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Informe a los Inversores 2T13

Anexo

Informe a los Inversores

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19 de agosto de 2013

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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


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


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


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


191.880.098 193.736.852

Reembolso de costes - energía no vinculada

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras 60.788.133 59.993.470


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


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)


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


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.


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


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


39


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


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


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


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


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)


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.


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.


45

Informaciones de Mercado


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



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


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


46


% Localización



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


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


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


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.


47

3. Energía Vendida


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.



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



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




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


48

UHE Serra do Facão




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




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




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


49


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


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


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


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


51

De-Para Extensión

(km) Tensión



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


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


52

De-Para Extensión

(km) Tensión



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


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


53

8.1.2. Subestaciones

Subestación Capacidad de

Transformación (MVA)

Localización Entrada en 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


54

8.2. SPE

SPE Objecto

(De–Para) Participación

(%) Extensión

(km) Tensión



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


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


(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).


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.


57

11.2. Transmisión


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


58

11.2.2. SPE


SPE Objeto

(De-Para) Participación

(%)

Total de la Inversión

(R$ Millones)


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.


SE

Total de la inversión

R$


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


59

12. Préstamos y Financiación – R$ Millones

Moneda Local - ML


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 4 4 30/10/2016 R$




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 - 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


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





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



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



2017


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


61

Retiro Baixo Energética S.A.


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


14.1. 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.


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


62

16. Índice de Reposición

1T13 2T13 0,0106 0,0226


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


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


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


12.276.217 11.392.659

Total del Activo 17.881.253 17.714.255


64



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


Incentivo jubilación - PIDV 720.954 -

Beneficios de jubulación - 2.523

Otras provisiones operativas - 106.461


Otros 45.409 51.561

1.682.544 1.021.650

No corriente


Débitos fiscales 60.073 54.225


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


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


66

Demonstración del Flujo de Caja En R$ millones

30.06.13 30.06.12


Ganancia antes del impuesto sobre la renta y de la contribución social (461.538) 1.272.270

Gastos (ingresos) que no afectan el caja


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)


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)



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


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


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)


67


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;


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.


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.


70





MW

Energía Asegurada MW Medio


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




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


MW



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


% Localización



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


71


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.



R$ millones - -


R$ millones 4,6 -

Sete Gameleiras S.A.



R$ millones - -


R$ millones 5,1 -

3. Energía Vendida



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.



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


72

Pedra Branca S.A.



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

- -




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 - - - -




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 - - - -


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


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


1T13 2T13

2,62 2,77


73

7. Tarifa Media – R$/MWh


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


74



8.1.1. Lineas de Transmisión

De-Para Extensión

(km) Tensión

Entrada en Operación


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, 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


75

De-Para Extensión

(km) Tensión



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


76

De-Para Extensión

(km) Tensión



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, 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



Joairam-Bongi, C1 6,3 230 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


77

De-Para Extensión

(km) Tensión



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


78



Transformación Localización

Inicio de la Operación


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


79





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


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


81


11.1. Generación



(Estado)


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


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


82

11.2. Transmisión



Lineas Propias De - Para

Total de la inversión (R$

Millones)

Extensión de la

LT(km) Tensión

Inicio de la

Operación


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


Subestación Total de la inversión

R$ millones



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


83

11.2.2. SPE


SPE

De-Para

Participación %

Total de la

inversión R$

millones


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


TDG – Transmissora Delmiro Gouveia S.A.


R$ millones


millones


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


84

Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.


R$ millones


millones



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


Interligação Elétrica Garanhuns S.A.


R$ millones


millones



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


Interligação Elétrica do Madeira S.A.


R$ millones


millones



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


11. Préstamos y Financiación – R$ millones


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


85

13. Contratos

13.1. Préstamos e Financiación – R$ Milliones



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


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



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



2017

Sistema Eletrobras MWh -

R$ milliones -

Otros MWh 175.476

R$ milliones 53,2


86





2017


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


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




R$ milliones - - - 11,1 11,5 307,6



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


R$ milliones - - - 14,4 15,0 400,2



TOTAL MWh - - - 106.286 105.996 1.909.090

R$ milliones - - - 14,4 15,0 400,2

Junco II SA




R$ milliones - - - 13,6 14,1 377,0



TOTAL MWh - - - 100.138 99.864 1.798.646

R$ milliones - - - 13,6 14,1 377,0


87

ESBR Participações S.A.




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.



2017


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.




R$ milliones 200,0 203,9 207,8 211,8 215,9 9.940,5


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




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


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


R$ milliones 15,8 16,2 16,2 16,2 16,2 243,6


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


88





R$ milliones 16,3 16,6 16,6 16,6 16,6 249,6


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


14.1. Por tiempo

Generación


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


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


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


89



1T13 2T13 Campo 3.461 3.464 Administrativo 2.115 2.117



1T13 2T13 1,15 0,29


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


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


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


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


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


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


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


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


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)


Ejercicio 12.845 141.112 - (17.293) - 136.664


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)


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


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


94

Demonstración del Flujo de Caja R$ milliones

Controladora Consolidado

30.06.13 30.06.12 30.06.13 30.06.12 (recalificado)


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


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


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


95


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.


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.


97


1. 1. Activos de Generación y Energía Generada



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




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


MW

Energía Asegurada MW Médio


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


% Localización



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


98


2.1 2.1 Activos Propios


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


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


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


Tipo Unidad 1T13 2T13 Óleo Diesel

Especial

litro 103.011.000 107.131.000

R$ 217.188.925,00 249.117.133,20


1T13 2T13 0,888 0,869



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


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


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


102




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.


103

8.2.SPE

8.2.1 Lineas de transmisión

SPE Propósito (De-Para)

Participación % Extensión

(km) Tensión

Entrada en operación


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


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


104

10. Principales inversiones de la controladora – R$ millones


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


11.1. Generación

11.1.1. Activos Propios - NA

11.1.2. SPE


%

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)


105

11.2. Transmisión


11.2.1.1. Linea de Transmisión

De - Para Total de la inversión

R$ millones

Extensión de las lineas

- KM Tensión



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



R$ millones


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


106

11.2.2. SPE

11.2.2.1. Linea de Transmisión

SPE (De-Para)

Participación %

Total de la

inversión R$

millones


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


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



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


108

13.1.2. SPE


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



Contratos de

Ventas de Energía


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



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


109

13.3.2.SPE

Contratos de

Venta de Energia


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


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


110

Administración


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



1T13 2T13 Campo 2.134 2.173

Administrativo 1.293 1.244

15. Mano de obra Contratada / De terceros

Operativo 1T13 2T13

396 388


1T13 2T13 0,23 0,13


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


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


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


9.944.238 9.617.229

Total del Activo 11.424.950 11.309.124


112



Préstamo y financiación 73.953 53.590




Benefícios post-empleo 8.242 7.736 Otros 16.599 56.771

807.721 744.677

No Corriente


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


113


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


114


30.06.13 30.06.12


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


115


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.


116

Informaciones de Mercado 1. Activos de Generación y Energía Generada


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



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


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


Tipo 1T13 2T13

Kg R$ Millones Kg R$ Millones

Urânio 54.558,0 77.287, 59.304,0 52.383,


1T13 2T13

3 3


1T13 2T13

137,49 137,49

8. Extensión de las Lineas de Transmisión - Km - NA

9. Pérdidas en la transmisión - NA


117

10.Principales inversiones de la controladora– R$ millones


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


Generación

Planta -Activo Propio

Localización (Estado)


R$ millones

Capacidad Instalada -

MW

Energía Asegurada

Inicio de la

Operación


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



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


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


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


R$

TOTAL MWh 13.876.900

R$ 1.882.640.327,56


13.1. Por tiempo Generación


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


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


1T13 2T13

Rio de Janeiro 2.548 2.543

Distrito Federal 5 5



1T13 2T13 Campo 2.250 2.244

Administrativo 303 304

14. Mano de obra Contratada de terceros – NA


119


1T13 2T13

0,0043 0,0039


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


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


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


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


122


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)


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)


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


corrientes (22.439) (4.991) (27.430) (430) (19.167) (19.597)


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


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)


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)


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


corrientes (23.209) (6.884) (30.093) (448) (29.160) (29.608)


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


124



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)


125


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


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


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).


128




Planta Capacidad

Instalada MW

Energía Asegurada

MW Médio


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.


(Estado) Início 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


MW

Energía Asegurada MW medio


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


% Localización


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


129




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




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



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


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


130


7.1. Activo Propio

1T13 2T13

137,80 147,73

7.2. SPE

1T13 2T13

151,19 151,19


8.1 Activos Propios

8.1.1. Lineas de Transmisión

De-Para Extensión

(km) Tensión

Entrada en

Operación


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


131

8.1.1.2. Lineas de Transmisión Indemnizadas

De–Para Extensión

(km) Tensión



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


132

De–Para Extensión

(km) Tensión



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


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


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


133






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





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


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


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


11.1. Generación



(Estado)


R$ millones

Inversión. Realizada

R$ millones

Capacidad Instalada

- MW

Energía Asegurada

Inicio de la

Operación


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


135

11.1.2. SPE


%

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


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


136


Subestación Total de la inversión

R$ millones


millones



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


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


137



R$ millones


millones


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




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


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


138

13.1.2.SPE – R$ milliones


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



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


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



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


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





2017


R$ milhões 232.791 232.791 232.791 232.791 232.791 5.355.266


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



2017


R$ milhões 231.649 548.187 691.438 702.220 691.388 14.922.402


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


139


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



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


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


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



1T13 2T13 Campo 875 873



140



1T13 2T13

0,03 0,19


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


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


142







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


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



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)


144

Demostración del Flujo de Caja (En mil de Reais)

30.06.13 30.06.12


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


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)


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


145


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.


146




MW



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




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



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


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


147


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


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


1T13 2T13

13,88 14,21


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


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


148


Moeda Nacional – MN


Eletrobras 516.202 521.952 20/12/2021 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 10.350 1 30/04/2013 Selic + 0,5% a.a.

Eletrobras 26.087 26.926 30/06/2018 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.



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


R$ milhões 612,57 643,34 643,34 532,33 493,17 493,17


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


149


14.1. Por tiempo Generación


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


1T13 2T13

Rio Grande do Sul 715 718

14.3.Por designación


1T13 2T13 Campo 571 573



Operativo 1T13 2T13

1.064 1.053


1T13 2T13

0,76 0,97%


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


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


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


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


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


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


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)



153


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


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)


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


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) -


Partes relacionadas 5 (95)

Otros (6) 3.731

(117.104) (121.175)

Variaciones en el Pasivo Corriente


Obligaciones de resarcimiento 1.322.872 931.447

Arrendamiento mercantil 7.429 8.621


Encargos sectoriales (6.352) (12.172) Benefico post empleo 1.128 -


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 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)


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



155


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.


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).


157



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


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


159




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


160




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



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


3. Energía Vendida

Distribución para 1T13 2T13


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.


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



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..


162

10. Extensión de la linea de transmisión – en 30.06.13

Linea Extensión

Km Nivel de Tensión Kv



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


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


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


1T13 2T13

257,89 287,10

15. Principales inversiones – R$ millones


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



(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


Acreedor Saldo en 31.03.13 Saldo en 30.06.13 Vencimiento Indicadores

Eletrobras 1.032,7 1.111,2 01/2024 RGR


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


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


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


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


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


165

20.2. Por región


1T13 2T13

Amazonas 2.274 2.269



Operativo 1T13 2T13

1.670 1.670


1T13 2T13

0,22 0,44


1T13 2T13 Campo 1.615 1.611



201


Activo 30.06.13 31.12.12

(reapresentado)

Corriente

Caja y Bancos 123.104 52.043

Clientes 44.518 54.763


Derecho de resarcimiento 87.696 96.964

Almacén 3.086 2.768

Servicios en curso 11.281 9.571


296.985 238.250

No corriente


Clientes 13.823 14.178



Activo financiero - concesiones - distribución 322.698 291.573 Inmovilizado 7.184 6.340


420.314 388.785

Total del Activo 717.299 616.089


167

Pasivo 30.06.13 31.12.12 Corriente





Encargos sectoriales 254 1.212

Obligaciones estimadas 19.795 5.172 Otros 22.061 11.354

369.787 266.727

No corriente


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


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


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)


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)



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)


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)


Otros créditos 4.582 (1.013)

- 19.442 (16.862)

Variación en el Pasivo Corriente


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)


170


1. Activos de Generación y Energía Generada – N 2. Energía comprada para reventa


Eletrobras (SIN) MWh 53.224 53.438


Eletrobras Eletronorte MWh 111.018 112.383

R$ millones 15,88 16,17

Otros

MWh 89.768 118.195


Total MWh 254.010 284.016

R$ millones 43,03 36,07 SIN - Sistema Interconectado Nacional 3. Energía Vendida



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


Industrial 744 736


Comercial 18.150 18.282

Otros 29.920 27.094

Total 224.843 226.561


1T13 2T13

Industrial 21 10


Comercial 560 874

Otros 209 285

Total 2.300 5.276


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


171

8. Pérdidas - %

1T13 2T13


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


1T13 2T13

27 15,28


1T13 2T13

15,06 10,79


1T13 2T13

614 407,52

14. Tarifa Media – R$/MWh (sin ICMS)

1T13 2T13

155,04 147,42

15. Principales inversiones – R$ mil


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


172

16. Préstamos y Financiación – R$ mil


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


19.1. Por tiempo

Distribución


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


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


173

19.2. Por región


1T13 2T13

Acre 332 337



1T13 2T13 Campo 127 125



Operativo 1T13 2T13 538 675


1T13 2T13

0,006 0,007


201




Clientes 216.792 224.884



Almacén 6.468 5.693

Servicios em curso 23.446 19.407

Otros 20.595 15.272

331.545 324.836

No corriente


Clientes 156.830 162.023


Cauciones y depósitos vinculados 60.328 45.822 Activo financiero – concesión de servicio publico 595.162 553.183

Inversiones 168 168



Otros 3.959 3.980

860.154 832.354

Total del Activo 1.191.699 1.157.190


175

Pasivo y Patrimonio Neto (Pasivo a descubierto) 30.06.13 31.12.12 Corriente





Obligaciones estimadas – prog. Incentivo jubilación 68.187



Encargos sectoriales 315 2.421

Investigación y desarollo 9.964 9.913

Otros 33.265 33.134

489.319 364.367

No corriente


Provisión para contingencias 96.701 94.026

Antecipos para futuro acrecimiento de capital 202.346 176.514

Obligaciones estimadas – prog. Incentivo jubilación 4.392


Investigación y desarollo 19.178 16.343


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


176


30.06.13 30.06.12

recalificado


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


Pérdida com Servicios de Energia Eléctrica (141.082) (44.625)


Resultado operativo antes da la Ley 12.783/13 (151.768) (47.561)

Ganancia (pérdida) Ley 12.783/13 10.257


Pérdida básica por acción (0,27) (0,09)


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)



Tributos y contribuciones sociales pasivo (2.691) (2.956)



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)


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


(15.236) 12.729


178


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.


179


1. Activos de Generación y Energía Generada – NA



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




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


1T13 2T13




Comercial 56.447 57.032

Otros 10.423 10.505

Total 954.816 968.193


1T13 2T13

5.147 13.377


1T13 2T13

39 39

7. Combustible usado para producción de energía eléctrica – NA

8. Pérdidas - %

1T13 2T13


8,42 18,40 8,42 18,74


180


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


1T13 2T13

6,6575 9,6595


1T13 2T13

4,0136 4,6578


1T13 2T13

239 534


1T13 2T13

256,25 246,19



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


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%


181


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


19.1. Por tiempo Distribución


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


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


1T13 2T13

Alagoas 1.304 1.305


182



1T13 2T13 Campo 1.068 1.074 Administrativo 236 231


Operativo 1T13 2T13

1.014 1,014


1T13 2T13

0,42% 0,96%


201

Ejercicios Finalizados (em miles de reais)

Activo 30.06.13 31.12.12

(reapresentado)

Corriente


Clientes 230.933 289.441

Tributos por compensar 19.707 12.534


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


Activo financiero – concesión 7 28.374 722.991


887.316 880.182

Inversión 146 146



927.749 943.166

Total del activo 1.279.245 1.323.679


184

Pasivo y Patrimonio Neto (Pasivo a descubierto) 30.06.13 31.12.12 Corriente



Tributos a pagar 65.616 68.937



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


Tributos a pagar 42.141 48.206 Obligaciones estimadas 2.972



Antecipos para acrecimiento de capital 480.841 430.282


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)



185


30.06.13 30.06.12


Costo operativo

Costo con energía


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)


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)


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


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


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



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.


188


1. Activos de Generación y Energía Generada – NA




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



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


1T13 2T13




Comercial 77.220 79.520

Otros 30.195 30.506

Total 1.070.934 1.084.262


1T13 2T13

15.973 13.328


1T13 2T13

78 80

7. Combustible usado para producción de energía eléctrica - NA

8. Pérdidas - %

1T13 2T13


12,45 17,56 12,78 14,17


189


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


1T13 2T13

8,31 6,75


1T13 2T13

6,89 5,30


1T13 2T13

390 331


1T13 2T13

339,28 376,34



Distribución




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



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


190



2013 2014 2015 2016 2017 Después de

2017

137,394 64,328 116,066 108,332 54,767 167,147


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.


Clase R$ milliones

Servicios de Utilidad Pública 104,257

Industrial 16,889

Residencial 21,807

Comercial 16,719

Otros 17,416

Total 177,088


19.1.Por tiempo

Distribución


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


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


191



Operativo 1T13 2T13 998 1.267


1T13 2T13

0,58 0,38


1T13 2T13 Campo 796 792



201


Activo 30.06.13 31.12.12

Corriente

Caja y bancos 37.794 75.332 Clientes. 152.972 228.302



Almacén 6.247 6.288

Cauciones y Depósitos Vinculados 45.237 90.998

Servicio en curso 12.046 5.369


Total del Activo Corriente 346.737 473.335

No corriente


Clientes 27.665 24.077 Derecho de resarcimiento 1.177.688 901.029

Cauciones y Depósitos Vinculados 61.174 58.785


Activo financiero – concesiones de servicio público 731.085 614.023


Inversiones 1.809 1.809



Total del Activo No corriente 2.133.744 1.744.990

Total del Activo 2.480.481 2.218.325


193

Pasivo 30.06.13 31.12.12 Corriente



Encargos de deudas 1.715 1.469

Préstamos y Financiación 82.730 63.236


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



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


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)



194


30.06.13 30.06.12


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)


Personal, material y servicios de terceros (58.720) (43.521)


Otros 4.099 (835)

Coste del servicio prestado a terceros (103.242) (82.424)



Resultado del Servicio (81.384) (73.149)


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)



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


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)


(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


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)




196


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.


197



Activos Propios


MW


Energía Generada - MWh

1T13 2T13

PCH – Rio

Vermelho 2,6 2,0 5.117 5.096


(Estado) Início de la Operación Final de la Operación

PCH – Rio Vermelho RO Nov/86 10/12

2. Energia comprada para revenda


Eletrobras

(SIN)

MWh 511.165 549.099


Otros MWh 361.951 352.099


Total MWh 876.116 901.108

R$ millones 118,3 117,1 SIN - Sistema Interconectado Nacional

3. Energía Vendida




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


1T13 2T13

Servicios de Utilidad Pública 221 221



Comercial 37.932 38.404

Otros 119.449 121.365

Total 550.812 560.911


1T13 2T13

2.529 10.099


1T13 2T13

57 57


198



Cantidad R$ Millones Cantidad R$ Millones

Óleo diesel

Litro 17.840.000 36,0 19.830.000 41,4

8. Pérdidas - %

1T13 2T13


12,74% 13,69% 12,74% 13,38%


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


1T13 2T13

9,09 8,91


1T13 2T13

7,92 7,75


1T13 2T13

273,2 264,9

14. Tarifa Media – R$/MWh (sin ICMS)

1T13 2T13

353,2 357,8


199


Proyecto 1T13 2T13 Presupuesto

2013

Distribución




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



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


Clase R$ mil

Servicios de Utilidad Pública 15.518

Industrial 16.199

Residencial 32.509

Comercial 11.521

Otros 101.789

Total 177.536


19.1 Por tiempo

Distribución


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


200

Administración


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


1T13 2T13

Rondônia 847 843



1T13 2T13 Campo 629 625



Operativo 1T13 2T13 1.048 1.408

21. Índice de Renovación

1T13 2T13

0,24 0,18


201




Clientes 72.087 68.574


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


Activo financiero - concesión de servicio público 141.388 127.093

Otros 1.779 1.195



183.666 169.319



202

Pasivo y Patrimonio Neto (Pasivo a descubierto) 30.06.13 31.12.12

Corriente



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



Partes relacionadas 47.222 47.222


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)


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


203


30.06.13 30.06.12


Coste operativo (91.952) (86.103)

Coste con energía eléctrica (59.992) (59.006)



Personal , Material y Servicios de terceros (21.973) (14.498)


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)


204


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


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 final del ejercício 30. 123 87.978

Acrecimiento (reducción) de caja y equivalentes de caja 15.382 8.312


205


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.


206


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





Total MWh 200.880 200.818


3. Energía Vendida




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


1T13 2T13

Servicios de Utilidad Pública 64 64

Industrial 355 347


Comercial 8.765 8.746

Otros 3.635 3.716

Total 93.430 95.469


1T13 2T13

1.980 2.431


1T13 2T13

3 3


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


207

8. Pérdidas - %

1T13 2T13


8,07 4,15 8,07 4,72


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


1T13 2T13

1,91 5,26


1T13 2T13

2,21 8,52


1T13 2T13

66,78 60,90


1T13 2T13

301,143 274,855


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


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


208


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 4.9 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 0.12 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%-



Eletronorte 6.7 4,40 30/11/2013 IGP-M + interés 10% aa + Tasa Adm

2%



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


19.1.Por tiempo Distribución



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


209

Administración


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


1T13 2T13

Roraima 286 286



1T13 2T13 Campo 150 150



Operativo 1T13 2T13 235 235


1T13 2T13

0,003% 0


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


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



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


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


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


213

Demonstración del Flujo de Caja En R$ milliones

30.06.13 30.06.12


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


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)


214


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.


215


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


2.1. Por tiempo


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


1T13 2T13

RJ 6 6

3. Mano de obra Contratada de Terceros

1T13 2T13

6 6

Informe a los Inversores 2T13 Anexo - Latibex · Informe a los Inversores 32 Pasivo y Patrimonio...

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