Gestão Econômico-financeira

Cenário setorial – consumo de energia elétrica

Na comparação com 2014, o consumo de energia elétrica registrou queda de 2,5% em 2015, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Entre as indústrias, a queda foi de 5,3% – reflexo da redução da atividade do setor ao longo do ano –, com diminuições mensais do consumo, que se intensificaram no segundo semestre. De outubro a dezembro, a queda foi de 7,7% – maior recuo do ano e o mais forte para o período desde o início da série, em 2004. Ainda conforme a EPE, o consumo residencial recuou 0,7%, influenciado pela alta das tarifas, e o comércio apresentou alta de 0,6% em relação a 2014, significativamente abaixo da expansão média de 6% registrada nos últimos cinco anos.

Já a carga de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN) apresentou decréscimo de 1,9% na comparação com o ano anterior. O resultado negativo se deve ao baixo desempenho da indústria – principalmente no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, onde está concentrada cerca de 60% da carga industrial do País –, à redução no nível de atividade do setor de comércio e serviços e ao impacto causado pelo aumento das tarifas de eletricidade no consumo de todas as classes.

De acordo com a EPE, em 2016 a carga de energia do SIN deve crescer 1,0%, 627 MW médios superior à carga verificada em 2015. A tabela a seguir resume os valores previstos da carga de energia, em MW médios, para os próximos anos.

Desempenho da Tractebel Energia em 2015

A gestão do capital financeiro tem como fundamento a disciplina financeira, com rigorosa observância de prazos de recebimento e desembolso e previsibilidade de caixa rigorosa observância de prazos de recebimento e desembolso e previsibilidade de caixa.

Receita líquida de vendas

Receita líquida de vendas

A receita líquida de vendas passou de R$ 6.472,5 milhões em 2014 para R$ 6.512,0 milhões em 2015, crescimento de R$ 39,5 milhões, o equivalente a 0,6%. Essa elevação decorreu essencialmente destas combinações: (i) R$ 822,5 milhões – aumento do preço médio líquido de venda; (ii) R$ 600,5 milhões – redução da receita nas transações realizadas no mercado de curto prazo, incluindo as realizadas no âmbito da CCEE; e (iii) R$ 182,3 milhões – menor quantidade de energia vendida.

Receita líquida de vendas (R$ milhões)

Preço médio líquido de venda

O preço médio líquido de venda foi de R$ 171,37/MWh, 14,9% superior ao praticado em 2014 (R$ 149,20/MWh). A elevação ocorreu essencialmente em razão da atualização monetária dos contratos existentes e dos maiores preços praticados em novos contratos.

Preço médio líquido de vendas* (em R$/MWh)

*Líquido de exportações e impostos sobre a venda.

Volume de vendas

No ano de 2015, o volume de vendas de energia foi de 36.012 GWh (4.111 MW médios), redução de 1.060 GWh (121 MW médios) ou 2,9% na comparação com o ano anterior, quando foram registrados 37.072 GWh (4.232 MW médios). Tal variação decorreu da combinação destes principais fatores: (i) término de contratos com distribuidoras e comercializadoras, cujas quantidades foram vendidas para consumidores livres ou liquidadas no mercado de curto prazo, de modo a atenuar os efeitos negativos provenientes do déficit sistêmico de geração hidrelétrica; e (ii) elevação do volume de compras.

Volume de vendas (em MW médios)

Comentários sobre as variações da receita líquida de vendas, por classe de clientes

Distribuidoras

No ano, a receita de venda a distribuidoras atingiu R$ 3.046,6 milhões, incremento de 0,1% em relação ao exercício de 2014, quando foi de R$ 3.044,0 milhões. Esse acréscimo é explicado pela associação destas variações: (i) R$ 246,1 milhões – crescimento de 8,4% no preço médio líquido de vendas; e (ii) R$ 243,5 milhões – redução de 7,7% ou 1.434 GWh (163 MW médios) – do volume de energia vendida.

Comercializadoras

A receita de venda a comercializadoras atingiu R$ 209,0 milhões, 12,6% inferior à receita auferida em 2014 – R$ 239,2 milhões. A redução apresentada é resultado dos seguintes aspectos: (i) R$ 129,4 milhões – queda de 42,8% ou 881 GWh (101 MW médios) no volume de energia vendida; e (ii) R$ 99,2 milhões – acréscimo de 52,7% no preço médio líquido de venda.

Consumidores livres

No ano de 2015, a receita de venda a consumidores livres alcançou R$ 2.915,7 milhões, 29,7% além dos R$ 2.247,9 milhões verificados em 2014. Essa ampliação está relacionada a: (i) R$ 477,2 milhões – crescimento de 20,4% no preço médio líquido da energia vendida; e (ii) R$ 190,6 milhões – acréscimo de 1.255 GWh (143 MW médios) ou 7,7% no volume de venda de energia.

Transações no mercado de curto prazo, inclusive no âmbito da CCEE

Nos 12 meses de 2015, em relação ao ano anterior, houve decréscimo de R$ 600,5 milhões na receita das transações de curto prazo, passando de R$ 903,1 milhões em 2014 para R$ 302,6 milhões em 2015. Os resultados apurados nessa rubrica incluem o aumento na receita de R$ 78,6 milhões, reconhecido no quarto trimestre de 2015, referentes aos efeitos da adesão à repactuação do risco hidrológico de algumas usinas da Companhia, cuja energia foi comercializada no Ambiente de Contratação Regulada, conforme estabelecido na Lei nº 13.203/2015. Mais explicações sobre tais operações e variações podem ser obtidas em Detalhamento das operações de curto prazo, a seguir, inclusive as transações na CCEE.

Custos da venda de energia e serviços

Os custos da venda de energia e serviços atingiram R$ 3.803,1 milhões, 4,3% ou R$ 171,7 milhões inferiores aos R$ 3.974,8 milhões registrados no ano de 2014. Tais variações decorreram essencialmente do comportamento dos principais componentes a seguir:

• Energia elétrica comprada para revenda | Aumento de R$ 506,5 milhões em 2015 em relação a 2014, refletindo principalmente: (i) reajustes de preço dos contratos existentes; e (ii) aumento das compras de médio e de longo prazo no montante de 552 GWh (63 MW médios), em especial a aquisição de excedente de energia da Usina Hidrelétrica Jirau.
• Transações no mercado de curto prazo, inclusive no âmbito da CCEE | Na comparação dos exercícios de 2015 e 2014 ocorreu redução desses custos em R$ 972,4 milhões. Tal variação inclui a diminuição do custo registrado no quarto trimestre de 2015, de R$ 120,2 milhões, relativo aos efeitos da adesão à repactuação do risco hidrológico. Mais detalhes estão descritos a seguir, em item específico.
• Combustíveis para produção de energia elétrica | Acréscimo de R$ 45,8 milhões entre 2015 e 2014, refletindo, principalmente, a elevação do preço unitário e do custo de distribuição do gás natural consumido pela Usina Termelétrica William Arjona, em razão da depreciação do real perante o dólar.
• Encargos de uso de rede elétrica e conexão | Elevação de R$ 30,5 milhões entre os exercícios de 2015 e de 2014, decorrente, principalmente, do reajuste anual das tarifas de transmissão.
• Materiais e serviços de terceiros | Crescimento de R$ 33,0 milhões na relação entre 2015 e o ano anterior, em virtude, principalmente, de maior demanda por serviços de operação e manutenção, sobretudo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, na Usina Termelétrica Charqueadas e nas usinas hidrelétricas Salto Santiago e Estreito.
• Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (royalties) | Ampliação de R$ 7,5 milhões entre os anos de 2015 e 2014, em razão, basicamente, do reajuste anual de preços.
• Pessoal | Aumento de R$ 22,3 milhões na comparação de 2015 com 2014, por causa, substancialmente, do reajuste anual da remuneração e dos benefícios dos empregados.
• Depreciação e amortização | Ampliação de R$ 7,4 milhões em 2015 em relação ao período anterior, em virtude, sobretudo, de novos ativos adicionados ao parque gerador da Companhia.
• Provisões operacionais, líquidas | Efeito negativo no resultado de R$ 77,2 milhões em relação a 2015 e 2014. Os principais fatores que contribuíram para a ampliação no comparativo anual desses custos foram substancialmente: (i) R$ 92,3 milhões – reversão de provisão cível relativa à cobrança de valor adicional de Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) da Usina Hidrelétrica Ponte de Pedra (UHPP), motivada por decisão favorável à Companhia que reduziu o risco de perda na ação judicial; (ii) R$ 15,7 milhões em reversão de provisão relativa à cobrança do Instituto Nacional de Seguridade Social (INSS) em decorrência da adesão da Tractebel Energia ao plano de equacionamento de débitos fiscais denominado Refis da Copa; (iii) a redução em 2015 da provisão cível decorrente de disputa judicial com fornecedor, no montante de R$ 17,7 milhões; e (iv) R$ 12,2 milhões referentes à constituição e à reversão por pagamento, no quarto trimestre de 2014 e no primeiro trimestre de 2015, respectivamente, de provisão cível relativa às indenizações de desapropriações vinculadas à Usina Hidrelétrica Cana Brava.
• Outros | Entre 2015 e 2014 a variação foi negativa em R$ 70,6 milhões, o que refletiu essencialmente: (i) reversão de passivos prescritos em 2014, no valor de R$ 54,8 milhões, relacionados à compra de energia e a encargos de transmissão; (ii) pagamento de R$ 6,1 milhões em indenizações de desapropriações ocorridas em 2015; e (iii) aumento em R$ 10,0 milhões do valor do prêmio dos seguros renovados pela Companhia.

Detalhamento das operações de curto prazo, inclusive as transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Operações de curto prazo são definidas como compra e venda de energia com duração da entrega não superior a seis meses e que tenham como objetivo principal a gestão da exposição da Companhia na CCEE. Dessa forma, o preço da energia em tais operações tem como característica o vínculo com o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD). O presente item engloba também as transações na CCEE, dado o caráter volátil e sazonal – e, portanto, de curto prazo – dos resultados advindos da contabilização na CCEE. Adicionalmente, as exposições positivas ou negativas são liquidadas a PLD, logo, à semelhança das operações de curto prazo descritas anteriormente.

Sobre as transações na CCEE, os diversos lançamentos credores ou devedores realizados mensalmente na conta de um agente da Câmara são sintetizados numa fatura única, a receber ou a pagar, exigindo, portanto, seu registro na rubrica de receita ou de despesa. Em razão de ajustes na estratégia de gerenciamento de portfólio da Companhia, vem se verificando, nos últimos anos, mudança no perfil das faturas mencionadas. Tal alternância dificulta a comparação direta dos elementos que compõem cada fatura nos dois anos – razão pela qual a Tractebel Energia apresenta esse detalhamento, que permite analisar as oscilações dos principais elementos, a despeito de terem sido alocados ora na receita ora na despesa, conforme a natureza credora ou devedora da fatura à qual estão vinculados.

PELO CRESCIMENTO DE 20,4% NO PREÇO MÉDIO LÍQUIDO DA ENERGIA VENDIDA EM 2015, A RECEITA DE VENDA DA COMPANHIA A CONSUMIDORES LIVRES ALCANÇOU R$ 2.915,7 MILHÕES

7,6 % O AUMENTO DO EBITDA EM RELAÇÃO AO ANO ANTERIOR
FOI DE 7,6%, PASSANDO DE R$ 2.895,1 MILHÕES EM 2014 PARA R$ 3.114,6 MILHÕES EM 2015

Genericamente, esses elementos são receitas ou despesas provenientes, por exemplo, (i) da aplicação do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE); (ii) do Fator de Ajuste da Energia Assegurada (Generation Scaling Factor – GSF), que ocorre quando a geração das usinas que integram o MRE, em relação à energia alocada, é menor ou maior (energia secundária); (iii) do chamado risco de submercado; (iv) do despacho motivado pela Curva de Aversão ao Risco (CAR); (v) da aplicação dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS), que resultam do despacho fora da ordem de mérito de usinas termelétricas; e (vi) naturalmente, da exposição (posição vendida ou comprada de energia na contabilização mensal), que será liquidada ao valor do PLD.

No acumulado de 2015, o resultado líquido (diferença entre receitas e custos – deduzidos dos tributos incidentes sobre as receitas e custos) decorrente de transações de curto prazo, inclusive as realizadas na CCEE, foi positivo em R$ 235,7 milhões ante ao resultado negativo de R$ 136,2 milhões obtido em 2014, ou seja, melhora de R$ 371,9 milhões entre os anos comparados.

Essa variação é consequência, essencialmente, da combinação destes fatores: (i) redução substancial do efeito negativo decorrente do ajuste de garantia física da aplicação do GSF; (ii) diminuição da posição credora na CCEE como resultado da estratégia de alocação mensal de energia pela Companhia; (iii) decréscimo da exposição termelétrica em virtude das expressivas reduções do PLD médio no ano corrente, mesmo com a elevação do volume exposto; (iv) reconhecimento no quarto trimestre de 2015 dos efeitos decorrentes da adesão à repactuação do risco hidrológico de algumas usinas da Tractebel com energia comercializada no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), conforme estabelecido pela Lei nº 13.203/2015; (v) redução do resultado nas transações na CCEE no quarto trimestre de 2015, em comparação ao quarto trimestre de 2014, decorrente do reconhecimento dos montantes relativos à recuperação dos impactos negativos na CCEE no ano de 2014, em função de sinistros em unidades geradoras; (vi) incremento de receita com serviços ancilares; (vii) aumento de receita no MRE, atrelada à Tarifa de Energia de Otimização (TEO); (viii) efeito positivo das transações de curto prazo; e (ix) reversão, no segundo trimestre de 2014, da provisão dos supostos custos relativos aos efeitos da participação dos geradores no rateio dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS), como estabelecido pela Resolução CNPE 03, em razão da redução do risco de perda na ação judicial que contesta a cobrança desses valores. Os efeitos mencionados nos itens (ii) e (v) atenuaram os impactos positivos dos demais.

Cabe considerar que as expressivas reduções do PLD médio entre os anos analisados, conforme a seguir informados, contribuíram de forma significativa para a mitigação dos efeitos negativos nos resultados decorrentes da aplicação do GSF e da exposição termelétrica e, em contrapartida, para a redução dos efeitos positivos do excedente de energia liquidado na CCEE.

No comparativo entre os anos, o PLD médio dos submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste sofreu redução de 57,8%, passando de R$ 675,81/MWh em 2014 para R$ 285,1341/MWh em 2015.

Em consonância com as diretrizes estabelecidas na Lei nº 13.203/2015 e a fim de mitigar os efeitos negativos do GSF aplicado às usinas integrantes do MRE, a Companhia, em dezembro de 2015, aderiu, mediante manifestação formal e despachos emitidos pela Aneel, à repactuação do risco hidrológico de usinas cuja energia foi comercializada no Ambiente de Contratação Regulada. Como condicionante para a adesão, a Tractebel Energia teve que desistir de qualquer disputa judicial que impedisse a aplicação do GSF às suas usinas.

Tal repactuação foi retroativa a janeiro de 2015, resultando no ressarcimento (líquido do prêmio de risco de 2015) no valor de R$ 223,1 milhões, registrado na rubrica do ativo Repactuação de risco hidrológico a apropriar, que será compensado com os prêmios de risco futuros a serem incorridos pela Companhia. A tabela a seguir apresenta os resultados a serem ressarcidos referentes aos efeitos da repactuação no ano de 2015 e ao prazo de postergação da amortização dos prêmios unitários do mecanismo do ACR por classe de produto.

Ebitda e margem Ebitda

Em 2015, o Ebitda aumentou R$ 219,5 milhões, ou 7,6%, passando de R$ 2.895,1 milhões, em 2014, para R$ 3.114,6 milhões. A margem Ebitda atingiu 47,8%, representando um aumento de 3,1 p.p. em comparação a 2014. As elevações dos indicadores decorreram, principalmente, da combinação destes fatores: (i) aumento de R$ 640,2 milhões na receita líquida de venda de energia contratada; (ii) acréscimo de R$ 506,5 milhões nas compras de energia para revenda; (iii) efeito positivo de R$ 426,4 milhões nas transações realizadas no mercado de curto prazo, inclusive as realizadas no âmbito da CCEE; (iv) reversão em 2014 da provisão decorrente dos impactos da Resolução CNPE 03, publicada em 2013, no montante de R$ 54,5 milhões; (v) elevação de R$ 45,8 milhões no consumo de combustível; (vi) acréscimo de R$ 30,5 milhões nos encargos de uso da rede elétrica e conexão; (vii) redução, entre os períodos comparados, da constituição de provisão cível decorrente de disputa judicial com fornecedor de combustível, no montante de R$ 17,7 milhões; (viii) reversão em 2014 de provisões relativas à cobrança de valor adicional de Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão da Usina Hidrelétrica Ponte de Pedra, no valor de R$ 92,3 milhões; (ix) reversão de passivos prescritos em 2014, no montante de R$ 54,8 milhões; e (x) elevação de R$ 80,4 milhões dos demais custos e das despesas operacionais. Desconsiderando-se os efeitos não recorrentes de 2014 mencionados nos itens (iv), (viii) e (ix), a elevação do Ebitda seria de R$ 421,1 milhões, ou 15,6%, entre os exercícios comparados.

EBITDA* (R$ milhões) E MARGEM EBITDA

*Ebitda representa: lucro líquido + imposto de renda e contribuição social + despesas financeiras líquidas + depreciação e amortização.

A tabela a seguir apresenta a reconciliação do lucro líquido com o Ebitda.

Resultado financeiro

• Receitas Financeiras | No comparativo entre os anos, as receitas financeiras aumentaram R$ 74,4 milhões, ou 36,0%, passando de R$ 206,4 milhões em 2014 para R$ 280,8 milhões em 2015. Essa variação é explicada, essencialmente, pelos seguintes fatores: (i) aumento de R$ 138,8 milhões na receita com aplicações financeiras; (ii) reversão de R$ 61,4 milhões, em 2014, correspondentes aos juros e à variação monetária dos passivos prescritos mencionados anteriormente no item Custos da Venda de Energia e Serviços – Outros; (iii) reconhecimento em 2014 de R$ 11,0 milhões de ganhos decorrentes de êxito em ações judiciais; e (iv) incremento de R$ 4,0 milhões na variação monetária de depósitos judiciais.
• Despesas financeiras | No comparativo entre os anos, as despesas aumentaram de R$ 552,7 milhões para R$ 751,4 milhões, ou seja, R$ 198,7 milhões, ou 36,0%, resultado da combinação, principalmente, destas variações: (i) crescimento de R$ 75,6 milhões nos juros e na variação monetária sobre dívidas; (ii) aumento de R$ 138,3 milhões nos juros e na variação monetária sobre as concessões a pagar; (iii) decréscimo de R$ 17,9 milhões nos juros e na variação monetária sobre provisões e contingências; e (iv) incremento de R$ 4,5 milhões na despesa com variação cambial de dívidas.

Imposto de Renda (IR) e Contribuição Social (CSLL)

As despesas com Imposto de Renda (IR) e Contribuição Social (CSLL) passaram de R$ 573,5 milhões em 2014 para R$ 531,9 milhões em 2015, redução de R$ 41,6 milhões na comparação entre os períodos. Essa variação se deu, sobretudo, em função da elevação dos juros sobre o capital próprio creditados aos acionistas no ano de 2015. As alíquotas efetivas dos tributos sobre o lucro em 2015 e 2014 ficaram em 26,2% e 29,3%, respectivamente.

Lucro líquido

O lucro líquido passou de R$ 1.383,1 milhões em 2014 para R$ 1.501,3 milhões em 2015, ou seja, elevação de R$ 118,2 milhões, ou 8,5%. Tal variação decorreu, essencialmente, destes fatores: (i) aumento de R$ 219,5 milhões do Ebitda; (ii) elevação de R$ 124,3 milhões das despesas financeiras líquidas; (iii) incremento de R$ 8,3 milhões na depreciação e amortização; (iv) reconhecimento de impairment de R$ 10,3 milhões no exercício de 2015; e (v) redução de R$ 41,6 milhões do Imposto de Renda e da Contribuição Social.

Lucro Líquido (R$ milhões)

Endividamento

Em 31 de dezembro de 2015, a dívida bruta total consolidada, representada principalmente por empréstimos, financiamentos e debêntures, líquida de operações de hedge, totalizava R$ 3.758,4 milhões — decréscimo de 5,8% ou R$ 230,1 milhões comparativamente à posição de 31 de dezembro de 2014. Do total da dívida no fim do período, 34,2% estava denominada em moeda estrangeira (29,9% ao fim de 2014). Considerando-se, no entanto, as operações de swap contratadas, não havia exposição a moedas estrangeiras ao fim do período em análise.

Dívida Bruta (R$ milhões)

A COMPANHIA INVESTIU R$ 917,3 MILHÕES NA AQUISIÇÃO DE PROJETOS E NA CONSTRUÇÃO, MANUTENÇÃO E REVITALIZAÇÃO DE SEU PARQUE GERADOR

Cronograma de Vencimento da Dívida (R$ milhões)

A variação no endividamento da Companhia está relacionada principalmente à combinação dos seguintes fatores: (i) saques no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e em seus agentes financeiros no valor total acumulado de R$ 104,6 milhões, destinado aos investimentos para modernização das Usinas Hidrelétricas Salto Santiago e Passo Fundo, bem como do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e para ampliação da Usina Termelétrica Ferrari; (ii) contratação de empréstimos em dólar norte-americano no valor equivalente a R$ 27,0 milhões, sujeitos a operações de swap, para proteger a totalidade dos fluxos de caixa futuros contra a alta da moeda estrangeira; (iii) geração de R$ 394,4 milhões em encargos incorridos a serem pagos e variação monetária e cambial; e (iv) R$ 760,7 milhões em amortizações de empréstimos, financiamentos e debêntures.

O custo médio ponderado nominal da dívida ao fim de 2015 foi 11,1%.

Composição da dívida

Em 31 de dezembro de 2015, a dívida líquida (dívida total menos o resultado de operações com derivativos, depósitos vinculados à garantia do pagamento dos serviços da dívida e caixa e equivalentes de caixa) da Companhia era de R$ 1.214,8 milhões, redução de 45,7% em relação ao registrado ao fim de 2014.

Dívida líquida (R$ milhões)

	31 dez. 2013	31 dez. 2014	31 dez. 2015	Variação 2015/2014 (%)
Dívida bruta	3.496,6	4.052,7	4.247,2	4,8
Resultado de operações com derivativos	(1,1)	(64,2)	(488,8)	660,9
Depósitos vinculados ao serviço da dívida	(121,9)	(146,0)	(146,8)	0,5
Caixa e equivalentes de caixa	(1.224,3)	(1.604,7)	(2.396,9)	49,4
Dívida líquida total	2.149,3	2.237,8	1.214,8	-45,7

Investimentos

No ano de 2015, a Companhia investiu R$ 917,3 milhões na construção, manutenção e revitalização de seu parque gerador e na aquisição de projetos. A construção das usinas eólicas Santa Mônica e Campo Largo, da UTE Pampa Sul, da Central Fotovoltaica Assú V e da Usina Termelétrica Ferrari demandou R$ 493,6 milhões e resultará em um aumento de aproximadamente 11% na capacidade instalada da Tractebel Energia nos próximos quatro anos. Os projetos de manutenção receberam investimentos de R$ 222,9 milhões, visando manter alto o fator de disponibilidade das usinas, que, em 2015, foi de 97,4%. Na modernização das Usinas Hidrelétricas Salto Santiago e Passo Fundo foram investidos R$ 134,5 milhões, o que possibilitou acréscimo de 12,2 MW médios à garantia física da Companhia em 2015. Adicionalmente, em 2015, a Tractebel Energia adquiriu projetos no valor total de
R$ 66,3 milhões.

Dividendos propostos

Como evento subsequente, o total de proventos propostos pelo Conselho de Administração da Tractebel Energia relativos a 2015, incluindo juros sobre o capital próprio, ratificado pela Assembleia Geral Ordinária, somou R$ 834,8 milhões, equivalente a R$ 1,2788764646 por ação ou 55% do lucro líquido distribuível ajustado.

Histórico de Distribuição de Dividendos (Payout) (2005-2015)

1. Considera o lucro líquido ajustado do exercício. 2. Baseado no preço de fechamento ponderado por volume das ações no período.

A COMPANHIA INTEGRA O ÍNDICE DE AÇÕES COM GOVERNANÇA CORPORATIVA DIFERENCIADA (IGC) E O ÍNDICE DE AÇÕES COM TAG ALONG DIFERENCIADO (ITAG)

R$ 21,9 bi
VALOR DE MERCADO DA TRACTEBEL ENERGIA AO FIM DO EXERCÍCIO. AS AÇÕES DA COMPANHIA ENCERRARAM O ANO COTADAS A R$ 33,49/AÇÃO

Desempenho de Ações

45,7 %
REDUÇÃO DA DÍVIDA LÍQUIDA DA COMPANHIA EM RELAÇÃO A 2014

Mercado de capitais

Desde sua adesão ao Novo Mercado da BM&FBovespa, a Tractebel Energia passou a integrar o Índice de Ações com Governança Corporativa Diferenciada (IGC) e o Índice de Ações com Tag Along Diferenciado (ITAG), que reúnem as companhias que oferecem ao acionista minoritário maior proteção no caso de alienação do controle. As ações da Tractebel Energia integram ainda o Índice de Sustentabilidade Empresarial da BM&FBovespa (ISE), que reúne empresas com reconhecido comprometimento com a responsabilidade corporativa, além do Índice de Energia Elétrica (IEE), constituído pelas empresas abertas do setor elétrico com maior volume de negociação.

Durante todo o ano de 2015, as ações da Companhia se mantiveram no principal índice de ações da BM&FBovespa — o Índice Bovespa. Em junho, a Tractebel Energia passou a integrar o “Euronext-Vigeo EM 70”, índice integrado pelas empresas com mais alto desempenho em responsabilidade corporativa dos países em desenvolvimento. A Vigeo é a agência líder em ratings de responsabilidade social corporativa e analisa cerca de 330 indicadores.

As ações ordinárias da Tractebel Energia são negociadas na BM&FBovespa sob o código TBLE3. Além disso, são negociados American Depositary Receipts (ADRs) Nível I no mercado de balcão norte-americano Over-The-Counter (OTC) sob o código TBLEY, tendo a relação de um ADR para cada ação ordinária.

Desempenho das ações

O Ibovespa, índice de referência do mercado acionário brasileiro, recuou 13,3% no ano de 2015, marcando seu terceiro ano consecutivo em queda, reflexo das incertezas políticas e econômicas vivenciadas pelo Brasil, o que recentemente levou o País a perder seu grau de investimento na avaliação de duas agências de classificação de risco.

Nesse cenário, as ações da Tractebel Energia valorizaram 2,3%, enquanto o IEE e o Ibovespa retraíram 8,7% e 13,3%, respectivamente. As ações da Companhia encerraram o ano de 2015 cotadas a R$ 33,49/ação, atribuindo à Tractebel Energia um valor de mercado de R$ 21,9 bilhões.

O volume médio diário de negociação de TBLE3 atingiu R$ 27,9 milhões, acréscimo de 2,3% em relação ao registrado em 2014.

TBLE vs. IBOVESPA vs. IEEX (Base 100 – 31 de dezembro de 2014)