 5,00% hasta 10,00% a.a
Morgan 7,187 7,764 2024 DOLAR-Tasa de interés de 8,46% a.a
Informe a los Inversores
190
17. Obligaciones contratuales en 30.06.13
Préstamos y Financiación R$ millones
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
137,394 64,328 116,066 108,332 54,767 167,147
Contratos de Compra de Energía
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
R$ millones 425,864 452,382 463,607 502,696 583,026 109.318,941
MWh 4.162.535 4.049.207 3.878.205 3.982.189 4.373.618 282.429.935 Observación: Los valores después de 2017 van hasta 2045.
18. Facturas con retraso de más de 120 días – en 30.06.13
Clase R$ milliones
Servicios de Utilidad Pública 104,257
Industrial 16,889
Residencial 21,807
Comercial 16,719
Otros 17,416
Total 177,088
19. Número de Empleados (incluye requisados e excluye cedidos)
19.1.Por tiempo
Distribución
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 412 409
6 a 10 1 1
11 a15 - -
16 a 20 1 1
21 a 25 56 24
Más de 25 722 751
Total 1.192 1.186
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 59 57
6 a 10 - -
11 a15 - -
16 a 20 - -
21 a 25 16 15
Más de 25 188 188
Total 263 260
19.2 Por región
Estados de la federación
Nº de empleados
1T13 2T13
Piauí 1.455 1.446
Informe a los Inversores
191
19.3. Por designación
20. Mano de obra Contratada de terceros
Operativo 1T13 2T13 998 1.267
21. Índice de Reposición
1T13 2T13
0,58 0,38
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 796 792
Administrativo 659 654
Informe a los Inversores
201
Ejercicios finalizados (En miles de Reais)
Activo 30.06.13 31.12.12
Corriente
Caja y bancos 37.794 75.332 Clientes. 152.972 228.302
Tributos y contribuciones sociales 11.185 8.046
Derecho de resarcimiento 72.877 54.264
Almacén 6.247 6.288
Cauciones y Depósitos Vinculados 45.237 90.998
Servicio en curso 12.046 5.369
Otros activos 8.379 4.736
Total del Activo Corriente 346.737 473.335
No corriente
Realizable a largo plazo
Clientes 27.665 24.077 Derecho de resarcimiento 1.177.688 901.029
Cauciones y Depósitos Vinculados 61.174 58.785
Tributos y contribuciones sociales 9.283 7.435
Activo financiero – concesiones de servicio público 731.085 614.023
Otros activos 5.199 14.660
Inversiones 1.809 1.809
Inmovilizado 28.163 27.800
Intangible 91.678 95.372
Total del Activo No corriente 2.133.744 1.744.990
Total del Activo 2.480.481 2.218.325
Informe a los Inversores
193
Pasivo 30.06.13 31.12.12 Corriente
Proveedores 318.421 326.069
Tributos y contribuciones sociales 26.336 43.638
Encargos de deudas 1.715 1.469
Préstamos y Financiación 82.730 63.236
Obligaciones de resarcimiento 10.348 10.090
Obligaciones Estimadas 35.956 13.524 Encargos sectoriales 2.183 3.994
Otros pasivos 38.571 35.856
Total del Pasivo Corriente 516.260 497.876
-
No corriente
Proveedores 1.203.891 1.052.533 Préstamos y Financiación 3.344 3.286
Tributos y contribuciones sociales 333.281 208.142
Obligaciones de resarcimiento 116.244 109.301
Provisión para riesgos civiles, laboristas y fiscales 110.889 102.354
Provisión contrato oneroso 98.950 131.200
Antecipos para futuro Acrecimiento de Capital 113.033 162.378
Obligaciones estimadas 5.459 -
Otros pasivos 30.450 24.023
Total del Pasivo No Corriente 2.015.541 1.793.217
-
Patrimonio Neto
Capital Social 1.212.157 1.117.860
Pérdidas Acumulados (1.263.477) (1.190.628)
Total del Patrimonio Neto (51.320) (72.768)
Total del Pasivo y Patrimonio Neto 2.480.481 2.218.325
Informe a los Inversores
194
Demostración del Resultado (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Ingreso operativo neto 505.206 442.170
Costes operativos (459.499) (421.250)
Costes con energía eléctica (288.850) (284.062)
Energía eléctrica comprada para reventa (263.286) (262.354) Encargos del uso del sistema de transmisión (14.710) (14.160)
Proinfa (10.854) (7.548)
Coste de operación (67.407) (54.764)
Personal, material y servicios de terceros (58.720) (43.521)
Depreciación y amortización (12.786) (10.408)
Otros 4.099 (835)
Coste del servicio prestado a terceros (103.242) (82.424)
Ganancia bruta 45.707 20.920
Gastos operativos (127.091) (94.069)
Resultado del Servicio (81.384) (73.149)
Resultado financiero (14.502) (7.082)
Resultado Operacional antes de la Ley 12.783/13 (95.886) (80.231)
Ganancia – Ley 12.783/13 23.037 -
Resultado Operacional después de la Ley 12.783/13 (72.849) (80.231)
Pérdida del Ejercicio (72.849) (80.231)
Informe a los Inversores
195
Demonstración del flujo de Caja En R$ milliones
30.06.13 30.06.12
Pérdida antes de los impuestos (72.849) (80.231)
Ajustes para reconciliar la pérdida del ejercicio con recursos
provenientes de actividades operativas:
Depreciación del activo inmovilizado 777 877
Amortización del activo intangible 13.930 11.313 Variaciones monetarias netas 8.853 12.107
Encargos financieros 13.066 5.061
Provisión para créditos de liquidación dudosa 37.212 9.101 Provisión de otros activos 1.848 - Provisiones pasivas (5.058) (3.393) Provisión contrato oneroso (32.250) - Ingreso de activo financiero (23.037) - Baja del activo financiero 794 -
Baja del activo Inmovilizado 1 -
Baja del activo intangible 98 -
(56.615) (45.165)
Variación en el Activo Corriente Clientes 35.271 (47.369)
Derecho de resarcimiento (295.272) 41.849
Deudores diversos (1.330) (1.084)
Servicios en curso (6.677) (4.390)
Tributos y contribuciones sociales a compensar (4.986) (538)
Almacén 41 (1.299)
Gastos pagos anticipadamente 1.003 1.003 Fundos vinculados 19 1.552
Cauciones y depósitos vinculados 45.335 (34.236)
Otros créditos 5.282 1.050
(221.314) (43.462)
Variación en el Pasivo Corriente
Proveedores 143.710 (118.171) Personal (70) (1.127) Encargos de la deuda 247 -
Tributos y contribuciones sociales (17.412) 5.970
Obligaciones estimadas 27.961 3.673
Provisiones pasivas - (10.758)
Encargos sectoriales 3.662 1.102 Obligaciones de resarcimiento 4.746 165.158
Clientes - tasas diversas 3.489 776
Otros 6.827 3.013
173.160 49.636
Recursos Provenientes de las Actividades Operativas (104.769) (38.991)
Flujo de Caja de las Actividades de Inversión
Adquisición de activo financiero indemnizable (94.819) (72.403)
Adquisición de inversiones - 24
Adquisición de activo inmovilizado (3.011) (3.357)
Adquisición de activo intangible (8.464) (10.365)
Caja Neto Aplicado en las actividades de Inversiones (106.294) (86.101)
Flujo de Caja de las Actividades de Financiación Préstamos y financiación obtenidos 153.243 5.608 Pagos de encargos financieros (13.066) (5.353)
Pago de préstamos y financiación (9.652) (9.105)
Antecipo para futuro acrecimiento del capital 43.000 -
Caja Neto Proveniente de las Actividades de Financiaciones 173.525 (8.850)
Acrecimiento (redución) Neto de Caja y Equivalentes de Caja (37.538) (133.942)
Caja y equivalentes de caja en el inicio del ejercício 75.332 169.972
Caja y equivalentes de caja en el final del ejercício 37.794 36.030
Informe a los Inversores
196
Análisis del Resultado
La empresa presentó en el 2T13 una pérdida neta de R$ 66,2 millones, menos que el trimestre anterior, cuando presentó una ganancia de R$ 0,5 millones impulsado principalmente por la reducción en el gaño del valor nuevo de reposición – VNR debido al ajuste en el índice de actualización, por La provisión del programa de incentivo a jubilación - PID y aumento de los gastos con la compra de energia como se muestra en los siguientes temas. Ingreso operativo El suministro de energia eléctrica aumentó 11,5%, pasando de R$ 256,1 millones em 1T13 para R$ 285,6 millones en 2T13, impulsada principalmente por un aumento del mercado en 1,8%. Costo del servívio de energia eléctrica El costo con energia eléctrica aumentó 25,5% pasando de R$ 128,1 millones en 1T13 para R$ 160,7 millones en 2T13, principalmente debido a cargos por el uso de la red de transmisión que pasaran de R$ 4,3 millones en 1T13 para R$ 10,3, mostrando uma variación de 57,6% y adquisición de energía eléctrica a corto plazo a través de la câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE pasando de R$ 118,3 millones en 1T13, para R$ 145 millones en 2T13, mostrando uma variación de 22,5%. Depreciación y amortización aumentaran en 8,2% pasando de R$ 6,1 millones en 1T13, para R$ 6,6 millones, en 2T13, debido a la depreciación de las obras imnovilizadas en 1T13.
Gastos personales mostraron un aumento de 138,2%, pasando de R$ 8,9 millones en 1T13 para R$ 21,2 millones en 2T13, principalmente debido a la provisión de los valores del programa de incentivo a jubilación-PID. El gasto en materiales presentaran reducción de 25,0%, pasando de R$ 0,8 millón en 1T13 para R$ 0,6 millón en 2T13, la reducción se debió a la reclasificación de los valores para el inmovilizado clasificado como custeio en 1T13. El gasto en servicios de terceros mostró un incremento de 5,2%, pasando de R$ 13,4 millones en 1T13 para R$ 14,1 millones en 2T13, no muestran un impacto significativo. Ingreso (gasto) operativo Gasto con personal aumentó de 110,1% pasando de R$ 15,8 millones en 1T13 para R$ 33,2 millones en 2T13, principalmente debido a la provisión de los valores del programa de incentivo a jubilación-PID. El gasto en materiales presentó reducción de 14,3%, pasando de R$ 0,7 millones en 1T13 para R$ 0,6 millón en 2T13, no mostrando impacto relevante. Gasto en servicios de terceros mostró un incremento de 3,1%, pasando de R$ 13,1 millones en 1T13, para R$ 13,5 millones en 2T13, no muestran un impacto significativo. Las provisiones presentaron reducción de 82,1%, pasando de R$ 33,5 millones en 1T13 para R$ 6 millones en 2T13, principalmente debido a la reducción de la inadimplência del cliente; de las cuotas; de las provisiones de demandas civiles y de la reversión del contrato oneroso con La Termonorte II. Resultado financiero Los ingresos financieros mostraron un aumento de 42,4%, pasando de R$ 9,9 millones en 1T13 para R$ 14,1 millones, en 2T13, principalmente debido al aumento de la variación monetaria de lós créditos junto a los consumidores. Los gastos financieros se redujeron en 13,7%, pasando de R$ 16,8 millones en 1T13, para R$ 14,5 millones, en 2T13, principalmente debido a la reducción de la actualización de los riesgos laboristas, fiscales y civiles y de la reducción de La multa DIC/FIC a devolverse a los consumidores.
Informe a los Inversores
197
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada
Activos Propios
Planta Capacidad Instalada
MW
Energía Asegurada MW Medio
Energía Generada - MWh
1T13 2T13
PCH – Rio
Vermelho 2,6 2,0 5.117 5.096
Planta Localización
(Estado) Início de la Operación Final de la Operación
PCH – Rio Vermelho RO Nov/86 10/12
2. Energia comprada para revenda
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras
(SIN)
MWh 511.165 549.099
R$ millones 64,6 58,4
Otros MWh 361.951 352.099
R$ millones 53,7 58,7
Total MWh 876.116 901.108
R$ millones 118,3 117,1 SIN - Sistema Interconectado Nacional
3. Energía Vendida
Distribución para 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Servicios de Utilidad Pública 6,1 23.819 7,1 30.727
Industrial 34,6 97.229 35,2 103.699
Residencial 119,2 253.600 115,5 270.561
Comercial 64,2 138.726 64,1 150.850
Otros 44,9 119.053 51 130.205
Total 269,0 632.427 272,9 686.040
4. Número de Unidades Consumidoras Atendidas
1T13 2T13
Servicios de Utilidad Pública 221 221
Industrial 2.009 1.931
Residencial 391.201 398.990
Comercial 37.932 38.404
Otros 119.449 121.365
Total 550.812 560.911
5. Expansión de la red – número de nuevas ligaciones
1T13 2T13
2.529 10.099
6. Cantidad de Subestaciones
1T13 2T13
57 57
Informe a los Inversores
198
7. Combustible usado para producción de energía eléctrica
Tipo Unidad métrica 1T13 2T13
Cantidad R$ Millones Cantidad R$ Millones
Óleo diesel
Litro 17.840.000 36,0 19.830.000 41,4
8. Pérdidas - %
1T13 2T13
Técnica Comercial Técnica Comercial
12,74% 13,69% 12,74% 13,38%
9. Extensión de la linea de distribución – en 30.06.13
Nivel de Tensión kV Extensión Km
Red de Distribución de Baja Tensión – urbana 5.655
Red de Distribución / Linea de Distribución de Media Tensión - 13,8 kV 13.867
Linea de distribución 34,5 kV 1.751,13
Linea de transmisión 69 kV 334,75
Linea de transmisión 138 kV 359
10. Extensión de la linea de transmisión – en 30.06.13 - NA
11. DEC- Duración de las paralizaciones – en horas
1T13 2T13
9,09 8,91
12. FEC – Frecuencia de paralizaciones – cantidad de paralizaciones
1T13 2T13
7,92 7,75
13. TMA – Tiempo medio de atendimiento – en minutos
1T13 2T13
273,2 264,9
14. Tarifa Media – R$/MWh (sin ICMS)
1T13 2T13
353,2 357,8
Informe a los Inversores
199
15. Principales inversiones – R$ millones
Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto
2013
Distribución
Ampliación Red Rural Distrib.Luz p/todos 19,6 15,5 47,8
Ampliación Red Urbana Distribución 9,5 1,1 199,8
Manutención Sistema de Distribución 19,6 13,9 37,8
Energía en los Sistemas Aislados 0 0 0
Modernización y Adecuación del Sistema Comercial y de Distribución 3,6 8,8 39,1
Otros
Manutención y Adecuación de bienes móviles 0,3 0 10,7
Total 52,6 39,3 335,2
16. Préstamos y Financiación – R$ millones
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicadores
Eletrobras 275,3 423,0 2025 UFIR + 5%
17. Obligaciones contractuales en 30.06.13
Préstamos y Financiación - R$ millones
2013 2014 2015 2016 2017 Después de 2017
55,6 68,7 76,3 74,8 58,2 89,4
Contratos de Compra de Energía 2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
R$ milliones 517,9 1.086,0 1.198,8 1.270,1 1.380,6 4.735,9
MWh 3.322.735,5 7.031.728,8 7.268.659,5 7.479.232,5 7.738.120,9 23.591.903,7
18. Facturas con retraso de más de 120 días – en 30.06.13
Clase R$ mil
Servicios de Utilidad Pública 15.518
Industrial 16.199
Residencial 32.509
Comercial 11.521
Otros 101.789
Total 177.536
19. Número de Empleados (incluye requisados e excluye cedidos)
19.1 Por tiempo
Distribución
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 238 213
6 a 10 66 90
11 a15 0 0
16 a 20 41 41
21 a 25 108 97
más de 25 176 184
Total 629 625
Informe a los Inversores
200
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 59 31
6 a 10 24 51
11 a15 2 2
16 a 20 10 10
21 a 25 32 33
más de 25 91 91
Total 218 218
19.2. Por región
Estados de la federación Nº de empleados
1T13 2T13
Rondônia 847 843
19.3. Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 629 625
Administrativo 218 218
20. Mano de obra Contratada de terceros
Operativo 1T13 2T13 1.048 1.408
21. Índice de Renovación
1T13 2T13
0,24 0,18
Informe a los Inversores
201
Ejercicios finalizados (En miles de Reais)
Activo 30.06.13 31.12.12 Corriente
Caja y bancos 30.123 14.741
Clientes 72.087 68.574
Derecho de resarcimiento 3.216 6.321
Almacén 1.692 1.704
Tributos a recuperar 4.836 3.850
Otros 5.227 3.604
117.181 98.794
No corriente
Clientes - 3.200
Tributos a recuperar 5.835 4.146
Cauciones y depósitos vinculados 15.868 14.060
Activo financiero - concesión de servicio público 141.388 127.093
Otros 1.779 1.195
Inmovilizado 11.729 11.826
Intangible 7.067 7.799
183.666 169.319
Total del Activo 300.847 268.113
Informe a los Inversores
202
Pasivo y Patrimonio Neto (Pasivo a descubierto) 30.06.13 31.12.12
Corriente
Proveedores 99.102 100.559
Préstamos y financiación 3.437 3.223
Tributos a recoger 4.505 7.162
Obligaciones Estimadas 13.844 13.671
Partes relacionadas 4.466 9.468
Otros 14.672 6.436
140.026 140.519
No corriente
Préstamos y financiación 15.042 15.962
Obligaciones de resarcimiento 29.323 42.679
Partes relacionadas 47.222 47.222
Provisiones para contingencias 21.197 19.111
Beneficio pós-empleo 4.445 3.512
Concesión onerosa 31.619 29.934
Investigación & Desarrollo 2.984 4.413
151.832 162.833
Patrimonio Neto (Pasivo a descubierto)
Capital Social 684.204 684.204
Otros resultados (4.088) (4.088)
Pérdidas Acumuladas (671.127) (715.355)
8.989 (35.239)
Total del Pasivo y Patrimonio Neto (pasivo a descubierto) 300.847 268.113
Informe a los Inversores
203
Demostración del Resultado (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Ingreso operativo neto 91.805 86.399
Coste operativo (91.952) (86.103)
Coste con energía eléctrica (59.992) (59.006)
Energía eléctrica comprada para reventa (59.992) (59.006)
Coste de operación (25.179) (17.252)
Personal , Material y Servicios de terceros (21.973) (14.498)
Depreciación y amortización (2.719) (2.968)
Otros (487) 214
Coste de construcción (6.781) (9.845)
Ganancia bruta (147) 296
Gastos operativos 44.744 (47.916)
Resultado del servicio 44.597 (47.620)
Resultado Financiero (369) (17.061)
Pérdida del Ejercício 44.228 (64.681)
Informe a los Inversores
204
Demostración del Flujo de Caja (En miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Pérdida del ejercicio 44.228 (64.681)
Gastos (ingresos) que no afectan el caja Depreciación del inmovilizado 808 575
Amortización del intangible 4.320 3.921
Encargos del servicio de la deuda 1.255 982
Beneficio pós-empleo 933 -
Provisión para créditos de liquidación dudosa (56.249) 31.034
Provisión para contingencias 1.271 (51)
(3.434) (28.220)
(Acrecimiento) reducción del activo Clientes 55.935 (28.777)
Cuenta de consumo de combustible - CCC 3.105 -
Almacén 12 117
Tributos a recoger (2.675) (2.999)
Cauciones y depósitos vinculados (1.851) (165)
Otros (4.421) (138)
50.105 (31.962)
Acrecimiento (reducción) de pasivo Proveedores (1.457) 63.977
Tributos a recoger (2.657) 1.661
Obligaciones estimadas (1.582) 1.527
Encargos sectoriales (376) (503)
Partes relacionadas (18.358) 7.132
Investigación y desarrollo (1.304) 583
Provisiones para contingencias 815 944
Concesión onerosa 1.685 2.189
Otros 10.241 362
(12.993) 77.872
Flujos de caja de las actividades operativas 33.678 17.690
Pagos de encargos del servicio de la deuda (1.255) (982)
(1.255) (982)
Caja neto generado por las actividades operativas 32.423 16.708
Flujos de caja de las actividades de inversiones Activo financiero - concesiones de servicio público (14.295) (3.358)
Adquisición en el activo inmovilizado (711) (3.220)
Activo intangible (concesión) (1.329) (2.631)
Caja neto aplicado en las actividades de inversiones (16.335) (9.209)
Flujos de caja de las actividades de financiaciones Préstamos y financiación obtenidos 858 2.224
Pagos de prestamos y financiaciones (1.564) (1.411)
Caja neto aplicado en las actividades de financiaciones (706) 813
Acrecimiento (reducción) de caja y equivalentes de caja 15.382 8.312
Caja y equivalentes de caja en el inicio del ejercício 14.741 79.666
Caja y equivalentes de caja en el final del ejercício 30. 123 87.978
Acrecimiento (reducción) de caja y equivalentes de caja 15.382 8.312
Informe a los Inversores
205
Análisis del Resultado
La compañía presentó en 2T13 un resultado 114,95% inferior al del trimestre anterior, pasando de una ganancia de R$ 52 millones en 1T13, para una pérdida de R$ 7,8 millones en 2T13, principalmente debido a la quitación de los parcelamientos relativos al suministro de energía eléctrica junto a la Companhia Energética de Roraima – CERR ocurrido en 1T13, de los cuales estaban provisionados. Ingreso operativo El acrecimiento de las cuentas de suministro de energía eléctrica, uso de la red eléctrica e ingreso de remuneración del activo financiero presentó reducción de 3,03%, pasando de R$ 48,7 millones en 1T13, para R$ 47,2 millones en 2T13, principalmente
debido a una reducción pequeña en el consumo de algunas clases de consumidores. Costo Del sercício de energia eléctrica La energía eléctrica comprada para reventa presentó reducción de 3,6% pasando de R$ 30,5 millones en 1T13, para R$ 29,4 millones en 2T13, variación prácticamente proporcional a la energía facturada en la venta. Las depreciaciones y amortizaciones presentaron reducción de 25,4%, pasando de R$ 1,6 millones en 1T13, para R$ 1,2 millones en 2T13, principalmente debido a las bajas ocurridas en 2013. Los costos con personal presentaron reducción de 1%, pasando de R$ 7 millones en 1T13, para R$ 6,9 millones en 2T13. Los costos con servicios de terceros presentaron acrecimiento de 174,5%, pasando de R$ 2,2 millones en 1T13, para R$ 5,9 millones en 2T13, principalmente debido al registro de R$ 5,3 millones de coste de construcción (variación proporcional al ingreso de construcción). Ingreso (gasto) operativo El gasto con personal presentó acrecimiento de 54,5% pasando de R$ 8,1 millones en 1T13, para R$ 12,5 millones en 2T13, principalmente debido al registro del programa de incentivo a jubilación - PID en el montante de R$ 4,8 millones. Provisiones (PCLD y Contingenciais) presentaron reducción de 116,5%, pasando de una ganancia de R$ 65,8 millones en 1T13, para una pérdida de R$ 10,8 millones en 2T13, decurrente principalmente del pago de los parcelamientos relativos al suministro de energía eléctrica junto a la Companhia Energética de Roraima – CERR ocurrido en 1T13, todos provisionados. Resultado financiero Los ingresos financieros presentaron acrecimiento de 7,8%, pasando de R$ 7,6 millones en 1T13, para R$ 8,2 millones en 2T13, principalmente debido al acrecimiento de los valores en aplicaciones. Los gastos financieros presentaron reducción de 74,4%, pasando de R$ 12,8 millones, en 1T13, para R$ 3,3 millones, en 2T13, principalmente debido al descuento de una parte de los encargos concedidos en la negociación de los parcelamientos junto a la Companhia Energética de Roraima – CERR ocurrido en 1T13 en el valor de R$7,4millones.
Informe a los Inversores
206
Informaciones de Mercado
1. Activos de Generación y Energía Generada (Contrato PIE’s)
Planta Capacidad
Instalada - MW Energía Generada - MW Início de la
Operación Final de la Operación 1T13 2T13
Floresta 40MW 8.883,42 5.677,08 Abr/2010 Abr/2014
Distrito 20MW 15.898,15 14.149,97 Abr/2010 Abr/2014
2. Energía comprada para reventa
Sistema Unidad 1T13 2T13
Eletrobras MWh 200.880 200.818
R$ millones 37,5 37,5
Total MWh 200.880 200.818
R$ millones 37,5 37,5
3. Energía Vendida
Distribución para 1T13 2T13
R$ millones MWh R$ millones MWh
Servicios de Utilidad Pública 4,5 22.688 4,2 24.125
Industrial 0,9 3.413 0,9 3.694
Residencial 26,3 76.099 25,5 80.506
Comercial 10,2 33.680 9,9 36.209
Otros 2,0 10.064 1,7 9.112
Total 43,9 145.944 42,2 153.646
4. Número de Unidades Consumidoras Atendidas
1T13 2T13
Servicios de Utilidad Pública 64 64
Industrial 355 347
Residencial 80.611 82.808
Comercial 8.765 8.746
Otros 3.635 3.716
Total 93.430 95.469
5. Expansión de la red – número de nuevas ligaciones
1T13 2T13
1.980 2.431
6. Cantidad de Subestaciones
1T13 2T13
3 3
7. Combustible usado para producción de energía eléctrica
1T13 2T13
Tipo Unidad Métrica Cantidad R$ Cantidad R$ Óleo Diesel Lts 6.947.831,00 17.321.637,47 10.892.304 27.155.603,10
Informe a los Inversores
207
8. Pérdidas - %
1T13 2T13
Técnica Comercial Técnica Comercial
8,07 4,15 8,07 4,72
9. Extensión de la linea de distribución – en 30.06.13
Nivel de Tensión kV Extensión Km
138kv 0
69kv 70,53
34,5kv 41,57
13,8kv Urb. 681,24
13,8kv Rural 1167,71
127/220V 1.291,55
10. Extensión de la linea de transmisión – en 30.06.13 – NA
11. DEC- Duración de las paralizaciones – en horas
1T13 2T13
1,91 5,26
12. FEC – Frecuencia de paralizaciones – cantidad de paralizaciones
1T13 2T13
2,21 8,52
13. TMA – Tiempo medio de atendimiento – en minutos
1T13 2T13
66,78 60,90
14. Tarifa Media – R$/MWh
1T13 2T13
301,143 274,855
15. Principales inversiones – R$ millones
Projeto 1T13 2T13 Presupuesto 2013
Distribución 1,63 5,42 29,89
Ampliación RD Rural Distrib.Luz p/todos 0,00 0 5,89
Ampliación RD Urbana Distribución 0,85 1,81 9,47
Manutención Sistema de Distribución 0,26 1,88 6,39
Modernización y Adecuación del Sistema Comercial y de Distribución 0,52 1,73 8,14
Otros 0,03 0,5 5,50
Manutención y Adecuación de bienes inmóviles 0,02 0,02 0,58
Manutención y Adecuación de bienes móviles 0,00 0,36 0,23
Manutención y Adecuación de activo de informática 0,01 0,12 4,69
Total 1,66 5,92 35,39
Informe a los Inversores
208
16. Préstamos y Financiación – R$ millones
Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo em 30.06.13
Vencimiento Indicadores
Eletrobras 5.6 5,22 30/07/2016 Interés 10% aa + Tasa Adm 2%
Eletrobras 4.04 4,04 30/11/2018 Interés 5% aa + Tasa Adm 2%
Eletrobras 4.9 4,63 30/07/2016 Interés 10%aa + Tasa Adm 2%
Eletrobras 1.4 1,34 30/08/2016 IGP-M + interés 10% aa + Tasa Adm
2%
Eletrobras 0.15 0,14 30/09/2015 Interés 5% aa + Tasa Adm 2%
Eletrobras 0.12 0,11 30/09/2015 Interés 5% aa + Tasa Adm 2%-
Eletrobras 1.2 1,21 30/01/2019 Interés 5% aa + Tasa Adm 2%-
Eletrobras 1.8 1,73 30/10/2019 Interés 5% aa + Tasa Adm 2%
Eletrobras 1.7 0,06 30/05/2026 Interés 5% aa + Tasa Adm 2%
Eletronorte 6.7 4,40 30/11/2013 IGP-M + interés 10% aa + Tasa Adm
2%
17. Obligaciones contratuales en 30.06.13
Préstamos y Financiación R$ millones
2013 2014 2015 2016 2017 Después de
2017
6,49 5,51 4,97 3,83 1,41 0,67
Contratos de Compra de Energía 2013 2014 2015 2016 2017
Después de 2017
R$ millones 153,73 155,450 200,607 275,31 301,15 2.759,62
MWh 624.150 625.860 1.007.476 1.090.101 1.149.592 6.024.529
18. Facturas com retraso de mas de 120 dias – em 30.06.13
Clase R$
Servicios de Utilidad Pública 13.703.584,96
Industrial 697.739,77
Residencial 649.287,87
Comercial 829.437,41
Otros 36.710.169,79
Total 52.590.219,80
19. Número de Empleados (incluye requisados e excluye cedidos)
19.1.Por tiempo Distribución
Tiempo de trabajo en la
empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 18 18
6 a 10 63 63
11 a15 0 0
16 a 20 0 0
21 a 25 25 25
más de 25 44 44
Total 150 150
Informe a los Inversores
209
Administración
Tiempo de trabajo en la empresa (Años)
1T13 2T13
Hasta 5 10 10
6 a 10 95 95
11 a15 0 0
16 a 20 0 0
21 a 25 9 9
más de 25 22 22
Total 136 136
19.2. Por región
Estados de la federación Nº de empleados
1T13 2T13
Roraima 286 286
19.3. Por designación
Designación Nº de empleados
1T13 2T13 Campo 150 150
Administrativo 136 136
20. Mano de obra Contratada de terceros
Operativo 1T13 2T13 235 235
21. Índice de Reposición
1T13 2T13
0,003% 0
Informe a los Inversores
210
Ejercicios Finalizados (em miles de reais)
Ativo 30.06.13 31.12.12
Corriente
Caja e equivalentes de caja 52.136 63.804
Remuneración de las inversiones 1.356 946
Activos fiscales a compensar 1.115 945 Depósitos judiciales - 21
54.607 65.716
-
No Corriente
Realizable a Largo Plazo
Activos fiscales a compensar 2.741 2.741
Depositos legales 47 1.743
2.788 4.484
-
Inversiones 88.882 113.178
Inmovilizado 33 33
Intangible 19 12
91.722 117.707
Total del Activo 146.329 183.423
Informe a los Inversores
211
Passivo 30.06.13 31.12.12 Corriente
Remuneración a los accionistas - 3.194
Cuentas a Pagar 668 401
Tributos y contribuciones sociales 16 153
Obligaciones estimadas 7 220
691 3.968
-
No Corriente
Provisión para riesgos fiscales - 1.697
Impusto sobre la renta y contribución social diferidos 7.608 16.075
7.608 17.772
Patrimonio Neto
Capital Social 118.054 118.054
Reserva de ganancias 2.991 2.991
Dividendo Adicional Propuesto - 9.581
Ajustes de Avaliación Patrimonial 14.621 31.057
Ganancias acumuladas 2.364 -
138.030 161.683
Total del Pasivo y del Patrimonio Neto 146.329 183.423
Informe a los Inversores
212
Demostración del Resultado (en miles de Reais)
30.06.13 30.06.12
Recetas Operativas Dividendos 1.563 9.198
Participación societaria 607 2.686
2.170 11.885
Gastos operativos (1.148) (1.381) Personal/honorarios (29) (38)
Materiales y Productos (25) (58)
Viajes, transporte y entrenamiento (341) (628)
Servicios de Terceros (482) (585)
Propaganda y Publicidad (450) (77)
Tributos y Contribuciones (40) (42) Alquiler, Condominio e IPTU 1.741 -
Reversión (previsiones) operativas (70) (68)
Otros (844) (2.877)
Resultado Operativo antes del resultado financiero 1.326 9.007
Recetas (gastos) financieras Recetas financieras 1.794 3.663
Gastos financieros (756) (816)
Resultado financiero 1.038 2.847 Resultado antes del impuesto sobre renta y contribución social 2.364 11.855
Impuesto sobre renta y contribución social - (180)
Ganancia neta del ejercício 2.364 11.674
Ganancia por acciones 0,2009 0,9924
Informe a los Inversores
213
Demonstración del Flujo de Caja En R$ milliones
30.06.13 30.06.12
Actividades Operativas
Ganancia neta del ejercicio 2.364 11.674
Ajustes para reconciliar la ganancia neta con el caja generado por las
operaciones:
Depreciación y amortización 5 8 Resultado de participaciones societarias (607) (2.686)
Provisiones (1.741) -
Baja de inmoviliz - 3
Sub total 21 8.999
(Acrecimientos) decrecimientos en los activos Operativos
Remuneración de las inversiones (1.563) (7.604) Activos fiscales a compensar (170) (335)
- (1.733) (7.939)
Acrecimientos (decrecimientos) en los pasivos operativos
Tributos y contribuciones sociales (137) (48)
Cuentas a pagar 266 193
Obligaciones estimadas (212) (29)
- (83) 117
Flujos de caja de las actividades operativas (1.795) 1.175
Actividades de financiación
Pago de dividendos (12.775) (22.472)
Otros - 107
Flujo de cajá de las actividades de financiación (12.775) (22.365)
Actividades de inversiones Aquisición de activo inmovilizado (12) (3)
Resgate de depósitos administrativos 1.761 -
Dividendis recibidos 1.153 11.243
Flujos de caja de las actividades de inversiones 2.902 11.240
Acrecimiento en el caja y equivalentes de caja (11.668) (9.950)
Caja y equivalentes de caja en el inicio del período 63.804 71.695
Caja y equivalentes de caja en el final del período 52.136 61.745
Acrecimiento en el caja y equivalentes de caja (11.668) (9.950)
Informe a los Inversores
214
Análisis del Resultado
La Eletropar presentó, en el 2T13 ganancia de R$ 0,5 millón, lo que representa una reducción de 76% en relación al 1T13, cuando fue presentada una ganancia en el monto de R$ 1,9 millones. Ingreso Operativo La Eletropar no tuvo, en el 2T13, ingreso decurrente de dividendos oriundos de sus invertidas. En el 1T13, la Eletropar tuvo ingreso decurrente de dividendos en la suma de R$ 1,6 millones distribuidos por las invertidas Eletropaulo, CPFL y Energias do Brasil. La Eletropar presentó en el 2T13, el resultado positivo de equivalencia patrimonial, decurrente de la evaluación de la invertida CTEEP, en la suma de R$ 0,1 millón (no tenía el reconocimiento de la equivalencia, en el trimestre, de la invertida EMAE, por lo tanto la misma no presentó oportunamente sus demostraciones financieras trimestrales). Además, fue reconocida la equivalencia de la invertida EMAE, relativamente al 1T13, en la suma de R$ 0,2 millón. La Eletropar presentó en el 1T13, el resultado positivo de equivalencia patrimonial, decurrente de la evaluación de la invertida CTEEP, en la suma de R$ 0,3 millón. Gastos operativos En lo referente a los gastos operativos se observa un aumento de los gastos con publicidad legal en la orden de R$ 0,5 millón en 2T13 en relación al 1T13, causado para los costos relativos a la publicación de las demostraciones financieras del ejercicio social de 2012.
Es importante notar el acrecimiento de los gastos con tributos decurrente del cierre del procedimiento administrativo junto a la Fazenda do Município do Rio de Janeiro, sobre divergencias en el cálculo del ISS. Todavía, en el proceso mencionado, resaltase la reversión de provisión para los riesgos anteriormente incorporados. Resultado Financiero Todavía en lo referente a los gastos financieros, separamos el reconocimiento de la actualización monetaria, en la suma de R$ 0,3 millón, de los dividendos distribuidas a los accionistas de la Eletropar y los interés y multa de mora reconocidos, del proceso administrativo anteriormente citado, en el monto de R$ 0,4 millón.
Informe a los Inversores
215
Informaciones de Mercado
1. Inversiones en 30.06.13
Empresa Tipo Cantidad Participación (%)
CTEEP PN 999.663 0,65
Eletropaulo PNB 2.095.644 1,25
EMAE PN 523.911 1,42
Energias do Brasil ON 1.485.678 0,31
CPFL Energia ON 1.703.600 0,18
2. Número de Empleados (incluye requisados e excluye cedidos)
2.1. Por tiempo
Tiempo de trabajo en la empresa (Años) 1T13 2T13
Hasta 5 3 3
6 a 10 3 3
11 a15 - -
16 a 20 - -
21 a 25 - -
Más de 25 - -
Total 6 6
2.2. Por región
Estado de la Federación Nº de empleados
1T13 2T13
RJ 6 6
3. Mano de obra Contratada de Terceros
1T13 2T13
6 6