Relatório Anual

Transcrição

Relatório Anual

COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA
WASHINGTON, D.C. 20549
FORMULÁRIO 20-F
RELATÓRIO ANUAL DE ACORDO COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DO
SECURITIES AND EXCHANGE ACT DE 1934
para o exercício fiscal encerrado em 31 de dezembro de 2011
Número de Registro da Comissão 1-32297
CPFL ENERGIA S.A.
(denominação exata do requerente ou companhia, conforme consta em seu estatuto social)
CPFL ENERGY INCORPORATED
República Federativa do Brasil
(Tradução para o inglês da razão social do requerente)
(Foro de constituição ou organização)
Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14° andar - Cj 142
CEP 04547-005 Vila Olímpia - São Paulo, São Paulo
+55 11 3841-8507
(Endereço da sede executiva)
Lorival Nogueira Luz Júnior
+55 19 3756 8704 - [email protected]
Rodovia Campinas Mogi Mirim, km 2,5 – Campinas, São Paulo - 13088 900
(Nome, telefone, e-mail e/ou nº de fax
e endereço da pessoa de contato na Companhia)
Valores mobiliários registrados ou a serem registrados de acordo com a art. 12(b) do Securities Exchange Act:
Denominação de cada classe:
Ações Ordinárias, sem valor nominal*
American Depositary Shares (comprovadas por
American Depositary Receipts), cada um
representativo de 2 ações ordinárias
Nome da bolsa em que estão registrados:
Bolsa de Valores de Nova Iorque
*Não para negociações, mas somente para fins de registro de American Depositary Shares, de acordo com as exigências da
Securities and Exchange Commission.
Títulos registrados ou a serem registrados nos termos da Seção 12(g) do Act: Nenhum
Títulos para os quais existe uma obrigação de divulgação nos termos da Seção 15( d) do Act: Nenhum
Em 31 de dezembro de 2011, havia 962.274.260 ações ordinárias, sem valor nominal, em circulação.
1
Assinalar se o requerente é emissor renomado ("well-known seasoned'), conforme a definição na Regra 405 do Securities
Exchange Act:
Sim Não Se este relatório for um relatório anual ou de intermediário, assinale se o requerente não está obrigado a registrar relatórios nos
termos do Artigo 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de 1934:
Sim Não Assinalar se requerente (1) protocolou todos os relatórios que devem ser registrados de acordo com o Artigo 13 ou 15(d) do
Securities Exchange Act de 1934 durante os 12 meses anteriores (ou em período menor em que o solicitante de registro estivesse
obrigado a registrar tais relatórios), e (2) esteve sujeito a tais obrigações de registro nos últimos 90 dias:
Sim Não Assinalar se o requerente de registro protocolou eletronicamente e publicou em seu website corporativo, caso haja um, todos os
Arquivos de Dados Interativos cujo protocolo ou publicação seja obrigatória nos termos da Regra 405 do Regulation S- T
(parágrafo 232.405 desse capitulo) durante os 12 meses anteriores (ou em período menor no qual foi exigido do solicitante de
registro que submetesse e arquivasse tais arquivos).
Sim Não N/A Assinalar se o requerente de registro é um emitente antecipado de grande porte, um emitente antecipado ou um emitente não
antecipado. Consulte as definições de emitente antecipado e grande emitente antecipado na Regra l2b-2 do Exchange Act.
(Assinale um):
Grande emitente antecipado: Emitente antecipado: Não emitente antecipado: Assinale que bases contábeis que o Requerente usou para preparar as demonstrações financeiras, incluindo a presente
demonstração:
U.S. GAAP IFRS Outra Se a opção "Outra" foi assinalada na resposta à pergunta anterior, assinale qual item de demonstração financeira que o requerente
decidiu seguir:
Item 17 Item 18 Se este for um relatório anual, assinale se o requerente é uma sociedade de fachada (shell company) (segundo a definido na Regra
l2b-2 do Exchange Act).
Sim Não 2
ÍNDICE
DECLARAÇÕES DE PERSPECTIVAS FUTURAS ......................................................................................................................... 5
DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES ............................................................................................................................. 5
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS ............................................................................................................. 6
ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, DIRETORES E CONSULTORES. ........................................... 6
ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO ............................................................. 6
ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES ................................................................................................................. 6
Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas ...................................................................................... 6
Taxas de Câmbio .................................................................................................................................................. 8
Fatores de Risco................................................................................................................................................... 9
Riscos Relacionados às Nossas Operações e ao Setor Elétrico Brasileiro.......................................................... 9
Riscos Relacionados ao Brasil ........................................................................................................................... 15
Riscos Relativos às ADSs e às Nossas Ações Ordinárias. ................................................................................. 17
ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA ........................................................................................... 18
Visão Geral ........................................................................................................................................................ 18
Nossa Estratégia ................................................................................................................................................ 21
Nossas Áreas de Concessão ............................................................................................................................... 23
Distribuição ....................................................................................................................................................... 23
Compras de Energia Elétrica............................................................................................................................. 26
Consumidores e Tarifas ..................................................................................................................................... 27
Geração de Energia Elétrica ............................................................................................................................. 30
Comercialização de Energia Elétrica e Serviços ............................................................................................... 39
Concorrência ..................................................................................................................................................... 40
Nossas Concessões e Autorizações .................................................................................................................... 40
Propriedades ...................................................................................................................................................... 44
Questões Ambientais .......................................................................................................................................... 44
O Setor Elétrico Brasileiro ................................................................................................................................ 44
Principais Autoridades Reguladoras ................................................................................................................. 45
Concessões, Permissões e Autorizações ............................................................................................................ 46
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ............................................................................................................... 48
Limitações à Concentração no Mercado de Energia Elétrica ........................................................................... 52
Tarifas e Encargos de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão.......................................................... 53
Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica.................................................................................................... 53
Incentivos Governamentais ao Setor Elétrico .................................................................................................... 55
Encargos Tarifários ........................................................................................................................................... 55
Mecanismo de Realocação de Energia .............................................................................................................. 57
ITEM 4B. COMENTÁRIOS SEM DECISÃO DAS EQUIPES .............................................................................. 57
ITEM 5. ANÁLISE E PERSPECTIVAS OPERACIONAIS E FINANCEIRAS .................................................... 57
ITEM 6. CONSELHEIROS, DIRETORES E EMPREGADOS .............................................................................. 82
ITEM 7. PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS ................................ 90
ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS .......................................................................................................... 93
ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM .......................................................................................................................... 95
ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS............................................................................................................ 97
Contratos Relevantes ....................................................................................................................................... 104
ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE RISCO DE MERCADO ........... 115
ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS QUE NÃO AÇÕES ................................................... 116
ITEM 13. INADIMPLEMENTOS, DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA ...................................................... 116
ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES DOS DIREITOS DE DETENTORES DE VALORES
MOBILIÁRIOS E DESTINAÇÃO DE RECURSOS ........................................................................................... 117
ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS ................................................................................................. 117
Controles Internos de Informações Financeiras .............................................................................................. 117
ITEM 16 ................................................................................................................................................................ 118
ITEM 16A. ESPECIALISTA FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA ................................................... 118
ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA ......................................................................................................................... 118
ITEM 16C. HONORÁRIOS E SERVIÇOS DOS PRINCIPAIS AUDITORES INDEPENDENTES ................... 118
3
Honorários de Auditoria e Outros Honorários ................................................................................................ 118
Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Comitê de Auditoria ........................................................... 119
ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA COMITÊS DE AUDITORIA. ...................... 119
ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PELO EMISSOR E PESSOAS LIGADAS. ............................................ 119
ITEM 16F. MUDANÇA DE CONTADOR DO DEPOSITANTE. ....................................................................... 119
ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA .................................................................................................. 119
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ................................................................................................ 121
ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ................................................................................................ 121
ITEM 19. APÊNDICES ........................................................................................................................................ 121
GLOSSÁRIO DE TERMOS ................................................................................................................................. 121
ASSINATURAS ................................................................................................................................................... 126
4
DECLARAÇÕES DE PERSPECTIVAS FUTURAS
Este relatório anual contém informações que constituem declarações de perspectivas futuras, na acepção
atribuída tanto pela Lei de Reforma de Litígio de Valores Privados dos Estados Unidos da América (U.S. Private
Securities Litigation Reform Act), de 1995. Muitas das declarações de perspectivas futuras constantes neste relatório
anual podem ser identificadas pelo uso de palavras cujo significado envolve expectativa futura, tais como
"acreditar", "poder", "visar", "estimar", "continuar", "prever", "querer", "pretender", "esperar" e "potencial", entre
outras. As declarações de perspectivas futuras incluem informações relativas aos possíveis ou supostos resultados
futuros de operações, estratégias de negócios, planos financeiros, posição competitiva, ambiente do setor,
oportunidades potenciais de crescimento, efeitos de Regulação e concorrência futuras. Essas declarações constam
em diversas partes deste relatório anual, principalmente nos títulos "Item 3. Principais Informações - Fatores de
Risco", "Item 4. Informações sobre a Companhia" e "Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras".
Baseamos nossas declarações de perspectivas futuras em convicções, expectativas e projeções atuais sobre eventos
futuros e tendências financeiras que afetam nossos negócios. Muitos fatores pertinentes, além daqueles discutidos
em outras seções deste relatório, poderiam provocar divergências substanciais entre nossos resultados reais e
aqueles previstos em nossas declarações de perspectivas futuras, inclusive:
•
condições gerais de ordem econômica, política, demográfica e comercial no Brasil e, em particular, nos
mercados que atendemos;
•
alterações nas leis e regulamentações aplicáveis, bem como a sanção de novas leis e regulamentações,
incluindo aquelas relativas ao meio ambiente, tributos e assuntos trabalhistas;
•
interrupções no fornecimento de energia elétrica;
•
mudanças nas tarifas de energia elétrica;
•
nossa impossibilidade de gerar energia elétrica em razão de escassez de água, interrupções em sistemas de
transmissão, problemas operacionais ou técnicos e danos físicos a nossas instalações;
•
possível turbulência ou interrupção de nossos serviços;
•
inflação e variações na taxa de câmbio;
•
a rescisão antecipada das concessões de operação de nossas instalações;
•
aumento da concorrência no setor elétrico nos mercados nos quais operamos;
•
nossa incapacidade de implementar nosso plano de investimento, inclusive nossa incapacidade de obtenção
de financiamento quando necessário e em prazos razoáveis;
•
mudanças na demanda dos consumidores;
•
regulações atuais e futuras relativas ao setor elétrico; e
•
os fatores de risco discutidos no "Item 3. Principais Informações - Fatores de Risco", a partir da página 9.
As declarações de perspectivas futuras têm aplicabilidade somente na data em que foram prestadas, e não
assumimos nenhuma obrigação de atualizá-las, nem tampouco de revisá-las após a distribuição deste relatório anual
em razão de novas informações, eventos futuros ou outros fatores. Em vista de tais limitações, não se deve depositar
confiança indevida nas declarações de perspectivas futuras constantes no presente relatório anual.
DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES
Um glossário de termos do setor de energia elétrica está incluído neste relatório anual, com seu início na
5
página 121.
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
Mantemos nossos livros e registros em Reais. Preparamos nossas demonstrações financeiras consolidadas
incluídas neste relatório anual de acordo com as Normas Internacionais de Relatórios Financeiros (“IFRS”), como
emitidas pelo Conselho de Normas Contábeis Internacionais (“IASB”). Nossas demonstrações financeiras anuais
consolidadas auditadas a partir e para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2010 foram nossas primeiras
demonstrações financeiras preparadas de acordo com o IFRS. IFRS 1 – “A Primeira Adoção das Normas
Internacionais de Relatórios Financeiros” foi aplicada na preparação das nossas demonstrações financeiras em e
para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2010 e para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2009, para fins de
comparação. Até 31 de dezembro de 2009, nossas demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas de
acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil ("Princípios Contábeis Brasileiros") que foram
reconciliados ao U.S. GAAP.
Os Princípios Contábeis Brasileiros diferem em determinados aspectos significativos do IFRS. Ao preparar
nossas demonstrações financeiras consolidadas de 2010 de acordo com o IFRS, a gestão alterou determinados
métodos contábeis nos Princípios Contábeis Brasileiros nas demonstrações financeiras para estarem em
conformidade com o IFRS, conforme publicados pelo IASB. As reconciliações e notas descritivas do efeito da
transição dos Princípios Contábeis Brasileiros para IFRS estão apresentadas na Nota 5 das nossas demonstrações
financeiras consolidadas auditadas, incluídas no nosso relatório anual de 2010. Após a nossa adoção do IFRS,
conforme publicados pelo IASB, não há mais a necessidade de reconciliar as nossas demonstrações financeiras
preparadas consoante ao IFRS com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos.
Convertemos certos valores em Reais, constantes neste relatório anual, para dólares norte-americanos. A
taxa utilizada para converter tais valores foi de R$1,876 para US$1,00, valor representativo da taxa de câmbio para
venda de dólares norte-americanos vigente em 31 de dezembro de 2011, conforme informação do Banco Central do
Brasil (“Banco Central”). As informações equivalentes em dólares norte-americanos apresentadas neste relatório
anual são prestadas exclusivamente para a conveniência dos investidores, não devendo ser interpretadas como se
significassem que os valores em Reais representam, ou poderiam ser convertidos em dólares norte-americanos a
taxa acima. Consulte o "Item 3. Principais Informações -Taxas de Câmbio" para obter mais informações relativas ao
sistema de taxas de câmbio e taxas de conversão históricas entre o Real e o dólar norte-americano.
ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, DIRETORES E CONSULTORES.
Não aplicável.
ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO
Não aplicável.
ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES
Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas
As tabelas abaixo contêm um resumo dos dados financeiros para cada período indicado. O resumo dos
dados financeiros foi extraído das nossas demonstrações financeiras consolidadas anuais auditadas preparadas de
acordo com o IFRS, conforme determinado pelo IASB. Esses dados financeiros selecionados devem ser lidos em
conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas e notas relacionadas incluídas neste relatório anual;
As informações financeiras consolidadas selecionadas a partir de e para os anos encerrados em dezembro
de 2009, 2010 e 2011, preparadas de acordo com o IFRS, conforme publicados pelo IASB, são derivadas de nossas
demonstrações financeiras consolidadas auditadas que aparecem em outra parte deste relatório anual.
As seguintes tabelas apresentam nossos dados financeiros selecionado para cada um dos períodos
indicados.
6
DEMONSTRAÇÕES DOS DADOS DAS OPERAÇÕES
2011
US$
Para o exercício encerrado em 31 de dezembro,
2011
2010
2009
R$
R$
R$
(em milhões, exceto informações por ação e por ADS)
6.805
12.764
12.024
11.358
3.316
617
607
2.265
6.221
1.158
1.139
4.246
6.222
1.068
1.051
3.683
6.015
1.054
621
3.668
Despesas operacionais:
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Outras despesas operacionais
Resultado do serviço
194
328
115
1.628
364
615
216
3.051
301
443
200
2.739
255
403
227
2.783
Resultado financeiro:
Receitas
Despesas
Resultado Financeiro Líquido (Despesas)
Lucro antes dos tributos
372
(739)
(367)
1.261
698
(1.387)
(689)
2.362
483
(837)
(354)
2.385
351
(661)
(310)
2.473
Contribuição social
Imposto de renda
Total de impostos
Lucro líquido
(112)
(304)
(416)
845
(210)
(570)
(780)
1.582
(221)
(604)
(825)
1.560
(208)
(576)
(784)
1.689
816
1.530
1.538
1.657
28
0,85
1,70
803
962
0,83
1,67
52
1,59
3,18
1.506
962
1,57
3,13
22
1,60
4,80
1.260
962
1,31
2,62
32
1,73
5,18
1.227
960
1,28
2,56
Receita operacional líquida
Custo do serviço de energia elétrica
Custo com energia elétrica
Custo de operação
Custo do serviço prestado a terceiros
Lucro operacional bruto
Lucro líquido atribuído aos acionistas controladores
Lucro líquido atribuído aos acionistas não
controladores
Lucro líquido por ação(1)
Lucro líquido por ADS
Dividendos (2)
Média ponderada de ações ordinárias (em milhões)
Dividendos por ação (1)(2)
Dividendos por ADS (2)
DADOS DE BALANÇO PATRIMONIAL
2011
US$
Ativos Circulantes:
Disponibilidades
Consumidores, Concessionárias e
Permissionárias
Outros Ativos Circulantes
Total do ativo circulante
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
2011
2010
2009
R$
R$
R$
(em milhões, exceto informações por ação e por ADS)
1.439
2.700
1.563
1.487
999
421
2.859
1.874
789
5.363
1.816
519
3.898
1.753
409
3.649
Ativos não Circulantes:
Contas a receber
Ativo financeiro de concessão
Imobilizado
Ativos Intangíveis
Outros ativos não circulantes
Total do Ativo não circulante
Total do Ativo
97
734
4.421
4.759
1.744
11.755
14.614
182
1.377
8.292
8.927
3.272
22.050
27.413
196
935
5.786
6.585
2.657
16.159
20.057
225
674
5.213
6.063
2.666
14.841
18.490
Passivo Circulante:
Dívidas de curto prazo (3)
Outros passivos circulantes
Total dos passivos circulantes
881
1.517
2.398
1.653
2.846
4.499
2.251
2.177
4.428
1.364
2.059
3.423
7
Passivo não Circulante:
Dívidas de longo prazo (3)
Outros passivos não circulantes
Total do passivo não circulante
Participação de acionistas não controladores
Patrimônio Líquido atribuído aos acionistas
controladores
Total do passivo e do patrimônio líquido
6.373
1.283
7.656
792
11.955
2.406
14.361
1.485
7.167
1.712
8.879
256
6.548
1.983
8.531
267
3.768
14.614
7.067
27.413
6.494
20.057
6.269
18.490
DADOS OPERACIONAIS (*)
2011
Energia vendida (em GWh):
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Administração pública
Iluminação pública
Serviço público
Consumo próprio
Total da energia vendida a Consumidores Finais
2010
13.626
14.718
8.140
1.991
1.154
1.495
1.823
33
42.979
14.089
6.952
2.644
11.678
9.638
Energia vendida a distribuidores (em GWh)
Total de consumidores (em milhares) (4 )
Capacidade instalada (em MW)
Energia Assegurada (em GWh)
Energia gerada (em GWh)
2009
2008
2007
12.983
15.413
7.695
2.100
1.112
1.444
1.742
33
42.522
12.346
14.970
7.297
2.256
1.074
1.408
1.664
33
41.048
11.649
16.066
6.938
2.449
1.027
1.355
1.634
32
41.150
10.766
16.692
6.509
2.511
972
1.284
1.590
30
40.354
12.737
6.748
2.309
7.786
9.142
12.925
6.567
1.737
7.485
5.984
9.551
6.425
1.704
7.134
6.659
8.731
6.257
1.588
6.698
6.382
____________________________
(*) Não auditado
(1) Lucro líquido por ação e Dividendos por ação são baseados no número de ações resultantes de agrupamento e desdobramento de nossas
ações ordinárias como se tivessem ocorrido em 2009.
(2) “Dividendos” representam o valor total de dividendos com base no lucro liquido de cada exercício apresentado, sujeitos a aprovação dos
acionistas na Assembleia Geral Ordinária a ser realizada no ano seguinte.
(3) O endividamento de Curto prazo e o endividamento de Longo prazo incluem derivativos e os juros provisionados.
(4) Representa consumidores ativos (o que significa consumidores ligados à rede de distribuição), em vez de consumidores faturados no fim do
período.
Taxas de Câmbio
O Banco Central permite que a taxa de câmbio Real/dólar norte-americano flutue livremente, com
intervenções ocasionais para controlar instabilidades nas taxas de câmbio. Não podemos prever se o Banco Central
ou o governo brasileiro continuarão a deixar que o Real flutue livremente ou intervirão no mercado de câmbio por
meio de um sistema de banda de moeda ou de outro modo. O Real pode se desvalorizar ou valorizar em relação ao
dólar norte-americano de forma substancial. Para maiores informações sobre esses riscos, vide "Item 3.
Informações Adicionais - Fatores de Risco - Riscos Relativos ao Brasil".
A tabela abaixo traz informações sobre a taxa de venda, expressa em Reais, por dólar norte-americano
(R$/US$) nos períodos indicados.
Fim do período
Exercício encerrado em:
31 de dezembro de 2007
Média do período (1)
Mínima
(Reais por dólar norte-americano)
1,771
2,337
1,741
1,666
1,876
1,930
1,833
1,990
1,759
1,671
Máxima
1,733
1,559
1,702
1,655
1,535
________________
(1)
Os valores relativos ao final do ano representam a média das taxas de câmbio de final do mês de cada período.
8
2,156
2,500
2,422
1,881
1,902
Fim do mês
Mês encerrado em
Setembro de 2011
Outubro de 2011
Novembro de 2011
Dezembro de 2011
Janeiro de 2012
Fevereiro de 2012
Março (até 27 de Março de 2012)
Média do período (1)
Mínima
(Reais por dólar norte-americano)
1,854
1,689
1,811
1,876
1,739
1,709
1.1814
1,750
1,773
1,790
1,837
1,790
1,718
1.790
1,604
1,689
1,727
1,783
1,739
1,702
1.715
Máxima
1,902
1,886
1,894
1,876
1,868
1,738
1.827
________________
(1)
Os valores relativos aos meses de 2011 e 2012, assim como aqueles relativos às taxas de março até e incluindo 27 de março de
2012, representam a média das taxas de câmbio de venda de fechamento do mercado de cada dia útil durante o período.
FATORES DE RISCO
Riscos Relacionados às Nossas Operações e ao Setor Elétrico Brasileiro
Estamos sujeitos a ampla regulação de nosso negócio, o que fundamentalmente afeta nossa performance
financeira.
Nosso negócio está sujeito a extensa regulação de várias autoridades regulatórias brasileiras,
particularmente a Agência Nacional de Energia Elétrica ("ANEEL"). A ANEEL regula e supervisiona vários
aspectos de nosso negócio e estabelece nossas tarifas. Se formos obrigados pela ANEEL a fazer investimentos de
capital adicionais e não esperados e não nos for permitido reajustar nossas tarifas de maneira correspondente, ou se
a ANEEL modificar a regulação relativa a tal reajuste, poderemos ser adversamente afetados.
Adicionalmente, tanto a implementação de nossa estratégia de crescimento, como nossos negócios normais
podem ser adversamente afetados por ações governamentais, tais como a modificação da atual legislação, o
cancelamento dos programas de concessão estaduais e federais, criação de critérios mais rígidos para qualificação
em leilões públicos de energia ou atraso na revisão e implementação de novas tarifas anuais.
Caso mudanças regulatórias nos exijam que conduzamos nossos negócios de maneira substancialmente
diferente de nossas operações atuais, como resultado de modificações regulatórias, nossas operações e resultados
financeiros podem ser adversamente afetados.
A estrutura regulatória sob a qual operamos está sujeita a contestação legal
O governo brasileiro implementou mudanças fundamentais na regulação do setor elétrico conforme
legislação datada de 2004, conhecida como a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Contestações quanto à
constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ainda estão pendentes perante o Supremo Tribunal
Federal. Se toda ou parte da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico fosse declarada inconstitucional, isso traria
consequências e incertezas quanto à validade da atual Regulação e quanto ao desenvolvimento da estrutura
regulatória. O resultado do processo legal é difícil de ser previsto, porém ele pode ter um impacto adverso em todo
o setor energético, incluindo nossos negócios e resultados de nossas operações.
Não podemos assegurar a renovação de nossas concessões.
Conduzimos nossas atividades de geração e distribuição nos termos de contratos de concessão firmados
com o Governo Federal Brasileiro ("Governo Federal"). O alcance da duração de nossas concessões é de 16 a 35
anos, com a primeira data de expiração em 2015. Cinco de nossas subsidiárias, bem como três pequenas centrais
hidrelétricas e seis micro centrais hidrelétricas que geram energia exclusivamente para estas distribuidoras,
possuem concessões que expiram em julho de 2015, com opções de renovação por 20 anos adicionais. Em 2011,
estas cinco subsidiárias de distribuição representaram 6,0% de nossas receitas operacionais líquidas e 5,6% da
quantidade de energia vendida pelas nossas distribuidoras.
A Constituição Federal da República Federativa do Brasil ("Constituição Federal") requer que todas as
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concessões relativas à serviços públicos sejam outorgadas por licitação. Com base em leis e regulamentos
específicos do setor elétrico, o Governo Federal pode renovar as atuais concessões por períodos adicionais de até 30
anos sem licitação, desde que a concessionária tenha atendido aos padrões mínimos de desempenho e que a
proposta seja, no mais, aceitável para o Governo Federal. O Governo Federal possui considerável
discricionariedade, nos termos da Lei de Concessões e dos contratos de concessão, com relação à renovação das
concessões. Além disso, como não existem precedentes sólidos de práticas administrativas relativas à renovação de
concessões, não podemos garantir que nossas concessões serão renovadas ou se serão renovadas nos mesmos
termos atuais.
As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a consumidores cativos são determinadas pela
ANEEL em conformidade com contratos de concessão celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa
receita operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL determine nossas tarifas de maneira que não nos
seja favorável.
A ANEEL dispõe de ampla discricionariedade para determinar as tarifas cobradas por nossas distribuidoras
de nossos consumidores. Nossas tarifas são determinadas de acordo com contratos de concessão celebrados com o
Governo Federal e em conformidade com os regulamentos e decisões da ANEEL.
Nossos contratos de concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo que admite três tipos de
reajustes tarifários: (i) o reajuste tarifário anual; (ii) a revisão tarifária periódica e (iii) a revisão tarifária
extraordinária. Temos o direito de requerer a cada ano o reajuste anual, que é destinado a compensar certos efeitos
da inflação sobre as tarifas e repassar aos consumidores certas alterações de nossa estrutura de custos cujo controle
não gerenciamos, tais como o custo da energia elétrica que compramos de determinadas fontes e certos encargos
regulatórios, incluindo encargos do uso da rede de transmissão e distribuição. Ademais, a ANEEL realiza a revisão
periódica a cada quatro ou cinco anos, a qual tem, por finalidade, identificar a variação dos nossos custos, bem
como determinar um fator de redução baseado em nossa eficiência operacional que será aplicado em comparação
com o índice de nossos reajustes tarifários anuais correntes, cujo objetivo é compartilhar quaisquer ganhos
correlatos com nossos consumidores. Estamos, ainda, sujeitos a uma revisão extraordinária de nossas tarifas, o que
poderá afetar (negativa ou positivamente) nossos resultados operacionais ou posição financeira.
Não há certeza de que a ANEEL irá estabelecer tarifas que nos beneficiem, tendo em vista as alterações na
metodologia de cálculo no processo de revisão periódica. Adicionalmente, à medida que qualquer um desses
reajustes não seja concedido pela ANEEL em tempo hábil, nossa situação financeira e o resultado de operações
poderão ser adversamente afetados.
Em 22 de novembro de 2011, a ANEEL definiu a metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisão (2011 a
2014) através da Resolução n. 457/2011. Para o terceiro ciclo, a ANEEL designou um novo método de
reconhecimento de quais custos nós podemos repassar aos nossos clientes. Além disso, a ANEEL aprovou a nova
metodologia para calcular a TUSD e outras tarifas de energia elétrica, na qual os distribuidores assumem todos os
riscos de mercado resultantes de indicadores de tarifa. Comparado ao ciclo de revisão de tarifa anterior, esta nova
metodologia causa um impacto negativo na nossa condição financeira e nos resultados de nossas operações.
Nós podemos ser penalizados pela ANEEL se não cumprirmos com os termos contidos nos nossos contratos de
concessão, o que nos podem acarretar multas, outras penalidades e, dependendo da gravidade do
descumprimento, a caducidade de nossas concessões.
A ANEEL pode nos impor penalidades caso deixemos de cumprir com qualquer disposição dos nossos
contratos de concessão. Dependendo da gravidade do descumprimento, as penalidades aplicáveis incluem:
•
advertências;
•
multas, sendo que cada multa está limitada a no máximo 2,0% da receita da concessão no exercício
encerrado imediatamente antes da data da respectiva infração;
•
embargo à construção de novas instalações e equipamentos;
10
•
restrições à operação das instalações e equipamentos existentes;
•
intervenção da ANEEL na administração da concessionária infratora; e
•
extinção da concessão.
Ademais, o governo brasileiro detém poderes para extinguir qualquer de nossas concessões por meio de
desapropriação por motivos de interesse público.
Atualmente estamos cumprindo com todas as condições relevantes de nossos contratos de concessão. No
entanto, não podemos garantir que não seremos penalizados pela ANEEL por descumprimentos de nossos contratos
de concessão ou que nossas concessões não serão revogadas no futuro. A indenização a que temos direito na
ocorrência de eventual revogação de nossas concessões pode não ser suficiente para recuperarmos o valor integral
de certos ativos. Caso qualquer de nossos contratos de concessão seja rescindido por razões que possam ser
atribuídas a nós, o valor efetivo de indenização pelo poder concedente pode ser reduzido de maneira significativa
por meio da imposição de multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou penalidades à
nossa Companhia ou a revogação de qualquer de nossas concessões pode acarretar em efeito adverso relevante
sobre a nossa situação financeira e resultados de operações.
Podemos não ter a capacidade de repassarmos integramente os custos de nossas compras de energia elétrica e,
para satisfazer à nossa demanda, poderíamos ser obrigados a firmar contratos de curto prazo para adquirir
energia elétrica a preços consideravelmente mais altos do que em nossos contratos de compra de longo prazo.
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia elétrica deverá contratar
antecipadamente, por meio de licitações públicas, 100% de suas necessidades previstas de energia elétrica para suas
respectivas áreas de concessão. As previsões acima ou abaixo da demanda podem gerar impactos adversos. Caso
nossa previsão de demanda se mostre incorreta e compremos energia elétrica em quantidade menor ou maior do
que nossas necessidades, poderemos não ser capazes de realizar o repasse integral dos custos de nossas compras de
energia e sermos forçados a celebrar contratos de curto prazo a preços substancialmente maiores do que aqueles
celebrados em contratos de longo prazo. Por exemplo, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece, entre
outras limitações, que se nossas projeções ficarem significativamente abaixo de nossa demanda verificada,
poderemos ser forçados a adquirir este saldo através de contratos de compra e venda de energia de prazo mais
curto. Caso o preço de nossas aquisições de energia nos leilões públicos fique acima do Valor Anual de Referência,
conforme definido no “Item 4. Informações sobre a Companhia – Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico – O Valor
de Referência”, estabelecido pelo Governo Federal, podemos não ser capazes de realizar o repasse integral do custo
de nossas aquisições de energia. Nossas projeções de demanda de energia elétrica poderão mostrar-se imprecisas,
inclusive como resultado da migração entre os diferentes mercados pelos consumidores (cativos e livres). Caso
ocorram variações significativas entre a nossa demanda de energia elétrica e a quantidade de energia elétrica
efetivamente adquirida, o resultado de nossas operações poderá ser adversamente afetado. Vide "Item 4 Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico".
Nós geramos uma parcela significativa da nossa receita operacional pelo atendimento a consumidores
qualificados como "Consumidores Livres", que podem buscar fornecedores alternativos. Podemos ter outros
tipos de competição que podem afetar negativamente nossa participação de mercado e receitas.
Dentro da nossa área de concessão, outros fornecedores de energia elétrica podem competir conosco na
oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como "Consumidores Livres", aos quais nossas
distribuidoras podem fornecer energia elétrica apenas de acordo com tarifas reguladas. Estes consumidores
qualificados para tornarem-se Consumidores Livres podem optar por sair de nosso ambiente regulado de
distribuição de energia elétrica depois que expirarem seus contratos em vigor, mediante notificação com 6 meses de
antecedência, ou, na hipótese de contrato com prazo indeterminado, mediante notificação com um ano de
antecedência. Em 31 de dezembro de 2011, fornecemos energia a 48 Consumidores qualificados como Livres, que
responderam por aproximadamente 2,2% de nossa receita operacional líquida e por aproximadamente 2,7% da
quantidade total de energia elétrica vendida pelas nossas distribuidoras em 2011. Ademais, outros consumidores
que atendam determinados critérios podem se tornar Consumidores Livres se passarem a ser atendidos por fontes
renováveis de energia, como pequenas centrais hidrelétricas ou biomassa. Em 31 de dezembro de 2011, os
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consumidores que atendiam a estas condições, num total de 1.615 Consumidores Livres potenciais, responderam
por aproximadamente 13,3% de nossas receitas operacionais líquidas e aproximadamente 14,9% da quantidade total
de energia elétrica vendida por nossas distribuidoras em 2011. Caso nossos consumidores que não são atualmente
qualificados como Livres Consumidores decidam se tornar Consumidores Livres e comprar energia elétrica de
outros fornecedores em nossas áreas de concessão, nossa participação de mercado e o resultado de nossas operações
seriam afetados de maneira adversa.
Adicionalmente, é possível que nossos grandes consumidores industriais sejam autorizados pela ANEEL a
gerar energia elétrica para consumo próprio ou venda a terceiros, caso em que poderão obter uma autorização ou
concessão para a geração de energia elétrica em uma determinada área, o que poderia afetar adversamente nossos
resultados de operações.
Nossos resultados operacionais dependem das condições hidrológicas existentes. O impacto de uma escassez de
energia elétrica e do racionamento de energia elétrica dela decorrente, a exemplo do ocorrido em 2001 e 2002,
pode ter um efeito adverso substancial sobre nossos negócios e resultados de operações.
Somos dependentes das condições hidrológicas existentes na região geográfica em que operamos. Em
2011, de acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (“ONS”), mais de 91% da energia elétrica
consumida no Brasil foi fornecida por instalações de geração hidrelétrica. Nossa região está sujeita a condições
hidrológicas imprevisíveis, com desvios não cíclicos da média pluviométrica. O período mais recente de queda na
média pluviométrica ocorreu nos anos de 2000 e 2001, quando o governo brasileiro instituiu o Programa de
Racionamento, um programa de redução do consumo de energia elétrica que esteve em vigor de 1º de junho de
2001 a 28 de fevereiro de 2002. O Programa de Racionamento estabeleceu limites para o consumo de energia
elétrica para consumidores industriais, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0% de redução no
consumo de energia. Caso o Brasil experimente outra escassez de energia elétrica, o governo brasileiro poderá
implementar políticas similares ou outras no futuro para fazer frente à escassez, as quais poderiam ter um efeito
adverso substancial sobre nossa situação financeira ou nossos resultados de operações. A recorrência de condições
hidrológicas desfavoráveis que resultem em um menor suprimento de energia elétrica para o mercado brasileiro
pode resultar, entre outras coisas, na implementação de programas abrangentes de conservação de energia elétrica,
incluindo reduções compulsórias no consumo de energia elétrica. Nós não podemos assegurar que períodos com
médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não poderão afetar adversamente nossos resultados
financeiros futuros.
A construção, ampliação e operação de nossas instalações e equipamentos de geração e distribuição de energia
elétrica envolvem riscos significativos que podem ensejar perda de receita ou aumento de despesas.
A construção, ampliação e operação de instalações e equipamentos destinados à geração e distribuição de
energia elétrica envolvem muitos riscos, incluindo:
•
a incapacidade de obter alvarás e aprovações governamentais necessários;
•
indisponibilidade de equipamentos;
•
interrupções de fornecimento;
•
greves;
•
paralisações trabalhistas;
•
perturbação social;
•
interferências climáticas e hidrológicas;
•
problemas ambientais e de engenharia imprevistos;
12
•
aumento nas perdas de energia elétrica, incluindo perdas técnicas e comerciais;
•
atrasos operacionais e de construção, ou custos superiores ao previsto;
•
a incapacidade de vencer leilões do setor de energia elétrica promovidos pela ANEEL; e
•
indisponibilidade de financiamento adequado.
Se vivenciarmos esses ou outros problemas, poderemos não ser capazes de gerar e distribuir energia
elétrica em quantidades compatíveis com nossas projeções, o que pode vir a afetar de maneira adversa nossa
situação financeira e o resultado das nossas operações.
Estamos sujeitos a regulamentação ambiental e de saúde que poderá se tornar mais rigorosa no futuro,
podendo acarretar aumentos de obrigações e de investimentos.
Nossas atividades de geração e distribuição estão sujeitas a legislação federal e estadual abrangente bem
como a fiscalização por agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas
ambientais e de saúde. Essas agências podem tomar medidas contra nós caso não atendamos a regulamentação
aplicável. Essas medidas poderão incluir, entre outras coisas, a imposição de multas e a revogação de licenças. É
possível que um aumento no rigor da regulamentação ambiental e de saúde nos force a direcionar os nossos
investimentos para atender essa regulamentação e, consequentemente, desviar recursos dos investimentos
planejados. Tal desvio pode afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o resultado das nossas operações.
Se formos incapazes de concluir nosso programa de investimento proposto no cronograma previsto, a operação e
desenvolvimento de nosso negócio poderão ser afetados de forma adversa.
Planejamos investir aproximadamente R$3.097 milhões em nossas atividades de geração, e R$4.984
milhões em nossas atividades de distribuição durante o período de 2012 a 2016. Nossa capacidade de concluir esse
programa de investimento depende de uma série de fatores, inclusive da nossa capacidade de cobrar tarifas
adequadas pelos nossos serviços, nosso acesso aos mercados de capitais nacionais e internacionais e uma variedade
de contingências operacionais e regulatórias, dentre outras. Não há certeza de que disporemos de recursos
financeiros para concluir nosso programa de investimentos proposto, sendo que a impossibilidade de fazê-lo pode
afetar de maneira adversa e relevante a nossa operação e o desenvolvimento dos nossos negócios.
Somos responsáveis por quaisquer perdas e danos em decorrência da prestação inadequada de serviços de
energia elétrica, e nossas apólices de seguro contratadas podem não ser suficientes para cobrir totalmente tais
perdas e danos.
Nos termos da legislação brasileira, temos responsabilidade objetiva por perdas e danos, diretos e indiretos,
decorrentes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia elétrica. Além disso, nossas
distribuidoras e geradoras poderão ser responsabilizadas por perdas e danos causados a terceiros em decorrência de
interrupções ou distúrbios nos sistemas de geração, transmissão ou distribuição, sempre que essas interrupções ou
distúrbios não forem atribuíveis a um integrante identificado do ONS. Não podemos assegurar que nossas apólices
de seguro cobrirão integralmente os danos resultantes da prestação inadequada de serviços de energia, o que poderá
nos causar um efeito adverso.
Podemos não ser capazes de criar, a partir dos negócios de geração de energia que celebramos recentemente, os
benefícios e retorno sobre investimento esperados.
Celebramos diversos negócios de geração de energia (eólica, termoelétrica, e de biomassa) com
investimentos consideráveis de capital. Possuímos pouco histórico operacional nestes setores e poderemos não ser
capazes de promover a sinergia esperada com o nosso negócio tradicional. Ademais:
•
No negócio de biomassa, poderemos sofrer com uma falta de cana de açúcar (matéria prima necessária
para a geração deste tipo de energia) no mercado. Ademais, dependemos, até certo grau, do desempenho
de nossos parceiros nestes projetos e na construção e operação das usinas;
13
•
No que diz respeito aos nossos parques eólicos em construção, dentre as incertezas e riscos relevantes,
temos o risco financeiro associado com a diferença entre a energia gerada e a energia contratada por meio
de Contrato de Energia de Reserva – CER, no qual assumimos os riscos da variação decorrente de: (a)
ventos diferentes daqueles contemplados na fase de estudo do projeto; (b) atraso no início das operações
nos parques eólicos em construção; e (c) disponibilidade de turbinas eólicas em níveis acima dos padrões
de desempenho.
Caso estas usinas de geração não sejam capazes de: (i) gerar a energia contratada por nossos clientes, ou
(ii) não sejamos capazes de gerar a energia necessária para fornecer a qualquer cliente no ambiente de contratação
livre, e (iii) a energia que nos é fornecida seja insuficiente para atender a demanda contratada, poderemos ser
forçados a comprar o déficit no mercado à vista, no qual o preço por MWh é normalmente mais volátil e pode ser
maior que nosso preço, resultando em efeitos adversos. Veja o “Item 4. Informações sobre a Companhia – O Setor
Elétrico Brasileiro - Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.”
Nossa condição de crescimento, de resultados operacionais e financeiros poderá ser negativamente afetada
por um ou mais dos fatores acima.
Somos controlados por poucos acionistas, que agem de forma coordenada, e seus interesses podem conflitar com
os interesses de V.Sa.
Em 31 de dezembro de 2011, a VBC Energia S.A. ("VBC"), PREVI (através da BB Carteira Livre I FIA),
Energia São Paulo FIP (incluindo através da Bonaire Participações S.A.), detinham 25,55%, 31,02% e 12,62%,
respectivamente, das nossas ações ordinárias em circulação. Essas empresas são partes de um acordo de acionistas,
por meio do qual compartilham o poder de controle de nossa Companhia. Nossos acionistas controladores poderão
tomar medidas que podem ser contrárias aos interesses de V.Sa., podendo impedir outros acionistas, inclusive
V.Sa., de bloquear essas medidas. Em particular, nossos acionistas controladores controlam as decisões de nossas
assembleias e podem eleger a maioria dos membros de nosso Conselho de Administração. Nossos acionistas
controladores podem dirigir nossas ações em áreas como estratégia de negócios, financeira, distribuição, aquisição e
alienação de ativos ou negócios. As decisões de nossos acionistas controladores quanto a estes assuntos podem
divergir das expectativas ou preferências de nossos acionistas não controladores, inclusive detentores de nossas
ADSs. Vide Seção "Item 7 - Principais Acionistas e Operações com Partes Relacionadas - Acordo de Acionistas".
Estamos expostos a aumentos das taxas de juros praticadas pelo mercado e a riscos cambiais.
Em 31 de dezembro de 2011, aproximadamente 87,1% do nosso endividamento total eram denominados
em Reais e atrelados às taxas do mercado financeiro brasileiro ou à índices de inflação, ou, ainda, estavam sujeitos
às taxas flutuantes de juros. Os 12,9% restantes do nosso endividamento total eram denominados em dólares norteamericanos e sujeitos, em grande parte, a swaps cambiais que os convertiam em Reais. Adicionalmente,
compramos energia da usina hidrelétrica de Itaipu (“Itaipu”), cujo custo está atrelado à variação cambial do dólar
norte-americano. Anualmente, no momento do reajuste tarifário, nossas tarifas são reajustadas para contemplar os
efeitos de ganhos ou perdas na aquisição desta energia. Desse modo, se esses índices ou taxas aumentarem ou se o
dólar norte-americano se valorizar em relação ao Real, nossas despesas financeiras aumentarão.
Nosso grau de endividamento e nossas obrigações de serviço de dívidas podem afetar adversamente nossa
capacidade de conduzir nossas atividades e de realizar pagamentos desses financiamentos.
Em 31 de dezembro de 2011, tínhamos um endividamento de R$13.608 milhões. Nosso endividamento
aumenta a possibilidade de não termos caixa suficiente para pagar pontualmente o principal, juros e outros encargos
relacionados a nosso endividamento. Adicionalmente, poderemos incorrer em endividamentos adicionais,
periodicamente, para financiar aquisições estratégicas, investimentos, joint ventures ou para outros propósitos,
sujeitos às restrições aplicáveis aos nossos financiamentos atuais. Caso incorramos em endividamentos adicionais,
os riscos relacionados ao nosso endividamento poderiam aumentar.
Nós podemos adquirir outras empresas no setor elétrico como já fizemos no passado, o que poderia aumentar
nossa alavancagem e afetar adversamente nossa performance consolidada.
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Regularmente analisamos oportunidades para adquirir outras empresas dedicadas a atividades de geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica. Se adquirirmos outras empresas de energia elétrica, isso poderá
aumentar nossa alavancagem ou reduzir nosso lucro. Além disso, podemos não ser capazes de integrar as atividades
das empresas adquiridas visando obter economias de escala e ganhos de eficiência esperados que sempre norteiam
essas aquisições, sendo que o insucesso destas medidas pode afetar de maneira adversa nossa situação financeira e
o resultado de nossas operações.
Riscos Relacionados ao Brasil
O governo brasileiro têm exercido e continua a exercer influência significante sobre a economia brasileira. Este
envolvimento, bem como as condições políticas e econômicas brasileiras poderiam afetar adversamente nosso
negócio e o preço de negociação de nossas ADSs e de nossas ações ordinárias.
O governo brasileiro frequentemente intervém na economia brasileira e, de tempos em tempos, introduz
mudanças significativas na política e nos regulamentos. As ações do governo brasileiro de controlar a inflação e
outras políticas e regulamentação frequentemente envolvem, entre outras medidas, aumentos nas taxas de juros,
mudanças nas políticas fiscais, controles de preço, desvalorizações de moeda, controles de capital e limites às
importações. Nossas atividades, situação financeira e resultados de operações podem ser adversamente afetados por
mudanças na política ou regulamentação nos níveis federal, estadual e municipal que envolvam ou afetem fatores
como:
•
taxas de juro;
•
política monetária;
•
variações cambiais;
•
inflação;
•
liquidez do capital doméstico e mercado de empréstimos;
•
políticas tributárias;
•
alterações em leis trabalhistas;
•
regulamentações ambientais em nosso setor;
•
taxas de câmbio e controles e restrições sobre remessas para o exterior, como aquelas brevemente impostas
em 1989 e começo de 1990; e
•
outros desenvolvimentos políticos, sociais ou econômicos que afetaram o Brasil
Não podemos garantir que o governo brasileiro continuará com as políticas econômicas atuais, ou que
alguma mudança implementada pelo governo brasileiro não afetará, direta ou indiretamente, nossos negócios e
resultados de nossas operações.
A instabilidade da taxa de câmbio poderá afetar adversamente nossa condição financeira e resultados
operacionais e o preço de mercado das ADSs e de nossas ações ordinárias.
Durante as últimas décadas, o Real sofreu variações frequentes e substanciais em relação ao dólar norteamericano e às moedas estrangeiras. Após a metade de 2008, no contexto de crise do mercado financeiro global, o
Real se desvalorizou em relação ao dólar norte-americano durante 2008, alcançando um câmbio de R$2,337/
US$1,00 no final de 2008. Durante 2009, no contexto de recuperação econômica, o Real se valorizou novamente
25,5% em relação ao dólar norte-americano, alcançando um câmbio de R$1,741/ US$1,00 no final de 2009. Em 31
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de dezembro de 2011, o câmbio do real em comparação ao dólar norte-americano foi R$1,876 por US$1,00. Em 27
de março de 2012, a taxa de câmbio era de R$1,814 por US$1,00. Nós não podemos garantir que o real não se
desvalorizará em comparação com o dólar norte-americano no futuro.
A depreciação do Real eleva o custo de serviço de nossa dívida em moeda estrangeira e os custos de
aquisição de energia elétrica da hidrelétrica de Itaipu, uma usina hidrelétrica que é uma de nossas principais
fornecedoras e que corrige os preços de energia elétrica parcialmente com base em seus custos em dólar norteamericano. A desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano pode criar pressões inflacionárias no
Brasil e provocar o aumento da taxa de juros, que pode afetar negativamente o crescimento da economia brasileira
como um todo e afetar nossa condição financeira e resultados operacionais, como também inibir o acesso aos
mercados de capitais internacionais, e levar o governo a intervir, inclusive com políticas governamentais de
recessão. A depreciação do Real em relação ao dólar norte-americano pode também levar à diminuição do
consumo, pressões deflacionárias e reduzir o crescimento da economia como um todo. Por outro lado, a valorização
do Real em relação ao dólar norte-americano e a outras moedas estrangeiras poderá conduzir à desvalorização de
contas correntes brasileiras no exterior, bem como diminuir o crescimento impulsionado pelas exportações.
Dependendo das circunstâncias, tanto a desvalorização como a valorização do Real pode substancialmente e
adversamente afetar o crescimento da economia brasileira e de nosso negócio, nossas condições financeiras e
resultados operacionais.
A depreciação do Real também reduz o valor em dólar norte-americano das distribuições e dividendos de
nossas ADSs e o equivalente em dólares norte-americanos ao preço de mercado de nossas ações ordinárias e,
consequentemente, das ADSs.
Esforços do governo para combater a inflação podem impedir o crescimento da economia brasileira e poderiam
afetar nosso negócio.
O Brasil conviveu no passado com taxas de inflação extremamente elevadas e, por este motivo, adotou
políticas monetárias que resultaram em uma das maiores taxas de juros reais do mundo. Entre 2006 e 2011, a
SELIC no Brasil variou entre 8,7% a.a. e 18,0% a.a. A inflação e as medidas adotadas pelo governo brasileiro para
combatê-la, principalmente por meio do Banco Central, tiveram e poderão ter efeitos significativos na economia
brasileira e em nosso negócio no futuro. Políticas de restrição monetária com altas taxas de juros podem restringir o
crescimento do Brasil e a disponibilidade de crédito. Inversamente, políticas governamentais e do Banco Central
mais brandas e a diminuição das taxas de juros podem desencadear o aumento da inflação, e consequentemente, a
maior volatilidade do crescimento e necessidade de aumentos imprevistos e substanciais na taxa de juros, o que
poderá afetar negativamente nosso negócio. Adicionalmente, se o Brasil experimentar novamente aumento de
índices de inflação, poderemos não conseguir corrigir as tarifas que cobramos de nossos consumidores para
compensar os efeitos da inflação sobre nossa estrutura de custos.
O desenvolvimento e percepção de risco em outros países, inclusive nos Estados Unidos e nos países de
economia emergente, poderá afetar adversamente o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros,
inclusive nossas ADSs e de nossas ações ordinárias.
O valor de mercado de valores mobiliários das emissoras brasileiras é afetado pela economia e condições
de mercado de outros países, inclusive dos Estados Unidos, da União Européia, e de países de economia emergente.
Ainda que as condições econômicas nestes países variem significativamente em relação às condições econômicas
no Brasil, a reação do investidor frente ao desenvolvimento de outros países pode ter um efeito adverso sobre o
valor de mercado dos valores mobiliários das emissoras brasileiras. As crises nos Estados Unidos, na União
Européia ou nos países de economia emergente podem reduzir o interesse do investidor em valores mobiliários
emitidos no Brasil, inclusive em relação aos nossos. Isto poderia afetar adversamente o preço de negociação das
ADSs ou de nossas ações ordinárias, bem como dificultar ainda mais o nosso acesso ao mercado de capitais e o
financiamento de nossas operações no futuro, em termos aceitáveis ou de qualquer modo.
A crise financeira global atual, especialmente na União Européia, gerou consequências significativas na
volatilidade do mercado de ações e de crédito, na indisponibilidade de crédito, nas altas taxas de juros, na
desaceleração da economia de uma forma geral, nas taxas de câmbio voláteis e nas pressões inflacionárias, dentre
outros, que podem, diretamente ou indiretamente, nos afetar adversamente, como também afetar os preços de
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mercado dos valores mobiliários brasileiros, incluindo as ADSs e as nossas ações ordinárias. Ainda não é claro
como estas consequências afetarão a economia brasileira em 2012.
Riscos Relativos às ADSs e às Nossas Ações Ordinárias.
Os detentores de nossas ADSs podem encontrar dificuldades para exercer direitos de voto.
Os detentores de nossas ações ordinárias têm direito de votar com relação a assuntos que digam respeito
aos acionistas. V.Sa. poderá encontrar dificuldades para exercer alguns de seus direitos de acionista caso detenha
nossas ADSs e não as ações ordinárias subjacentes. Por exemplo, V.Sa. não tem direito de comparecer às
assembleias gerais, podendo votar tão somente por meio de instruções tempestivamente repassadas ao depositário,
antes da realização da respectiva assembleia.
Caso V.Sa. entregue suas ADSs e retire ações ordinárias, V.Sa. correrá o risco de ver-se impossibilitado de
remeter moeda estrangeira ao exterior e de perder certas vantagens fiscais brasileiras.
Na qualidade de detentor de ADS, V.Sa. se beneficia do certificado de registro eletrônico de capital
estrangeiro que deve ser obtido pelo custodiante para nossas ações ordinárias subjacentes às ADSs no Brasil, que
permite ao custodiante converter dividendos e demais distribuições referentes às ações ordinárias em moeda nãobrasileira e remeter o produto ao exterior. Caso V.Sa. entregue suas ADSs e retire ações ordinárias, terá direito de
continuar a se fiar no certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro do custodiante somente durante cinco
dias úteis a contar da data de retirada. Subsequentemente, quando da alienação das ações ordinárias ou distribuições
relativas às ações ordinárias, V.Sa. não poderá remeter ao exterior moeda não-brasileira, a menos que obtenha seu
próprio certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro ou se qualifique nos termos de regulação brasileira
de investimento estrangeiro que conferem a certos investidores estrangeiros o direito de comprar e vender ações em
bolsas de valores brasileiras sem necessidade de obter certificados separados de registro eletrônico de capital
estrangeiro. Caso V.Sa. não se qualifique nos termos dos regulamentos de investimento estrangeiro, ficará em geral
sujeito a regime fiscal menos favorável no tocante a dividendos e distribuições relativos às ações ordinárias e ao
produto de qualquer venda de nossas ações ordinárias.
Caso V.Sa. tente obter seu próprio certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro, poderá incorrer
em despesas ou experimentar atrasos no processo de requerimento, o que poderia atrasar o recebimento, por V.Sa.
de dividendos ou distribuições relativos às nossas ações ordinárias ou o retorno de seu capital em tempo hábil. O
certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro do depositário também pode ser prejudicado por futuras
alterações de legislação.
Os detentores de ADSs talvez não possam exercer direitos de preferência com relação às nossas ações ordinárias.
Poderemos não ser capazes de oferecer nossas ações ordinárias a detentores norte-americanos de ADSs de
acordo com direitos de preferência conferidos a detentores de nossas ações ordinárias com relação a qualquer
emissão futura de nossas ações ordinárias, a menos que, termo de registro ao amparo do Securities Act esteja em
vigor no que respeita tais ações ordinárias e direitos de preferência ou caiba isenção das exigências de registro do
Securities Act. Não estamos obrigados a apresentar termo de registro referente a direitos de preferência no tocante
às nossas ações ordinárias e não podemos lhe garantir que apresentaremos tal termo de registro. Caso tal termo de
registro não seja apresentado e não exista isenção de registro, o Deutsche Bank, na qualidade de depositário,
procurará vender os direitos de preferência, tendo V.Sa. direito a receber o produto da venda. Contudo, os direitos
de preferência caducarão se o depositário não os vender, e os detentores norte-americanos de ADSs não auferirão
ganho da outorga de tais direitos de preferência.
A volatilidade relativa e falta de liquidez dos mercados de valores mobiliários brasileiros podem limitar
substancialmente sua capacidade de vender as ações ordinárias que lastreiam as ADSs pelo preço e no tempo
que desejar.
Investir em valores mobiliários negociados em mercados emergentes, como o Brasil, envolve normalmente
um risco maior do que investir em valores mobiliários emitidos nos Estados Unidos. Geralmente, em sua natureza,
tais investimentos são considerados mais especulativos. O mercado brasileiro de valores mobiliários é
17
substancialmente menor, tem menos liquidez, maior concentração e pode ser mais volátil do que os principais
mercados de valores mobiliários nos Estados Unidos. Consequentemente, embora V.Sa. tenha o direito de retirar, a
qualquer tempo, as ações ordinárias que lastreiam as ADSs do depositário, sua capacidade de vender as ações
ordinárias que lastreiam as ADSs por um preço e no tempo em que desejar fazê-lo pode ser bastante limitada. Há
também uma concentração significativamente maior no mercado de valores mobiliários brasileiro do que nos
principais mercados de valores mobiliários dos Estados Unidos. Em 31 de dezembro de 2011, as dez maiores
empresas em capitalização no mercado representaram 52,6% da capitalização total do mercado da
BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias & Futuros ("BM&FBOVESPA"). As dez melhores ações,
em termos de volume de negociações, representaram 53,7%, 50,0% e 47,2% de todas as ações negociadas na
BM&FBOVESPA, em 2009, 2010 e 2011, respectivamente.
ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA
Visão Geral
Somos uma sociedade por ações constituída e existente de acordo com as leis brasileiras, com a
denominação legal de CPFL Energia S.A. Nossa sede está localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14°. andar
- cj. 142, Vila Olímpia, CEP 04547-005, na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, Brasil, e nosso número de
telefone é +55 11 3841-8507.
Somos uma holding que, por meio de nossas subsidiárias, distribui, gera e comercializa energia elétrica no
Brasil. Nossa Companhia foi constituída em 1998 como uma joint venture entre a VBC, 521 Participações S.A. e a
Bonaire para combinar suas participações nas empresas que operam no setor de energia elétrica brasileiro.
Somos uma das maiores distribuidoras de energia elétrica no Brasil, com base nos 39.917 GWh de energia
elétrica que distribuímos para aproximadamente 7,0 milhões de consumidores em 2011. Em 2011, nossa capacidade
instalada de geração foi de 2.644 MW. Também estamos envolvidos na construção de quatro projetos de geração de
energia de biomassa, uma pequena central hidrelétrica, ou PCH, e 25 parques eólicos, por meio das quais esperamos
aumentar nossa capacidade instalada para 3.3011 MW, na medida em que elas sejam concluídas nos próximos três
anos.
Também nos dedicamos à comercialização de energia elétrica e prestamos serviços de agenciamento aos
Consumidores Livres perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”) e outros agentes, bem
como serviços relacionados à energia elétrica a nossas afiliadas e partes não afiliadas. Em 2011, o valor total da
energia elétrica vendida por nossas subsidiárias de comercialização foi 5.037 GWh e 8.665 GWh a afiliadas e partes
não afiliadas, respectivamente.
Em 2011 e até 29 de março de 2012, as seguintes evoluções afetaram nossa estrutura societária:
•
Em 19 de abril de 2011, firmamos um contrato com a Energias Renováveis S.A. (“ERSA”) para combinar
ativos e projetos relacionados a fontes de energia renovável (usinas de energia eólica, de biomassa e
pequenas centrais hidrelétricas). A operação envolveu: (i) a transferência de usinas de energia eólica, de
biomassa e pequenas centrais hidrelétricas anteriormente de propriedade e operadas pela CPFL Geração e
CPFL Comercialização Brasil S.A. (“CPFL Brasil”) para determinadas empresas, que posteriormente
transferiram as usinas de energia eólica, de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas para uma holding,
SMITA Empreendimentos e Participações S.A. (“SMITA”); (ii) a organização da SMITA pela CPFL
Geração e CPFL Brasil; (iii) a incorporação da SMITA pela ERSA, da qual nós acabamos detendo uma
participação de 54,5%; e (iv) a alteração da razão social da ERSA para CPFL Energia Renováveis S.A.
(“CPFL Energias Renováveis”). As demonstrações financeiras da CPFL Energias Renováveis foram
consolidadas em nossas demonstrações financeiras consolidadas desde 1º de agosto de 2011. A operação
foi ratificada pelos nossos acionistas em 19 de dezembro de 2011.
1
Esse número inclui quatro parques eólicos do complexo Bons Ventos, cuja aquisição ainda está sujeita a aprovação da ANEEL e outras
condições contratuais.
18
•
Em 7 de abril de 2011, a CPFL Energia S.A. celebrou um Contrato de Compra e Venda para a aquisição de
100% das ações da Jantus por R$823 milhões. Em 21 de setembro de 2011, a CPFL Energia S.A. cedeu o
Contrato de Compra e Venda para a CPFL Energias Renováveis. Para concluir a aquisição, nossa
subsidiária CPFL Brasil aportou fundos à CPFL Energias Renováveis, dos quais nós agora detemos 63%
de participação. A operação contemplou a aquisição de: (i) quatro parques eólicos em operação no Estado
do Ceará com capacidade instalada de 210 MW e (ii) um conjunto de projetos de parques eólicos com
capacidade total instalada de 732 MW nos Estados do Ceará e Piauí, dos quais 412 MW já foram
certificados e estão qualificados para participação nos próximos leilões de energia. A aquisição foi
concluída em 19 de dezembro de 2011.
•
Em 29 de dezembro de 2011, através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, nós adquirimos
todas as ações da Santa Luzia Energética S.A. (“Santa Luzia”), representando 100% de seu capital social
de R$132 milhões mediante a assunção de dívidas com o BNDES. Como resultado disso, nós agora
detemos a pequena central hidrelétrica Santa Luzia, localizada nas cidades de São Domingos e Iguaçu, no
Estado de Santa Catarina, com capacidade instalada de 28,5 MW.
•
Em 12 de janeiro de 2012, através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, celebramos um
Contrato de Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações da Atlântica I Parque Eólico S.A.
(“Atlântica I”), Atlântica II Parque Eólico S.A. (“Atlântica II”), Atlântica IV Parque Eólico S.A.
(“Atlântica IV”) e Atlântica V Parque Eólico S.A. (“Atlântica V”). Atlântica I, Atlântica II, Atlântica IV e
Atlântica V possuem autorização para produzir energia de fontes eólicas como produtores independentes
por um prazo de 35 anos. Esses parques eólicos estão localizados no Estado do Rio Grande do Sul e
possuem capacidade instalada total de 120 MW, todos certificados e vendidos no leilão de fontes
alternativas de energia realizado em agosto de 2010. A aquisição está sujeita a certas condições previstas no
Contrato de Compra e Venda e à aprovação pela ANEEL.
•
Em 24 de fevereiro de 2012, nós celebramos, por meio de nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, um
Contrato de Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações da BVP S.A. (“BVP”), que detém 100%
das ações da Bons Ventos Geradora de Energia S.A. (“Bons Ventos”). O custo total da aquisição foi de
R$1.062 milhões, distribuídos como segue: (i) R$600 milhões em dinheiro, e (ii) R$462 milhões através da
assunção de dívidas líquidas, cujo montante poderá ser ajustado na data do fechamento da aquisição. A
Bons Ventos possui autorizações para explorar os seguintes parques eólicos: (i) Taíba Albatroz, com
capacidade instalada de 16,8 MW, (ii) Bons Ventos, com capacidade instalada de 50,4 MW, (iii) Enacel,
com capacidade instalada de 31,5 MW e (iv) Canoa Quebrada, com capacidade instalada de 58,8 MW.
Todos estes parques eólicos estão totalmente operacionais no Estado do Ceará, e celebraram contratos com
a Eletrobrás para vender toda a energia gerada, nos termos do programa Proinfa. A aquisição está sujeita a
certas condições previstas no Contrato de Compra e Venda, incluindo as autorizações das autoridades
reguladoras.
•
Em 9 de Março de 2012, através de nossa controlada CPFL Energias Renováveis, celebramos um contrato
para a compra de 100% dos ativos de geração de energia elétrica e sistema de co-geração hidrelétrica da
SPE Lacenas Participações Ltda., uma subsidiária da Usina Açucareira Ester (“Usina Ester”). A Usina
Ester possui uma autorização da ANEEL para explorar energia elétrica através da biomassa (cana de
açúcar), com capacidade instalada de 40,0 MW. Essas usinas de co-geração, localizadas na cidade de
Cosmópolis, no Estado de São Paulo, estão em operação. A aquisição esta sujeita a certas condições
contidas no contrato, incluindo autorizações de autoridades regulatórias.
O gráfico a seguir fornece uma visão geral da nossa estrutura corporativa em 29 de março de 2012:
19
____________
(1) Inclui a participação de 0,1% da Camargo Corrêa S.A.
(2) Termoelétricas Termoparaíba e Termonordeste
*: CPFL Energia possui participação de 63% na CPFL Energias Renováveis (35.5% através da CPFL Geração e 27.5% através da
CPFL Brasil).
Nossas atividades essenciais são:
•
Distribuição. Em 2011, nossas oito distribuidoras integralmente consolidadas entregaram 39.917 GWh de
energia elétrica para aproximadamente 7,0 milhões de consumidores, principalmente nos Estados de São
Paulo e Rio Grande do Sul.
•
Fontes geradoras convencionais. Em 31 de dezembro de 2011, tínhamos uma capacidade instalada de
2.233 MW. Ao longo de 2011, geramos um total de 8.903 GWh de energia elétrica e tivemos 9.949 GWh
de energia assegurada, que é o valor de energia representativo de nossa produção média de energia elétrica
de longo prazo, conforme estabelecido pela ANEEL, a qual é a fonte primária de nossas receitas relativas
às atividades de geração. Detemos participação em oito usinas hidrelétricas (Serra da Mesa, Monte Claro,
Barra Grande, Campos Novos, Luiz Eduardo Magalhães - Lajeado, Castro Alves, 14 de Julho e Foz do
Chapecó). Ainda que a concessão da usina hidrelétrica de Serra da Mesa seja de propriedade de Furnas,
temos direito a 51,54% de sua energia assegurada. Em outubro de 2010, a usina hidrelétrica Foz do
Chapecó iniciou suas operações, atualmente representando uma capacidade instalada de 855 MW, dos
quais possuímos uma parcela de 51%, ou 436,1 MW. Nós também possuímos três usinas termoelétricas,
duas das quais foram adquiridas em 2009 (Termonordeste e Termoparaíba) através da aquisição da
EPASA. Em dezembro de 2010 e janeiro de 2011, respectivamente, as usinas Termonordeste e
Termoparaíba começaram as operações com capacidade instalada de 170,8 MW, cada uma. Possuímos uma
participação total de 52,75%2 na Termonordeste e na Termoparaíba, ou 180,2 MW.
2
Nós adquirimos 51% das ações da EPASA em setembro de 2009. Entretanto, como resultado de uma diluição do capital social da EPASA em
dezembro de 2011, nós agora detemos uma participação de 52,75%.
20
•
Fontes geradores renováveis. Em 2011, nós constituímos a CPFL Energias Renováveis, da qual possuímos
participação de 63%, para concentrar as nossas atividades de geração de energia através de fontes
renováveis. Atualmente, todas os nossos parques eólicos e usinas termoelétricas a biomassa, assim como 35
das nossas 47 pequenas centrais hidrelétricas, são administradas pela CPFL Energias Renováveis. Essas 35
pequenas centrais hidrelétricas são responsáveis por 92,1% da capacidade total de nossas pequenas centrais
hidrelétricas como um todo, das quais: (i) 34 encontram-se em operação, com capacidade instalada total de
307 MW, localizadas nos Estados de São Paulo, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Minas Gerais e Mato
Grosso, e (ii) uma encontra-se em construção no Estado de Santa Catarina, com uma capacidade instalada
estimada de 20 MW e com operações programadas para começar em 2013. Além disso, nós possuímos 33
parques eólicos, dos quais (i) oito3 encontram-se em operação, com capacidade instalada total de 367,5
MW, localizadas no Estado do Ceará, e (ii) 25 encontram-se em construção e com uma capacidade
instalada estimada de 670 MW, com operações programadas para começar entre 2012 e 2014. Também
possuímos nove usinas termoelétricas a biomassa, das quais: (i) três encontram-se em operação, com uma
capacidade instalada total de 135 MW, localizadas nos Estados de São Paulo e Rio Grande do Norte, e (ii)
quatro encontram-se em construção e com uma capacidade estimada de 195 MW, com operações
programadas para começar entre 2012 e 2014. Fechamos 2011 com uma capacidade instalada total (i.e.,
incluindo nossos segmento convencional de geração de fontes) de 2.644 MW. Usaremos parte de nossa
capacidade instalada aumentada para nossas próprias atividades de distribuição e comercialização.
•
Comercialização e Serviços.
A nossa subsidiária CPFL Brasil gerencia nossas operações de
comercialização e fornece serviços de agenciamento para Consumidores Livres perante a CCEE e outros
agentes, incluindo orientação sobre as exigências operacionais. A CPFL Brasil obtém e vende energia
elétrica a Consumidores Livres, outras empresas de comercialização, geradoras e distribuidoras. Nossa
subsidiária CPFL Serviços presta serviços relacionados com energia elétrica, como projetos de desenho e
construção, para nossas partes afiliadas e não afiliadas. Em 2011, vendemos 13.702 GWh de energia
elétrica, dos quais 8.665 GWh foram vendidos para partes não relacionadas.
Nossa Estratégia
O nosso objetivo geral consiste em consolidar a nossa posição de liderança no setor de energia elétrica do
Brasil, ao mesmo tempo em que criamos valor para os nossos acionistas. Buscamos atingir estas metas em todos os
nossos setores (distribuição, fontes de geração convencionais, fontes de geração renováveis, comercialização e
serviços, buscando eficiência operacional (através de inovação e tecnologia) e crescimento (por meio de sinergias
comerciais e novos projetos). Nossas estratégias baseiam-se em disciplina financeira, responsabilidade social e
melhoria da governança corporativa. Mais especificamente, nossa abordagem envolve as seguintes estratégias
comerciais chave.
A conclusão de nossos projetos de geração renováveis existentes e expansão de nosso portfólio de geração por
meio do desenvolvimento de novos projetos de geração de energia convencional e renovável para manter a nossa
posição de líder de mercado em projetos de fontes de energia renovável.
Em 2011, nós nos tornamos a maior empresa de energia renovável da América Latina ao constituir a CPFL
Energias Renováveis e adquirindo 100% das ações da Jantus, uma empresa envolvida na geração de energia através
de fontes renováveis, especialmente energia eólica. Em 2011, a nossa capacidade instalada aumentou para 2.644
MW, dos quais 2.233 MW foram gerados de forma convencional e 411 MW gerados através de fontes renováveis.
Isso representou um aumento de 14,5% comparado a 2010, quando a nossa capacidade instalada era de 2.309 MW.
Esse aumento foi devido a (i) criação da CPFL Energias Renováveis, na qual atualmente detemos uma participação
de 63%, (ii) o início das operações nas termoelétricas movidas a biomassa Bio Formosa e Bio Buriti, e (iii) a
aquisição de novas instalações de energia renovável (os parques eólicos Jantus e a pequena central hidrelétrica
Santa Luzia). Em janeiro de 2012, firmamos um Contrato de Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações
de Atlântica I, Atlântica II, Atlântica IV e Atlântica V, empresas envolvidas na geração de energia através de fontes
eólicas. Em fevereiro de 2012, celebramos um Contrato de Compra e Venda para a aquisição de 100% da BVP, a
3
Este número inclui os quatro parque eólicos do complexo Bons Ventos, cuja aquisição ainda está sujeira à aprovação da ANEEL e outras
21
sociedade holding da Bons Ventos. Tais aquisições estão sujeitas a determinadas condições, incluindo aprovação
das autoridades reguladoras.
Até o final de 2012, quando é esperado que a CPFL Bio Ipê, a CPFL Bio Pedra e os parques eólicos Santa
Clara tornem-se totalmente operacionais, nossa capacidade instalada poderá alcançar 2.922 MW3. Até o final de
2013, quando é esperado que as usinas de energia termoelétricas a biomassa Coopcana e Alvorada e a pequena
central hidrelétrica Salto Góes, os parques eólicos Campo dos Ventos II, Macacos I e Atlântica se tornem
totalmente operacionais, esta capacidade poderá alcançar 3.141 MW e, até o final de 2014, quando é esperado que
os parques eólicos Campo dos Ventos e São Benedito tornem-se operacionais, poderá alcançar 3.301 MW. Parte
dessas usinas de geração tem contratos associados de compra e venda de energia de longo prazo ("PPAs"),
aprovados pela ANEEL, que acreditamos nos garantirão uma taxa atraente de retorno sobre o investimento. Nós
também temos um conjunto de projetos de 2.743 MW (do qual nossa participação é de 1.728 MW) a ser
desenvolvido nos próximos anos através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis. A medida que aumenta o
consumo per capita de energia elétrica no Brasil, acreditamos que continuarão a surgir novas oportunidades de
investimento em mais projetos de geração de energia convencional e renovável.
Foco na melhoria contínua de nossa eficiência operacional. A distribuição de energia elétrica em nossas
áreas de concessão de distribuição é nosso maior segmento de negócio, representando aproximadamente 60% de
nossos EBITDA consolidado. Continuamos nos concentrando em melhorar a qualidade do nosso serviço e em
manter custos operacionais eficientes, explorando sinergias e tecnologias. Fazemos igualmente um esforço para
padronizar e atualizar nossas operações regularmente, introduzindo sistemas automatizados sempre que possível.
Em 2011, iniciamos o projeto Tauron, com o objetivo de obter um avanço importante na nossa operação de
distribuição, com base em novas tecnologias, gestão de desempenho, gestão de ativos e liderança. Esperamos
implementar totalmente o projeto Tauron em 2013.
Ampliação e fortalecimento dos nossos negócios de comercialização e serviços. Os Consumidores Livres
representam um segmento relevante do mercado de energia elétrica no Brasil (aproximadamente 25% da
participação de mercado). Buscamos celebrar contratos bilaterais (através da CPFL Brasil, nossa subsidiária de
comercialização) com antigos consumidores de nossas empresas de distribuição que se tornaram Consumidores
Livres, além de atrair outros Consumidores Livres fora das áreas de concessão de nossas distribuidoras. A fim de
atingir esse objetivo, incentivamos as relações positivas com os consumidores, prestando serviços, consultoria
estratégica e suporte à tomada de decisão em questões relacionadas à energia elétrica.
Posicionamento para nos beneficiar da consolidação do setor, com base em nossa experiência na
integração e reestruturação bem-sucedidas de outras operações. Acreditamos que, com a estabilização do
ambiente regulatório no setor energético brasileiro, haverá substancial consolidação nos setores de geração,
transmissão e, sobretudo, distribuição. Dada a solidez de nossa situação financeira e nossa capacidade gerencial,
acreditamos estar em boa posição para nos beneficiar dessa consolidação. Se houver ativos promissores disponíveis
em termos atraentes, podemos fazer as aquisições que complementam nossas operações existentes, proporcionando
à nossa empresa e aos nossos consumidores oportunidades adicionais de usufruir as vantagens da economia de
escala.
Manutenção de um alto nível de responsabilidade social nas comunidades em que operamos.
Objetivamos manter nossas operações comerciais nos mais altos padrões de responsabilidade social e
desenvolvimento sustentável. Também apoiamos as iniciativas de fomento aos interesses econômico, cultural e
social das comunidades em que operamos e de contribuição para seu contínuo desenvolvimento.
Adesão às melhores normas de governança corporativa. Dedicamo-nos a manter os mais altos padrões de
transparência gerencial e governança corporativa, oferecendo direitos equitativos aos acionistas e, buscando valor
para nossos acionistas por meio de várias medidas, inclusive o aumento da disponibilidade de nossas ações em
circulação e sua liquidez.
22
Nossas Áreas de Concessão
Distribuição
Nossa empresa é uma das maiores distribuidoras de energia elétrica do Brasil, com base na quantidade de
energia elétrica que distribuímos em 2011. Juntas, nossas oito distribuidoras fornecem energia elétrica para uma
região que abrange 175.2374 quilômetros quadrados predominantemente nos Estados de São Paulo e do Rio Grande
do Sul. Suas áreas de concessão incluem 559 municípios e uma população de aproximadamente 17,7 milhões de
pessoas. Juntas, elas forneciam energia elétrica para aproximadamente 7 milhões de consumidores em 31 de
dezembro de 2011. Nossas oito subsidiárias distribuíam aproximadamente 13% do total da energia elétrica
distribuída no Brasil, com base nos dados da Empresa de Pesquisas Energéticas – EPE.
4
A redução comparada a 2010 foi devida ao fato de determinadas cooperativas na área de distribuição de concessão da CPFL Piratininga terem
sido classificadas pela ANEEL como permissionárias (e, como tal, elas são agora consideradas distribuidoras). Porém, esta redução não causou
impacto nas nossas receitas e resultados de operações.
23
Distribuidoras
Possuímos oito distribuidoras energia elétrica:
•
CPFL Paulista. A Companhia Paulista de Força e Luz ("CPFL Paulista") distribui energia elétrica para
uma área de concessão que abrange 90.440 quilômetros quadrados no Estado de São Paulo, com uma
população de aproximadamente 9,4 milhões de pessoas. Sua área de concessão cobre 2345 municípios,
incluindo as cidades de Campinas, Bauru, Ribeirão Preto, São José do Rio Preto, Araraquara e Piracicaba.
A CPFL Paulista tinha aproximadamente 3,7 milhões de consumidores em 31 de dezembro de 2011. Em
2011, a CPFL Paulista distribuiu 21.008 GWh de energia elétrica, respondendo por aproximadamente
22,7% do total da energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 6,6% do total da energia elétrica
distribuída no Brasil, durante esse período.
•
CPFL Piratininga. A Companhia Piratininga de Força e Luz ("CPFL Piratininga") distribui energia
elétrica para uma área de concessão que abrange 5.618 quilômetros quadrados na parte sul do Estado de
São Paulo, com uma população de aproximadamente 3,6 milhões de pessoas. Sua área de concessão
abrange 275 municípios, inclusive as cidades de Santos, Sorocaba e Jundiaí. A CPFL Piratininga tinha
aproximadamente 1,5 milhões de consumidores em 31 de dezembro de 2011. Em 2011, a CPFL
Piratininga distribuiu 9.041 GWh de energia elétrica, representando aproximadamente 9,8% do total da
energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 2,8% do total da energia elétrica distribuída no
Brasil, durante esse período.
•
RGE. A Rio Grande Energia S.A. ("RGE") distribui energia elétrica para uma área de concessão que
abrange 58.823 quilômetros quadrados no Estado do Rio Grande do Sul, com uma população de
aproximadamente 3,8 milhões de habitantes. Sua área de concessão abrange 2535 municípios, incluindo as
cidades de Caxias do Sul e Gravataí. A RGE tinha aproximadamente 1,3 milhões de consumidores em 31
de dezembro de 2011. Em 2011, a RGE distribuiu 7.622 GWh de energia elétrica (6.548 GWh distribuídos
a Consumidores Finais e 1.074 GWh distribuídos principalmente a pequenas concessionárias e pequenas
cooperativas de eletrificação rural), que respondem por aproximadamente 31,4% do total da energia
elétrica distribuída no Estado do Rio Grande do Sul e 2,4% do total da energia elétrica distribuída no
Brasil, durante este período.
•
CPFL Santa Cruz. A Companhia Luz e Força Santa Cruz ("CPFL Santa Cruz") distribui energia elétrica
para uma área de concessão que abrange 11.870 quilômetros quadrados, que inclui 245 municípios da
região noroeste do Estado de São Paulo e três5 municípios do Estado do Paraná. Em 2011, a CPFL Santa
Cruz distribuiu 967 GWh de energia elétrica para aproximadamente 186.000 consumidores, que
respondem por aproximadamente 1,0% do total da energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e
0,3% do total da energia elétrica distribuída no Brasil, durante este período.
•
CPFL Jaguari. A Companhia Jaguari de Energia ("CPFL Jaguari") distribui energia elétrica para uma
área de concessão que abrange 252 quilômetros quadrados, que inclui dois5 municípios do Estado de São
Paulo. Em 2011, a CPFL Jaguari distribuiu 431 GWh de energia elétrica para aproximadamente 34.000
consumidores.
•
CPFL Mococa. A Companhia Luz e Força de Mococa ("CPFL Mococa") distribui energia elétrica para
uma área de concessão que abrange 1.844 quilômetros quadrados, que inclui um5 município do Estado de
São Paulo e três5 municípios do Estado de Minas Gerais. Em 2011, a CPFL Mococa distribuiu 211 GWh
de energia elétrica para aproximadamente 42.000 consumidores.
•
CPFL Leste Paulista. A Companhia Leste Paulista de Energia ("CPFL Leste Paulista") distribui energia
elétrica para uma área de concessão que abrange 2.589 quilômetros quadrados, que inclui sete5 municípios
do Estado de São Paulo. Em 2011, a CPFL Leste Paulista distribuiu 263 GWh de energia elétrica para
aproximadamente 52.000 consumidores.
5
Estes números consideram apenas as municipalidades dentro da área de cada subsidiária. Favor notar que também servimos consumidores em
municipalidades dentro da área de concessão de outra concessionária, que, por alguma razão, não são atendidos por tal concessionária.
24
•
CPFL Sul Paulista. A Companhia Sul Paulista de Energia ("CPFL Sul Paulista") distribui energia elétrica
para uma área de concessão que abrange 3.802 quilômetros quadrados, que inclui cinco5 municípios do
Estado de São Paulo. Em 2011, a CPFL Sul Paulista distribuiu 373 GWh de energia elétrica para
aproximadamente 75.000 consumidores.
Rede de Distribuição
Nossas oito distribuidoras possuem linhas de distribuição com níveis de tensão que variam de 34,5 kV a
138 kV. Essas linhas distribuem energia elétrica a partir do ponto de conexão com a Rede Básica para nossas
subestações de energia em cada uma de nossas áreas de concessão. Todos os consumidores conectados a essas
linhas de distribuição, tais como Consumidores Livres ou outras concessionárias, estão obrigados a pagar uma
Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (“TUSD”).
Cada uma de nossas subsidiárias possui uma rede de distribuição composta predominantemente de linhas
aéreas e subestações com níveis de tensão sucessivamente menores. Os consumidores são classificados em
diferentes níveis de tensão, com base na energia elétrica consumida e em sua demanda por energia elétrica. Grandes
consumidores industriais e comerciais recebem energia elétrica em níveis de tensão elevados (até 138 kV), ao passo
que consumidores industriais e comerciais menores, assim como os residenciais, recebem energia elétrica em faixas
de tensão mais baixas (2,3 kV e abaixo).
Em 31 de dezembro de 2011, nossa rede de distribuição consistia em 210.491 quilômetros de linhas de
distribuição incluindo 276.561 transformadores de distribuição. Nossas oito distribuidoras tinham 9.437 km de
linhas de distribuição de alta tensão entre 34,5 kV e 138 kV. Naquela data, detínhamos 434 subestações
transformadoras de alta tensão para média tensão para subsequente distribuição, com capacidade total de
transformação de 13.650 megavolt amperes. Entre os consumidores industriais e comerciais em nossa área de
concessão, 283 recebiam energia elétrica em 69 KV, 88 KV ou 138 kV, distribuída por meio de conexões diretas às
nossas linhas de distribuição em alta tensão.
Performance do Sistema
Perdas de Energia elétrica
Enfrentamos dois tipos de perdas de energia elétrica: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas
técnicas são inerentes ao fluxo de energia elétrica através do sistema de distribuição. As perdas comerciais são
perdas que resultam de conexões ilegais, fraude ou erros de faturamento e similares. Os índices de perda de energia
das nossas três maiores distribuidoras (CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE) são mais favoráveis do que o
percentual médio de outras importantes distribuidoras brasileiras em 2010, segundo as informações mais recentes
disponibilizadas pela Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica ("ABRADEE"), uma associação
do setor.
Estamos também nos empenhando ativamente em reduzir as perdas comerciais decorrentes de conexões
ilegais, fraude ou erros de faturamento. Para isso, em cada uma de nossas oito subsidiárias, destacamos equipes
técnicas qualificadas, aumentamos as reposições de equipamentos de medição obsoletos e desenvolvemos um
programa de computador para descobrir e analisar faturamentos irregulares. Aproximadamente 437.330 inspeções
foram realizadas em 2011, o que acreditamos ter conduzido a uma recuperação de recebíveis estimada em mais de
R$163,8 milhões.
Interrupções de Energia
A tabela abaixo determina, para cada uma de nossas subsidiárias, a frequência e duração das interrupções
de energia por consumidor nos anos de 2011 e 2010:
25
Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011
FEC1
DEC2
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL
Santa Cruz
CPFL
Jaguari
CPFL
Mococa
CPFL Leste
Paulista
CPFL Sul
Paulista
5,36
6,77
4,87
6,44
9,44
15,19
8,15
8,43
5,10
7,00
5,24
5,95
6,17
9,66
5,73
9,06
(I) Frequência de interrupções por consumidor por ano (número de interrupções)
(2) Duração das interrupções por consumidor por ano (em horas)
Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010
FEC1
DEC2
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL
Santa Cruz
CPFL
Jaguari
CPFL
Mococa
CPFL Leste
Paulista
CPFL Sul
Paulista
5,05
5,65
5,22
6,88
9,66
14,71
6,52
5,49
7,81
9,24
4,52
4,59
7,69
8,28
7,75
9,21
(1) Frequência de interrupções por consumidor por ano (número de interrupções)
(2) Duração das interrupções por consumidor por ano (em horas)
Estamos continuamente buscando melhorar a qualidade e confiabilidade de nosso fornecimento de energia,
tendo como parâmetro as medições de frequência e duração de nossas interrupções de energia. De acordo com os
dados da ABRADEE de 2010, nossa frequência e duração média das interrupções por consumidor durante os
últimos anos se comparam favoravelmente com as médias para as demais distribuidoras brasileiras.
Com base nos dados publicados pela ANEEL, a duração e frequência das interrupções da CPFL Paulista e
da CPFL Piratininga estão entre as mais baixas do Brasil em comparação com companhias de tamanho similar. A
duração das interrupções da RGE são comparativamente mais altas do que aquelas da CPFL Paulista e da CPFL
Piratininga, porém permanecem em linha com o índice médio para as empresas de energia no sul do Brasil,
principalmente em decorrência da falta de redundância em seu sistema de distribuição, do uso de linhas de média
tensão e de um nível menor de automação na rede.
A ANEEL estabelece indicadores de desempenho por consumidor para serem seguidos pelas empresas de
energia. Caso estes indicadores não sejam alcançados, somos obrigados a reembolsar nossos consumidores, e
nossas receitas são negativamente afetadas. Em 2010, de acordo com informações da ANEEL, o valor que
reembolsamos aos nossos consumidores foi menor que o valor médio reembolsado por outras empresas de energia
de porte similar.
Nossas subsidiárias de distribuição têm tecnologia de construção e manutenção que permite reparos em
redes energizadas sem interrupção do serviço, resultando em níveis baixos de interrupção programada, da ordem de
até 14% do total de interrupções. As interrupções não programadas em razão de acidentes ou causas naturais,
inclusive descargas atmosféricas, incêndio e ventos representaram o total remanescente de nossas interrupções. Em
2011, investimos um total de R$1.081 milhões em melhorias em (i) logística de nossas operações, (ii) nossos
sistemas, e (iii) nossa infraestrutura para dar suporte às operações, através de nossos diferentes segmentos de
negócio. Esperamos investir um adicional de R$1.108 milhões para tais finalidades em 2012.
Estamos empenhados em melhorar nossos tempos de atendimento para serviços de reparos. Os indicadores
de qualidade para o abastecimento de energia pela CPFL Paulista e pela CPFL Piratininga mantiveram níveis de
excelência ao mesmo tempo em que cumpriram os padrões regulatórios. Isto também resultou de nossa logística
operacional eficiente, inclusive do posicionamento estratégico de nossas equipes, da tecnologia e automação de
nossa rede e centros de operação, junto a um plano de manutenção e conservação preventivo.
Compras de Energia Elétrica
A maior parte da energia elétrica que vendemos é adquirida de partes não relacionadas, em vez de ser
gerada em nossas instalações. Em 2011, 11,1% do total de energia elétrica adquirido por nossas distribuidoras foi
adquirido de nossas subsidiárias de geração.
26
Em 2011, compramos 10.855 GWh de energia elétrica de Itaipu, chegando a 21,3% do total da energia
elétrica adquirida. Itaipu está localizada na fronteira entre Brasil e Paraguai e é objeto de um tratado bilateral entre
os dois países, por meio do qual o Brasil se comprometeu a comprar quantidades de energia elétrica previamente
estabelecidas. Este tratado irá expirar em 2023. As prestadoras de serviços públicos de energia elétrica que operam
por concessões nas regiões Centro-Oeste, Sul e Sudeste do Brasil são obrigadas por lei a comprar uma parte da
energia elétrica que o Brasil é obrigado a comprar de Itaipu. As quantidades que essas empresas estão obrigadas a
comprar são regidos por contratos take-or-pay, com tarifas estabelecidas em dólares norte-americanos por kW. A
ANEEL determina anualmente a quantidade de energia elétrica a ser vendida por Itaipu. Pagamos pela energia
adquirida de Itaipu de acordo com a proporção entre a quantidade estabelecida pela ANEEL e nossa quota-parte
estabelecida por lei, independentemente de Itaipu ter gerado essa quantidade de energia elétrica ou não por um
preço de US$24,88/kW. Nossas compras representam aproximadamente 17,0% do fornecimento total de Itaipu para
o Brasil. Essa quota-parte foi fixada por lei, de acordo com a quantidade de energia elétrica vendida em 1991. As
tarifas pagas são estabelecidas de acordo com o tratado bilateral e fixadas de maneira a cobrir as despesas
operacionais de Itaipu, e os pagamentos do principal e juros das dívidas de Itaipu expressos em dólares norteamericanos, assim como os custos de transmissão da energia a suas áreas de concessão.
A usina de Itaipu tem uma rede de transmissão exclusiva. As companhias de distribuição pagam uma taxa
para o uso dessa rede.
Em 2011, pagamos uma média de R$89,68 por MWh para as compras de energia elétrica de Itaipu, em
comparação com R$93,23 durante 2010 e R$104,41 durante 2009. Esses números não incluem a taxa de
transmissão.
Compramos 39.998 GWh de energia elétrica em 2011 de outras empresas geradoras que não Itaipu, o que
representa 78,7% do total da energia elétrica que adquirimos. Pagamos uma média de R$110,73/MWh por compras
de energia elétrica de empresas geradoras que não são a Itaipu, comparado com R$109,47/MWh em 2010 e
R$104,44/MWh em 2009. Para obter mais informações sobre o mercado regulado e o ambiente de contratação
livre, consulte "- O Setor Elétrico Brasileiro - A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico".
A tabela a seguir mostra os valores adquiridos de nossos fornecedores no mercado regulado e no ambiente
de contratação livre, para os períodos indicados.
Energia comprada para revenda:
Itaipu Binacional .................................................................................................
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE ...............................
PROINFA............................................................................................................
Energia adquirida no Ambiente de Contratação Livre
e por meio de contratos bilaterais .......................................................................
Total .........................................................................................................................
2011
2010
2009
(in GWh)
10.855
5.002
1.032
10.835
3.373
1.133
11.084
3.101
958
33.964
50.853
37.043
52.384
37.531
52.674
As previsões de nosso fornecimento de energia elétrica são regidas por regulamentação da ANEEL. As
principais disposições de cada contrato dizem respeito à quantidade de energia elétrica adquirida, o preço, inclusive
os reajustes para os diversos fatores, tais como os índices de inflação e a duração do contrato.
Tarifas de Transmissão. Em 2011, pagamos um total de R$1.314 milhões em tarifas pelo uso da rede de
transmissão, inclusive as tarifas da Rede Básica, as tarifas de conexão e transmissão de energia elétrica de alta
tensão de Itaipu às taxas estabelecidas pela ANEEL.
Consumidores e Tarifas
Consumidores
Classificamos nossos consumidores em cinco categorias principais. Consulte a Nota 26 de nossas
demonstrações financeiras auditadas e consolidadas para um detalhamento de nossas vendas por categoria.
27
•
Consumidores industriais. As vendas para consumidores industriais finais responderam por 27,7% de
nossas receitas de vendas de energia elétrica em 2011.
•
Consumidores residenciais. As venda para consumidores residenciais finais responderam por 40,1% de
nossas receitas de vendas de energia elétrica em 2011.
•
Consumidores comerciais. As vendas para consumidores comerciais finais, que incluem as empresas
prestadoras de serviços, universidades e hospitais, responderam por 20,7% de nossas receitas de vendas
de energia elétrica em 2011.
•
Consumidores rurais. As vendas para consumidores rurais responderam por 3,0% de nossas receitas de
vendas de energia elétrica em 2011.
•
Outros consumidores. As venda para os demais consumidores, que incluem serviços públicos, tais como
iluminação pública, responderam por 8,5% de nossas receitas de vendas de energia elétrica em 2011.
Tarifas de Distribuição no Varejo. Classificamos nossos consumidores em dois grupos diferentes:
consumidores do Grupo A e consumidores do Grupo B, com base no nível de tensão em que a energia elétrica lhes
é fornecida. Cada consumidor se enquadra em certo nível tarifário definido por lei e com base em sua respectiva
classificação, embora haja descontos com base em quantidades. Os consumidores do Grupo B pagam tarifas mais
altas. As tarifas no Grupo B variam por tipos de consumidor (residencial, comercial, rural ou industrial). Os
Consumidores no Grupo A pagam tarifas menores, decrescendo de A4 para Al , pois seu fornecimento é feito em
voltagens mais elevadas, que demandam menor utilização do sistema de distribuição de energia elétrica. As tarifas
que cobramos pelas vendas de energia elétrica aos Consumidores Finais são determinadas segundo nossos contratos
de concessão e regras estabelecidas pela ANEEL. Esses contratos de concessão e a regulamentação correlata
estabelecem um preço máximo com reajustes anuais, periódicos e extraordinários. Para maiores informações sobre
o regime regulatório aplicável à nossas tarifas e respectivos reajustes, consulte "- O Setor Elétrico Brasileiro".
Os consumidores do Grupo A recebem energia elétrica em tensões iguais ou superiores a 2,3 kV. As tarifas
para os consumidores do Grupo A têm por base os níveis de tensão de fornecimento de energia elétrica e época do
ano e o horário do dia em que a energia elétrica é fornecida, embora os consumidores possam optar por uma tarifa
diferente da aplicável nos períodos de pico a fim de otimizar a utilização da rede elétrica. As tarifas aplicáveis aos
consumidores do Grupo A contêm dois componentes: uma cobrança pela demanda de potência e cobrança pelo
consumo de energia. A cobrança pela demanda de potência, expressa em Reais por kW, tem por base (i) a potência
firme contratada ou (ii) a potência efetivamente utilizada, a que for mais alta. A cobrança pelo consumo de energia,
expressa em Reais por MWh, tem por base o valor da energia elétrica efetivamente consumida. Os consumidores do
Grupo A são aqueles que, com maior probabilidade, qualificar-se-ão como Consumidores Livres nos termos da Lei
do Novo Modelo do Setor Elétrico. Consulte “- O Setor Elétrico Brasileiro – Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico”.
Os consumidores do Grupo B recebem energia elétrica em tensão inferior a 2,3 kV (220 V e 127 V). As
tarifas para os consumidores do Grupo B consistem exclusivamente numa cobrança pelo consumo de energia e têm
por base a classificação do consumidor.
A tabela a seguir contém informações relativas à média de nossos preços de fornecimento para cada
categoria de consumidor em 2011 e 2010. Estes preços incluem tributos (ICMS, PIS e COFINS) e são calculados
com base em nossas vendas e na quantidade de energia elétrica vendida em 2011 e 2010.
Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL
Santa Cruz
CPFL
Leste
Paulista
(R$/MWh)
28
CPFL Sul
Paulista
CPFL
Jaguari
CPFL
Mococa
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL
Santa Cruz
CPFL
Leste
Paulista
CPFL Sul
Paulista
CPFL
Jaguari
CPFL
Mococa
481,14
325,14
457,17
252,16
308,73
384,20
404,51
292,58
363,79
211,65
262,51
314,96
551,81
355,70
461,81
264,64
317,38
409,66
CPFL Sul
Paulista
CPFL
Jaguari
CPFL
Mococa
(R$/MWh)
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total
Vendas/Quantidade
Vendida
416,68
322,85
349,56
192,31
263,01
348,63
418,90
313,27
366,33
226,27
278,88
359,99
541,53
365,08
516,05
278,91
375,98
440,20
483,21
373,34
437,55
235,28
312,84
399,14
511,15
416,55
476,79
257,46
340,36
400,59
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total Vendas/
quantidade Vendida
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL
Santa
Cruz
CPFL
Leste
Paulista
400,76
311,90
339,05
181,49
250,07
394,42
295,54
347,41
213,16
246,31
509,89
346,97
491,23
235,64
231,00
(R$/MWh)
432,07
458,09
323,89
342,95
395,70
428,93
212,40
232,12
184,17
303,61
452,57
287,54
432,77
243,18
295,12
379,55
275,80
344,44
198,59
246,49
507,27
330,85
428,78
243,94
294,39
334,34
335,74
380,34
323,59
353,03
296,27
376,04
352,11
De acordo com as regras em vigor, consumidores residenciais podem ser elegíveis para pagar tarifas
reduzidas se: (i) seus rendimentos mensais forem iguais ou inferiores à metade do salário mínimo, (ii) seus
rendimentos mensais forem inferiores a três salários mínimos, e um (ou mais) dos membros da família possuírem
uma doença que exija uso contínuo de um equipamento elétrico, ou (iii) eles recebem determinados benefícios sob
programas sociais do Governo Federal. Para se beneficiar desses regulamentos, esses consumidores devem se
registrar com o respectivo cadastro do Governo Federal. Os descontos aplicados às tarifas dependem da quantidade
de energia consumida. Os descontos variam de 10% a 65% para consumo de energia variando de menos de 30 KW
até 220 KW por mês. Um outro benefício concedido a esses consumidores residenciais é o de que eles não
necessitam pagar o encargo de capacidade emergencial, o encargo de aquisição de energia elétrica emergencial ou
qualquer tarifa extraordinária aprovada pela ANEEL.
TUSD. De acordo com as leis e regulações aplicáveis, somos obrigados a permitir que outros
consumidores usem nossas linhas de distribuição de alta tensão, inclusive os Consumidores Livres em nossas áreas
de concessão de distribuição que são abastecidos por outros distribuidores. Todos os nossos consumidores devem
pagar uma taxa pelo uso de nossa rede. Em 2011, as receitas de tarifas pelo uso de nossa rede por Consumidores
Livres totalizaram R$1.314 milhões. A tarifa média pelo uso de nossa rede foi de R$90,03/MWh e R$88.15/MWh
em 2011 e 2010, respectivamente, incluindo a TUSD que cobramos de outras distribuidoras conectadas à nossa rede
de distribuição.
Procedimentos de Faturamento
O procedimento que utilizamos para faturamento e pagamento da energia elétrica fornecida a nossos
consumidores é determinado pela categoria de consumidor. As leituras de medidores e o faturamento são realizados
mensalmente para os consumidores de baixa tensão, com exceção dos consumidores rurais, cuja leitura é realizada
em uma periodicidade que varia de um a três meses, de acordo com a legislação em vigor. As faturas são
preparadas com base nas leituras dos medidores ou no uso estimado. Os consumidores de baixas tensões são
faturados no prazo de três dias úteis após a leitura, sendo o respectivo vencimento no prazo de cinco dias úteis a
contar da data da fatura. Na hipótese de inadimplência, uma notificação acompanhada da fatura do mês seguinte é
encaminhada ao consumidor inadimplente, conforme a qual um prazo de 15 dias é concedido para que o saldo
29
devedor seja quitado pelo consumidor inadimplente. Caso o pagamento não seja recebido em até três dias contados
do término do prazo de 15 dias, o fornecimento de energia elétrica do consumidor poderá ser suspenso. Nós
também podemos tomar outras medidas, tais como a inclusão dos consumidores nas lista de devedores das agências
de informação de crédito, ou cobrança extrajudicial ou judicial através de agências de cobrança.
Os consumidores de alta tensão são faturados mensalmente, sendo o pagamento devido no prazo de cinco
dias úteis após a data da fatura. Na hipótese de inadimplência, uma notificação é enviada ao consumidor
inadimplente quatro dias úteis após a data de vencimento, conforme a qual um prazo de 15 dias é concedido para o
pagamento. Não ocorrendo o pagamento, em até três dias contados do término do prazo de 15 dias, o fornecimento
ao consumidor é interrompido.
De acordo com dados da ABRADEE para 2010, o percentual de consumidores inadimplentes das nossas
três maiores distribuidoras são favoravelmente comparáveis à média de outras principais distribuidoras brasileiras
de energia elétrica. Para este fim, os consumidores inadimplentes são aqueles cujas faturas estão de um a 89 dias
em atraso. Faturas em atraso por mais de 89 dias são consideradas não recuperáveis.
Atendimento ao Consumidor
Empenhamo-nos em prestar aos nossos consumidores do segmento de distribuição serviços de atendimento
de alta qualidade. Operamos centrais de atendimento em cada uma de nossas subsidiárias de distribuição, que
prestam serviço ao consumidor 24 horas por dia, sete dias por semana. Em 2011, nossas centrais de atendimento
atenderam aproximadamente 10,6 milhões de chamadas. Também prestamos serviço de atendimento ao consumidor
por meio de nosso website na Internet, que processou aproximadamente 12,2 milhões de solicitações de
consumidores em 2011, e através de nossas filiais as quais atenderam aproximadamente 4 milhões de solicitações
de consumidores em 2011. O crescimento em solicitações eletrônicas nos permitiu reduzir os custos de atendimento
ao consumidor e fornecer assistência através do nosso call center a um grande número de consumidores sem acesso
à Internet. Após o recebimento de uma solicitação de serviço de consumidor, enviamos nossos técnicos para efetuar
os reparos necessários.
Geração de Energia Elétrica
Estamos expandindo ativamente nossa capacidade de geração. De acordo com as normas brasileiras, as
receitas de geração dependem, principalmente, da energia assegurada de cada usina, e não de sua capacidade
instalada ou energia efetivamente gerada. A energia assegurada é a quantidade fixa de energia elétrica estabelecida
pelo governo brasileiro no respectivo contrato de concessão. Para determinadas empresas, a geração é
periodicamente determinada pelo ONS, tendo em vista a demanda e as condições hidrológicas. Caso vendam sua
energia e participem no Mecanismo de Realocação de Energia ("MRE") as geradoras receberão pelo menos o valor
da receita correspondente à energia assegurada, mesmo que não tenham efetivamente gerado a totalidade da
energia. Por outro lado, caso a geração de uma usina exceda sua energia assegurada, sua receita adicional será
apenas igual aos custos correlatos. A maioria das nossas usinas hidrelétricas faz parte do MRE, o que atenua os
riscos hidrológicos.
Em 31 de dezembro de 2011, a CPFL Geração possuía participação de 51,54% na energia assegurada da
usina de Serra da Mesa. Por meio de nossas subsidiárias CERAN, BAESA, ENERCAN e Chapecoense, a CPFL
Geração também possui participação em Monte Claro, Barra Grande, Campos Novos, Castro Alves, 14 de Julho e
Foz do Chapecó, que estão operacionais desde dezembro de 2004, novembro de 2005, fevereiro de 2007, março de
2008, dezembro de 2008 e outubro de 2010, respectivamente. Por meio da CPFL Jaguari Geração, nós possuímos
participação de 6,93% na usina elétrica de Luiz Eduardo Magalhães. Nós também operamos três usinas
termoelétricas, duas destas adquiridas em 2009 (Termonordeste e Termoparaíba) através da aquisição da EPASA
(uma subsidiária da CPFL Geração). A Termonordeste iniciou suas operações em 24 de dezembro de 2010 e a
Termoparaíba em 13 de janeiro de 2011.
Em 31 de dezembro de 2011, através das nossas subsidiárias CPFL Geração e CPFL Brasil, nós
possuíamos participação de 63,0% na CPFL Energias Renováveis, uma empresa resultante de uma associação com a
ERSA, responsável pelas nossas subsidiárias envolvidas em geração de eletricidade de fontes renováveis. Nós
consolidamos totalmente a CPFL Energias Renováveis em nossas demonstrações financeiras desde 1º de agosto de
30
2011, mediante a incorporação da SMITA pela ERSA. Na reunião de 8 de março de 2012, nosso Conselho de
Administração aprovou que bancos de investimentos analisem a possibilidade de um IPO (inicial public offering)
nas ações da CPFL Renováveis.
Até a data deste relatório anual, a CPFL Energias Renováveis consiste de:
• 18 subsidiárias envolvidas na geração de energia elétrica através de 35 pequenas centrais hidrelétricas, das quais:
(i) 34 são operacionais, com capacidade total instalada de 307 MW, localizadas nos Estados de São Paulo, Santa
Catarina, Rio Grande do Sul, Minas Gerais e Mato Grosso, e (ii) uma encontra-se em construção, com
capacidade instalada estimada de 20 MW, programada para iniciar as operações em 2013;
• 33 subsidiárias envolvidas na geração de energia elétrica de fontes eólicas, das quais (i) oito6 encontram-se em
operação, com capacidade instalada total de 367,5 MW, localizada no Estado do Ceará, e (ii) 257 encontram-se
em construção, com uma capacidade instalada estimada de 670 MW, com operações programadas para serem
iniciadas entre 2012 e 2014;
• Sete subsidiárias envolvidas na geração de energia elétrica de biomassa, das quais (i) três encontram-se em
operação, com capacidade total instalada de 135 MW, localizadas nos Estados de São Paulo e Rio Grande do
Norte e (ii) quatro encontram-se em construção, com uma capacidade instalada estimada de 195 MW, com
operações programadas para iniciar entre 2012 e 2014. Em 27 de agosto de 2010, nossa primeira usina movida a
bagaço de cana de açúcar iniciou suas operações, através da CPFL Bioenergia (unidades de geração de energia
Baldin) com 45 MW de capacidade. A CPFL Bio Formosa iniciou as operações em 2 de setembro de 2011, com
capacidade de 40 MW. CPFL Bio Buriti tornou-se operacional em 7 de outubro de 2011 com capacidade de 50
MW.
Nós também possuímos 12 pequenas centrais hidrelétricas através da CPFL Geração e de algumas de
nossas distribuidoras em 31 de dezembro de 2011.
Nossa capacidade instalada total de todas essas usinas era de 2.644 MW em 31 de dezembro de 2011. A
maior parte da energia elétrica que produzimos provém de nossas usinas hidrelétricas. Geramos 9.638 GWh em
2011, 9.142 GWh em 2010 e 5.984 GWh em 2009.
Nós estamos atualmente envolvidos na construção das usinas de co-geração da CPFL Bio Ipê, CPFL Bio
Pedra, Alvorada e Coopcana, da pequena central hidrelétrica Salto Góes e parques eólicos de Santa Clara, Campo
dos Ventos, Macacos I, São Benedito e Atlântica. Esperamos reformar duas pequenas hidrelétricas no Estado do
Rio Grande do Sul em 2013. Após a conclusão destas usinas, esperamos totalizar uma participação na capacidade
instalada total destes projetos de 3.301 MW até o final de 2014.
A tabela a seguir traz determinadas informações relativas às nossas instalações em operação em 30 de
dezembro de 2011:
Sociedade
Holding
Partic.
Nossa
parcela
Usinas Hidrelétricas:
Serra da Mesa
Monte Claro
Capacidade* (MW)
CPFL Geração
CPFL Geração
51,54%
657,1
TOTAL
1.275,0
Energia assegurada*
(GWh)
Entrada
em
Operação
Atualização
da instalação
Concessão
expira
Nossa
parcela
TOTAL
3.029,5
5.878,0
1998
2028(1)
65%
84,5
130,0
335,9
516,8
2004
2036
Barra Grande
CPFL Geração
25,01%
172,6
690,0
833,9
3.334,1
2005
2036
Campos Novos
CPFL Geração
48,72%
428,7
880,0
1.612,8
3.310,4
2007
2035
Castro Alves
CPFL Geração
65%
84,5
130,0
364,4
560,6
2008
2036
6
Este número inclui os quatro parques eólicos do complexo Bons Ventos, cuja aquisição ainda está sujeita à aprovação da ANEEL e outras
7
Este número inclui os quatro parque eólicos do complexo Atlântica, cuja aquisição ainda está sujeita à aprovação da ANEEL e outras condições
contratuais.
31
14 de Julho
Luis Eduardo
Magalhães
CPFL Geração
CPFL Jaguari
Geração
65%
65,0
100,0
284,7
438,0
2008
2036
6,93%
62,5
902,5
319,7
4.613,0
2001
2032
Foz do Chapecó
SUBTOTAL – Usinas
Hidrelétricas
CPFL Geração
51%
436,1
855,0
1.930,0
3.784,3
2010
2036
1.991,0
8.710,9
Usinas
Termoelétricas:
Carioba
CPFL Geração
100%
36,0
36,0
93,7
93,7
1954
2027
CPFL Geração
52,75%
90,1
170,8
572,1
1.084,5
2010
2042
CPFL Geração
52,75%
90,1
170,8
572,1
1.084,5
2011
2042
EPASA
Termonordeste
Termoparaíba
SUBTOTAL – Usinas
Termoelétricas
216,2
1.237,8
Fontes renováveis
Pequenas Centrais
Hidrelétricas
Cariobinha
CPFL Geração
100%
1,3
1,3
-
-
1936
(3)
2027
Salto do Pinhal
CPFL Geração
100%
0,6
0,6
-
-
1911
(3)
2027
Ponte do Silva
CPFL Geração
100%
0,1
0,1
-
1956
-
(4)
CPFL Sul Paulista
100%
0,3
0,3
(5)
1947
-
(4)
Macaco Branco
CPFL Jaguari
100%
2,4
2,4
(5)
1911
-
2015
Pinheirinho
CPFL Mococa
CPFL Leste
Paulista
CPFL Leste
Paulista
CPFL Leste
Paulista
100%
0,6
0,6
(5)
1911
-
(4)
1925
-
2015
1998
-
2015
100%
0,6
0,6
(5)
1907
-
(4)
CPFL Sul Paulista
100%
0,8
0,8
(5)
1934
-
(4)
CPFL Mococa
100%
0,7
0,7
(5)
1925
-
(4)
CPFL Sul Paulista
100%
0,8
0,8
(5)
1912
-
(4)
2027
Lavrinha
Rio do Peixe I
Rio do Peixe II
Santa Alice
São José
São Sebastião
-
100%
3,1
3,1
(5)
100%
15,0
15,0
(5)
-
Turvinho
-
Americana
CPFL Renováveis
63,00%
18,9
30,0
49,6
78,8
1949
2002
Andorinhas
CPFL Renováveis
63,00%
0,3
0,5
2,5
4,0
1937
(2)
(4)
Buritis
CPFL Renováveis
63,00%
0,5
0,8
5,0
7,9
1922
-
2027
Capão Preto
CPFL Renováveis
63,00%
2,7
4,3
12,6
20,0
1911
2008
2027
Chibarro
CPFL Renováveis
63,00%
1,6
2,6
9,3
14,8
1912
2008
2027
Dourados
CPFL Renováveis
63,00%
6,8
10,8
42,8
68,0
1926
2002
2027
Eloy Chaves
CPFL Renováveis
63,00%
12,0
19,0
67,3
106,9
1954
1993
2027
Esmeril
CPFL Renováveis
63,00%
3,2
5,0
15,9
25,2
1912
2003
2027
Gavião Peixoto
CPFL Renováveis
63,00%
3,0
4,8
21,1
33,5
1913
2007
2027
Guaporé
CPFL Renováveis
63,00%
0,4
0,7
3,4
5,4
1950
(2)
(4)
Jaguari
CPFL Renováveis
63,00%
7,4
11,8
49,6
78,8
1917
2002
2027
Lençóis
CPFL Renováveis
63,00%
1,1
1,7
9,3
14,7
1917
1988
2027
Monjolinho
CPFL Renováveis
63,00%
0,4
0,6
1,7
2,7
1893
2003
2027
Pinhal
CPFL Renováveis
63,00%
4,3
6,8
20,4
32,4
1928
1993
2027
Pirapó
CPFL Renováveis
63,00%
0,4
0,7
3,5
5,6
1952
-
(4)
Saltinho
CPFL Renováveis
63,00%
0,5
0,8
4,0
6,4
1950
-
(4)
Salto Grande
CPFL Renováveis
63,00%
2,9
4,6
15,0
23,8
1912
2003
2027
Socorro
CPFL Renováveis
63,00%
0,6
1,0
3,3
5,3
1909
1994
2027
Santana
CPFL Renováveis
63,00%
2,7
4,3
16,0
25,4
1951
2002
2027
Três Saltos
CPFL Renováveis
63,00%
0,4
0,6
3,3
5,3
1928
-
2027
São Joaquim
CPFL Renováveis
63,00%
5,1
8,1
31,1
49,3
1911
2002
2027
Diamante
CPFL Renováveis
63,00%
2,6
4,2
9,8
15,5
2005
-
2019
32
Santa Luzia
CPFL Renováveis
63,00%
18,0
28,5
99,3
157,7
2007
-
2037
Arvoredo
CPFL Renováveis
63,00%
8,2
13,0
42,5
67,5
2010
-
-
Alto Irani
CPFL Renováveis
63,00%
13,2
21,0
75,1
119,1
2008
-
2032
Plano Alto
CPFL Renováveis
63,00%
10,1
16,0
56,3
89,4
2008
-
2032
Barra da Paciência
CPFL Renováveis
63,00%
14,5
23,0
85,5
135,8
2011
-
2029
Cocais Grande
CPFL Renováveis
63,00%
6,3
10,0
28,1
44,7
2009
-
2029
Corrente Grande
CPFL Renováveis
63,00%
8,8
14,0
50,8
80,6
2010
-
2030
Ninho da Águia
CPFL Renováveis
63,00%
6,3
10,0
32,6
51,7
2010
-
2029
Paiol
CPFL Renováveis
63,00%
12,6
20,0
60,2
95,5
2010
-
2032
São Gonçalo
CPFL Renováveis
63,00%
6,9
11,0
35,9
56,9
2010
-
2030
Varginha
CPFL Renováveis
63,00%
5,7
9,0
29,3
46,4
2010
-
2029
Várzea Alegre
CPFL Renováveis
SUBTOTAL – Pequenas Centrais
Hidrelétricas:
63,00%
4,7
7,5
26,5
42,0
2011
-
2029
219,5
333,0
1.018,7
Usinas
Termoelétricas a
Biomassa:
Baldin (CPFL
Bioenergia)
CPFL Renováveis
63,00%
28,4
45,0
70,8
112,4
2010
-
2039
CPFL Renováveis
63,00%
31,5
50,0
115,9
184,0
2011
-
2040
Bio Formosa
CPFL Renováveis
SUBTOTAL – Pequenas Centrais
Hidrelétricas
63,00%
25,2
40,0
88,3
140,2
2011
-
2032
85,1
135,0
275,0
436,5
Bio Buriti
Parques Eólicos
Praia Formosa
CPFL Renováveis
63,00%
66,2
105,0
165,0
261,9
2009
-
2029
Icaraizinho
CPFL Renováveis
63,00%
34,4
54,6
56,8
90,2
2009
-
2029
Choró
CPFL Renováveis
63,00%
15,9
25,2
69,0
109,5
2009
-
2029
Paracuru
SUBTOTAL –
Parques Eólicos
CPFL Renováveis
63,00%
15,9
25,2
144,6
229,5
2008
-
2028
132,3
210,0
435,5
691,2
TOTAL (nossa
parcela apenas)
2.644,1
11.677,9
(*) Não aditados por nossos auditores independentes.
(1) Furnas detém a concessão da Serra da Mesa. Temos o direito contratual a 51,54% da energia assegurada desta usina, nos termos do contrato
de arrendamento de 30 anos, com vencimento em 2028.
(2) Usinas que serão reformadas até 2013.
(3) Usinas inativas.
(4) Projetos hidrelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 kW, que são registrados junto ao órgão regulador e fiscalizador do poder
concedente, porém não necessitam de processos de concessão ou autorização para a operação.
(5) Usinas que atualmente não têm energia assegurada aprovada pelo MME. A energia que elas produzem é utilizada por nossas subsidiárias de
distribuição, reduzindo a aquisição de energia. Inscrevemo-nos para um total de 78,6 GWh por ano de energia assegurada para essas nove
pequenas centrais hidrelétricas e estamos aguardando a aprovação do MME e da ANEEL.
Hidrelétricas
Serra da Mesa. Nossa maior usina hidrelétrica em operação é a usina de Serra da Mesa, que adquirimos
em 2001 da VBC, um de nossos acionistas controladores. Furnas começou a construção da usina de Serra da Mesa
em 1985. Em 1994, a construção foi suspensa em razão de falta de recursos, o que levou a uma licitação pública a
fim de retomar a construção. A usina hidrelétrica de energia (“UHE”) de Serra da Mesa possui três unidades
geradoras localizada no Rio Tocantins, no Estado de Goiás. A usina de Serra da Mesa iniciou operações em 1998 e
tem uma capacidade instalada de 1.275 MW. A concessão para a operação da UHE de Serra da Mesa é detida por
Furnas, que também a opera, e parte das instalações pertence à nossa companhia. Um contrato de arrendamento
celebrado por Furnas, conosco, com duração de 30 anos, iniciado em 1998, assegura-nos o recebimento de 51,54%
da energia assegurada da usina até o ano de 2028, independente da energia efetivamente gerada pela usina, ainda
que, na vigência da concessão, ocorra encampação, caducidade ou vencimento de seu prazo. Vendemos a
33
totalidade da energia elétrica a Furnas nos termos de um contrato de compra e venda de energia elétrica que expira
em 2014 e cujo preço é reajustado anualmente com base no IGP-M. Após a expiração do contrato de compra e
venda de energia elétrica com Furnas, até 2028 manteremos o direito a 51,54% da energia assegurada da Serra da
Mesa. Porém teremos autorização para comercializá-la de acordo com os regulamentos aplicáveis à época. Nossa
parcela da capacidade instalada e da energia assegurada da usina hidrelétrica da Serra de Mesa é de 657 MW e de
3.030 GWh/ano, respectivamente. Em 5 de maio de 2008, Furnas solicitou a renovação do prazo de concessão da
usina por mais 35 anos. Em 15 de fevereiro de 2011, a ANEEL encaminhou o pedido de Furnas ao Ministério de
Minas e Energias (“MME”), cuja aprovação ainda está pendente.
Complexo CERAN. Detemos uma participação de 65,0% na CERAN, uma subsidiária à qual foi
outorgada, em março de 2001, uma concessão de 35 anos para a construção, financiamento e operação do
complexo hidrelétrico CERAN. Os demais acionistas são a CEEE (30,0%) e a Desenvix (5,0%). O complexo
hidrelétrico CERAN consiste de três usinas hidrelétricas: Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho. O complexo
está localizado no Rio das Antas, aproximadamente 120 km ao norte de Porto Alegre, próximo à cidade de Bento
Gonçalves, no Estado do Rio Grande do Sul. Todo o Complexo Hidrelétrico CERAN tem capacidade instalada de
360 MW e energia assegurada estimada em 1.515,5 GWh por ano, dos quais nossa participação será de 985,1
GWh/ano. Vendemos nossa participação na energia assegurada deste complexo a afiliadas de nosso grupo. Essas
unidades são operadas pela CERAN, sob a supervisão da CPFL Geração.
Monte Claro (Complexo CERAN). Em 2004, a primeira unidade de geração da usina de Monte Claro
entrou em operação, com capacidade instalada de 65 MW e energia assegurada de 509,8 GWh por ano,
enquanto em 2006 a segunda unidade de geração entrou em operação, com capacidade instalada de 65
MW e energia assegurada de 7,0 GWh por ano. A usina possui uma capacidade instalada de 130 MW e
energia assegurada de 516,8 GWh por ano.
Castro Alves (Complexo CERAN). Em março de 2008, a primeira unidade de geração da usina de Castro
Alves entrou em operação, com capacidade instalada de 43,4 MW e energia assegurada de 353,0 GWh por
ano. Em abril de 2008, a segunda unidade de geração entrou em operação, com capacidade instalada de
43,4 MW e energia assegurada de 207,6 GWh por ano. A usina se tomou completamente operacional em
junho de 2008, com uma capacidade total instalada de 130 MW e energia assegurada de 560,6 GWh por
ano. A usina Castro Alves adicionou 84,5 MW à nossa capacidade e 364,4 GWh de energia assegurada
por ano.
14 de Julho (Complexo CERAN). A primeira unidade de geração da usina de 14 de Julho se tornou
operacional em dezembro de 2008 e a segunda unidade de geração tornou-se completamente operacional
em março de 2009. Esta usina tem uma capacidade total instalada de 100 MW e uma energia assegurada de
438,0 GWh. A usina 14 de Julho adicionou 65 MW à nossa capacidade e 284,7 GWh de energia
assegurada por ano.
Barra Grande. Essa usina se tornou completamente operacional em 1 de maio de 2006, com uma
capacidade instalada de 690 MW e energia assegurada de 3.334,1 GWh por ano. A CPFL Geração detém 25,01%
da participação nesta usina. Os outros participantes da joint-venture são Alcoa (42,18%), CBA - Companhia
Brasileira de Alumínio (15,00%), DME - Departamento Municipal de Energia elétrica de Poços de Caldas (8,82%)
e Camargo Corrêa Cimentos S.A. (9,00%). Vendemos nossa participação na energia assegurada deste complexo
para afiliadas de nosso grupo.
Campos Novos. Detemos participação de 48,72% na ENERCAN, uma joint-venture formada por um
consórcio de empresas dos setores público e privado ao qual foi outorgada, em maio de 2000, uma concessão de 35
anos para construção, financiamento e operação da Usina Hidrelétrica de Campos Novos. A usina foi construída no
Rio Canoas, no Estado de Santa Catarina e se tornou completamente operacional em 1 de maio de 2007, com uma
capacidade instalada de 880 MW e energia assegurada estimada de 3.310,4 GWh por ano, da qual nossa
participação é de 1.612,9 GWh por ano. Os demais acionistas da ENERCAN são a CBA (24,73%), Votorantim
Metais Níqueis S.A. (20,04%) e a CEEE (6,51 %). A usina é operada pela ENERCAN, sob a supervisão da CPFL
Geração. A usina aumentou a nossa capacidade instalada de geração em 428,8 MW. Vendemos nossa participação
na energia assegurada deste complexo para afiliadas de nosso grupo.
34
Foz do Chapecó. Somos titulares de uma participação de 51,0% na Chapecoense, uma joint-venture
formada por um consórcio de empresas do setor privado e público que nos concedeu uma concessão de 35 anos em
novembro de 2001 para construir, financiar e operar as instalações da hidrelétrica Foz do Chapecó. Os demais
49,0% de participação na joint-venture estão divididos entre Furnas, que detém uma participação de 40%, e a
CEEE, que detém uma participação de 9,0%. A hidrelétrica Foz do Chapecó está localizada no Rio Uruguai, nas
fronteiras entre os Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul. A primeira unidade de geração iniciou suas
operações comerciais em 14 de outubro de 2010, a segunda em 23 de novembro de 2010, a terceira em 30 de
dezembro de 2010 e a quarta em 12 de março de 2011. A hidrelétrica Foz do Chapecó acrescentou 436,1 MW a
nossa capacidade instalada. Da nossa parcela de 51% na energia assegurada deste projeto, vendemos 40% para
afiliadas do nosso grupo e 11% por meio de CCEARs.
Luiz Eduardo Magalhães. Detemos uma participação de 6,93% na usina de Luiz Eduardo Magalhães,
também conhecida como UHE Lajeado. A usina está localizada no Rio Tocantins, no Estado do Tocantins, e se
tornou completamente operacional em novembro de 2002, com uma capacidade total instalada de 902,5 MW e
energia assegurada de 4.613 GWh por ano. A usina foi construída pela Investco S.A., um consórcio que
compreende a Lajeado Energia, EDP (Energias de Portugal), CEB (Companhia Energética de Brasília) e Paulista
Lajeado (que nós adquirimos em 2007). Vendemos nossa participação na energia assegurada deste complexo para
afiliadas de nosso grupo.
Usinas Termoelétricas
Nós operamos três usinas termoelétricas. A Termonordeste e a Termoparaíba são alimentadas por óleo
combustível do complexo EPASA, com capacidade total instalada de 341,6 MW e energia assegurada de
2.169 GWh. Nós possuímos uma participação total de 52,75% na Termonordeste e Termoparaíba. As usinas
Termonordeste e a Termoparaíba estão localizadas na cidade de João Pessoa, no Estado da Paraíba. A construção
destas usinas teve início em outubro de 2009. A Termonordeste iniciou suas operações comerciais em 24 de
dezembro de 2010, e a Termoparaíba em 13 de janeiro de 2011. A energia elétrica dessas usinas foi vendida por
meio de CCEARs, e parte dessa energia foi adquirida por nossas próprias distribuidoras. A usina Carioba possui
uma capacidade instalada de 36 MW, no entanto, está fora de operação desde 19 de fevereiro de 2011. Solicitamos a
rescisão da concessão da Carioba, uma vez que a ANEEL reduziu o subsídio associado com a Conta de Consumo de
Combustível (“CCC”). A ANEEL ainda está analisando nosso requerimento.
Pequenas Centrais Hidrelétricas.
Operamos 46 pequenas centrais hidrelétricas, das quais 34 são de propriedade da CPFL Energias
Renováveis, três da CPFL Geração e nove de algumas das nossas distribuidoras. Desde 1988, temos investindo em
repotenciação e automação, com o objetivo de aumentar a geração. O programa envolve, principalmente, a troca,
renovação ou instalação de novas turbinas, equipamentos periféricos e sistemas automatizados, bem como
restauração da infraestrutura. Por meio dessas iniciativas, esperamos aumentar a energia assegurada dessas PCHs, a
sua geração de energia elétrica e reduzir os custos operacionais.
Por exemplo, devido aos projetos de modernização realizados na Gavião Peixoto, Chibarro e Capão Preto,
o MME aprovou novos níveis de energia assegurada para estas usinas, aumentando de 19,3 GWh por ano para 33,5
GWh por ano para a Gavião Peixoto, de 6,1 GWh por ano para 14,8 GWh por ano para Chibarro e de 8,7 GWh por
ano para 19,9 GWh por ano para Capão Preto.
A automação dessas PCHs nos permite realizar o controle, supervisão e operação remotamente. Também
estabelecemos um centro de operação para o gerenciamento e monitoramento de nossas PCHs em Campinas,
tornando possível o controle remoto, em tempo real, de todo o ciclo de produção das PCHs.
Ao longo de 2013, esperamos iniciar projetos de repotenciação de duas PCHs: Andorinhas e Guaporé.
Usinas termoelétricas a biomassa
CPFL Bioenergia Em parceria com a Baldin Bioenergia, construímos uma usina de co-geração na cidade
de Pirassununga, no Estado de São Paulo. O custo total da usina de energia termoelétrica a biomassa foi de R$104
35
milhões. A construção iniciou-se em outubro de 2008 e as operações comerciais iniciaram-se em 27 de agosto de
2010. Esta usina de co-geração acrescentou 45,0 MW a nossa capacidade instalada. Toda esta energia elétrica foi
vendida à CPFL Brasil.
CPFL Bio Formosa. Em 2009, a CPFL Brasil fundou a usina Baia Formosa (CPFL Bio Formosa), com
uma capacidade instalada de 40 MW. A construção da usina CPFL Bio Formosa começou em março de 2010 e a
usina começou as operações em 2 de setembro de 2011. O custo total da construção foi de R$132 milhões. Em
2006, nosso grupo de consultoria ajudou o Grupo Farias a vender aproximadamente 11 MW no leilão A-5 (leilão
realizado cinco anos antes da data de entrega inicial, veja “Leilões no Mercado Regulado”) por meio de CCEARs,
em vigor até 2025. O sucesso do leilão ajudou a CPFL Brasil a fundar a Usina Baia Formosa (atualmente CPFL Bio
Formosa) em 2009.
CPFL Bio Buriti. Em 23 de março de 2010, a CPFL Bio Buriti (que foi formada para desenvolver projetos
de geração de energia elétrica usando bagaço de cana de açúcar) assinou um contrato de parceria com o Grupo Pedra
Agroindustrial para desenvolver novos projetos de geração a biomassa. A construção da CPFL Bio Buriti começou
em março de 2010 e a usina começou as operações em 7 de outubro de 2011. A capacidade instalada desta usina é
de 50 MW e o investimento foi de R$148 milhões. A CPFL Bio Buriti possui um PPA associado em vigor até 2030.
Parques Eólicos:
Praia Formosa: O parque eólico Praia Formosa, no Estado do Ceará, iniciou as operações em 26 de agosto
de 2009. Possui uma capacidade instalada de 105 MW e um PPA associado em vigor até 2029.
Icaraizinho: O parque eólico de Icaraizinho, no Estado do Ceará, iniciou as operações em 14 de outubro de
2009. Possui uma capacidade instalada de 54,6 MW e um PPA associado em vigor até 2029.
Foz do Rio Choró: O parque eólico Foz do Rio Choró, no Estado do Ceará, iniciou as operações em 31 de
janeiro de 2009. Possui uma capacidade instalada de 25,2 MW e um PPA associado em vigor até 2029.
Paracuru: O parque eólico Paracuru, no Estado do Ceará, iniciou as operações em 29 de novembro de
2008. Possui uma capacidade instalada de 25,2 MW e um PPA associado em vigor até 2028.
Taíba Albatroz: O parque eólico Taíba Albatroz, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada de
16,8 MW e um acordo de associação com a Eletrobrás, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia
gerada por um período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Taíba Albatroz está sujeita à aprovação da ANEEL.
Bons Ventos: o parque eólico Bons Ventos, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada de 50,4
MW e um acordo de associação com a Eletrobrás, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia
gerada por um período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Bons Ventos está sujeita à aprovação da ANEEL.
Enacel: o parque eólico Enacel, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada de 31,5 MW e um
acordo de associação com a Eletrobrás, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia gerada por um
período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Enacel está sujeita à aprovação da ANEEL.
Canoa Quebrada: o parque eólico Canoa Quebrada, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada
de 58,8 MW e um acordo de associação com a Eletrobrás, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a
energia gerada por um período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Canoa Quebrada está sujeita à aprovação
da ANEEL.
Expansão da Capacidade de Geração.
A demanda de energia elétrica em nossas áreas de concessão de distribuição continua a crescer. Para
atender a esse aumento na demanda e também para melhorar nossas margens, estamos expandindo a nossa
capacidade de geração. Através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, estamos construindo as usinas de
co-geração CPFL Bio Ipê e CPFL Bio Pedra, Alvorada e Coopcana, a pequena central hidrelétrica Salto Góes e os
parques eólicos de Santa Clara, Campos dos Ventos, Macacos I, São Benedito e Atlântica, que juntos terão uma
36
capacidade instalada de 885 MW (nossa parte será 558 MW). Até o fim de 2014, esperamos que essas usinas
estejam operacionais e em capacidade total de geração.
A tabela a seguir demonstra as informações relacionadas aos nossos projetos em curso de geração na data
deste relatório anual:
Capacidad
e Instalada
Estimada*
Energia
Assegurada
Estimada*
Custo de
Construção
Estimado
(MW)
(GWh/yr)
(R$ milhões)
CPFL Bio Ipê
25
71,7
29
Dezembro de
2010
Usinas em desenvolvimento
Início da
Construção
Início
Esperado
das
Operações
Nossa
Participação
Capacidade
Instalada
Estimada
Disponível*
(%)
Energia
Assegurada
Estimada
Disponível
para nós*
(GWh/yr)
Termoelétrica a biomassa
2012
63,00
16
45,2
CPFL Bio Pedra
70
213,9
226
Setembro de 2010
2012
63,00
44
134,8
Termoelétrica Alvorada
50
157,7
154
Fevereiro de2012
2013
63,00
32
99,3
Termoelétrica Coopcana
50
157,7
153
Fevereiro de 2012
2013
63,00
32
99,3
195
601,0
562
123
378,6
20
97,2
135
13
61,3
Subtotal
20
97,2
135
13
61,3
Parques Eólicos
Parques Eólicos Santa Clara
(7 sociedade) (1)
Parque Eólico Campo dos
Ventos II
188
693,3
879
Agosto de 2010
2012
63,00
118
436,8
30
131,8
143
2013
63,00
19
83,0
138
600,1
657
2014
63,00
87
378,0
78
326,3
372
2012
Aguardando
aprovação da
ANEEL
Novembro de
2010
2013
63,00
49
205,6
116
530,9
504
2012
2014
63,00
73
334,4
120
461,7
538
2012
2013
63,00
76
290,9
Subtotal
670
2.744,0
3.093
422
1.728,7
TOTAL
885
3442,2
3790
558
2.168,6
Subtotal
Usina Hidrelétrica
Salto Góes
Parques Eólicos Campo dos
Ventos (5 sociedades) (2)
Parques Eólicos Macacos I (4
sociedades) (3)
Parques Eólicos São Benedito
(4)
(4 sociedades)
Parques Eólicos Atlântica (4
(5)
sociedades)
Novembro de
2010
2013
63,00
_____________________
(*) Não auditados por nossos auditores independentes.
(1) Santa Clara I, II, III, IV, V e VI e Eurus VI.
(2) Campo dos Ventos I, III, IV, São Domingos e Ventos de São Martinho.
(3) Macacos, Pedra Preta, Costa Branca e Juremas.
(4) Ventos de São Benedito, Ventos de Santo Dimas, Santa Mônica e Santa Úrsula.
(5) Atlântica I, II, IV e V.
Usinas Termoelétricas a Biomassa
Projeto Bio Ipê. Em 23 de março de 2010, a CPFL Bio Ipê (constituída para desenvolver projetos de
geração de energia de bagaço de cana) celebrou um acordo de parceria com o Grupo Pedra Agroindustrial para
desenvolver novos projetos de biomassa. A construção da CPFL Bio Ipê começou em dezembro de 2010 e as
operações estão previstas para iniciar no primeiro semestre de 2012. A capacidade instalada esperada desta usina é
de 25 MW e o investimento é de aproximadamente R$29 milhões. Esse projeto possui um PPA associado em vigor
até 2030.
Project Bio Pedra. Em 23 de março de 2010, a CPFL Bio Pedra (que criamos para desenvolver projetos de
geração de energia elétrica usando bagaço de cana de açúcar) assinou um contrato de parceria com o Grupo Pedra
Agroindustrial para desenvolver novos projetos de geração de biomassa. A capacidade instalada esperada deste
projeto é 70 MW e o investimento é de aproximadamente R$226 milhões. As operações estão programadas para
começar no primeiro semestre de 2012. A energia elétrica da Bio Pedra foi vendida em um leilão em 2010, por meio
37
de CCEARs em vigor até 2027.
Projeto Alvorada. A construção da CPFL Bio Alvorada iniciará em 2012 na cidade de Araporã, no Estado
de Minas Gerais e as operações estão programadas para começar no primeiro semestre de 2013. A capacidade
instalada esperada da CPFL Bio Alvorada é de 50 MW e a energia assegurada é de 157,7 GWh. O investimento é de
aproximadamente R$154 milhões. Esse projeto possui um PPA associado em vigor até 2032.
Projeto Coopcana. A construção da CPFL Bio Coopcana iniciará em 2012 na cidade de São Carlos do
Avaí, no Estado do Paraná, e as operações estão programadas para começar no primeiro semestre de 2013. A
capacidade instalada esperada da CPFL Bio Alvorada é de 50 MW e a energia assegurada é de 157,7 MWh. O
investimento é de aproximadamente R$153 milhões. Esse projeto possui um PPA associado em vigor até 2033.
Pequena central hidrelétrica
Projeto Salto Góes. A construção da pequena hidrelétrica de Salto Góes teve início em novembro de 2010
na cidade de Tangará, no Estado de Santa Catarina, e as operações estão programadas para começar no primeiro
semestre de 2013. A capacidade instalada esperada da Salto Góes é de 20 MW e o investimento é de
aproximadamente R$135 milhões. A energia elétrica da Salto Góes foi vendida em um leilão de fontes alternativas
de energia em 2010, por meio de CCEARs em vigor até 2042.
Parques Eólicos
Projeto Parque Eólico de Santa Clara. Em 2009, a CPFL Geração desenvolveu e planejou projetos de
geração de energia eólica e em setembro de 2009 adquiriu um complexo de parques eólicos. Os parques eólicos
Santa Clara I, II, III, IV, V, VI e Eurus VI terão capacidade instalada total de 188 MW e energia total assegurada de
693,3 GWh. A construção dos parques eólicos já foi iniciada e as operações estão programadas para começar no
segundo semestre de 2012. O custo total estimado da construção é de R$879 milhões. A energia elétrica deste
parque eólico foi vendida através de um leilão em 2009, por meio de CCEARs em vigor até 2032.
Projeto Parque Eólico Campo dos Ventos. Em 2010, a CPFL Geração adquiriu os parques eólicos Campo
dos Ventos I, III, V, São Domingos Ventos do São Martinho8. O custo total estimado de construção destas cinco
empresas é de R$657 milhões, e as operações estão programadas para iniciar no segundo semestre de 2014. Estes
possuirão capacidade instalada de 138 MW e energia assegurada de 600,1 GWh. Esse projeto possui um PPA
associado em vigor até 2033.
Projeto Parque Eólico Campo dos Ventos II. Em 2010, a CPFL Geração adquiriu o parque eólico Campo
dos Ventos II. A construção de Campo dos Ventos II nas cidades de João Câmara e Parazinho, no Estado do Rio
Grande do Norte, encontra-se em andamento. As operações estão programadas para começar no segundo semestre
de 2013. O custo total estimado da construção é de R$143 milhões. Este parque eólico terá uma capacidade instalada
de 30 MW e energia assegurada de 131,8 GWh. A energia elétrica de Campo dos Ventos II foi vendida em um
leilão em 2010, por meio de CCEARs em vigor até 2033.
Projeto Parque Eólico Macacos I. O complexo Macacos I consiste dos parques eólicos Macacos, Pedra
Preta, Costa Branca e Juremas, que possuem uma capacidade instalada total de 78 MW e energia assegurada total de
326,3 GWh. A construção desses parques eólicos já foi iniciada e as operações estão programadas para começar no
segundo semestre de 2013. O custo total estimado da construção é de R$372 milhões. A energia elétrica desses
parques eólicos foi vendida através de um leilão de fontes alternativas realizado em 2010, por meio de CCEARs em
vigor até 2032.
Projeto Parque Eólico São Benedito. O complexo São Benedito consiste dos parques eólicos Ventos de
Santo Benedito, Ventos de Santo Dimas, Santa Mônica e Santa Úrsula, que possuem uma capacidade total instalada
de 116 MW e energia assegurada total de 530,9 GWh. O custo total estimado da construção desses parques eólicos é
8
Observe que os parques eólicos Campo dos Ventos IV e Eurus V, que foram mencionados em nosso relatório anual de 2010, foram desativados
devido a motivos técnicos e foram substituídos pelos parques eólicos São Domingos e Ventos do São Martinho.
38
de R$504 milhões e as operações estão programadas para iniciar no segundo semestre de 2014. Este projeto tem um
PPA associado em vigor até 2034.
Projeto Parque Eólico Atlântica. O complexo Atlântica consiste dos parques eólicos Atlântica I, II, IV e
V, que terão uma capacidade instalada total de 120 MW e energia assegurada total de 461,7 GWh. As operações
estão programadas para iniciar no segundo semestre de 2013. O custo total estimado da construção desses parques
eólicos é de R$538 milhões. A energia elétrica destes parques eólicos foi vendida em um leilão de fontes alternativas
em 2010, por meio de CCEARs em vigor até 2033.
Comercialização de Energia Elétrica e Serviços
Operações de Comercialização
Nossa subsidiária CPFL Brasil realiza as nossas operações de comercialização de energia elétrica. Suas
principais funções são:
•
aquisição de energia para atividades de comercialização, por meio da celebração de contratos bilaterais
com empresas de energia (inclusive nossas subsidiárias de geração e terceiros) e compra de energia em
leilões públicos;
•
revenda de energia elétrica para Consumidores Livres; e
•
revenda de energia elétrica a empresas de distribuição (inclusive a CPFL Paulista, a CPFL Piratininga e a
RGE), além de outros agentes no mercado de energia elétrica, por meio de contratos bilaterais.
Os preços pelos quais a CPFL Brasil compra e vende energia elétrica no mercado livre são determinados
por negociações bilaterais com seus fornecedores e clientes. Os contratos com companhias de distribuição são
regulados pela ANEEL. Além de vender energia elétrica a partes não relacionadas, a CPFL Brasil revende energia
elétrica à CPFL Paulista, à CPFL Piratininga e à RGE. Contudo, as margens de lucro derivadas de vendas a partes
relacionadas foram limitadas pela regulamentação da ANEEL. Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico, as empresas de distribuição estavam autorizadas a comprar até 30,0% de suas necessidades de energia
elétrica de partes relacionadas. A possibilidade de vender energia elétrica a partes relacionadas foi eliminada nos
termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, com exceção dos contratos aprovados pela ANEEL anteriormente
a março de 2004. Entretanto, estamos autorizados para vender energia elétrica a distribuidores por meio de
processos licitatórios realizados no ambiente de contratação regulado.
Serviços
Por intermédio da CPFL Brasil, prestamos serviços de agenciamento aos Consumidores Livres perante a
CCEE e outras agências, como orientação de suas exigências operacionais. Também oferecemos aos nossos
consumidores uma ampla gama de serviços relacionados à energia elétrica, por intermédio da CPFL Brasil e a
CPFL Serviços. Esses serviços são concebidos para auxiliar nossos clientes a obterem melhora da eficiência, do
custo e da confiabilidade dos equipamentos elétricos por eles utilizados. Nossos principais serviços de valor
agregado relacionados à energia elétrica incluem:
•
Manutenções Elétricas: serviços de manutenção em instalações de média e alta tensão em regime
pontual ou com programação periódica, sempre com diagnóstico rápido e atendimento preciso.
Oferecemos também serviços de reformas de subestações, manutenção de geradores e manobras em
regime de linha viva.
•
Sistemas de Distribuição: projetos e construção de toda a infraestrutura necessária para sistemas de
distribuição de energia elétrica, sejam redes aéreas ou subterrâneas, subestações de média tensão e
postos de transformação, além de instalações industriais e soluções em iluminação. Com experiência
no mercado e conhecimento das normas vigentes nas diferentes regiões brasileiras, atendemos aos
padrões exigidos em todo o território nacional, levando energia com qualidade e alta tecnologia até os
pontos de consumo.
39
•
Sistemas de Transmissão: A CPFL Serviços planeja, constrói, executa e fornece energia elétrica a
subestações e linhas de transmissão, sempre alinhada com as necessidades de cada consumidor e
expectativas de crescimento, de acordo com os mais rigorosos padrões de segurança, visando a
otimização do uso de recursos.
•
Sistemas de Auto-produção: Oferecido pela CPFL Brasil através da produção alternativa de energia
elétrica.Os sistemas de auto-produção consistem em alternativas para produção de energia elétrica,
proporcionando maior segurança no suprimento energético, diversificação de insumos e redução de
custos. A solução geração na ponta (Diesel e Gás Natural) consiste em grupos geradores que atuam no
horário de pico. Com a co-geração (Gás Natural) temos a produção simultânea e sequenciada de
energia elétrica e térmica, a partir de um único combustível. Oferecemos também soluções em
climatização e projetos de eficiência energética e de geração distribuída fotovoltaica.
•
Recuperação de Equipamentos: A CPFL Serviços tem conhecimento para restabelecer a eficiência
de ativos elétricos em qualquer estado de conservação. Nossa experiência na recuperação de
equipamentos nos habilita também a fabricar transformadores de distribuição e transformadores de
potência. Entre as soluções CPFL, há ainda automação e fabricação de painéis para sistemas de
medição, proteção e comando.
Concorrência
Enfrentamos concorrência de outras empresas comercializadoras e geradoras na venda de energia elétrica
para Consumidores Livres. Empresas de distribuição e transmissão são obrigadas a permitir o uso das suas linhas e
instalações auxiliares para a distribuição e transmissão de energia elétrica por outros mediante recebimento de
tarifa.
Segundo a lei brasileira, todas as nossas concessões podem ser renovadas uma vez, desde que haja
aprovação do Ministério das Minas e Energia ou da ANEEL, na qualidade de poder concedente, contanto que a
concessionária solicite renovação e que determinados parâmetros em relação à prestação do serviço público
tenham sido atendidos. Pretendemos solicitar a renovação de cada uma das nossas concessões quando da sua
expiração. Poderemos enfrentar concorrência significativa de terceiros ao pleitear a renovação dessas concessões
ou para obter quaisquer novas concessões. A ANEEL tem total discricionariedade sobre a renovação das
concessões já existentes, e a aquisição de determinadas concessões por concorrentes poderia afetar
negativamente os resultados das nossas operações.
Nossas Concessões e Autorizações
Os projetos hidrelétricos de geração com capacidade superior a 1.000 kW operados por um produtor
independente, em geral, só podem ser implementados por meios de concessões concedidas pela ANEEL por meio
de leilão público (e celebração do contrato de concessão). As solicitações de renovação destas concessões são
analisadas pela ANEEL caso a caso, conforme os termos do contrato de concessão e do edital do leilão público.
No entanto, a ANEEL tem poderes de negar a solicitação de extensão da concessão.
Certos projetos, como os parques eólicos, usinas hidrelétricas de menor capacidade e usinas
termoelétricas podem ser implementados por meio de autorização concedida pela autoridade concedente sem a
necessidade de licitação pública (diferentemente da concessão). A renovação da autorização também é decidida
discricionariamente pela ANEEL, caso a caso. A ANEEL deve apresentar justificativa e promover o interesse
público.
Para mais informações sobre concessões e autorizações, vide " O Setor Elétrico Brasileiro - Concessões".
Concessões
Operamos nossas atividades de geração e distribuição sob concessões outorgadas pelo Governo Federal,
por meio da ANEEL. Temos as seguintes concessões de distribuição:
40
Concessão nº
014/1997
09/2002
013/1997
021/1999
Concessionária
CPFL Paulista
CPFL Piratininga
RGE
CPFL Santa Cruz
Estado
São Paulo
São Paulo
Rio Grande do Sul
São Paulo and Paraná
015/1999
CPFL Jaguari
São Paulo
017/1999
CPFL Mococa
São Paulo e Minas Gerais
018/1999
CPFL Leste Paulista
São Paulo
019/1999
CPFL Sul Paulista
São Paulo
Prazo
30 anos, a partir de novembro de 1997
30 anos, a partir de outubro de 1998
30 anos, a partir de novembro de 1997
16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até
julho de 2015
julho de 2015
julho de 2015
julho de 2015
julho de 2015
A tabela abaixo apresenta um sumário relativo às concessões de nossos negócios de geração. Além destas
concessões, a CPFL Sul Centrais atua como uma Produtora Independente com capacidade de geração de menos de
1.000 kW, e portanto possui autorização regulatória ao invés de contrato de concessão.
Período
máximo de
renovação
A critério da
ANEEL
A critério da
ANEEL
A critério da
ANEEL
Concessão nº
128/2001
Produtores
Independentes
Foz do Chapecó
Usina
Foz do Chapecó
036/2001
Barra Grande
Barra Grande
008/2001
CERAN
14 de Julho, Castro Alves and
Monte Claro
Rio Grande do Sul
043/2000
ENERCAN
Campos Novos
Santa Catarina
005/1997
Investco
Luiz Eduardo Magalhães
Tocantins
015/1997
CPFL Geração
2 pequenas centrais hidrelétricas
e uma usina termoelétrica
São Paulo
30 anos a partir de
novembro de 1997
Decreto nº
85.983/81
09/1999
CPFL Geração
Serra da Mesa
Goiás
(1)
20 anos
CPFL Jaguari
Macaco Branco (pequena central
hidrelétrica)
São Paulo
20 anos
10/1999
CPFL Leste
Paulista
Rio do Peixe I and II (pequena
central hidrelétrica)
São Paulo
015/1997
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Americana
São Paulo
Andorinhas
São Paulo
Buritis
São Paulo
Capão Preto
São Paulo
Chibarro
São Paulo
Dourados
São Paulo
Eloy Chaves
São Paulo
Esmeril
São Paulo
Gavião Peixoto
São Paulo
Guaporé
São Paulo
Jaguari
São Paulo
Lençóis
São Paulo
16 anos (de fevereiro
de 1999 à julho de
2015)
16 anos (de fevereiro
de 1999 à julho de
2015)
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
Estado
Santa Catarina and
Rio Grande do Sul
Rio Grande do Sul
41
Vigência
35 anos a partir de
novembro de 2001
35 anos a partir de
maio de 2001
35 anos a partir de
março de 2001
35 anos a partir de
maio de 2000
35 anos a partir de
dezembro de 1997
A critério da
ANEEL
A critério da
ANEEL
30 anos
20 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
Renováveis
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
Portaria nº 475
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
novembro de 1997
Monjolinho
São Paulo
Pinhal
São Paulo
Pirapó
São Paulo
Saltinho
São Paulo
Salto Grande
São Paulo
Socorro
São Paulo
Santana
São Paulo
Três Saltos
São Paulo
São Joaquim
São Paulo
Diamante
São Paulo
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
30 anos
(1)
Temos direito contratual a 51,54% da energia assegurada desta instalação nos termos de um contrato de arrendamento de 30 anos, que
expira em 2028. A concessão para a Serra da Mesa é detida por Furnas e expirar-se-á em 7 de maio de 2011. Em 5 de maio de 2008, Furnas
solicitou a renovação da concessão da usina de Serra da Mesa por um prazo adicional de 29 anos. Em 15 de fevereiro de 2011, a ANEEL
encaminhou o pedido da Furnas ao MME, cuja aprovação ainda está pendente.
Autorizações
Autorização nº
2106/2009
Produtores
Independentes
CPFL Bioenergia
2277/2010
Estado
São Paulo
EPASA
Termoelétrica
Termoparaíba
Paraíba
2277/2010
EPASA
Termoelétrica
Termonordeste
Paraíba
35 anos a partir de 12
de dezembro de 2007
A critério da MME
259/2002
CPFL Bio Formosa
Termoelétrica Baía
Formosa
Rio Grande
do Norte
de maio de 2002
A critério da MME
2643/2010
CPFL Bio Buriti
Termoelétrica Buriti
São Paulo
A critério da MME
2375/2010
CPFL Bio Ipê
Termoelétrica Ipê
São Paulo
129/2010
CPFL Bio Pedra
Termoelétrica Pedra
São Paulo
609/2010
Santa Clara I Energia
Renováveis
Santa Clara I
Rio Grande
do Norte
de dezembro de 2010
de maio de 2010
de fevereiro de 2010
de julho de 2010
683/2010
Santa Clara II Energia
Renováveis
Santa Clara II
Rio Grande
do Norte
de agosto de 2010
A critério da MME
610/2010
Santa Clara III Energia
Renováveis
Santa Clara III
Rio Grande
do Norte
de julho de 2010
A critério da MME
672/2010
Santa Clara IV Energia
Renováveis
Santa Clara IV
Rio Grande
do Norte
de julho de 2010
A critério da MME
838/2010
Santa Clara V Energia
Renováveis
Santa Clara V
Rio Grande
do Norte
de outubro de 2010
A critério da MME
670/2010
Santa Clara VI Energia
Renováveis
Santa Clara VI
Rio Grande
do Norte
de julho de 2010
A critério da MME
749/2010
Eurus VI Energias
Renováveis
Eurus VI
Rio Grande
do Norte
de agosto de 2010
A critério da MME
Resolução nº 606
CPFL Renováveis
Arvoredo
Santa
Catarina
de novembro de 2002
A critério da MME
42
Vigência
de setembro de 2009
de dezembro de 2007
Período máximo
de renovação
A critério da MME
Usina
Termoelétrica Baldin
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
Resolução nº 587
CPFL Renováveis
Alto Irani
Resolução nº 607
CPFL Renováveis
Plano Alto
Resolução nº 348
CPFL Renováveis
Barra da Paciência
Santa
Catarina
Santa
Catarina
Minas Gerais
Resolução nº 349
CPFL Renováveis
Cocais Grande
Minas Gerais
Resolução nº 17
CPFL Renováveis
Corrente Grande
Minas Gerais
Resolução nº 370
CPFL Renováveis
Ninho da Águia
Minas Gerais
Resolução nº 406
CPFL Renováveis
Paiol
Minas Gerais
Resolução nº 13
CPFL Renováveis
São Gonçalo
Minas Gerais
Resolução nº 355
CPFL Renováveis
Varginha
Minas Gerais
Resolução nº 367
CPFL Renováveis
Várzea Alegre
Minas Gerais
Portaria nº 352
CPFL Renováveis
Santa Luzia
Resolução nº 307
CPFL Renováveis
Praia Formosa
Santa
Catarina
Ceará
Resolução nº 454
CPFL Renováveis
Icaraizinho
Ceará
Resolução nº 306
CPFL Renováveis
Choró
Ceará
Resolução nº 460
CPFL Renováveis
Paracuru
Ceará
Portaria nº 564/11
CPFL Renováveis
Pedra Preta
Portaria nº 557/11
CPFL Renováveis
Macacos
Portaria nº 556/11
CPFL Renováveis
Juremas
Portaria nº 585/11
CPFL Renováveis
Costa Branca
Rio Grande
do Norte
Rio Grande
do Norte
Rio Grande
do Norte
Rio Grande
do Norte
de outubro de 2002
de novembro de 2002
de dezembro de 1999
de dezembro de 1999
de janeiro de 2000
de dezembro de 1999
de agosto de 2002
de janeiro de 2000
de dezembro de 1999
de dezembro de 1999
de dezembro de 2007
de junho de 2002
de agosto de 2002
de junho de 2002
de agosto de 2002
de outubro de 2011
de setembro de 2011
de setembro de 2011
de outubro de 2011
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
A critério da MME
Produtores Independentes
Uma empresa de geração classificada como uma produtora independente nos termos da lei brasileira
recebe uma concessão ou autorização para produzir energia para seu próprio consumo ou venda para as
distribuidoras locais, Consumidores Livres e outros tipos de consumidores. O preço a ser cobrado pelo produtor
independente pela energia vendida a certos tipos de consumidores é sujeito a critérios gerais estabelecidos pela
ANEEL, ao passo que o preço de venda para outros pode ser livremente negociado entre as partes.
Concessionárias
Uma empresa de geração classificada como uma concessionária nos termos da Lei brasileira recebe uma
concessão para distribuir, transmitir e produzir energia. Como as concessões envolvem serviços públicos, elas só
podem ser concedidas por meio de licitação pública. Todas as tarifas cobradas pelas concessionárias são
determinadas pela ANEEL e as concessionárias não são autorizadas a negociar suas tarifas com consumidores.
O contrato de concessão e os documentos relacionados estabelecem o período de concessão e a
possibilidade de sua extensão. Em concessões de geração de energia, o período de amortização dos investimentos é
de 35 anos, renovável apenas por uma vez, por um período máximo de 20 anos.
Apesar dos contratos de concessão e a legislação aplicável permitirem a extensão do período de concessão,
referida extensão não é um direito. A decisão quanto à renovação de um contrato de concessão está sujeita à
discricionariedade da autoridade concedente, que deve apresentar justificativa e promover o interesse público.
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Propriedades
Nossas principais propriedades consistem em usinas hidrelétricas. Devido à adoção do IFRS,
reclassificamos os imobilizados das nossas empresas de distribuição, compostos principalmente de subestações e
redes de distribuição, parcialmente como ativos intangíveis e parcialmente como ativos financeiros de concessão.
O valor contábil líquido de nosso imobilizado total em 31 de dezembro de 2011 era de R$8.292 milhões. Nenhum
de nossos ativos, individualmente, gera mais do que 10,0% de nossas receitas totais. De modo geral, as nossas
instalações são adequadas às nossas atuais necessidades e são apropriadas aos fins a que se destinam.
De acordo com a lei brasileira, imóveis e instalações essenciais que utilizamos para cumprir nossas
obrigações nos termos de nossos contratos de concessão não podem ser transferidos, cedidos, onerados ou vendidos
a quaisquer de nossos credores ou por eles penhorados sem a prévia aprovação da ANEEL.
Questões Ambientais
A Constituição Federal faculta tanto ao Governo Federal como aos Governos Estaduais poderes para
promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente. Poder semelhante é facultado aos municípios cujos interesses
locais possam ser afetados. As leis municipais são consideradas complemento das leis federais e estaduais. O
infrator de leis ambientais aplicáveis poderá ficar sujeito a sanções administrativas e criminais, sendo obrigado a
reparar e/ou prestar indenização por danos ambientais. As sanções administrativas poderão incluir multas
consideráveis e suspensão de atividades, ao passo que as sanções criminais além de incluir multas, com relação a
pessoas físicas (incluindo diretores e empregados de empresas que cometam crimes ambientais) podem incluir
prisão.
Nossas instalações de distribuição e de geração de energia estão sujeitas a procedimentos de licenciamento
ambiental que incluem a elaboração de avaliações de impacto ambiental antes da construção das instalações. Uma
vez obtidas as respectivas licenças ambientais, o titular da licença continuará obrigado ao cumprimento de várias
exigências específicas.
As questões ambientais relativas à construção de novas unidades geradoras de energia elétrica exigem
consideração especial. Por essa razão, a CPFL Geração administra tais questões a fim de assegurar que as políticas
e obrigações ambientais recebam atenção adequada. As decisões são tomadas pelos comitês ambientais, cujos
membros incluem representantes de cada parceria do projeto e das divisões de gestão ambiental de cada usina.
Nossos comitês ambientais estão em constante interação com órgãos governamentais, de modo a garantir o
cumprimento ambiental e a futura geração de energia elétrica. Além disso, ajudamos programas de comunidades
locais que realocam famílias rurais de assentamentos coletivos e proveem suporte institucional para famílias
envolvidas na conservação da biodiversidade local.
A fim de facilitar o cumprimento das leis ambientais, usamos um sistema de gestão ambiental em
conformidade com a norma ISO 14.001, que foi implementado em todos os nossos segmentos. Estabelecemos um
sistema de identificação, avaliação e atualização com relação a leis ambientais aplicáveis, bem como a outras
exigências aplicáveis ao nosso sistema de gestão ambiental. Nossas unidades de geração e distribuição de energia
elétrica submetem-se a auditorias internas e externas, as quais verificam se as nossas atividades estão de acordo
com a norma ISO 14.001. Nossos projetos de gestão ambiental levam em consideração nossos orçamentos e
previsões realistas, objetivando atingir sempre melhores resultados financeiros, sociais e ambientais.
O Setor Elétrico Brasileiro
Em 2011, o MME aprovou um Plano Decenal de Expansão, segundo o qual a capacidade de geração
instalada do País deverá aumentar para 171,1 GW até 2020, dos quais 115,1 GW (67,3%) corresponderão à geração
hidrelétrica, 28,9 GW (16,9%) à geração termoelétrica e nuclear e 27,1 GW (15,8%) aos recursos renováveis.
Em 2011, a Eletrobrás detinha 36% dos ativos de geração brasileiros. Por intermédio de suas subsidiárias, a
Eletrobrás é também responsável por 56% da capacidade instalada de transmissão no Brasil. Além disso, detêm
participação em determinadas empresas controladas por estados brasileiros que se dedicam à geração, transmissão e
distribuição de energia elétrica, incluindo, entre outras, a Companhia Hidrelétrica do São Francisco - CHESF e
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Furnas Centrais Elétricas.
Em 2011, empresas privadas representavam aproximadamente 35% dos mercados de geração, em termos
de capacidade total e demanda, e 30% do mercado de transmissão em termos de receita.
Principais Autoridades Reguladoras
Ministério de Minas e Energia - MME
O MME é o regulador primário do governo brasileiro do setor elétrico. Após a aprovação da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico, o governo brasileiro, agindo primariamente por meio do MME, assumiu determinadas
obrigações que anteriormente constituíam responsabilidade da ANEEL, inclusive a redação das diretrizes que
regem a outorga de concessões e a emissão de instruções para o processo de licitação em concessões relacionadas a
serviços e ativos públicos.
Conselho Nacional de Política Energética - CNPE
O Conselho Nacional de Política Energética ("CNPE"), comitê criado em agosto de 1997, presta assessoria
ao Presidente da República do Brasil no tocante ao desenvolvimento e criação da política nacional de energia. O
CNPE é presidido pelo Ministro de Minas e Energia e é composto por seis ministros do Governo Federal e três
membros escolhidos pelo Presidente da República do Brasil. O CNPE foi criado com a finalidade de otimizar a
utilização dos recursos energéticos do Brasil e assegurar o fornecimento nacional de energia elétrica.
A ANEEL é uma autarquia federal autônoma cuja principal responsabilidade é regular e fiscalizar o setor
elétrico segundo a política determinada pelo MME, junto com outras questões a ela delegadas pelo Governo
Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (i) fiscalização de concessões
para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive aprovação de tarifas de energia
elétrica, (ii) promulgação de atos regulatórios para o setor elétrico, (iii) implementação e regulação da exploração
das fontes de energia, inclusive da utilização de energia hidrelétrica, (iv) promoção do processo licitatório para
novas concessões, (v) solução de litígios administrativos entre entidades geradoras e compradores de energia
elétrica, e (vi) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas de transmissão.
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS
O ONS é uma organização sem fins lucrativos que coordena e controla empresas que se dedicam à geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica, e agentes privados do mercado, tais como importadores, exportadores
e Consumidores Livres. O principal papel do ONS é supervisionar as operações de geração e transmissão no
Sistema Interligado Nacional, ou SIN, de acordo com a regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e as
principais responsabilidades do ONS incluem: planejamento da operação da geração e transmissão, a organização e
controle da utilização do Sistema Interligado Nacional e interconexões internacionais, a garantia de acesso à rede de
transmissão de maneira não discriminatória, a todos os agentes do setor, o fornecimento de subsídios para o
planejamento da expansão do sistema elétrico, apresentação ao MME de propostas de ampliações da Rede Básica e
proposição de normas para operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL.
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
A CCEE, é uma organização sem fins lucrativos sujeita à autorização, fiscalização e regulação da ANEEL.
O CCEE substituiu o Mercado Atacadista de Energia, ou MAE.
A CCEE é responsável (i) pelo registro de todos os Contratos de Comercialização de Energia no ambiente
regulado ou CCEAR, e registro dos contratos resultantes dos leilões de ajustes, bem como dos montantes de
potência e energia dos contratos celebrados no ambiente de contratação livre; e (ii) pela contabilização e liquidação
dos montantes de energia elétrica comercializados no mercado de curto prazo, dentre outras atribuições. A CCEE é
integrada pelos concessionários, permissionários, autorizados de serviços de energia elétrica, pelos Consumidores
Livres e Especiais, e o seu conselho de administração é composto de cinco membros, sendo quatro indicados pelos
referidos agentes e um pelo MME, que é o seu presidente.
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Empresa de Pesquisa Energética - EPE
Em 16 de agosto de 2004, o governo brasileiro criou a Empresa de Pesquisa Energética (“EPE”), uma
empresa pública federal responsável pela condução de estudos e pesquisas estratégicos no setor elétrico, incluindo
as indústrias de energia elétrica, petróleo, gás natural, carvão mineral e fontes energéticas renováveis. Os estudos e
pesquisas desenvolvidos pela EPE subsidiam a formulação da política energética pelo MME.
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico criou o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico ("CMSE"),
que atua sob a orientação do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de abastecimento do
sistema e pela indicação das medidas a serem tomadas para correção dos problemas.
Concessões, Permissões e Autorizações
A Constituição Federal prevê que o desenvolvimento, uso e venda de energia elétrica podem ser efetuados
diretamente, pelo Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou
autorizações. Historicamente, o setor brasileiro de energia elétrica tem sido dominado por concessionárias de
geração, transmissão e distribuição controladas pelos governos Federais ou Estaduais.
As empresas ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão ou
distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou autorização,
conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representantes do Governo Federal.
Concessões
As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica na respectiva área de
concessão durante um período determinado (ao contrário das permissões e autorizações, que podem ser revogadas a
qualquer tempo a critério do MME, em consulta com a ANEEL). Tal período tem geralmente a duração de 35 anos
para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Uma
concessão existente pode ser renovada a critério do poder concedente.
A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá
cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, e as
obrigações da concessionária e do poder concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir com as regulações
vigentes do setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões estão descritas de forma resumida
abaixo:
Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de
regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acesso ao serviço.
Servidões. A concessionária poderá utilizar bens públicos ou solicitar ao poder concedente a
desapropriação dos bens privados necessários em beneficio da concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas
indenizações cabíveis é da concessionária.
Responsabilidade Objetiva. A concessionária é responsável direta por todos os danos que sejam resultantes
da prestação de seus serviços.
Mudanças no controle societário. O poder concedente deverá aprovar qualquer mudança direta ou indireta
no controle acionário da concessionária.
Intervenção do poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão, por meio de um
decreto presidencial, com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento
das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas obrigações. No
prazo de 30 dias após a data do decreto, um representante do poder concedente deverá iniciar um procedimento
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administrativo no qual é assegurado à concessionária direito de contestar a intervenção. Durante o prazo do
procedimento administrativo, um interventor indicado por decreto do poder concedente ficará responsável pela
prestação dos serviços objeto da concessão. Caso o procedimento administrativo não seja concluído em 180 dias
após a entrada em vigor do decreto, cessa-se a intervenção e a concessão retorna à concessionária. A administração
da concessão também retornará à concessionária, caso o interventor decida pela não extinção da concessão e o seu
termo contratual ainda não tiver expirado.
Extinção da concessão. A extinção do contrato de concessão poderá ser antecipada por meio de
encampação e/ou caducidade. Encampação é a rescisão antecipada da concessão, por razões relativas ao interesse
público que deverão ser expressamente declaradas por lei autorizadora específica. A caducidade deverá ser
declarada pelo poder concedente após a ANEEL ou o MME tiverem expedido um ato normativo indicando que a
concessionária (i) falhou em prestar serviços de forma adequada ou cumprir a legislação ou regulação aplicável; (ii)
não ter mais a capacidade técnica, financeira ou econômica de prestar o serviço de forma adequada; ou (iii) não
cumpriu as penalidades eventualmente impostas pelo poder concedente, entre outras coisas. A concessionária tem o
direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer
judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos
bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados, descontando-se quaisquer multas
contratuais e danos por ela causados.
Vencimento. Quando do vencimento do prazo de concessão, todos os bens, direitos e privilégios
transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica serão
revertidos ao Governo Federal. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser
indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou
depreciados.
Penalidades. As regulações da ANEEL regem a imposição de sanções aos participantes do setor elétrico e
classificam as penalidades pertinentes com base na natureza e gravidade da violação (inclusive advertências, multas
e caducidade). Para cada violação, as multas podem ser de até dois por cento da receita (líquida de imposto sobre
valor agregado e imposto sobre serviços) das concessionárias verificada no período de 12 meses que anteceder
qualquer auto de infração. As infrações que podem resultar em multas referem-se à omissão do operador em
solicitar aprovação da ANEEL, entre outros, no caso de: (i) celebração de contratos com partes relacionadas nos
casos previstos na regulamentação; (ii) venda ou cessão dos bens necessários à prestação do serviço público bem
como imposição de quaisquer ônus sobre eles (inclusive qualquer garantia real, fidejussória, penhor e hipoteca) ou
sobre outros ativos relacionados à concessão ou à receita dos serviços de energia elétrica; e (iii) alterações no
controle do detentor da concessão. No caso de contratos celebrados entre partes relacionadas que sejam submetidos
para aprovação da ANEEL, a ANEEL poderá buscar impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em
circunstâncias extremas, determinar a rescisão do contrato.
Permissões
No setor elétrico brasileiro, o instituto das permissões possui um uso muito restrito. As permissões são
concedidas a cooperativas rurais de geração de energia, que fornecem energia aos seus membros e ocasionalmente a
consumidores que não fazem parte da cooperativa, em áreas normalmente não atendidas por grandes distribuidoras.
As permissões representam uma parcela irrelevante da matriz de energia brasileira.
Autorizações
Autorizações são um ato unilateral e discricionário realizado pela autoridade concedente. Diferentemente das
concessões, as autorizações normalmente não requerem um processo de licitação pública. Como exceção à regra
geral, autorizações podem também ser outorgadas a produtores de energia potenciais após processos de licitação
para a compra de energia conduzidos pela ANEEL.
No setor de geração de energia, os produtores de energia independentes (PIEs) e auto-geradores detém uma
autorização ao contrário de uma concessão. PIEs e auto-geradores não recebem concessões de serviço público ou
permissões para a prestação de serviços públicos. Pelo contrário, à eles são concedidas autorizações ou concessões
específicas para explorar os recursos hídricos que meramente lhes permitem produzir, usar ou vender energia
47
elétrica. Cada autorização concedida a um PEI ou auto-gerador de energia estabelece os direitos e deveres da
empresa autorizada. As empresas autorizadas têm o direito de pedir à ANEEL que realize desapropriações em seu
benefício, estando sujeitas à fiscalização das autoridades reguladoras da ANEEL à aprovação prévia da ANEEL em
caso de alteração de controle. Além disso, a resilição da autorização dá o direito à empresa autorizada à indenização
por parte da autoridade concedente pelos danos incorridos.
Um PEI pode vender parte ou a totalidade da sua produção para clientes por sua própria conta e risco. O autogerador pode vender ou negociar qualquer energia excedente, a qual é incapaz de consumir, mediante autorização
específica da ANEEL. Aos PEIs e auto-geradores não são concedidos os direitos de monopólio e não estão sujeitos
a controles de preços, com exceção de casos específicos. Os PEIs competem com os serviços públicos e entre si por
maiores clientes, grupos de clientes das empresas de distribuição ou qualquer clientes não atendido por uma
concessionária.
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
Desde 1995, o Governo Federal adotou inúmeras medidas para reformar o Setor Elétrico Brasileiro. Estas
culminaram, em 15 de março de 2004, na promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que reestruturou
o setor de energia elétrica, com o objetivo final de oferecer aos consumidores um abastecimento seguro de energia
elétrica a uma tarifa adequada.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes nas normas do setor elétrico com
o objetivo (i) de proporcionar incentivos a empresas privadas e públicas para construção e manutenção da
capacidade geradora, e (ii) assegurar o fornecimento de energia elétrica no Brasil, com tarifas adequadas, por meio
de processos licitatórios competitivos. Os principais elementos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:
•
Criação de dois ambientes paralelos para comercialização de energia elétrica, sendo (1) o mercado
regulado, mercado mais estável em termos de fornecimento de energia elétrica, o ambiente de contratação
regulada; e (2) um mercado especificamente destinado a certos participantes (ou seja, Consumidores
Livres e agentes comercializadores), que permita certo grau de competição, denominado ambiente de
contratação livre.
•
Restrições a determinadas atividades de distribuidoras, de forma a exigir que estas se concentrem em seu
negócio essencial de distribuição, para promover serviços mais eficientes e confiáveis a consumidores
cativos.
•
Eliminação do direito à chamada auto-contratação, de forma a incentivar as distribuidoras a comprar
energia elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes
relacionadas.
•
Manutenção de contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico, de forma a garantir a segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Programa Nacional de
Desestatização, programa originalmente criado pelo Governo Federal em 1990 com o objetivo de promover o
processo de privatização de empresas estatais.
Regulamentos nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem, entre outras disposições,
normas relativas a procedimentos de leilão, a forma de contratos de compra e venda de energia elétrica e o método
de repasse de custos aos Consumidores Finais. Nos termos da regulamentação, todo agente comprador de energia
elétrica deve contratar a totalidade de sua demanda de energia elétrica segundo as diretrizes do novo modelo. Os
agentes vendedores de energia elétrica devem apresentar o correspondente lastro físico da energia alocada a ser
vendida a instalações de geração existentes ou planejadas. Os agentes que descumprirem tais exigências ficarão
sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL.
A partir de 2005, todo agente gerador, distribuidor e comercializador de energia, produtores independentes
de energia ou Consumidores Livres e Especiais deverá notificar o MME, até 1º de agosto de cada ano, sua previsão
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de mercado ou carga, conforme o caso, para cada um dos cinco anos subsequentes. Cada agente de distribuição
deverá notificar o MME, até sessenta dias antes de cada leilão de energia, os montantes de energia que deverá
contratar nos leilões. Baseado nessa informação, o MME deve estabelecer a quantidade total de energia a ser
contratada no ambiente de contratação regulado e a lista dos projetos de geração que poderão participar dos leilões.
As distribuidoras também deverão especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento a
Consumidores qualificados como Livres.
Ambiente Paralelo para Comercialização de Energia Elétrica
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica
são realizadas em dois diferentes segmentos de mercado: (i) o ambiente de contratação regulada, que prevê a
compra pelas distribuidoras, por meio de leilões, de toda a energia elétrica que for necessária para fornecimento a
seus consumidores e (ii) o ambiente de contratação livre, que compreende a compra de energia elétrica por agentes
não-regulados (como Consumidores Livres e comercializadores de energia elétrica).
Distribuidoras de energia elétrica cumprem suas obrigações de atender à totalidade de seu mercado
principalmente por meio de leilões públicos. Além desses leilões, as distribuidoras poderão comprar energia elétrica
sem a necessidade de processo licitatório, proveniente: (i) de geradoras conectadas diretamente a tal distribuidora,
com exceção de geradoras hidrelétricas com capacidade superior a 30 MW e certas geradoras termoelétricas, (ii) de
projetos de geração de energia elétrica participantes da primeira etapa do Proinfa, programa destinado a diversificar
as fontes de energia do Brasil e (iii) da usina de Itaipu. A energia elétrica gerada por Itaipu continua a ser vendida
pela Eletrobrás às concessionárias de distribuição que operam no Sistema Interligado Nacional Sul/Sudeste/CentroOeste, embora nenhum contrato específico tenha sido firmado por tais concessionárias. O preço pelo qual a energia
elétrica gerada em Itaipu é comercializada é denominado em dólar norte-americano e estabelecido de acordo com
tratado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em consequência, o preço da energia elétrica de Itaipu aumenta ou
diminui de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o dólar norte-americano. As alterações no preço
de venda da energia elétrica gerada em Itaipu estão sujeitas, no entanto, ao mecanismo de recuperação dos custos da
Parcela A, exposto abaixo em "- Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica".
Ambiente de Contratação Regulada - ACR
No ambiente de contratação regulada, as distribuidoras compram suas necessidades projetadas de energia
elétrica para distribuição a seus consumidores cativos de geradoras por meio de leilões públicos. Os leilões são
coordenados pela ANEEL, direta ou indiretamente, por intermédio da CCEE.
As compras de energia elétrica são realizadas por meio de dois tipos de contratos bilaterais: Contratos de
Quantidade de Energia, e Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos termos dos Contratos de Quantidade de
Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia elétrica e assume o risco de o
fornecimento de energia elétrica ser, porventura, prejudicado por condições hidrológicas e baixo nível dos
reservatórios, entre outras condições, que poderiam interromper o fornecimento de energia elétrica, caso em que a
unidade geradora ficará obrigada a comprar a energia elétrica de outra fonte para atender seus compromissos de
fornecimento. Nos termos dos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a
disponibilizar certa capacidade ao ambiente de contratação regulada. Neste caso, a receita da unidade geradora está
garantida e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. Em conjunto, esses contratos constituem os
Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, ou CCEAR.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica terão direito
de repassar a seus respectivos consumidores os custos relacionados à energia elétrica por elas adquirida por meio de
leilões públicos, bem como quaisquer impostos e encargos do setor.
Com relação à outorga de novas concessões, os regulamentos recém promulgados exigem que as licitações
para novas instalações de geração hidrelétricas incluam, entre outras coisas, a porcentagem mínima de energia
elétrica a ser fornecida ao ambiente de contratação regulada.
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Ambiente de Contratação Livre
O ambiente de contratação livre engloba as operações entre concessionárias geradoras, produtores
independentes de energia elétrica, ou PIEs, auto-produtores, comercializadores de energia elétrica, importadores de
energia elétrica, Consumidores Livres e Consumidores Especiais, conforme abaixo definido. Os PIEs são empresas
de geração que vendem a totalidade ou parte de sua energia elétrica a Consumidores Livres, concessionárias de
distribuição e agentes de comercialização, entre outros. O ambiente de contratação livre também incluirá contratos
bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a respectiva expiração. Quando de sua expiração, tais
contratos deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
O consumidor que puder escolher seu fornecedor (Consumidor Livre em potencial) somente poderá
rescindir seu contrato com a distribuidora local e tornar-se um Consumidor Livre por meio de notificação a tal
distribuidora com antecedência mínima de quinze dias da data limite para a declaração feita pela distribuidora de
suas necessidades de energia para o leilão seguinte. Além disso, tal consumidor somente poderá começar a adquirir
energia elétrica de outro fornecedor no ano seguinte àquele em que a distribuidora local tiver sido notificada. Caso
o Consumidor Livre em potencial opte pelo ambiente de contratação livre, somente poderá voltar ao sistema
regulado uma vez que tenha entregado à distribuidora de sua região aviso com cinco anos de antecedência, ficando
estipulado que a distribuidora poderá reduzir esse prazo a seu critério. O prazo de aviso tem por finalidade
assegurar que, caso necessário, a distribuidora poderá comprar a energia adicional no ambiente regulado sem
imposição de custos extras ao mercado cativo.
Além dos Consumidores Livres, determinados consumidores com capacidade igual ou superior a 500 kW
podem, optar por adquirir energia no mercado livre, sujeitos a determinados termos e condições. Esses
consumidores são chamados de "Consumidores Especiais". Consumidores Especiais somente podem adquirir
energia de (i) pequenas centrais hidrelétricas com capacidade entre 1.000 kW e 30.000 kW, (ii) geradores com
capacidade limitada a 1.000 kW, (iii) geradores de energia alternativa (empreendimentos solares, eólicos ou de
biomassa) cuja capacidade gerada não exceda 30.000 kW inserida no sistema. Um Consumidor Especial deve
cancelar seu contrato com o distribuidor local mediante notificação com 180 dias de antecedência para contratos
com prazo indefinido. Para contratos de prazo definido, o consumidor deverá cumprir o contrato, ou, no caso de
contratos de longo prazo, o consumidor deverá cancelar seu contrato mediante notificação com 3 anos de
antecedência. O Consumidor Especial pode retornar ao sistema regulado mediante notificação com 180 dias de
antecedência ao distribuidor relativo à sua região.
As geradoras estatais poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres, contudo, diferente das
geradoras privadas, estas unidades só podem fazê-lo por meio de processos de leilão.
Leilões no Ambiente de Contratação Regulada
Os leilões de compra de energia elétrica para novos projetos de geração em andamento são realizados (i)
cinco anos antes da data de início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”), ou (ii) três anos antes da data
de início da entrega (denominados leilões “A-3”). Leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos
de geração existentes ocorrem (i) no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões “A-1”) ou
(ii) aproximadamente quatro meses antes da data de entrega (denominados “ajustes de mercado”). Os editais dos
leilões são elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, tendo como
requerimento a utilização do critério de menor tarifa no julgamento do vencedor do leilão.
Cada empresa de geração participante de um leilão firma um contrato para compra e venda de energia
elétrica com cada distribuidora, em proporção à respectiva estimativa de necessidade de cada distribuidora. A única
exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste de mercado, onde os contratos são específicos entre agente
vendedor e agente de distribuição. Os CCEARs provenientes tanto dos leilões “A-5” como “A-3” tem prazo de 15 a
30 anos, enquanto que os CCEARs provenientes dos leilões “A-1” têm prazo de cinco a 15 anos. Os contratos
provenientes do leilão de ajuste de mercado têm o prazo máximo de dois anos. A quantidade total de energia
contratada em tais leilões de ajuste de mercado não pode exceder 1,0% da quantidade total de energia contratada
por cada distribuidor, exceto para leilões ocorridos em 2008 e 2009, onde a quantidade total de energia contratada
não pode exceder 5,0%.
50
Em relação aos CCEARs decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos de geração
existentes, existem três possibilidades de redução permanente das quantidades contratadas, quais sejam (i)
compensação pela saída de Consumidores Livres potenciais do ambiente de contratação regulada, (ii) redução, a
critério da distribuidora, de até 4,0% ao ano no montante anual contratado para adaptar-se aos desvios do mercado
face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subsequente ao da declaração que deu origem à respectiva
compra e (iii) adaptação aos montantes de energia estipulados nos contratos de aquisição de energia firmados
anteriormente a 17 de março de 2004.
Desde 2005, a CCEE realizou quinze leilões para novos projetos de geração, oito leilões relativos a usinas
existentes de geração de energia, dois leilões para projetos de geração de energia alternativa, e quatro leilões de
biomassa e para a geração de energia eólica, classificada como “energia reserva”. Até 1º de agosto de cada ano, as
geradoras e distribuidoras devem apresentam suas demandas de geração ou demandas de energia elétrica estimadas
para os cinco anos subsequentes. Com base nessas informações, o MME estabelece o valor total de energia elétrica
a ser comercializado no leilão e define as empresas de geração que poderão participar do leilão. O leilão é realizado
em duas fases, por meio de um sistema eletrônico. Como regra geral, os contratos celebrados no âmbito do leilão
têm os seguintes prazos (i) de 15 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de novos projetos
de geração, (ii) de cinco a 15 anos contados a partir do ano subsequente ao do leilão em caso de usinas existentes de
geração de energia, (iii) de 10 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de projetos de geração
de energia alternativa, (iv) 15 anos a partir do início do fornecimento em caso de energia reserva de biomassa, e (v)
20 anos a partir do início do fornecimento em caso de energia reserva eólica.
Após a conclusão do leilão, geradoras e distribuidoras firmam o CCEAR, no qual as partes estabelecem o
preço e a quantidade de energia contratados no leilão. Grande parte de nossos CCEARs estabelece que o preço será
corrigido anualmente pela variação do IPCA (Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, calculado e
publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE), e outros indicadores, como preço de
combustíveis. As distribuidoras oferecem garantias financeiras para as geradoras (principalmente valores a receber
do serviço de distribuição) a fim de garantir suas obrigações de pagamento nos termos do CCEAR.
O Valor Anual de Referência
A regulação estabeleceu, ademais, um mecanismo, o “Valor Anual de Referência”, que limita os montantes
de custos que podem ser repassados aos Consumidores Finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média
ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões “A-5” e “A-3”, calculada para o conjunto de todas as
distribuidoras.
O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas necessidades de
energia elétrica previstas pelo preço mais baixo nos leilões “A-5” e “A-3”. As distribuidoras que comprarem
energia elétrica por preço inferior ao Valor Anual de Referência nesses leilões poderão repassar integralmente o
Valor Anual de Referência aos consumidores durante três anos. O Valor Anual de Referência também é aplicado
nos primeiros três anos dos contratos de compra de energia dos novos projetos de geração de energia. Após o quarto
ano, os custos de aquisição de energia elétrica desses projetos podem ser inteiramente repassados. A regulação
estabelece os seguintes limites à capacidade das distribuidoras de repassar custos aos consumidores: (i) nenhum
repasse de custos para as compras de energia elétrica que excedam 103% da demanda real; (ii) repasse limitado de
custos para compras de energia elétrica efetuadas em um leilão “A-3”, se a quantidade de energia elétrica adquirido
exceder 2,0% da demanda de energia elétrica adquirida nos leilões “A-5”; (iii) repasse limitado dos custos de
aquisição de energia elétrica dos novos projetos de geração de energia elétrica, se a quantidade contratada nos
termos dos novos contratos relacionados às instalações de geração existentes for inferior a 96,0% da quantidade de
energia elétrica previsto no contrato por vencer; (iv) total repasse dos custos relativos às compras de energia elétrica
das instalações existentes no leilão “A-1” estarão limitadas a 1,0% da carga verificada no ano anterior à notificação
do distribuidor relativa à estimativa de demanda de energia elétrica para o MME. Se a energia elétrica adquirida no
leilão “A-1” exceder a carga de 1,0%, o repasse de custos relativos à quantidade de carga excedente aos
Consumidores Finais estará limitado a 70,0% do valor médio de tais custos de aquisição de energia elétrica gerada
pelas instalações de geração existentes para entrega iniciada em 2007 e com término em 2009. O MME estabelece o
preço máximo de aquisição para a energia elétrica gerada pelos projetos existentes que participam dos leilões para
venda de energia elétrica a distribuidoras e, se as distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratar
integralmente sua demanda, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo será o menor
51
entre o Preço de Liquidação de Diferenças (“PLD”) - spot price - e o Valor Anual de Referência.
Convenção de Comercialização de Energia Elétrica
As Resoluções da ANEEL nº 109, de 2004, e n° 210, de 2006, conduziram à criação da Convenção de
Comercialização de Energia Elétrica. Tal convenção regula a organização e administração da CCEE, assim como as
condições para a comercialização de energia elétrica. Também define, entre outros, (i) os direitos e obrigações dos
participantes da CCEE, (ii) as penalidades a serem impostas a participantes inadimplentes, (iii) a estrutura para a
resolução de controvérsias, (iv) as regras de comercialização tanto no ambiente de contratação regulada como no
ambiente de contratação livre e (v) a contabilização e processo de compensação para operações de curto-prazo.
Restrição de Atividades das Distribuidoras
As distribuidoras integrantes do Sistema Interligado Nacional não poderão (i) conduzir negócios
relacionados à geração ou transmissão de energia elétrica, (ii) vender energia elétrica aos Consumidores Livres,
com exceção dos situados em sua área de concessão e segundo as mesmas condições e tarifas aplicadas a
consumidores cativos, (iii) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa,
sociedade anônima ou limitada ou (iv) conduzir negócios que não tenham relação com suas respectivas concessões,
com exceção das permitidas por lei ou no contrato de concessão pertinente. As geradoras não podem deter
participações superiores a 10,0% em distribuidoras.
Eliminação do Direito à Auto-contratação
Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a consumidores cativos é atualmente
efetuada no ambiente de contratação regulada, a chamada auto-contratação (autorização para as distribuidoras
atenderem a até 30,0% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica proveniente de autoprodução ou adquirida de partes relacionadas) não é mais permitida, exceto no contexto de contratos devidamente
aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
Partidos políticos estão atualmente contestando a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico perante o Supremo Tribunal Federal. Em outubro de 2007, uma decisão do Supremo Tribunal Federal
relativo a agravos apresentados no âmbito da ação foi publicada, negando referidos agravos por maioria de votos.
Até o momento, não existe ainda uma decisão final sobre este mérito e não sabemos quando será proferida. Neste
ínterim, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico continua em vigor. Independentemente da decisão final do
Supremo Tribunal Federal, esperamos que certas disposições da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
relacionadas à proibição às distribuidoras que se dediquem a atividades não relacionadas à distribuição de energia
elétrica pelas distribuidoras, incluindo vendas de energia elétrica para Consumidores Livres, e a eliminação do
direito à auto-contratação, continuem em vigor.
Se toda ou parte da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo
Tribunal Federal, o esquema regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não terá efeitos, o
que gerará incerteza quanto à forma como o governo brasileiro conseguirá reformar o setor de energia elétrica.
Limitações à Concentração no Mercado de Energia Elétrica
A ANEEL havia estabelecido limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro do setor
elétrico, os quais recentemente foram eliminados através da Resolução nº 378 de 10 de novembro de 2009.
De acordo com a Resolução nº 378, a ANEEL apresentará potenciais violações da livre concorrência no
setor de energia elétrica para análise do Departamento de Direito Econômico do Ministério da Justiça (Secretaria de
Direito Econômico – SDE). A ANEEL pode também, espontaneamente ou mediante pedido da SDE, analisar
potenciais leis sobre a livre concorrência identificando: (i) os mercados relevantes, (ii) a influência de agentes
envolvidos na troca de energia nos sub-mercados em que as partes operam, (iii) o exercício real do poder de
mercado em relação aos preços do mercado, (iv) a participação das partes no mercado de geração de energia, (v) a
52
transmissão, distribuição e comercialização de energia em todos os sub-mercados, e (vi) os ganhos de eficiência dos
agentes de distribuição durante os processos de revisão de tarifas.
Em termos práticos, a atribuição da ANEEL é limitada a fornecer à SDE as informações técnicas para dar
suporte à opinião técnica da SDE. A SDE, por sua vez, observará os comentários e observações da ANEEL e
somente será capaz de desconsiderar estes após uma decisão motivada.
Tarifas e Encargos de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão
A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece as
tarifas referentes a tais sistemas. As tarifas são (i) tarifa cobrada pelo uso da rede local de distribuição exclusiva de
cada distribuidora (“TUSD”) e (ii) tarifa cobrada pelo uso da Rede Básica e demais instalações de transmissão
(“TUST”).
TUSD
A TUSD é paga por geradoras e Consumidores Livres e Especiais pelo uso do sistema de distribuição da
concessionária na qual a geradora ou o Consumidores Livres ou Especiais relevantes estejam conectados. A TUSD
tem duas finalidades: (i) remunerar a concessionária pelo uso da rede proprietária local, através do “Serviço
TUSD”, que varia de acordo com a pico de carga de energia de cada consumidor, e (ii) considerar os encargos
regulatórios aplicáveis ao uso da rede local, através de “Tarifas TUSD”, que são estabelecidas pelas autoridades
reguladoras e dependem da quantidade de energia consumida por cada consumidor. O valor a ser pago pelo
respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação da
quantidade de energia elétrica contratada junto à concessionária de distribuição, em kW, pelas duas tarifas
estabelecidas pela ANEEL: (i) uma tarifa em R$/kW que inclui a remuneração da concessionária e o TUST e (ii)
uma tarifa em R$/MWh, que inclui encargos relacionados com energia elétrica e outros custos relacionados à rede
de distribuição.
TUST
A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e Consumidores Livres e Especiais pela utilização da Rede
Básica e é reajustada anualmente de acordo com (i) a inflação; e (ii) as receitas anuais das empresas concessionárias
de transmissão determinadas pela ANEEL. Segundo os critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das
diferentes partes da rede de transmissão principal transferiram a coordenação de suas instalações ao ONS em troca
do recebimento de pagamentos regulados dos usuários de sistemas de transmissão. Os usuários de rede, inclusive
geradoras, distribuidoras e Consumidores Livres e Especiais, assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o
direito de utilizar a rede de transmissão em troca do pagamento de certas tarifas. Outras partes da rede detidas por
empresas de transmissão, mas que não são consideradas parte integrante da Rede Básica, são disponibilizadas
diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica.
Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica
As tarifas de fornecimento de energia elétrica (inclusive a TUSD) estão sujeitas à revisão pela ANEEL, que
tem poderes para reajustar e revisar tarifas em resposta a alterações de custos de compra de energia elétrica e
condições de mercado. Ao reajustar ou revisar as tarifas de fornecimento de energia elétrica, a ANEEL divide os
custos das distribuidoras entre (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, os custos da Parcela A, e (ii) custos
gerenciáveis pela distribuidora, os custos da Parcela B. O reajuste de tarifas baseia-se em uma fórmula que leva em
consideração a divisão de custos entre as duas categorias.
Os custos da Parcela A9 incluem, entre outros, os seguintes fatores:
•
custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu;
9
De acordo com a Resolução nº 457/2011 da ANEEL, para a geração de unidades embutidas em nossas distribuidoras, os custos operacionais e
de manutenção foram alocados para a Parcela A, e a depreciação foi excluída da Parcela B.
53
•
custos de aquisição de energia elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as
partes;
•
custos de energia elétrica adquirida por meio de CCEARs;
•
custos referentes aos encargos de uso e conexão aos sistemas de transmissão e distribuição;
•
custos de encargos regulatórios; e
•
custos associados à pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética.
Os custos da Parcela B8 incluem, entre outros, os seguintes fatores:
•
taxa de retomo do investimento em ativos de distribuição de energia;
•
depreciação destes ativos;
•
despesas operacionais relacionadas à operação destes ativos, e
•
receitas irrecuperáveis.
cada um determinado e periodicamente revisado pela ANEEL.
As tarifas são determinadas, levando-se em consideração os custos da Parcela A e da Parcela B e certos
componentes de mercado usados pela ANEEL, como referência no ajuste de tarifas.
As concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a revisões tarifárias periódicas de suas
tarifas a cada quatro ou cinco anos. Essas revisões visam (i) assegurar que as receitas serão suficientes para cobrir os
custos operacionais da Parcela B e a remuneração adequada com relação a investimentos considerados essenciais
aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora e (ii) determinar o fator X, que é baseado em três
componentes: (a) ganhos previstos de produtividade proveniente de aumento de escala, (b) custos de mão de obra, e
(c) investimentos. No ciclo tarifário atual, a ANEEL mudou a fórmula para calcular o fator X. O fator X é agora
baseado nos aumentos potenciais de produtividade, que é baseado no nível de crescimento de mercado e aumento no
número de consumidores e qualidade do serviço. Além disso, leva-se em consideração uma meta de despesas
operacionais eficientes. Os aumentos de produtividade e a meta de despesas operacionais eficientes serão
determinados a cada revisão periódica. O componente qualidade do serviço será determinado em cada ajuste anual
após o terceiro ciclo de revisão periódica.
O fator X é usado para ajustar a proporção da mudança no índice IGP-M usado nos reajustes anuais.
Assim, após a conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X exige que as distribuidoras dividam os
seus ganhos de produtividade com os Consumidores Finais.
Cada contrato de concessão de cada distribuidora também prevê um reajuste anual de tarifa. Em geral, os
custos da Parcela A são totalmente repassados aos consumidores. Contudo, os custos da Parcela B são em sua maior
parte corrigidos monetariamente em conformidade com o IGP-M.
Ademais, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a revisão tarifária extraordinária,
caso a caso, de maneira a assegurar seu equilíbrio financeiro e a compensá-las por custos imprevistos, incluindo
impostos, que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.
Com a introdução da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o MME reconheceu que os custos variáveis
associados à compra de energia elétrica podem ser compensados por meio da conta de compensação de variação de
valores de itens da Parcela A ou CVA, criada para reconhecer alguns de nossos custos quando do reajuste das
tarifas de nossas subsidiárias de distribuição pela ANEEL. Vide “Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e
Financeiras – Visão Geral –Variações de Custos Não Gerenciáveis – Custos da Parcela A."
54
Em novembro de 2011, a ANEEL estabeleceu a metodologia e procedimentos aplicáveis às revisões
periódicas de 2011 a 2014 para as concessionárias de distribuição, baseada nas práticas desenvolvidas durante uma
rodada anterior de revisão periódica de tarifas. Para informações sobre a nova metodologia aplicável para o terceiro
ciclo de revisão periódica, consulte o “Item 3. Fatores de Riscos - As tarifas que cobramos pelo fornecimento de
energia elétrica a consumidores cativos são determinadas pela ANEEL em conformidade com contratos de
concessão celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a
ANEEL determine nossas tarifas de maneira que não nos seja favorável.”
Incentivos Governamentais ao Setor Elétrico
Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termenergia elétrica ("PPT"), com a
finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das usinas hidrelétricas. Os
incentivos conferidos às usinas termoelétricas nos termos do PPT incluem (i) fornecimento garantido de gás durante
20 anos, de acordo com regulamentação do MME, (ii) garantia do repasse dos custos referentes à aquisição da
energia elétrica produzida por usinas termoelétricas até o limite do valor normativo de acordo com a
regulamentação da ANEEL, e (iii) acesso garantido ao programa de financiamento especial do Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (“BNDES”) para o setor elétrico.
Em 2002, o Governo Federal estabeleceu o programa Proinfa. Nos termos do Proinfa, a Eletrobrás compra
a energia gerada por essas fontes de energia alternativa durante o período de até 20 anos, essa energia é adquirida
por empresas de distribuição para entrega aos Consumidores Finais. Em sua fase inicial, o Proinfa está limitado a
uma capacidade contratada total de 3.300 MW. O objetivo dessa iniciativa é atingir uma capacidade contratada de
até 10,0% do consumo anual total de energia elétrica do Brasil em 20 anos a partir de 2002. A energia para
comercialização no programa não será produzida por concessionárias de geração, como nós, nem por PIEs, mas por
produtor independente autônomo que não poderá ser controlado ou afiliado da concessionária de geração ou PIE,
tampouco poderá ser afiliado às suas controladoras. Na fase inicial, que se encerrou em 31 de dezembro de 2011, o
programa Proinfa foi limitado a capacidade total contratada de 3.300 MW. Apesar de prevista na Lei nº
10.438/2002, ainda é incerto se o Governo Federal regulará e implementará a segunda fase do programa.
Visando criar incentivos para geradores de energia alternativa, o Governo Federal estabeleceu que uma
redução não inferior a 50,0% deve ser aplicada aos valores da TUSD devida por (i) pequenas centrais hidrelétricas
com capacidade entre 1.000 kW e 30.000 kW, (ii) geradores com capacidade equivalente a 1.000 kW e (iii)
geradores de energia alternativa (empreendimentos solares, eólicos ou de biomassa) com capacidade equivalente a
30.000 kW. A redução é aplicável à TUSD devida pela fonte de geração e também por seu consumidor. O valor da
redução da TUSD será incluído como "componentes financeiros" na tarifa de reajuste ou na revisão tarifária.
Encargos Tarifários
EER
O Encargo de Energia de Reserva ("EER") é uma taxa regulatória cobrada mensalmente, criada para
arrecadar fundos para reservas de energia contratadas pela CCEE. Essas reservas de energia serão utilizadas para
aumentar a segurança do suprimento de energia no Sistema Interligado Nacional. O EER é arrecado dos
Consumidores Finais do Sistema Interligado Nacional mensalmente. Excepcionalmente, em 2009, foi arrecadado
em uma única parcela no mês de março.
Fundo RGR e UBP
Em certas circunstâncias, empresas de energia elétrica são indenizadas com relação a certos ativos usados
em função de uma concessão, em caso de revogação ou encampação da concessão. Em 1971, o Congresso
brasileiro criou um fundo de reserva destinado a prover fundos para tal indenização ("Fundo RGR"). Todas as
distribuidoras e certas geradoras que operem em regimes de serviço público são obrigadas a efetuar a título de
contribuição mensal ao Fundo RGR, a uma alíquota anual igual a 2,5% dos ativos fixos da empresa em operações,
sem exceder, contudo, 3,0% das receitas operacionais totais em qualquer exercício. O valor desta taxa foi revisto
pela ANEEL, em fevereiro de 1999. Nos últimos anos, nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada,
55
tendo a RGR sido utilizada principalmente para financiar projetos de geração e distribuição. A RGR deveria ter sido
extinta em 2010. Porém, a Lei nº 12.431/2011 estendeu a vigência desta taxa até 2035.
O Governo Federal impôs uma taxa sobre os produtores independentes de energia elétrica similar à taxa
cobrada de empresas de serviço público com relação à RGR. Os produtores independentes de energia elétrica são
obrigados a efetuar pagamentos ao Fundo de Uso de Bem Público ("UBP"), de acordo com as regras estabelecidas
no processo licitatório correspondente. A Eletrobrás recebeu pagamentos referentes ao Fundo UBP até 31 de
dezembro de 2002. Todos os pagamentos ao Fundo UBP realizados desde 31 de dezembro de 2002 foram efetuados
diretamente ao Governo Federal.
CCC
As distribuidoras (e também algumas empresas de transmissão que atendem Consumidores Livres) devem
contribuir para a CCC. A CCC foi criada em 1973 com a finalidade de gerar reservas financeiras para cobrir os
custos de combustíveis fósseis em usinas termoelétricas, na hipótese de estiagem, o que tornaria necessário o
aumento do uso de usinas termoelétricas. A CCC atualmente subsidia os sistemas de distribuição em áreas isoladas
onde os custos de distribuição são maiores do que no Sistema Interligado Nacional. As contribuições anuais à CCC
são calculadas com base em estimativas do custo do combustível que as usinas termoelétricas precisarão no ano
seguinte. A CCC é gerida pela Eletrobrás. A CCC, por sua vez, reembolsa as empresas de energia elétrica por
parcela significativa dos custos de combustível de suas usinas termoelétricas.
Em fevereiro de 1998, o Governo Federal dispôs sobre a extinção da CCC. Os subsídios provenientes da
CCC foram extintos no decorrer do período de três anos, de 2003 a 2006, em relação a Usinas Termoelétricas
construídas anteriormente a fevereiro de 1998 e atualmente pertencentes ao Sistema Interligado Nacional. As usinas
termoelétricas construídas posteriormente a essa data não têm direitos aos subsídios da CCC. Em abril de 2002, o
Governo Federal estabeleceu que os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às Usinas Termoelétricas
localizadas em sistemas isolados durante um período de 20 anos. A partir de janeiro de 2010, em função da Lei
12.111/2009, a CCC subsidia além da compra de combustível no Sistema Isolado, como também o custo de
potência, operação, manutenção, encargos e tributos referentes à geração de energia.
CDE
Em 2002, o Governo Federal instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”), que é suprida por
meio de pagamentos anuais efetuados por concessionárias a título de uso de bem público, multas e sanções
impostas pela ANEEL e as taxas anuais pagas por agentes que fornecem energia elétrica a Consumidores Finais,
por meio de encargo a ser acrescido às tarifas relativas ao uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Essas
taxas são ajustadas anualmente. A CDE foi criada para dar suporte (i) ao desenvolvimento da produção de energia
elétrica por todo o país, (ii) à produção de energia elétrica por meio de fontes alternativas de energia e (iii) à
universalização do serviço público de energia elétrica em todo o Brasil. A Conta CDE terá duração de 25 anos a
partir de 2002, e é regulamentada pela ANEEL e administrada pela Eletrobrás.
ESS
A Resolução n. 173 de 28 de novembro de 2005 estabeleceu uma disposição para a Cobrança do Serviço
do Sistema, o Encargo de Serviço do Sistema (“ESS”) que, desde janeiro de 2006, tem sido incluído nas correções
de preço e taxas para concessionárias de distribuição que fazem parte do Sistema Interligado Nacional. Este
encargo é baseado nas estimativas anuais feitas pelo ONS em 31 de outubro de cada ano.
Taxa pelo Uso de Recursos Hídricos
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico exige que os detentores de uma concessão e autorização de uso
de recursos hídricos paguem uma taxa de 6,75% do valor da energia que geram pela utilização de tais instalações.
Esse encargo deve ser pago ao distrito federal, estados e municípios nos quais a usina ou seu reservatório esteja
localizado.
Taxa de Inspeção da ANEEL (TFSEE)
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A Taxa de Inspeção ANEEL é uma taxa anual devida pelos detentores de concessões, licenças ou
autorizações na proporção de seu porte e atividades. Atualmente, a Taxa de Inspeção da ANEEL é deduzida do
Fundo RGR.
Inadimplemento no Pagamento de Encargos Regulatórios
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu que a falta de pagamento das contribuições ao Fundo
RGR, ao Proinfa, à CDE, à CCC, ou a não realização de outros pagamentos, tais como os devidos em função da
compra de energia elétrica no ambiente de contratação regulada ou de Itaipu impedirá a parte inadimplente de
proceder com reajustes ou revisões de sua tarifa (exceto por revisões extraordinárias) e que receba recursos
oriundos do Fundo RGR, da CDE ou da CCC.
Mecanismo de Realocação de Energia
Proteção contra certos riscos hidrológicos para geradores hidrelétricos com despacho centralizado é
proporcionada pelo MRE, que procura mitigar os riscos inerentes à geração de energia hidráulica determinando que
geradores hidrelétricos compartilhem os riscos hidrológicos do Sistema Interligado Nacional. De acordo com a
legislação brasileira, a cada usina hidrelétrica é atribuída uma “energia assegurada”, determinada em cada contrato
de concessão pertinente, independentemente da quantidade de energia elétrica gerada pela usina. O MRE transfere a
energia excedente daqueles que geraram além de suas energias asseguradas para aqueles que geraram abaixo. O
despacho efetivo de geração é determinado pelo ONS tendo em vista a demanda de energia em âmbito nacional e as
condições hidrológicas. A quantidade de energia efetivamente gerada pelas usinas, seja ela acima ou abaixo da
energia assegurada, é precificada por uma tarifa denominada “Tarifa de Energia de Otimização” – “TEO”, que
cobre os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional deve ser contabilizada
mensalmente para cada gerador.
ITEM 4B. COMENTÁRIOS SEM DECISÃO DAS EQUIPES
Nenhum.
ITEM 5. ANÁLISE E PERSPECTIVAS OPERACIONAIS E FINANCEIRAS
A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas
auditadas e suas notas explicativas incluídas em outras partes deste relatório anual.
Preparamos nossas demonstrações financeiras consolidadas incluídas neste relatório anual de acordo com o
IFRS, como emitido pela IASB. Nossas demonstrações financeiras consolidadas anuais a partir de e para o ano
encerrado em 31 de dezembro de 2010 são nossas primeiras demonstrações financeiras preparadas de acordo com o
IFRS. Aplicamos o IFRS 1 – “Primeira Adoção das Normas Internacionais de Relatórios Financeiros” na
preparação destas demonstrações financeiras e os números comparativos com relação a 2009 foram novamente
elaborados para refletir a primeira adoção.
Visão Geral
Somos uma holding que, através de nossas subsidiárias, (i) distribui energia elétrica para consumidores em
nossas áreas de concessão, (ii) gera energia elétrica e desenvolve projetos de geração e (iii) comercializa energia
elétrica e fornece serviços relacionados ao setor elétrico. Dois direcionadores muito importantes de nossa
performance financeira são a nossa margem de receita operacional e a geração de caixa de nosso negócio de
distribuição regulado. Nos últimos anos estas atividades têm proporcionado margens relativamente estáveis e o
fluxo de caixa, embora sujeito a flutuações no curto prazo, tem se mantido estável no médio prazo.
Contabilizamos quatro de nossas subsidiárias de geração (BAESA, ENERCAN, Foz Do Chapecó e
Centrais Elétricas da Paraíba - EPASA) de acordo com método de consolidação proporcional. Nossa subsidiária de
geração CERAN, a partir da adoção do IFRS em 2010, é consolidada integralmente. A primeira unidade de geração
da Foz de Chapecó entrou em operação em outubro de 2010, a segunda unidade entrou em operação em novembro
57
de 2010, a terceira unidade de geração entrou em operação em dezembro de 2010 e a quarta e última unidade de
geração entrou em operação em março de 2011. As usinas termoelétricas, Termoparaíba e Termonordeste, ambas
alimentadas por óleo combustível do complexo EPASA, entraram em operação em dezembro de 2010 e janeiro de
2011, respectivamente. Desde 1º de agosto de 2011, a CPFL Energias Renováveis tem sido consolidada de forma
integral em nossas demonstrações financeiras.
Em setembro de 2009, adquirimos sete subsidiárias de geração (Santa Clara I, Santa Clara II, Santa Clara
III, Santa Clara IV, Santa Clara V, Santa Clara VI e Eurus VI), as quais estão integralmente consolidadas através de
nosso investimento na CPFL Energias Renováveis. Elas estão programadas para iniciar suas operações no terceiro
trimestre de 2012. Em julho de 2010, adquirimos outras seis subsidiárias de geração (Campo dos Ventos I, II, III,
IV, São Domingos e Ventos de São Martinho), que estão também integralmente consolidadas através da CPFL
Energias Renováveis. Campo dos Ventos II está programada para iniciar as operações em 2013 e as cinco empresas
remanescentes deste complexo estão programdas para entrarem em operação em 2013. Os parques eólicos Macacos
I e São Benedito estão programados para iniciar as operações em 2013 e 2014 respectivamente.
Além disso, em outubro de 2009, organizamos a CPFL Bio Formosa, que está integralmente consolidada
em nossas demonstrações financeiras através da CPFL Energias Renováveis. O principal objeto da CPFL Bio
Formosa é a geração de energia termoelétrica, através das usinas de co-gerações movidas a bagaço de cana e palha.
A CPFL Bio Formosa iniciou suas operações no terceiro trimestre de 2011.
Nossas subsidiárias indiretas CPFL Bio Buriti, CPFL Bio Ipê e CPFL Bio Pedra são sociedades fechadas
que foram organizadas em 27 de janeiro de 2010 com o objetivo principal de gerar energia termoelétrica e corrente
de água através das plantas de co-geração movidas por bagaço e palha. Em 26 de agosto de 2010, a CPFL Bio Pedra
participou do leilão de reserva de energia a partir de empreendimentos eólicos promovido pela ANEEL, na qual
firmou um contrato de fornecimento de uma média de 24,3 MW de energia elétrica por um prazo de 20 anos
iniciando em 2013. A CPFL Bio Pedra e a CPFL Bio Ipê estão programadas para iniciar suas operações no segundo
trimestre de 2012. A CPFL Bio Buriti iniciou suas operações no segundo trimestre de 2011.
Em 2011, celebramos um contrato de com a ERSA para combinar ativos e projetos relacionados a fontes de
energia renovável, e organizamos a CPFL Energias Renováveis. Temos consolidado de forma integral a CPFL
Energias Renováveis em nossas demonstrações financeiras desde 1º de agosto de 2011. Em dezembro de 2011,
através da CPFL Energias Renováveis, nós adquirimos 100% das ações da Jantus, uma companhia voltada à geração
de energia através de recursos renováveis, especialmente energia eólica. Através da aquisição da Jantus,
adicionamos os seguintes projetos ao nosso portfólio: (i) quatro parques eólicos em operação no estado do Ceará
com capacidade instalada de 210 MW, e (ii) projetos de parques eólicos com capacidade real instalada de 732 MW
nos estados do Ceará e Piauí, dos quais 412 MW já foram certificadas para participarem dos próximos leilões de
energia.
Em 12 de janeiro de 2012, através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, nós celebramos um
Contrato de Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações da Atlântica I, Atlântica II, Atlântica IV e
Atlântica V, empresas voltadas à geração de energia através de fontes eólicas, com capacidade instalada total de
120MW. Em Fevereiro de 2012, celebramos através de nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, um Contrato
de Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações da BVP, controladora da sociedade Bons Ventos, a qual
detinha autorização de explorar parques eólicos com capacidade instalada agregada de 157,5 MW. Estas aquisições
estão sujeitas a determinadas condições, incluindo a aprovação pela ANEEL.
Nós temos três amplas iniciativas para aprimorar nossa performance financeira: expansão de nossa
capacidade instalada, a aquisição de outras distribuidoras e o desenvolvimento de nossas atividades de
comercialização e de serviços. Temos um portfólio de novos projetos de geração de energia hidrelétrica que estão
entrando em operação. Desta nova capacidade de geração, aproximadamente 572 MW (considerando nosso
percentual de participação em projetos conjuntos) tornaram-se operacionais em 2010, e aproximadamente 261
MW (dos quais nossa parte é 147MW) tornaram-se operacionais em 2011.
Nós ainda esperamos 885 MW (dos quais a nossa parte será 558 MW) de nova capacidade de geração
torne-se operacional até o fim de2014 através de nossas plantas em construção.
58
Há fatores além de nosso controle que podem ter um impacto significativo, positivo ou adverso, sobre
nosso desempenho financeiro. Enfrentamos mudanças periódicas em nossa estrutura tarifária, resultantes das
revisões periódicas de nossas tarifas. Por exemplo, o segundo ciclo de revisão periódico de nossas tarifas, que
ocorreu durante 2007 e 2008 em cada uma de nossas distribuidoras, resultou em uma redução em nossas tarifas
médias. Para informações sobre a nova metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisão periódica (2011 a
2014), ver o “Item 3. Fatores de Risco - As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a
consumidores cativos são determinadas pela ANEEL em conformidade com contratos de concessão celebrados
com o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL determine
nossas tarifas de maneira que não nos seja favorável.”
Histórico
Tarifas Reguladas de Distribuição
Nosso resultado das operações é afetado significativamente por mudanças nas tarifas reguladas de
energia elétrica. Mais especificamente, a maior parte de nossa receita é derivada da venda de energia elétrica para
Consumidores Finais cativos com base em tarifas reguladas. Em 2011, as vendas para consumidores cativos
representaram 69,9% da quantidade de energia elétrica vendida e 75,5% da nossa receita operacional, em
comparação com 71,0% e 76,1%, respectivamente, em 2010. Essas proporções podem diminuir se os clientes
migrarem da situação de consumidores cativos para Consumidores Livres.
Nossas receitas operacionais e nossa margens dependem substancialmente do processo de revisão das
tarifas, e a nossa administração empenha-se em manter um relacionamento construtivo com a ANEEL, com o
governo e com os demais participantes do mercado, para que o processo de revisão de tarifas reflita
adequadamente nossos interesses e os interesses dos nossos consumidores e acionistas. Para uma descrição da
regulamentação das tarifas, vide “Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro – Tarifas
de Fornecimento de Energia Elétrica”.
As tarifas são estabelecidas separadamente para cada uma de nossas oito distribuidoras da seguinte
maneira:
•
Nossos contratos de concessão preveem um mecanismo de reajuste anual para repassar aos consumidores
as alterações nos custos, os quais, para este fim, são divididos entre custos que estão além de nosso
controle (conhecidos como Parcela A) e custos que podemos controlar (conhecidos como Parcela B). Os
custos da Parcela A incluem, entre outros, o aumento dos preços dos contratos de fornecimento de longo
prazo, e os custos da Parcela B incluem, entre outros, o retorno nos investimentos em nossas concessões e
sua expansão, bem como os custos de manutenção e custos operacionais. Nossa capacidade de repassar
integralmente aos Consumidores Finais nossos custos de aquisição de energia elétrica é sujeita (a) à nossa
capacidade de prever nossas necessidades de energia com precisão e (b) um teto vinculado a um valor de
referência, o Valor Anual de Referência. O Valor Anual de Referência é a média ponderada dos custos de
aquisição de energia resultantes dos preços de energia elétrica de todos os leilões públicos da ANEEL e
da CCEE no mercado regulado para que a energia seja entregue em 5 (cinco) e 3 (três) anos a contar de
qualquer leilão, aplicando-se somente nos primeiros três anos a contar do início da entrega da energia
adquirida. Para uma descrição mais detalhada de todas as limitações ao repasse integral, pelas
distribuidoras, do custo de aquisição de energia aos Consumidores Finais, veja “Item 4. Informações
sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro – Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”. Com relação
aos contratos que estavam em vigor anteriormente à promulgação dessas recentes reformas regulatórias,
repassamos os custos da energia elétrica adquirida, observado o limite determinado pelo Governo Federal.
O reajuste anual de tarifas ocorre todo mês de abril para a CPFL Paulista, todo o mês de junho para a
RGE, todo mês de outubro para a CPFL Piratininga e todo mês de fevereiro para CPFL Santa Cruz, CPFL
Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari. Não há ajuste anual em anos com
revisão periódica.
•
Nossos contratos de concessão preveem uma revisão periódica a cada cinco anos para a CPFL Paulista e a
RGE, e a cada quatro anos para a CPFL Piratininga, CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul
Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari, para restabelecer o equilíbrio financeiro de nossas tarifas,
59
conforme disposto nos contratos da concessão, e para determinar o fator de redução (conhecido como
Fator X) de aumentos do custo da Parcela B repassados aos nossos consumidores. A Resolução da
ANEEL No. 457/2011 estabeleceu a metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisão periódica (2011 a
2014). Para informações adicionais, veja "Item 3. Fatores de Risco - As tarifas que cobramos pelo
fornecimento de energia elétrica a consumidores cativos são determinadas pela ANEEL em conformidade
com contratos de concessão celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser
adversamente afetada caso a ANEEL determine nossas tarifas de maneira que não nos seja favorável.” e
“Item 4. Informações da Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - Tarifas de Distribuição”.
•
A legislação brasileira prevê, ainda, a possibilidade de uma revisão tarifária extraordinária para
compensar alterações imprevisíveis na nossa estrutura de custos. Desde janeiro de 2009, nossas
distribuidoras não recolhem mais a revisão tarifária extraordinária, que foi instituída como resultado do
processo de racionamento nacional de energia que ocorreu em 2001.
Ajuste Anual
Os aumentos de tarifas se aplicam de maneira diferenciada para cada classe de consumidores,
havendo, em geral, aumentos maiores para consumidores atendidos em tensões mais elevadas, de modo a
reduzir os efeitos de subsídios, que foram historicamente concedidos a esses consumidores e que foram em sua
maioria eliminados em 2007. A tabela a seguir apresenta o aumento médio em termos percentuais de cada
reajuste anual a partir de 2009 até a data do presente relatório anual. O aumento percentual das tarifas deve ser
avaliado à luz da taxa da inflação brasileira. Veja "- Histórico - Conjuntura Econômica Brasileira".
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL Santa
Cruz
CPFL
Mococa
CPFL Leste
Paulista
CPFL Sul
Paulista
CPFL
Jaguari
2009
Ajuste econômico(1)
13.58%
2.81%
10.44%
10.69%
10.52%
10.58%
11.80%
11.01%
Ajuste regulatório(2)
7.64%
3.17%
8.51%
13.40%
0.66%
2.36%
-0.16%
0.35%
Ajuste total
21.22%
5.98%
18.95%
24.09%
11.18%
12.94%
11.64%
11.36%
2010
1.55%
8.59%
1.72%
1.90%
4.15%
-6.32%
4.30%
5.81%
1.15%
1.52%
10.65%
8.19%
-0.17%
-6.89%
1.36%
-0.65%
Ajuste total
2.70%
10.11%
12.37%
10.09%
3.98%
-13.21%
5.66%
5.16%
2011
(1)
(4)
Ajuste econômico
6.11%
8.58%
8.01%
6.84%
6.42%
6.57%
5.22%
(4)
1.27%
8.63%
15.60%
2.66%
1.34%
1.45%
0.25%
(4)
Ajuste total
7.38%
17.21%
23.61%
9.50%
7.76%
8.02%
5.47%
2012
(5)
(5)
(5)
(4)
(4)
(4)
(4)
(4)
(5)
(5)
(5)
(4)
(4)
(4)
(4)
(4)
(5)
(5)
(5)
(4)
(4)
(4)
(4)
(5)
Ajuste total
_______________
(1) Essa parcela do ajuste reflete primariamente a taxa de inflação do período e é usada como base para os ajustes dos anos subsequentes.
(2) Essa parcela do ajuste reflete na liquidação de ativos e passivos que nós registramos em regime de competência, principalmente a CVA, e
não é considerado no cálculo do ajuste do ano seguinte.
Veja nota explicativa 36 de nossas demonstrações financeiras incluídas neste relatório anual.
(3) O ajuste anual de 2010 é baseado no "Adendo dos Contratos de Concessão", descrito abaixo.
(4) A ANEEL prorrogou o terceiro ciclo de revisão periódica para essas distribuidoras, assim como indicado no item “Revisões Periódicas”
abaixo.(5) Ajustes anuais para CPFL Paulista, RGE e CPFL Piratininga ocorrem em abril, junho e outubro, respectivamente.
Em 2 de fevereiro de 2010, a ANEEL aprovou a proposta para o adendo aos contratos de concessão
de distribuidores de energia elétrica ("o Adendo dos Contratos de Concessão"). O Adendo dos Contratos de
Concessão modificou a metodologia de cálculo dos ajustes tarifários, excluindo os efeitos de variações do mercado
resultantes das diferenças entre a energia vendida projetada e a real (principalmente relacionada aos encargos
setoriais) da base de cálculo para o cálculo do ajuste de tarifas. Veja " Item 4. Informações da Companhia - O Setor
Elétrico Brasileiro - Tarifas de Distribuição" para obter mais informações sobre o cálculo das nossas tarifas. Não
esperamos que a nova metodologia de cálculo afete materialmente nossos resultados futuros ou condição
financeira.
A nova metodologia foi aplicada no cálculo dos ajustes tarifários a partir de fevereiro de 2010 em
60
nossas oito subsidiárias.
Revisões Periódicas
A tabela a seguir estabelece a alteração percentual de nossas tarifas como resultado do primeiro,
segundo e terceiro ciclos de revisões periódicas.
Primeiro Ciclo
Data do Ajuste
CPFL Paulista
CPFL Piratininga
RGE
CPFL Santa Cruz
CPFL Mococa
CPFL Leste Paulista
CPFL Sul Paulista
CPFL Jaguari
Abril 2003
Outubro 2003
Abril 2003
Fevereiro 2004
Fevereiro 2004
Fevereiro 2004
Fevereiro 2004
Fevereiro 2004
Total
(%)
20,66
10,14
27,96
17,14
21,73
20,10
12,29
- 6,17
Segundo Ciclo
Data do Ajuste
Abril 2008
Outubro 2007
Abril 2008
Fevereiro 2008
Fevereiro 2008
Fevereiro 2008
Fevereiro 2008
Fevereiro 2008
Total
(%)
-14,00
-12.77
2.34
-14,41
-7,60
-2,18
-5,19
-5.17
Terceiro Ciclo
Data do Ajuste
Abril de 2013
Outubro de 2011
Junho de 2013
Fevereiro. de 2013
Fevereiro. de 2013
Fevereiro. de 2013
Fevereiro. de 2013
Fevereiro. de 2013
Total
(%)
(1)
(1)
(1)
(1)
(1)
(1)
(1)
(1)
(1)
Como resultado da demora da ANEEL em determinar a metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisões periódicas, a revisão periódica da
CPFL Piratininga, originalmente programada para 23 de outubro de 2011, foi prorrogada para 23 de outubro de 2012. Por esse mesmo motivo, o
processo de revisões periódicas para CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista foi prorrogado
de 3 de fevereiro de 2012 para 3 de fevereiro de 2013.
Vendas a Consumidores Potencialmente Livres
Com o intuito de promover transações mais competitivas no mercado de energia elétrica, o governo
modificou a regulamentação do setor permitindo que determinados consumidores possam deixar o ambiente de
tarifas reguladas e se tornar consumidores "livres", com direito a contratar livremente seu fornecimento de energia
elétrica. Veja "Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - O Ambiente de Contratação
Livre". Atualmente, em comparação ao número total de consumidores cativos de nossa Companhia, o número de
Consumidores Potencialmente Livres é relativamente pequeno; no entanto, representam um percentual relevante da
nossa receita e da quantidade de energia elétrica distribuída. Em de 2010 e 2011, aproximadamente 22,6% e 17,6%,
respectivamente da quantidade de energia elétrica distribuída pela nossas companhias foi destinada a Consumidores
Potencialmente Livres. A maioria dos nossos Consumidores Potencialmente Livres não optou por tornar-se um
Consumidor Livre. Acreditamos que isto ocorreu (1) por estes consumidores terem considerado que as vantagens de
um contrato de longo prazo com taxas de energia elétrica inferiores à tarifa regulada são superadas pelas
desvantagens relacionadas a custos adicionais (em particular, a tarifa pelo uso do sistema de transmissão) e pelo
risco de flutuação dos preços no longo prazo e (2) porque parcela significativa dos Consumidores Potencialmente
Livres, que celebraram contratos antes de julho de 1995, só podem mudar para fornecedores que adquirem energia
elétrica de fontes de energia renovável, tais como PCHs ou biomassa. Mesmo que um consumidor decida migrar do
sistema de tarifas reguladas para se tornar um Consumidor Livre, ele precisa pagar à nossa Companhia a tarifa pelo
uso do sistema de distribuição, ou TUSD, e tais pagamentos reduziriam parcialmente nossas perdas na receita
operacional decorrentes de tal migração. Não esperamos que um número substancial de nossos consumidores tornese Consumidores Livres, mas as perspectivas a longo prazo desta migração entre diferentes mercados (cativo e
livre) e seu impacto no nosso resultado são difíceis de serem previstas.
Preços para a Energia Elétrica Adquirida
Os preços da energia elétrica adquirida por nossas distribuidoras nos termos de contratos de longo prazo
firmados no ambiente de contratação regulada são (i) aprovados pela ANEEL, no caso de contratos celebrados
perante a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e (ii) determinados em leilões para contratos celebrados
posteriormente, enquanto os preços da energia elétrica comprada no ambiente de contratação livre baseiam-se em
índices de mercado prevalentes, de acordo com o contrato bilateral. Em 2011, adquirimos 50.853 GWh, em
comparação com 52.384 GWh em 2010. Os preços nos contratos de longo prazo são corrigidos anualmente para
refletir os aumentos em determinados custos de geração e a inflação. A maioria de nossos contratos tem reajustes
vinculados ao reajuste anual nas tarifas de distribuição, de forma que os aumentos de custos são repassados aos
nossos consumidores por meio de aumentos de tarifas. Como uma crescente parcela de nossa energia elétrica é
61
adquirida em leilões públicos, o êxito de nossas estratégias nesses leilões afeta nossas margens e nossa exposição ao
risco de preço de mercado, uma vez que nossa capacidade de repassar os custos de aquisição de energia elétrica
dependerá do êxito na projeção de nossa expectativa de demanda.
Também adquirimos uma quantidade substancial de energia elétrica de Itaipu nos termos de obrigações
"take-or-pay" a preços regidos pelos regulamentos adotados nos termos de um contrato internacional. As
concessionárias com operações no Centro-Oeste, Sul e Sudeste são obrigadas por lei a adquirir uma parcela da
participação brasileira na capacidade disponível de Itaipu. Em 2011, adquirimos 10.855 GWh de energia elétrica de
Itaipu (21,3% da energia elétrica que compramos em termos de quantidade), em comparação com 10.835 GWh
(20,7% da energia elétrica que compramos) em 2010. Consulte "Item 4. Informações sobre a Companhia - Compras
de Energia Elétrica". O preço da energia elétrica de Itaipu é estabelecido em dólares norte-americanos para refletir
os custos de pagamento de sua dívida. De forma correspondente, o preço da energia elétrica adquirida de Itaipu
aumenta em termos reais quando o Real se desvaloriza em relação ao dólar norte-americano (e diminui quando o
Real se valoriza em relação ao dólar norte-americano). A mudança em nossos custos para a energia elétrica de
Itaipu em qualquer ano está sujeita ao mecanismo de recuperação de custos da Parcela A descrito abaixo.
Em 2011, nossa capacidade instalada alcançou 2.644 MW. As geradoras CPFL Bioenergia, Foz do
Chapecó e Termonordeste iniciaram suas operações em agosto, outubro e dezembro de 2010, respectivamente. Em
julho de 2010, adquirimos o parque eólico Campo dos Ventos no Estado do Rio Grande do Norte. Também em
2010, constituímos a CPFL Bio Ipê e CPFL Bio Pedra para desenvolver projetos de geração de energia elétrica a
partir do bagaço da cana de açúcar em parceria com o Grupo Pedra Agroindustrial. Esperamos que em 2012 iniciem
as operações da Bio Ipê e da Bio Pedra. Em 2011 as termoelétricas Termoparaíba, CPFL Bio Formosa e CPFL Bio
Buriti, bem como a quarta unidade geradora da Foz do Chapecó, iniciaram suas operações. Em Fevereiro de 2012,
foi iniciada a construção das termoelétricas movidas a biomassa da CPFL Bio Alvorada e da CPFL Bio Coopcana,
esperamos que suas operações se iniciem em 2013. As operações dos parques eólicos de Macacos I e de São
Benedito estão previstas para iniciarem em 2013 e 2014, respectivamente. Como resultado dos nossos projetos de
geração de energia elétrica em andamento, nossa capacidade instalada aumentará em 25% (o que representa 3.301
MW) até 2014 (incluindo a aquisição dos parques eólicos do complexo Bons Ventos).
A maior parte da energia elétrica que adquirimos no mercado livre foi comprada por nossa
comercializadora CPFL Brasil, que revende a energia elétrica a Consumidores Livres e outras concessionárias e
licenciadas (inclusive nossas subsidiárias). Veja "O Setor Elétrico Brasileiro - O Ambiente de Contratação Livre".
Variações de Custos Não Gerenciáveis - Custos da Parcela A
Utilizamos a conta de compensação da variação dos custos ou a conta da Parcela A para reconhecer nas
tarifas de distribuição a variação de alguns de nossos custos, conhecidos como custos da “Parcela A”, que são nãogerenciáveis. Em geral, quando esses custos são superiores às projeções utilizadas na fixação da tarifa de
distribuição, nós temos o direito de reaver a diferença através de reajustes anuais de tarifa subsequentes.
De acordo com o IFRS, ativos e passivos regulatórios não podem ser contabilizados porque estes não estão
em conformidade com as exigências de ativos e passivos estabelecidas pela Estrutura Conceitual para Elaboração e
Apresentação das Demonstrações Contábeis emitida pelo IASB e pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”).
Portanto, contabilizamos apenas os direitos ou pagamentos quando nossos clientes cativos realmente nos pagam.
Os custos de energia elétrica comprada de Itaipu são indexados ao dólar norte-americano, e estão sujeitos à
variação cambial. No caso de apreciação do dólar norte-americano frente ao real, nossos custos vão aumentar e,
consequentemente, nossa receita vai se reduzir no mesmo período. Essas perdas serão compensadas no futuro,
quando o próximo reajuste tarifário anual ocorrer.
Segmentos de Operações
Como resultado de nossa associação com a ERSA e a aquisição das ações da Jantus, nós criamos um
segmento operacional separado para separar as nossas atividades relacionadas a fontes de energia renováveis. Logo,
desde 1º de agosto de 2011, nós temos operado com quatro segmentos de operações: distribuição, fontes
convencionais de geração, fontes de geração renováveis e comercialização. Veja a nota explicativa 30 às nossas
62
demonstrações financeiras consolidadas e auditadas. Devido ao fato de não haver informação no segmento de
geração renovável em 2010, a discussão abaixo foca nos segmentos de distribuição, fontes de geração convencional
e comercialização.
Nossos segmentos de fontes de geração e comercialização e serviços atualmente representam um
percentual pequeno de nossa receita líquida: 5,5% e 7,9% em 2011 e 4,5% e 8,4% em 2010, respectivamente.
Porém, a contribuição dos nossos segmentos de geração e de comercialização e serviços no nosso lucro líquido foi
maior (23,3% e 10,1% em 2011, respectivamente).
A rentabilidade de cada um de nossos segmentos é diferenciada. Nosso segmento de distribuição reflete
primariamente as vendas a consumidores cativos, a preços determinados pela entidade reguladora e a quantidade de
vendas varia de acordo com fatores externos como o clima, o nível de renda e crescimento econômico. Este
segmento representa 86,6% da nossa receita operacional líquida, mas a sua contribuição para o lucro líquido é
menor. Em 2011, 70,2% do nosso lucro líquido foi procedente de nossas atividades de distribuição, enquanto nosso
segmento entitulado “Outros” na tabela abaixo consumiu 3,6% do nosso lucro líquido.
Nosso segmento de fontes de geração convencionais consiste, em grande parte, de projetos de novas
hidrelétricas, e o nosso segmento de fontes de geração renováveis consiste de parques eólicos e termoelétricas a
biomassa e pequenas hidrelétricas. Todas as nossas fontes de geração requerem um elevado investimento em ativos
imobilizados, e nos primeiros anos normalmente demandam financiamentos relevantes para construção. Desde
quando esses projetos se tornaram operacionais, eles resultaram em uma margem mais elevada (o percentual da
receita operacional na receita bruta) do que a margem do segmento de distribuição; no entanto, contribuíram com
despesas com juros e custos financeiros mais elevados. Por exemplo, em 2011 e 2010, nosso segmento de geração
representou 29,4% e 22,5%, respectivamente, de nosso lucro operacional, mas devido à significativa relevância das
despesas financeiras incorridas no financiamento desses projetos, a contribuição do segmento para nosso lucro
líquido foi menor. Em 2011, 23,3% de nosso lucro líquido foi procedente de nossas atividades de geração.
Nós temos reportado o nosso segmento de fontes de geração renováveis consoante as regras IFRS desde 1º
de agosto de 2011, como resultado de nossa associação com a ERSA e Jantus. Por esta razão, não temos
informações comparativas separadas para o ano de 2010, e as informações sobre resultados e operações relacionadas
ao nosso segmento de fontes de geração renováveis foram incluídas nas informações sobre resultados e operações de
nosso segmento de fontes convencionais de geração. Desde 31 de dezembro de 2011, 30,3% das propriedades,
usinas e equipamentos de nosso segmento de fontes de geração renováveis estava em construção.
Nosso segmento de comercialização vende energia elétrica e fornece serviços com valor agregado a
Consumidores Livres e outras concessionárias ou licenciadas. Em 2011, 10,1% do nosso lucro líquido foi
procedente das nossas atividades de comercialização.
Nossos segmentos também compram e vendem energia elétrica e serviços com valor agregado para e uma
da outra. Em particular, nossos segmentos de geração e comercialização vendem energia elétrica e prestam serviços
para nosso segmento de distribuição. A fim de evitar duplicação dos valores de receitas e despesas, os resultados por
segmento nas nossas demonstrações financeiras consolidadas eliminaram receitas e despesas relacionadas a vendas
de uma subsidiária a outra. Porém, a análise de resultados por segmento seria imprecisa se as mesmas eliminações
fossem realizadas com relação a vendas entre segmentos. Como resultado, vendas de um segmento a outro não
foram eliminadas na discussão de resultados, por segmento, abaixo. Ver abaixo:
2011
(-) Venda entre sociedades parceiras
Resultado do serviço de energia
elétrica
Receita financeira
Despesa financeira
Lucros antes dos impostos
Imposto de renda e contribuição social
Lucro líquido
Distribuição
Geração
Comercialização
Outros (*)
Eliminações
Total
11.048.924
16.831
706.133
914.542
1.007.780
698.128
1.191
-
(1.629.501)
12.764.028
0
1.922.194
895.429
263.977
(31.053)
-
3.050.547
429.371
(669.818)
1.681.747
571.204
1.110.543
137.541
(554.434)
478.537
110.584
367.952
75.902
(104.358)
235.520
75.689
159.832
55.373
(58.167)
(33.847)
22.096
(55.943)
-
698.188
(1.386.778)
2.361.957
779.573
1.582.384
63
Total do ativo(**)
Aquisições do imobilizado e outros
intangíveis
Depreciação e Amortização
Distribuição
Geração
Comercialização
Outros (*)
Eliminações
Total
11.651.205
13.129.529
509.372
2.122.951
-
27.413.057
1.065.104
822.553
16.927
189
-
1.904.773
498.225
295.960
5.742
1.277
-
801.203
2010
10.471.192
538.217
1.012.525
1.795
(-) Venda entre sociedades parceiras
13.904
650.571
766.922
(1.431.397)
Resultado do serviço de energia
1.852.867
616.416
302.981
(32.949)
elétrica
Receita financeira
316.020
53.725
22.389
90.981
Despesa financeira
(394.999)
(323.441)
(22.311)
(96.307)
1.773.749
345.914
302.024
(36.315)
Imposto de renda e contribuição social
(604.865)
(88.731)
(95.840)
(35.899)
Lucro líquido
1.168.884
257.183
206.184
(72.214)
Total do ativo(**)
11.689.503
7.568.600
349.047
449.655
Aquisições do imobilizado e outros
1.127.637
645.040
27.853
10
intangíveis
Depreciação e Amortização
352.806
188.981
4.553
145.453
_______________
(*)
Outro – Refere-se basicamente aos números da CPFL Energia após as eliminações de saldos com partes relacionadas
(**)
O ágio criado em uma aquisição e registrado na CPFL Energia foi alocado aos respectivos segmentos
12.023.729
2.739.315
483.115
(837.058)
2.385.372
(825.335)
1.560.037
20.056.805
1.800.540
691.793
Apresentamos abaixo informações financeiras selecionadas de nossos quatro segmentos reportados desde e
para o período de 1 de Agosto de 2011 a 31 de dezembro de 2011:
Distribuição
Fontes
Convencionais
de Geração
Fontes
Renováveis
de
Geração
Comercialização
Outros(*)
Eliminações
2011
Receita operacional
11.048.924
609.755
96.378
1.007.780
1.191
líquida
(-) Venda entre sociedades
839.029
75.513
parceiras
16.831
698.128
(1.629.501)
Resultado do serviço de
1.922.194
848.173
47.256
263.977
(31.053)
energia elétrica
Receita financeira
429.371
80.617
56.924
75.902
55.373
Despesa financeira
(669.818)
(519.758)
(34.676)
(104.358)
(58.167)
1.681.747
409.032
69.504
235.520
(33.847)
Imposto de renda e
571.204
112.593
(2.008)
75.689
22.096
contribuição social
Lucro líquido
1.110.543
296.440
71.513
159.832
(55.943)
Total do ativo(**)
11.651.205
5.350.193
7.779.336
509.372
2.122.951
Aquisições do imobilizado
1.065.104
334.989
487.564
16.927
189
e outros intangíveis
Depreciação e
498.225
259.514
36.446
5.742
1.277
Amortização
_______________
(*)
Outro – Refere-se basicamente aos números da CPFL Energia após as eliminações de saldos com partes relacionadas
(**)
O ágio criado em uma aquisição e registrado na CPFL Energia foi alocado aos respectivos segmentos
Total
12.764.028
3.050.547
698.188
(1.386.778)
2.361.957
779.573
1.582.384
27.413.057
1.904.773
801.203
Também derivamos lucro não material no nível da empresa controladora que não está relacionado ou
incluído nos resultados dos segmentos reportáveis. Despesas gerais e custo indireto são geralmente alocados à
subsidiária pertinente e são refletidos nos resultados operacionais dos nossos segmentos sendo reportado. Outras
despesas assumidas pela empresa controladora que podem ser diretamente alocados a um segmento específico,
como o lançamento de um ativo intangível relacionado a uma concessão, e a amortização deste, também são
alocados para nossos segmentos sendo reportados.
Conjuntura Econômica Brasileira
Todas as nossas operações estão no Brasil, e por essa razão somos afetados pela conjuntura econômica
brasileira. Em especial, o desempenho geral da economia brasileira afeta a demanda de energia elétrica, e a inflação
64
afeta nossos custos e nossas margens. A conjuntura econômica brasileira caracteriza-se por significativas variações
nos índices de crescimento econômico, que foi muito lento de 2001 a 2003, apresentando recuperação desde 2004.
Essa tendência foi interrompida pela crise financeira internacional em 2009. Em 2010, o cenário econômico
brasileiro experienciou um forte crescimento com a recuperação após a crise financeira internacional de 2008/2009.
Em 2011, os problemas econômicos internacionais, principalmente na Zona do Euro, refletiram em uma
desaceleração do crescimento econômico brasileiro.
A tabela abaixo mostra a inflação, a mudança no produto interno bruto real e a variação no valor do Real
face ao dólar norte-americano para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2011, 2010, 2009, 2008 e 2007.
2011
2010
2009
2008
2007
Inflação (IGP-M)(1)
5,1%
11,3%
-1,7%
9,8%
7,8%
Inflação (IPCA)(2)
6,5%
5,9%
4,3%
5,9%
4,5%
Crescimento (retração) no produto interno bruto real
2,7%
7,5%
-0,2%
5,1%
5,4%
Depreciação (apreciação) do Real x U.S dólar norteamericano
12,6%
-4,3%
-25,5%
31,9%
-17,2 %
Taxa de câmbio no fim do período – US$1,00
R$1,876
R$1,666
R$1,741
R$2,337
R$1,771
Taxa de câmbio média – US$1,00(3)
R$1,671
R$1,759
R$1,990
R$1,833
R$1,930
_____________
Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central
(1) A inflação (IGP-M) é o índice geral de preços de mercado medido pela Fundação Getúlio Vargas.
(2) A inflação (IPCA) é um índice amplo de preços ao consumidor medido pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, sendo a referência
para as metas de inflação estabelecidas pelo CMN.
(3) Representa a média das taxas de venda comerciais no último dia de cada mês durante o período.
A inflação afeta nossos negócios principalmente pelo aumento dos custos operacionais e despesas
financeiras devido aos encargos de dívidas serem corrigidos pela inflação. Podemos recuperar uma parte desse
aumento de custos por meio do mecanismo de recuperação de custos da Parcela A, porém existe um atraso entre o
momento em que o aumento de custos é incorrido e aquele no qual as tarifas reajustadas seguindo o reajuste
tarifário anual são recebidas. Os valores que nos são devidos com base na Parcela A são atrelados à variação da
taxa SELIC até que sejam repassados às nossas tarifas.
A depreciação do Real aumenta o custo do serviço da nossa dívida em moeda estrangeira e os custos de
compra de energia elétrica da usina de Itaipu, uma hidrelétrica que é um de nossos principais fornecedores e que
ajusta os preços baseado em parte de seus custos em dólares norte-americanos.
Alguns fatores externos podem afetar significativamente os nossos negócios, dependendo da categoria de
consumidores:
•
Consumidores Residenciais e Comerciais. Essas classes são muito afetadas por condições climáticas e
distribuição de renda. Temperaturas elevadas e aumento dos níveis de renda causam um aumento da
procura por energia elétrica e, portanto, aumentam as nossas vendas.
•
Consumidores Industriais. O consumo dos consumidores industriais está relacionado ao crescimento
econômico, entre outros fatores, relacionados principalmente ao PIB. Nos períodos de crise financeira,
esta classe sofre o maior impacto.
Resultados das Operações: 2011 em comparação a 2010
Em 2011, os nossos resultados mostraram um progresso importante, especialmente refletindo o ciclo de
desenvolvimento que o Brasil está vivenciando, o potencial de crescimento do mercado interno brasileiro, que é
refletido no aumento do consumo de energia nas nossas áreas de concessão de distribuição e os resultados da nossa
estratégia de ampliar e diversificar nossos negócios.
65
Nossa receita operacional líquida foi de R$12.764 milhões em 2011, um aumento de 6,2% em relação a
2010. Excluindo receitas relacionadas à construção da infra-estrutura da concessão (que não afeta o resultado
devido aos custos correspondentes no mesmo valor), a receita operacional líquida seria de R$11.634 milhões, um
aumento de 6,0%, ou R$654 milhões. O aumento na nossa receita operacional reflete maiores receitas de nossas
empresas de distribuição, que aumentaram as vendas para clientes cativos (e, consequentemente, maior arrecadação
de TUSD) e os ajustes tarifários.
A seguinte discussão descreve alterações nas nossas receitas operacionais por destino e por segmento,
baseadas nos itens compreendidos na nossa receita bruta.
Vendas por Destino
Vendas a Consumidores Finais
O fornecimento faturado a Consumidores Finais foi de R$ 14.907 milhões em 2011, um aumento de 7,0%
em comparação a 2010. As tarifas são ajustadas a cada ano e o mês em que o reajuste tarifário entra em vigor varia,
sendo os reajustes nas maiores subsidiárias ocorrendo em abril (CPFL Paulista), em junho (RGE), e em outubro
(CPFL Piratininga). Os preços médios para Consumidores Finais em 2011 foram maiores em todas as categorias de
consumidor:
•
Consumidores Industriais e Comerciais. Com relação aos consumidores cativos (que representam 81,2%
da quantidade total vendida a essa categoria), os preços médios aumentaram em 4,8% e 4,3%,
respectivamente, devido a aos reajuste tarifário anual. Com relação aos Consumidores Livres, os preços
médios aumentaram em 18,2% e 16,7%, respectivamente.
•
Consumidores Residenciais. Os preços médios aumentaram em 5,2% principalmente devido a ajustes de
tarifa.
O aumento de nossas vendas em 2011 refletiu o poder econômico de nossos consumidores residenciais e
comerciais. Nossas atividades industriais exibiram um crescimento econômico mais modesto, reflexo do índice de
crescimento inferior do PIB Industrial (1,6%) em comparação ao PIB Total (2,7%) . O volume vendido aos
consumidores residenciais e comerciais aumentou 4,9% e 5,9%, respectivamente. O volume vendido para os
consumidores industriais diminuiu 4,5%, refletindo uma queda de 7,5% nas vendas para Consumidores Finais
cativos, que foi parcialmente compensada por um aumento de 8,7% nas vendas do mercado livre. Consumidores
industriais em nossas áreas de concessão de distribuição, que compram de outros fornecedores no mercado livre
também nos pagam uma taxa pelo uso de nossa rede, e esta receita é refletida em nossas demonstrações financeiras,
em "Outras Receitas Operacionais".
Suprimento de Energia Elétrica
O suprimento de energia elétrica foi de R$1.298 milhões em 2011 (6,9% de nossa receita operacional
bruta), um aumento de 8,5% em comparação a 2010. O aumento foi devido a um aumento de 11,0% na quantidade
de energia vendida, parcialmente compensado por uma queda de 2,2% dos preços médios.
Outras receitas operacionais
Nossas outras receitas operacionais brutas foram de R$1.572 milhões em 2011 (12,3% das nossas receitas
operacionais líquidas), comparado com R$1.387 milhões em 2010. O aumento foi principalmente devido ao
aumento na cobrança de TUSD dos nossos Consumidores Livres.
Deduções da receita operacional
Deduzimos determinados impostos e encargos regulatórios de nossas receitas operacionais brutas para
calcular a receita líquida. Exemplos desses impostos são o ICMS, um imposto estadual, e o PIS e COFINS, impostos
federais. Essas deduções representaram 32,3% de nossa receita operacional bruta em 2011 e 31,5% em 2010. A
maioria destes impostos e taxas são baseados no montante de receita operacional líquida, enquanto outros variam
dependendo do efeito regulatório refletidos nas nossas tarifas. Veja nota explicativa 26 das nossas demonstrações
financeiras consolidadas.
66
Vendas por segmento
Distribuição
As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de distribuição em 2011 somaram R$11.066 milhões,
um aumento de 5,5% comparado a R$10.485 milhões em 2010. Excluindo receitas relacionadas com a construção
da infra-estrutura de concessão (que foi totalmente compensado pelos custos de construção), as receitas
operacionais líquidas seriam de R$9.936 milhões, um aumento de 5,2%, ou R$495 milhões. Este aumento foi
principalmente devido a (i) ajustes de tarifa, que resultaram em um aumento médio de 6,4% (aumento de 3,1% no
volume), de receitas faturadas e (ii) um aumento de 17,6% ou R$200 milhões nas receitas TUSD cobradas de
Consumidores Livres que foram parcialmente compensados por (i) um aumento de R$295 milhões em impostos em
receitas operacionais brutas, e (ii) um aumento de R$197 milhões nas contribuições CCC e CDE.
Geração
Receitas operacionais líquidas do nosso segmento de geração em 2011 somaram R$1.621 milhões, um
aumento de 36,3% (R$432 milhões) comparado a R$1.189 milhões em 2010. Este aumento foi principalmente
devido ao fato da hidrelétrica Foz do Chapecó em outubro de 2010 e das termoelétricas Termonordeste e
Termoparaíba tornarem-se comercialmente operacionais em dezembro de 2010 e janeiro de 2011, respectivamente
e a consolidação da CPFL Energias Renováveis em Agosto de 2011.
Comercialização e Serviços
As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de comercialização e serviços em 2011 somaram
R$1.706 milhões, uma redução de 4,0% comparada a R$1.779 milhões em 2010. A redução foi principalmente
devido a uma redução de 13,3% no volume vendido, parcialmente compensada pelo aumento de 11,9% nos preços
médios.
Resultado do serviço de energia elétrica
Custo de Energia Elétrica
Energia comprada para revenda. Nossos custos com energia comprada para revenda foram de R$4.907
milhões em 2011 (50,5% dos nossos custos totais de operação e despesas de operação). O custo foi 2,8% (R$143
milhões) menor que em 2010, principalmente devido a uma queda de 2,9% no volume de energia elétrica que nós
compramos depois que a Foz do Chapecó e EPASA entraram em operação em Outubro de 2010 e Dezembro de
2010, respectivamente.
O custo da energia comprada de Itaipu por nossas distribuidoras foi 3,6% (R$37 milhões) menor em 2011
em comparação a 2010, devido a estabilidade da quantidade comprada e a redução dos preços. O preço médio da
energia elétrica comprada da Itaipu, que representa 21,3% do volume total que compramos em 2011, estava em
média 3,8% mais baixo em 2011 que em 2010, em virtude de uma queda de 5,0% na taxa de câmbio do dólar norteamericano em 2011.
Os custos médios da compra de energia elétrica de outras instalações de geração diminuíram 2,6% (R$119
milhões) em 2011 comparados a 2010, devido a um aumento de 1,1% nos preços médios, que foi compensado por
uma queda de 3,7% no volume de energia elétrica vendido nestas instalações.
Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição. Nossos encargos de uso do sistema de
transmissão e distribuição foram de R$1.314 milhões em 2011. Estes foram 12,1% (R$141 milhões) maiores que em
2010 devido ao aumento de R$119 milhões na taxa básica de uso da rede, resultante do início das operações da da
Foz do Chapecó em Outubro de 2010 e da EPASA em Dezembro de 2010.
Outros custos e despesas operacionais
Nossos outros custos e despesas operacionais abrangem nosso custo operacional, serviços prestados para
terceiros, despesas de vendas, despesas gerais e administrativas e outras despesas operacionais, excluindo custos
67
relacionados à construção de infra-estrutura de concessão.
Nossos outros custos e despesas operacionais foram de R$2.363 milhões em 2011, um aumento de 17,1%
(R$344 milhões) comparado a 2010. Isto foi devido principalmente aos seguintes eventos não recorrentes: (i)
implementação do nosso programa de aposentadoria prematura em 2011, no valor agregado de R$51 milhões,
visando potenciais ganhos futuros; (ii) reversão de provisão de PIS/COFINS no setor de tributação da CPFL
Paulista em 2010 no montante de R$40 milhões; (iii) ao início das operações das usinas Foz do Chapecó e EPASA e
a consolidação da CPFL Energias Renováveis em Outubro de 2010, Dezembro de 2010 e Agosto de 2011,
respectivamente (R$86 milhões); (iv) receitas não operacionais decorrentes da venda de imóveis na cidade de Santos
em 2010 (R$11 milhões); e (v) aumento das reservas para contigências da ENERCAN relacionadas a ISS (R$10
milhões). Excluindo estes eventos não recorrentes, o crescimento de nossos custos e despesas operacionais seria de
R$144 milhões, ou 7,2%, o que reflete principalmente ajustes inflacionários.
Nosso resultado do serviço de energia elétrica foi de R$3.051 milhões em 2011. Este foi 11,4% (R$311
milhões) maior que em 2010 devido ao aumento de 6,2% (R$740 milhões) das nossas receitas líquidas, assim como
um aumento de 4,6% (R$429 milhões) nas despesas operacionais e custos de serviços de energia elétrica.
Resultado do Serviço de Energia Elétrica por Segmento
Distribuição
O resultado do serviço do nosso segmento de distribuição em 2011 somou R$1.922 milhões, um aumento
de 3,7% comparado a 2010. Nosso resultado do serviço do segmento refletiu um aumento de 5,5% na nossa receita
líquida, que foi parcialmente compensado por:
•
Custos com energia elétrica. Nossos custos com energia elétrica foram de R$6.290 milhões, um aumento
de 4,4% em comparação com 2010. Isso reflete um aumento de 2,1% na quantidade de energia comprada
por nós em 2011 em comparação com 2010, e um aumento de 2,3% nos preços médios devido aos ajustes
dos preços da energia. Porém, este aumento não afeta significativamente nosso lucro operacional, uma vez
que está refletido nas tarifas de 2011.
•
Outros custos e despesas operacionais. Nossos outros custos e despesas operacionais (outros que não
custos de serviço de utilidade pública de energia elétrica) do segmento de distribuição somaram R$973
milhões, um aumento de 20,0% comparado com 2010. Este aumento foi principalmente devido a (i)
aumentos salariais resultantes de negociações de acordos coletivos em 2010 e 2011, (ii) implementação do
nosso programa de aposentadoria antecipada em 2011; (iii) aumento nos custos com prestadores de serviço
terceirizados, e (iv) aumento em reservas para contingências relacionadas a processos judiciais.
Geração
O resultado operacional do nosso segmento de geração em 2011 somou R$895 milhões, um aumento de
45,3% comparado com 2010. Este aumento reflete o aumento de 36,3% em nossa receita líquida e de 26,7% em
outros custos e despesas operacionais. A principal razão para o aumento no resultado do serviço do segmento foi o
início das operações da hidrelétrica Foz do Chapecó em Outubro de 2010 e das termoelétricas Termonordeste e
Termoparaíba em Dezembro de 2010 e Janeiro de 2011, respectivamente. O início das operações destas unidades
geradoras também contribuiu com um aumento de R$107 milhões em despesas com depreciação e amortização,
considerando os efeitos da consolidação da CPFL Energias Renováveis.
O resultado operacional do nosso segmento de comercialização e serviços em 2011 somou R$264 milhões,
uma queda de 12,9% (R$39 milhões) comparado com 2010. Esta redução foi principalmente devida à redução de
4,1%, ou R$74 milhões, nas receitas líquidas, e um aumento de R$29 milhões em outros custos operacionais,
principalmente decorrentes da expansão de nossas atividades relacionadas a serviços. A redução nas receitas
líquidas e o aumento em outros custos operacionais foram parcialmente compensados por uma diminuição de 4,7%
(R$63 milhões) nos custos de energia elétrica (13,2% de redução no volume de energia comprada por nós,
68
parcialmente compensado por um aumento de 9,8% no preço médio de energia).
Lucro Líquido
Despesa Financeira Líquida
Nossa despesa financeira líquida foi de R$689 milhões em 2011, em comparação com R$354 milhões em
2010. O aumento de R$335 milhões é principalmente decorrente de: (i) o aumento no nível de nosso endividamento
e índices financeiros mais altos, (ii) uma diminuição de custos de endividamento capitalizado devido ao início das
operações da CPFL Bioenergia (em Agosto de 2010), da hidrelétrica Foz do Chapecó (em outubro de 2010) e das
termoelétricas Termonordeste e Termoparaíba (em Dezembro de 2010 e Janeiro de 2011, respectivamente), através
da EPASA; e (iii) a consolidação da CPFL Energias Renováveis. Esses efeitos foram parcialmente compensados
por um aumento de R$200 milhões nas nossas receitas de investimentos financeiros devido a aumento de
disponibilidades caixa e equivalente.
Em 31 de dezembro de 2011, nosso endividamento em reais somou R$11.857 milhões, sobre o qual
incidem juros e inflação, calculados com base em diversas taxas e índices do mercado financeiro brasileiro.
Possuíamos ainda o equivalente a R$1.751 milhões de endividamento em dólares norte-americanos. A fim de
reduzir o risco de perdas cambiais no que tange a este endividamento em dólares norte-americanos, contratamos
swaps cambiais de longo prazo indexados pela taxa de CDI para uma parcela significativa dessa dívida. A variação
da taxa média de CDI teve um aumento de 11,6% em 2011, comparado a 9,8% em 2010, e a TJLP permaneceu
estável em 6,0% em 2010 e 2011.
Imposto de Renda e Contribuição Social
Registramos despesas líquidas de imposto de renda e contribuição social de R$780 milhões em 2011,
comparada com R$825 milhões em 2010. Nossa alíquota efetiva de 33,0% sobre o lucro antes dos tributos foi,
em 2011, aproximadamente igual à alíquota oficial de 34,0%.
Lucro Líquido do Exercício
Devido aos fatores mencionados acima, nosso lucro líquido foi de R$1.582 milhões em 2011, um leve
crescimento de 1,4%, ou R$22 milhões, comparado a 2010.
Lucro Líquido por Segmento
Em 2011, 70,2% do nosso lucro líquido foi resultado de nosso segmento de distribuição, 23,3% do nosso
segmento de geração e 10,1% do nosso segmento de comercialização e serviços. Nossos outros segmentos não
reportáveis representaram uma perda líquida de 3,6%.
Distribuição
O lucro líquido do nosso segmento de distribuição em 2011 somou R$1.111 milhões, uma redução de 5,0%, ou
R$58 milhões, comparado com 2010. A redução neste segmento refletiu principalmente o aumento de R$161
milhões nas despesas financeiras líquidas devido ao aumento do endividamento que foi parcialmente compensado
por uma redução de nas despesas com imposto de renda.
Geração
O lucro líquido do nosso segmento de geração em 2011 somou R$368 milhões, um aumento de 43,1%
comparado a 2010, o que reflete o início das operações da Foz do Chapecó e das usinas da EPASA, e a consolidação
da CPFL Energias Renováveis em Outubro de 2010, Dezembro de 2010 e Agosto de 2011, respectivamente. Este
aumento foi principalmente devido ao aumento de 36,3% na receita líquida, que foi parcialmente compensado por
um aumento de R$147 milhões nas despesas financeiras líquidas devido a novos financiamentos.
69
O lucro líquido do nosso segmento de comercialização e serviços em 2011 somou R$160 milhões, uma redução
de 22,5%, ou R$46 milhões. A redução neste segmento refletiu (i) a diminuição de R$39 milhões no lucro
operacional, (ii) aumento de R$29 milhões nas despesas financeiras líquidas, que foram parcialmente compensadas
pela diminuição do imposto de renda (R$20 milhões).
Resultados das Operações: 2010 em comparação com 2009
Em 2010, os nossos resultados mostraram um progresso importante, refletindo o ciclo de desenvolvimento
que o Brasil está vivenciando, o potencial de crescimento do mercado interno brasileiro, que é refletido no aumento
do consumo de energia nas nossas áreas de concessão de distribuição, os resultados da nossa estratégia de ampliar e
diversificar nossos negócios e nosso compromisso com o aumento da nossa eficiência operacional.
Nossa receita líquida em 2010 foi menor que em 2009, uma vez que o resultado de 2009 ainda reflete as
perdas incorridas em 2008 ocasionadas pela crise financeira global.
Nossa receita operacional líquida foi de R$12.024 milhões em 2010, um aumento de 5,9% em comparação
a 2009. Excluindo receitas relacionadas à construção da infra-estrutura da concessão (que não afeta o resultado
devido aos custos correspondentes no mesmo valor), a receita operacional líquida seria de R$10.980 milhões, um
aumento de 2,2%, ou R$238 milhões. O aumento na nossa receita operacional reflete primeiramente as maiores
receitas de nossas empresas de distribuição atribuíveis ao aumento das vendas aos nossos clientes cativos e nas
receitas de TUSD pagas aos consumidores livres.
A seguinte discussão descreve alterações nas nossas receitas operacionais por destino e por segmento,
baseadas nos itens compreendidos na nossa receita bruta.
Vendas por Destino
Vendas a consumidores finais
O fornecimento faturado a Consumidores Finais foi de R$ 13.929 milhões em 2010, um aumento de 3,2%
em comparação com 2009. Preços médios em 2010 variaram de acordo com a categoria de consumidores. Enquanto
os preços médios aumentaram entre consumidores residenciais e rurais, foram reduzidos entre os consumidores
industriais, comerciais, de administração pública e serviços públicos. As tarifas são ajustadas a cada ano e o mês em
que o reajuste tarifário entra em vigor varia, sendo os reajustes nas maiores subsidiárias ocorrendo em abril (CPFL
Paulista), em junho (RGE), e em outubro (CPFL Piratininga).
O aumento das vendas em 2010 refletiu a recuperação econômica. O volume vendido aos consumidores
residenciais e comerciais aumentou 5,2% e 5,5%, respectivamente. O volume vendido para os consumidores
industriais aumentou em 3,0%, refletindo um aumento de 0,5% nas vendas para Consumidores Finais cativos e 10%
nas vendas do mercado livre. Consumidores industriais em nossas áreas de concessão de distribuição, que compram
de outros fornecedores no mercado livre também nos pagam uma taxa pelo uso de nossa rede, e esta receita é
refletida em nossas demonstrações financeiras, em "Outras Receitas Operacionais". Em 2010, os preços médios aos
Consumidores Finais variaram de acordo com a categoria de consumidores:
•
Consumidores Industriais e Comerciais. Com relação aos consumidores cativos (que representam 82,1% da
quantidade total vendida a essa categoria), os preços médios diminuíram em 1,4% e 1,7%, respectivamente.
Com relação aos Consumidores Livres, os preços médios diminuíram em 4,5% e 2,8%, respectivamente.
•
Consumidores Residenciais. Os preços médios aumentaram em 1,0% devido a ajustes de tarifa das nossas oito
subsidiárias de distribuição.
70
Suprimento de Energia elétrica
O suprimento de energia elétrica foi de R$ 1.196 milhões em 2010 (6,8% de nossa receita operacional bruta),
uma redução de 7,9% em comparação a 2009. A redução foi devida a uma redução de 1,5% na quantidade de
energia vendida e à redução em 6,6% dos preços médios.
Outras receitas operacionais
Nossas outras receitas operacionais brutas foram de R$1.387 milhões em 2010 (11,5% das nossas receitas
operacionais líquidas), comparado com R$1.036 milhões em 2009. O aumento foi principalmente devido ao impacto
favorável das receitas TUSD dos nossos Consumidores Livres e ajustes de tarifas.
Deduções da receita operacional
Deduzimos determinados impostos e encargos regulatórios de nossas receitas operacionais brutas para
calcular a receita líquida. Exemplos desses impostos são o ICMS, um imposto estadual, e o PIS e COFINS,
impostos federais. Essas deduções representam 31,5% de nossa receita operacional bruta em 2010 e 31,1% em 2009.
A maioria destes impostos e taxas são baseados no montante de receita operacional líquida, enquanto outros variam
dependendo do efeito regulatório refletidos nas nossas tarifas. Veja nota explicativa 27 das nossas demonstrações
financeiras consolidadas.
Vendas por segmento
Distribuição
As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de distribuição em 2010 somaram R$10.485 milhões,
um aumento de 7,2% comparado a R$9.779 milhões em 2009. Excluindo receitas relacionadas com a construção da
infra-estrutura de concessão (que foi totalmente compensado pelos custos de construção), as receitas operacionais
líquidas seriam de R$9.441 milhões, um aumento de 3,0%, ou R$278 milhões. Este aumento foi principalmente
devido aos 42%, de aumento nas receitas TUSD cobradas de Consumidores Livres e 2,7% de aumento nas vendas
no nosso mercado cativo.
Geração
Receitas operacionais líquidas do nosso segmento de geração em 2010 somaram R$1.189 milhões, um
aumento de 11,6% comparado a R$1.065 milhões em 2009. Este aumento foi principalmente devido ao fato das
geradoras Baldin, Foz do Chapecó e EPASA tornarem-se comercialmente operacionais em 2010.
As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de comercialização e serviços em 2010 somaram
R$1.779 milhões, uma leve redução de 0,3% comparada a R$1.784 milhões em 2009. A redução foi principalmente
devido a uma redução de 3,6% no volume vendido, parcialmente compensado pelo aumento nos preços médios.
Custo de Energia Elétrica
Energia comprada para revenda. Nossos custos com energia comprada para revenda foram de R$5.050
milhões em 2010 (75,2% dos nossos custos totais de operação e despesas de operação). O custo foi 1,4% maior que
em 2009, principalmente devido (i) a um aumento de 2,0% no preço médio da energia elétrica e (ii) uma redução de
0,6% no volume de energia elétrica que compramos.
O preço médio da energia elétrica comprada da Itaipu pelas nossas empresas de distribuição, que
representaram 20,7% do volume total que compramos em 2010, estava em média 10,7% mais baixo em 2010 que
71
em 2009, em virtude de um aumento de 1,6% nas tarifas estabelecido pela ANEEL e uma redução de 11,6% do
valor médio do dólar norte-americano em 2009.
Os preços médios da energia elétrica vendida de outras instalações de geração aumentaram 4,8%. O volume
de energia elétrica vendida nestas instalações permaneceu constante.
Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição. Nossos encargos de uso do sistema de transmissão e
distribuição foram de R$1.172 milhões em 2010. Estes foram 13,3% maiores que em 2009 devido ao aumento de
ESS e EER. Este aumento refere-se principalmente à distribuição de custos relacionados a reserva de energia e ao
início das operações das termoelétricas em 2010. Estas despesas são reembolsadas para as nossas empresas de
distribuição através de ajustes de tarifas quando as despesas reais são maiores que as previsões utilizadas ao
estabelecer as tarifas. Uma grande proporção destas despesas (97,0% em 2010) é atribuída ao nosso segmento de
distribuição.
Outros custos e despesas operacionais
Nossos outros custos e despesas operacionais, que inclui custo da operação, custo do serviço prestado a
terceiros, despesas de vendas, gerais e administrativas outras despesas operacionais, exceto custos relacionados à
construção de infra-estrutura de concessão.
Nossos outros custos e despesas operacionais foram de R$2.018 milhões em 2010, um aumento de 3,8%
comparado a 2009. Isto foi devido principalmente a: (i) um aumento de 7,3%, ou R$41 milhões nos custos com
pessoal, principalmente devido a aumentos salariais resultantes dos acordos de negociação coletiva negociados em
2009 e 2010, e (ii) um aumento de 20,2%, ou R$78 milhões nos custos com serviços terceirizados devido a ajustes
nos preços contratuais e um aumento no número de prestadores de serviços terceirizados, bem como custos com
manutenção da nossa rede de energia elétrica, serviços de telefonia, contratação de pessoal e consultoria de sistema.
Estes custos foram parcialmente compensados pelo ganho atuarial de R$81 milhões relativo aos planos de pensão
em 2010. Os ganhos ou perdas atuariais resultaram de relatórios atuariais preparados por empresas especializadas e
variam de acordo com as premissas macroeconômicas, especialmente a rentabilidade dos ativos.
Nosso resultado do serviço de energia elétrica foi de R$2.739 milhões em 2010. Este foi 1,6% menor que
em 2009 devido ao aumento de 8,3% nas despesas operacionais e custos de serviços de utilidade pública de energia
elétrica, embora parcialmente compensados pelo aumento de 5,9% na nossa receita líquida.
Resultado do Serviço por Segmento
Distribuição
O resultado operacional do nosso segmento de distribuição em 2010 somou R$1.853 milhões, uma leve redução
de 0,4% comparado com 2009. O resultado do serviço do segmento reduziu, apesar do aumento de 7,2% na nossa
receita líquida, pelos seguintes fatores:
•
Custos com energia elétrica. Nossos custos com energia elétrica foram de R$6.023 milhões, um aumento
de 4,6% em comparação aos de 2009. Isso reflete um aumento de 2,4% na quantidade de energia comprada
por nós em 2010 em comparação com 2009, e um aumento de 2,1% nos preços médios devido aos ajustes
dos preços da energia. Porém, este aumento não afeta significativamente nosso lucro operacional, uma vez
que este está incluído nas tarifas de 2010.
•
Outros custos e despesas operacionais. Nossos outros custos e despesas operacionais (outros que não
custos com serviços de utilidade pública de energia elétrica) do segmento de distribuição somaram R$811
milhões, um aumento de 3,1% comparado com 2009. Este aumento foi principalmente devido aos
aumentos salariais resultantes de negociações de acordos coletivos em 2009 e 2010 e um aumento nos
custos com prestadores de serviços terceirizados.
72
Geração
O resultado operacional do nosso segmento de geração em 2010 somou R$616 milhões, uma redução de
5,1% comparado com 2009. A principal razão para a redução no resultado operacional do segmento foi o aumento
nos custos relacionados à compra de energia no mercado para cumprir com as obrigações contratuais assumidas pela
EPASA e Chapecoense antes do início de suas operações.
O resultado do serviço do nosso segmento de comercialização e serviços em 2010 somou R$303 milhões,
um aumento de 3,6% comparado com 2009. Este aumento foi principalmente devido à redução de 3.4% nos custos
com energia elétrica, resultante de uma redução de 3,8% na quantidade de energia elétrica comprada por nós. Esta
redução foi parcialmente compensada pelo aumento de 0,5% no preço médio da energia.
Lucro Líquido
Resultado Financeiro Líquido
Nossa despesa financeira líquida foi de R$354 milhões em 2010, em comparação com R$310 milhões em
2009. O aumento de R$44 milhões é principalmente decorrente de: (i) o aumento no nível de nosso endividamento;
e (ii) o início das operações de Foz do Chapecó, que passou a ser contabilizada para reformulação monetária do
débito e cobrança pelo uso dos serviços públicos como despesas financeiras. O aumento nas receitas de
investimentos financeiros resultaram das margens de caixa e equivalentes em 2010 quando comparadas com 2009.
Em 31 de dezembro de 2010, nosso endividamento em reais somou R$8.937 milhões, sobre o qual incidem
juros e correção monetária, calculados com base em diversas taxas e índices do mercado financeiro brasileiro.
Possuíamos ainda o equivalente a R$470 milhões de endividamento em moeda estrangeira (dólares norteamericanos e ienes japoneses). A fim de reduzir o risco de perdas cambiais no que tange a este endividamento em
moeda estrangeira, contratamos swaps cambiais de longo prazo para uma parcela significativa dessa dívida. As
variações das taxas de indexação tiveram uma leve redução em 2010, comparado com 2009, com a taxa média de
CDI variando de 9,9% em 2009 para 9,8% em 2010 e com a redução da TJLP de 6,0% em 2010, comparado com
6,1% em 2009.
Imposto de Renda e Contribuição Social
Registramos despesas líquidas de imposto de renda e contribuição social de R$825 milhões em 2010,
comparada com R$784 milhões em 2009. Nossa alíquota efetiva de 34,6% sobre o lucro antes dos tributos foi, em
2010, aproximadamente igual à alíquota oficial de 34,0%.
Lucro Líquido do Exercício
Devido aos fatores mencionados acima, nosso lucro líquido foi de R$1.560 milhões em 2010, uma redução
de 7,6%, ou R$129 milhões, comparado com 2009.
Lucro Líquido por Segmento
Em 2010, 74,9% do nosso lucro líquido foi resultado de nosso segmento de distribuição, 16,5% do nosso
segmento de geração e 13,2% do nosso segmento de comercialização e serviços. Nossos outros segmentos não
reportáveis representaram uma perda líquida de 4,6%.
Distribuição
O lucro líquido do nosso segmento de distribuição em 2010 somou R$1.169 milhões, um leve aumento de
0,8% comparado com 2009. O aumento neste segmento refletiu principalmente a redução de R$20 milhões nas
despesas financeiras líquidas, que parcialmente compensaram a redução de R$8 milhões nos nossos resultados
73
operacionais e o aumento de R$2 milhões nas despesas com imposto de renda e contribuições sociais.
Geração
O lucro líquido do nosso segmento de geração em 2010 somou R$257 milhões, uma redução de 22,5%
comparado com 2009. Esta redução foi principalmente devida: (i) à redução de 5,1% no nosso lucro operacional
devido a um aumento nas compras de energia elétrica para adimplir com os contratos de fornecimento firmados
pelas nossas subsidiárias que ainda não iniciaram suas operações, (ii) um aumento na nossa dívida devido a novos
financiamentos e (iii) a reformulação monetária dos serviços públicos.
Comercialização
O lucro líquido do nosso segmento de comercialização em 2010 somou R$207 milhões, uma redução de
1,5%. A redução neste segmento refletiu a compensação do aumento de 3,6% no resultado operacional pelas nossas
despesas financeiras líquidas.
Investimentos
Nossos principais investimentos nos últimos anos têm sido destinados à manutenção e ao aprimoramento
da nossa rede de distribuição e aos nossos projetos de geração. A tabela a seguir apresenta os investimentos da
nossa Companhia nos anos encerrados em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009:
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2011
Distribuição
Geração
Comercialização e outros investimentos
1.065
823
17
Total
1.905
2010
(em milhões de Reais)
1.128
645
29
1.802
2009
746
570
40
1.356
Planejamos investir aproximadamente R$2.944 milhões em 2012 e aproximadamente R$2.370 milhões
em 2013. Dos investimentos totais orçados para este período, R$2.309 milhões são esperados de serem investidos
no nosso segmento de distribuição e R$2.898 milhões no nosso segmento de geração. Parte destes investimentos,
em particular os investimentos em projetos de geração, já estão contratados. Veja " Liquidez e Recursos de
Capital - Necessidade de Recursos e Obrigações Contratuais". Os investimentos planejados para
desenvolvimento da nossa capacidade de geração e os respectivos contratos de financiamento encontram-se
discutidos mais detalhadamente na seção "Item 4. Informações sobre a Companhia - Geração de Energia
Elétrica".
Liquidez e Recursos de Capital
Necessidade de Recursos e Obrigações Contratuais
Nossas necessidades de recursos destinam-se principalmente aos seguintes objetivos:
•
Investimentos para continuar a melhorar e expandir os nossos sistemas de distribuição e conclusão de
nossos projetos de geração. Veja acima "Investimentos" para uma discussão dos nossos investimentos
planejados e já realizados;
•
Amortizar ou refinanciar dívidas a vencer. Em 31 de dezembro de 2011, possuíamos um saldo de dívida não
amortizado com vencimento programado para os próximos 12 meses de R$1.428 milhões (excluindo
derivativos e juros);
•
Pagamento semestral de dividendos. Pagamos R$1.230 milhões em 2011 e R$1.424 milhões em 2010. Veja
"Item 10. Informações Adicionais - Juros sobre o Capital Próprio"; e
74
•
Fundos para aquisições. Em 2011, pagamos R$863 milhões pela aquisição da Jantus e Santa Luzia
Em 31 de dezembro de 2011, nosso capital de giro refletia um superávit (excedente de ativo circulante em
relação ao passivo circulante) de R$864 milhões. A principal causa desse superávit foi o refinanciamento do nosso
endividamento atual em 2010 e o nível mais alto de caixa e disponibilidades imediatas em 2011.
A tabela abaixo resume nossas obrigações contratuais determinadas de acordo com o IFRS, em 31 de
dezembro de 2011. A tabela não inclui contas a pagar, incluídas em nosso balanço patrimonial.
Pagamentos devidos por período
Total
Menos de
1 ano
1-3 anos
4-5 anos
Mais de 5
Anos
(em milhões de Reais)
Obrigações contratuais em 31 de dezembro de 2011
Endividamentos(1)
Obrigações de compra:
Contratos de Compra de Energia(2)
Projetos de Geração
Fornecedores
Planos de Pensão(3)
13.359
1.428
3.469
3.671
4.719
127.107
3.426
1.686
589
8.205
819
1.243
40
15.283
698
387
77
15.200
287
57
77
88.418
1.622
395
Total
146.167
11.734
19.914
19.292
95.227
_____________________
(1) Não inclui pagamentos de juros de endividamento ou pagamentos relacionados a contratos de swap. Para o ano findo em 31 de dezembro
de 2012, esperamos que o pagamento dos juros das dívidas e das debêntures sejam de R$ 218 milhões e não esperamos pagamentos de
contratos de swap. Este é o valor contratual e está apresentado líquido de ajustes de valor justo e custos de oferta. Em 2012, esperamos
pagar aproximadamente R$1.039 milhões em juros. Os pagamentos de juros sobre dívidas para os anos subsequentes a 2012 não foram
estimados. Não podemos estimar de forma precisa as taxas de juros futuras ou nossa geração de fluxo de caixa futuro e decisões
operacionais subsequentes poderão afetar nosso nível de endividamento e, consequentemente, esta estimativa. Para um melhor
entendimento no impacto de uma mudança nas taxas de juros aplicáveis às nossas obrigações contratuais de contratos de longo prazo,
veja "Item 11. Divulgações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos de Mercado – Risco de Variação de Juros". Para informações
adicionais sobre os termos e condições de nosso endividamento, veja "Condições do Endividamento a Vencer".
(2) Os valores devidos sob os contratos de compra de energia de longo prazo estão sujeitos a variações de preço e podem ser renegociados
sob determinadas circunstâncias. A tabela acima foi elaborada com base nos valores devidos por quantidades contratadas de acordo com
os preços verificados no final do exercício de 2011. Veja "Histórico - Energia Comprada para Revenda" e nota explicativa nº 27 de
nossas demonstrações financeiras consolidadas.
(3) Valores devidos sob contrato com administrador de fundo de pensão (vide nota 18 de nossas demonstrações financeiras consolidadas).
Fontes dos Recursos
Nossas principais fontes de recursos provêm da geração de caixa operacional e financiamento.
Fluxo de caixa
O caixa líquido gerado pelas atividades operacionais foi de R$2.495 milhões em 2011, comparado
com R$2.029 milhões em 2010. O aumento refletiu principalmente um aumento nas receitas líquidas e no
ajuste para reconciliar renda com fundo de caixa, principalmente relacionado a juros e correção monetária, que
foi parcialmente compensado por um aumento nos depósitos sob custódia.
O caixa líquido utilizado no investimento foi de R$2.489 milhões em 2011, comparado a R$1.802
milhões em 2010. Este aumento de R$686 milhões reflete principalmente: um aumento de capital de R$863
milhões para a aquisição da Jantus, que foi parcialmente compensado pelo montante fornecido das subsidiárias
da ERSA.
O caixa líquido fornecido pelas atividades de financiamento foi de R$1.136 milhões em 2011
comparado a R$152 milhões em 2010. Este aumento é principalmente devido a novas captações, líquida de
pagamento de dívidas vincendas e à emissão de debêntures pela nossa subsidiária CPFL Brasil para financiar a
aquisição da Jantus (através de nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis).
75
Endividamento
A seguinte tabela estabelece o passivo circulante e não circulante em IFRS para os anos terminados em 31
de dezembro de 2011:
2011
Garantias reais
Garantias quirografárias
Total
Circulante
Não Circulante
414.437
4.084.964
4.499.437
2.616.571
11.744.538
14.361.110
Nosso total de endividamento aumentou em R$4.189 milhões, ou 44,5%, de 31 de dezembro de 2010
para 31 de dezembro de 2011, principalmente em decorrência de:
•
a emissão de debêntures no montante total de R$1.320 milhões pela nossa subsidiária CPFL Brasil
para financiar a aquisição da Jantus através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis.
•
A consolidação da CPFL Energias Renováveis, Santa Luzia e Janus em nossas demonstrações
financeiras, resultando em um endividamento adicional de R$492 milhões (CPFL Energias
Renováveis), R$136 milhões (Santa Luzia), R$152 (empréstimos para aquisição da Jantus) e R$517
milhões (debêntures relativas a aquisição da Jantus;
•
financiamentos de R$349 milhões para expansão e melhorias nas nossas subsidiárias de distribuição e
para capital de giro através do Banco do Brasil, e levantamentos de fundos de R$1.162 milhões em
dívida denominada em dólares norte-americanos (líquido de liquidações pré pagas de dívidas em
ienes).
Durante os anos de 2012 e 2013, esperamos captar mais recursos para o financiamento de nossos
investimentos programados nas nossas distribuidoras e novos projetos de geração.
Esperamos que nossa principal fonte de novos financiamentos em 2012 seja empréstimos do BNDES como
créditos FINEM/FINAME para nossas distribuidoras, empréstimos de capital de giro de instituições financeiras e
emissão de debêntures.
Em Junho de 2011, nosso Conselho de Administração aprovou a emissão de debêntures por algumas de
nossas subsidiárias no valor total de R$2.909 milhões. Deste valor total, R$484 milhões foram emitidos pela CPFL
Paulista, R$680 milhões pela CPFL Geração, R$160 milhões pela CPFL Piratininga, R$70 milhões pela RGE, R$65
milhões pela CPFL Santa Cruz e R$130 milhões pela EPASA. Nós utilizamos o produto dessas ofertas para capital
de giro, planos de investimento e para pagar parte do nosso endividamento. Em Junho de 2011, a CPFL Brasil
emitiu debêntures no valor total de R$1.320 milhões.
Estes financiamentos terão o objetivo de: (i) financiar os desembolsos de capital de nossas distribuidoras e
subsidiárias, (ii) levantar capital para investimentos no nosso segmento de fontes de geração renováveis e (iii)
levantar capital para operações das termoelétricas do Projeto EPASA.
Condições do Endividamento a Vencer
Em 31 de dezembro de 2011, nosso endividamento total (com exclusão dos juros e de operações com
derivativos) era de R$13.608 milhões. Deste total, aproximadamente R$1.751 milhões ou 12,9% eram
denominados em dólares norte-americanos. Celebramos contratos de swap de modo a reduzir nossa exposição às
taxas de câmbio que decorrem destas obrigações. R$1.653 milhões da nossa dívida total pendente são devidos em
12 meses.
76
Principais Contratos de Financiamentos:
•
BNDES. Em 31 de dezembro de 2011, tínhamos R$4.803 milhões de saldo devedor em diversas linhas de
financiamentos liberados pelo BNDES. Esses empréstimos são denominados em reais. A parte mais
significativa destes empréstimos diz respeito a (i) empréstimos para nossos projetos de geração,
especialmente Foz do Chapecó, BAESA, CERAN, ENERCAN e CPFL Energia Renováveis (R$3.452
milhões), e (ii) financiamento de programas de investimento de nossas distribuidoras, principalmente
CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, por meio das linhas de crédito concedidas de acordo com o
empréstimo BNDES - FINEM (R$1.190 milhões). Também tínhamos financiamentos relativos ao capital
de giro no valor de R$149 milhões.
•
Debêntures. Em 31 de dezembro de 2011, o saldo devedor em debêntures era de R$5.163 milhões,
dividido em diversas séries de debêntures emitidas pela CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Piratininga,
EPASA, CPFL Geração, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Brasil, BAESA,
ENERCAN e RGE. Os termos e condições das debêntures encontram-se resumidos na nota 17 das nossas
demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.
•
Capital de giro. Em 31 de dezembro de 2011, tínhamos R$857 milhões pendentes sob um número de
instrumentos de acordos de empréstimos indexados em CDI relacionados capital de giro para nossas
distribuidoras.
•
Outras Dívidas denominadas em Reais. Em 31 de dezembro de 2011, tínhamos um saldo devedor de
R$1.034 milhões, nos termos de diversas outras linhas de crédito denominadas em real (R$174 milhões
em nossas distribuidoras e R$860 milhões em nossas empresas geradoras). A maioria destes empréstimos
é corrigida com base no CDI ou no IGP-M e têm juros a diversas taxas.
•
Dívidas denominadas em dólares norte-americanos. A CPFL Paulista contratou empréstimos bilaterais,
denominados em dólares norte-americanos. Em 31 de dezembro de 2011, o valor do saldo devedor total
era de R$46 milhões.
•
Outras Dívidas denominadas em dólares norte-americanos. Em 31 de dezembro de 2011, possuíamos
outros financiamentos denominados em dólares norte-americanos cujo saldo devedor era de R$1.704
milhões. Contratamos swap visando reduzir nossa exposição a taxas de câmbio decorrentes dessas
obrigações. Adicionalmente, possuímos recebíveis de longo prazo denominados em dólares norteamericanos no valor de R$24 milhões em 31 de dezembro de 2011, que também diminuem nossa
exposição à variação cambial. Para mais detalhes sobre nossos empréstimos, debêntures e derivativos,
favor ver Notas 16, 17 e 33 das nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
Ainda, como resultado da associação com a ERSA e de nossa aquisição da Jantus e da Santa Luzia,
registramos R$1.295 milhões de dívida consolidada.
Condições Restritivas
Estamos sujeitos a cláusulas financeiras e operacionais nos termos de nossos instrumentos financeiros, bem
como de nossas subsidiárias. Tais cláusulas incluem:
•
Temos limitações relativas à possibilidade de vendermos ou darmos em garantia nossos ativos ou de
realizar investimentos em terceiros.
•
De acordo com as linhas de crédito do BNDES:
•
CERAN, ENERCARN, BAESA, Foz do Chapecó, CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL
Santa Cruz, CPFL Mococa, CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista devem pagar
primeiramente os montantes sob o empréstimo antes de distribuir dividendos em um montante
maior do que os dividendos mínimos obrigatórios de acordo com as leis brasileiras.
77
Adicionalmente, antes de pagar esses dividendos e antes de pagar juros sobre o capital próprio, o
BNDES deve manifestar sua aprovação e a respectiva subsidiária deve estar em cumprimento com
todas as cláusulas financeiras estabelecidas.
•
CPFL Energias Renováveis deve manter um índice de cobertura da dívida igual ou maior que 1,2
durante o período de amortização e um índice de capitalização própria igual ou superior a 25%
durante o período de amortização.
•
CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE devem manter uma relação de endividamento líquido
sobre EBITDA menor que 3,0, 2,5 e 2,5, respectivamente, e um endividamento sobre a soma do
endividamento líquido e patrimônio líquido igual ou menor que 0,9, 0,8 e 0,5, respectivamente.
•
De acordo com nossas dívidas expressas em dólares norte-americanos, devemos manter uma relação de
endividamento líquido sobre EBITDA menor ou igual a 3,75, e um EBITDA sobre receitas financeiras
(despesas) igual ou maior que 2,25.
•
De acordo com a terceira emissão de debêntures pela CPFL Energia, nós devemos manter um
endividamento líquido sobre EBITDA menor ou igual a 3,75, e um EBITDA sobre receitas financeiras
(despesas) igual ou maior que 2,25.
•
De acordo com a terceira emissão de debêntures emitidas pela CPFL Paulista, a CPFL Paulista deve manter
uma relação de endividamento líquido sobre EBITDA menor ou igual a 3,0 e um EBITDA sobre receitas
financeiras (despesas) menor ou igual a 2,25, com as relações calculadas conforme definido no prospecto
das debêntures da CPFL Paulista. De acordo com a quinta emissão de debêntures da CPFL Paulista, a
CPFL Paulista deve manter uma relação de endividamento líquido sobre EBITDA menor ou igual a 3,75, e
um EBITDA sobre receitas financeiras (despesas) menor ou igual a 2,25.
•
De acordo com a quinta emissão de debêntures da RGE, a RGE deve manter uma relação de endividamento
líquido sobre EBITDA menor ou igual a 3,75, e um EBITDA sobre receitas financeiras menor ou igual a
2,25, com as relações calculadas conforme definido no prospecto das debêntures da RGE.
•
De acordo com a terceira emissão de debêntures emitidas pela CPFL Piratininga, a CPFL Piratininga deve
manter uma relação de endividamento líquido sobre EBITDA menor ou igual a 3,0 e uma relação de
EBITDA sobre receitas financeiras (despesas) menor ou igual a 2,25, com as relações calculadas conforme
definido no prospecto das debêntures da CPFL Piratininga. De acordo com a quinta emissão de debêntures
emitidas pela CPFL Piratininga, a CPFL Piratininga deve manter uma relação de endividamento líquido
sobre EBITDA menor ou igual a3,75, e uma relação de EBITDA sobre receitas financeiras (despesas)
menor ou igual a 2,25.
•
De acordo com a terceira emissão de debêntures emitidas pela CPFL Geração, a CPFL Geração deve
manter uma relação de endividamento líquido sobre EBITDA menor ou igual a 3,75, e um EBITDA sobre
receitas financeiras menor ou igual a 2,0, com as relações calculadas conforme definido no prospecto das
debêntures da CPFL Geração. De acordo com a quinta emissão de debêntures da CPFL Geração, a CPFL
Geração deve manter uma relação de endividamento líquido sobre EBITDA menor ou igual a3,75, e um
EBITDA sobre receitas financeiras (despesas) menor ou igual a 2,25.
•
De acordo com a segunda emissão de debêntures emitidas pela CPFL Brasil, a CPFL Brasil deve manter
uma relação de endividamento líquido sobre EBITDA menor ou igual a3,75, e um EBITDA sobre receitas
financeiras (despesas) menor ou igual a 2,25.
•
De acordo com a primeira emissão de debêntures emitidas pela CPFL Santa Cruz, a CPFL Santa Cruz deve
manter uma relação de endividamento líquido sobre EBITDA menor que 3,75, e um EBITDA sobre
receitas financeiras (despesas) menor ou igual a 2,25.
78
•
De acordo com a primeira emissão de debêntures emitidas pela BAESA (primeira e segunda série), BAESA
deve manter uma relação de endividamento total menor que 75% de seu ativo.
Estamos atualmente em cumprimento com nossas obrigações financeiras e contratuais. O inadimplemento
por nós de qualquer dessas obrigações conferiria a nossos credores o direito de pleitear o vencimento antecipado de
nossas dívidas.
Além disso, diversos dos instrumentos financeiros de nossas subsidiárias estão sujeitos a vencimento
antecipado se, como resultado de mudanças em nossa estrutura e na estrutura de nossas subsidiárias, os atuais
acionistas deixem de deter a maioria do capital social com direito a voto da CPFL Energia ou o controle da
administração.
Para maiores informações sobre nossas cláusulas financeiras, vide as notas explicativas 16 e 17 em nossas
demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
Pesquisa e Desenvolvimento e Programas de Eficiência Energética
De acordo com as leis brasileiras aplicáveis, desde junho de 2000, as empresas que detêm concessões,
permissões e autorizações para distribuição, geração e transmissão de energia elétrica ficaram obrigadas a dedicar
no mínimo 1,0% da sua receita operacional líquida todos os anos em pesquisa e desenvolvimento e programas de
eficiência energética. As pequenas centrais hidrelétricas, os projetos de energia eólica, solar e de biomassa não
estão sujeitos a esta exigência. A partir de abril de 2007, nossas concessionárias de distribuição dedicaram 0,5% de
sua receita operacional líquida a atividades de pesquisa e desenvolvimento e 0,5% a programas de eficiência
energética, ao passo que nossas companhias geradoras dedicaram 1,0% de sua receia operacional líquida a
atividades de pesquisa e desenvolvimento.
Nosso programa de eficiência energética é elaborado para promover o uso eficiente da energia elétrica
pelos nossos consumidores, reduzir as perdas técnicas e comerciais e oferecer produtos e serviços para melhorar a
satisfação, a fidelidade e para aperfeiçoar a imagem da nossa empresa. Nossos programas de pesquisa e
desenvolvimento utilizam a pesquisa tecnológica para desenvolver produtos, os quais poderão ser usados
internamente, bem como vendidos ao público. Conduzimos alguns desses programas por meio de parcerias
estratégicas com universidades e centros de pesquisa nacionais, e grande parte de nossos recursos é dedicada à
inovação e ao desenvolvimento de novas tecnologias aplicáveis ao nosso negócio.
Nossos efetivos desembolsos em projetos de pesquisa e desenvolvimento em 2009, 2010 e 2011 totalizaram
R$156 milhões, R$179 milhões e R$213 milhões, respectivamente.
Operações Não Registradas no Balanço
Nenhum.
Tendências
Nós pretendemos investir em inovação e tecnologia para melhorar a qualidade de nossas operações e nossa
eficiência operacional, que são nossas eternas metas. As novas tecnologias que nós planejamos usar em nossos
projetos Tauron poderão aumentar nossa eficiência operacional no futuro.
Além disso, procuramos promover o crescimento em cada um dos nossos segmentos de negócio:
distribuição, fontes de geração convencionais, fontes de geração renováveis e comercialização e serviços.
Pretendemos continuar a expandir o nosso segmento de distribuição, seja através do crescimento do
mercado ou através da aquisição de empresas de distribuição de energia (se existirem empresas no mercado com
características e preço que sejam vantajosos para nós).
O crescimento do mercado é fortemente influenciado pelo crescimento econômico, em especial no
aumento do emprego, renda, vendas do setor de varejo e produção industrial. Além disso, o mercado também é
influenciado pela entrada de novos clientes e mudanças no clima e volume de chuva.
O mercado mostra sinais positivos de crescimento para 2012. Segundo projeções do relatório FOCUS,
79
publicado em 16 de março de 2012 pelo Banco Central, o PIB deve crescer 3,3% em 2012 e 4,2% em 2013, o que
irá causar impacto no consumo de energia. Esse crescimento deverá ser sustentado, não somente pelo crescimento
econômico individual e comercial (o aumento de salários, poder de compra do consumidor e disponibilidade de
crédito), mas também pela recuperação da indústria de energia brasileira, que teve um crescimento modesto em
2011 resultante de taxas de câmbio valorizadas e taxas de juros altas.
Nosso segmento de geração tem mostrado altos níveis de crescimento nos últimos anos, com a aquisição e
construção de novas usinas. Em 2011, a criação da CPFL Energias Renováveis marcou um importante momento
para nós. Nós planejamos continuar a expandir as nossas atividades nos setores de geração, tanto de energia
convencional como de energia renovável (eólica, pequenas hidrelétricas e usinas termoelétricas a biomassa).
Atualmente buscamos esta estratégia através da CPFL Energias Renováveis, com uma capacidade instalada de 652
MW (da qual nossa participação é de 411 MW), assim como buscamos novos projetos.
Em 31 de dezembro de 2011, tivemos uma capacidade de produção instalada de 2.644 MW, que deverá
alcançar 2.922 MW10 até o final de 2012, após o início das operações da das usinas termoelétricas Bio Ipê e Bio
Pedra e dos parques eólicos Santa Clara. Em 2013 e 2014, esperamos alcançar uma capacidade instalada de 3.141
MW e 3.301 MW, respectivamente, quando a pequena central hidrelétrica Santa Góes, as usinas termelétricas
Alvorada e Coopcana, os complexos eólicos Campo dos Ventos II e Macacos I, Atlântica (2013), Campos dos
Ventos e São Benedito (2014) entrarem em operação comercial. Nós também temos um portfólio de 2.743 MW
(dos quais nossa participação é de 1.728 MW) a ser desenvolvido ao longo dos próximos anos através da CPFL
Energias Renováveis. Além disso, nós continuaremos a buscar novos projetos no setor de energia convencional.
No segmento de comercialização e de serviços, o nosso principal objetivo é manter nossa posição de
liderança, em termos de participação de mercado para garantir a nossa lucratividade acima da média. Além disso,
esperamos expandir nosso portfólio de serviços, manter a fidelidade de nossos clientes e expandir nossos serviços a
novos mercados.
Desde nossa criação, temos constantemente empregado uma estratégia de crescimento baseada na
excelência operacional através da inovação e tecnologia, sinergia, disciplina financeira e o acúmulo de valor. Nós
planejamos continuar no futuro, a fim de consolidar nossa posição forte no setor energético.
Uso de Estimativas em Determinadas Políticas Contábeis
Ao elaborar nossas demonstrações financeiras, fazemos estimativas relativas a diversos assuntos. Alguns
desses assuntos são altamente imprevisíveis, fazendo com que nossas estimativas dependam de opiniões formuladas
com base nas informações disponíveis. Na discussão a seguir, identificamos diversos outros assuntos com relação
aos quais nossas apresentações financeiras seriam materialmente afetadas caso (i) viéssemos a usar estimativas
diversas, que poderiam ter sido usadas razoavelmente ou (ii) no futuro, viéssemos a alterar nossas estimativas em
razão de alterações com razoável probabilidade de ocorrerem.
A discussão trata apenas das estimativas que julgamos mais importantes com base no grau de
imprevisibilidade e na probabilidade de impacto relevante, caso usássemos outras estimativas em seu lugar. Há
muitas outras áreas nas quais usamos estimativas para situações imprevisíveis, mas o efeito provável da alteração
ou substituição das estimativas não é relevante para nossas demonstrações financeiras. Veja as notas explicativas de
nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas aqui incluídas, para discussão mais detalhada da
aplicação destas e de outras políticas contábeis.
Recuperação de Ativos de Longo Prazo (Impairment)
Os ativos de longo prazo, que incluem imobilizado, ativos intangíveis comprados e investimentos,
compreendem parcela significativa da totalidade de nossos ativos e são revistos, quanto à recuperação, sempre que
eventos ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor contábil de um ativo pode não ser recuperável.
Demonstramos saldos em nosso balanço patrimonial que são avaliados pelos custos históricos líquidos de
depreciação e amortização acumuladas. Em razão do IFRS, ficamos obrigados a periodicamente avaliar se esses
ativos sofreram desvalorização, ou seja, se sua capacidade futura de gerar caixa não justifica sua manutenção por
seus valores contábeis. Os métodos usados para a recuperação de ativos incluem testes baseados no valor dos ativos
10
Este número incluí quatro parques eólicos do complexo Bons Ventos cuja aquisição encontra-se sujeita a aprovação pela ANEEL e outras
80
em uso. Nesses casos, os ativos (ágio e ativos intangíveis da concessão) estão segregados e agrupados
conjuntamente pelo menor nível que gera fluxos de caixas identificáveis (“cash generating unit”, ou CGU). Caso
não sejam realizáveis, ficamos obrigados a reconhecer a perda realizando baixa em parte de seu valor em despesas
no período corrente. A análise que realizamos exige que estimemos os fluxos de caixa futuros decorrentes desses
ativos, e essas estimativas nos obrigam a adotar uma série de premissas acerca de nossas operações futuras,
incluindo julgamentos relativos ao crescimento do mercado e a outros fatores macroeconômicos, assim como a
demanda por energia elétrica. As alterações dessas premissas poderiam nos obrigar a reconhecer perdas por
desvalorização em períodos futuros. Nossas avaliações em 2011, 2010 e 2009 não resultaram em qualquer
desvalorização significativa de nosso imobilizado ou ativos intangíveis e investimentos consolidados.
Plano de pensão
Patrocinamos planos de benefício de pensão e planos de benefícios em caso de invalidez e falecimento,
cobrindo substancialmente todos os nossos empregados. A determinação do valor de nossas obrigações com pensão
depende de determinadas premissas atuariais, incluindo índices de desconto, inflação, etc. Para mais informações
sobre as premissas atuariais veja nota 18 de nossas demonstrações financeiras.
Impostos diferidos
Contabilizamos os impostos sobre a renda de acordo com IFRS, que exige uma abordagem do ativo e
passivo para registrar impostos correntes e diferidos. Dessa forma, os efeitos das diferenças entre o valor contábil
para fins fiscais do ativo e passivo e os montantes reconhecidos em nossas demonstrações financeiras consolidadas
são tratadas como diferenças temporárias para os fins de registro do imposto de renda diferido.
Analisamos regularmente nosso crédito fiscal diferido para recuperação. Se as evidências não forem
suficientes para provar que a Companhia gerará receita futura tributável ou dedutível suficiente, ou se houver
alteração relevante nas alíquotas de imposto efetivas ou período no qual as diferenças temporárias subjacentes se
tornem tributáveis ou dedutíveis, poderíamos estar obrigados a estabelecer uma provisão de desvalorização total ou
parcial de nosso crédito fiscal diferido decorrente de um aumento substancial em nossa alíquota de imposto e um
impacto adverso relevante sobre nossos resultados operacionais.
Provisões para Contingências
Tanto nossa Companhia como nossas subsidiárias são partes de processos judiciais no Brasil, decorrentes
do curso normal dos negócios, relativos a questões fiscais, trabalhistas, civis entre outras.
Provisões para contingências são estimadas com base em experiência histórica, na natureza das
reclamações, bem como com base na atual posição das reclamações. As avaliações relativas a essas contingências
são realizadas por vários especialistas internos e externos da companhia. O registro das contingências requer
julgamento significativo por parte da administração no tocante às probabilidades estimadas e limites de exposição
de obrigação em potencial. A avaliação da administração de nossa exposição a contingências pode se alterar à
medida que se deem novos acontecimentos ou que novas informações se tornem disponíveis. O desfecho das
contingências pode variar de maneira significativa, acarretando impacto relevante sobre nossos resultados
operacionais consolidados, fluxos de caixa e situação financeira.
Instrumentos financeiros
Instrumentos financeiros podem ser avaliados a valor de mercado ou por custos reconhecidos, de acordo
com determinados aspectos. Os avaliados a valor de mercado foram reconhecidos com base nos preços cotados em
um mercado ativo, ou avaliados utilizando modelos de precificação, aplicados individualmente para cada transação,
levando em consideração o fluxo de pagamentos futuros, com base nas condições contratadas, descontados a valor
presente das taxas de juros, baseado em informações obtidas nos websites da BM&FBOVESPA e da ANDIMA,
quando disponíveis. Desta forma, o valor de mercado de um instrumento corresponde ao seu valor de vencimento
(valor de resgate) registrado a valor presente pelo fator de desconto (relativo a data de vencimento do instrumento)
obtida do gráfico de juros de mercado em Reais.
Ativos financeiros classificados como disponíveis para venda referem-se ao direito de compensação a ser paga
pelo Governo Federal na reversão dos ativos de distribuição das concessionárias (ativos financeiros das concessões).
81
A metodologia adotada para registro destes ativos a valor de mercado é baseada na no processo de revisão tarifária
dos distribuidores. Nesta revisão, realizada a cada quatro ou cinco anos de acordo com cada concessionária, consiste
na reavaliação a valor de Mercado da infra-estrutura de distribuição. Esta base de avaliação é utilizada para a
determinação da tarifa, a qual é acrescida anualmente em cada revisão tarifária, com base nos parâmetros dos
principais índices de inflação.
Apesar do Governo Federal ainda não ter definido uma metodologia ou um critério para a avaliação da
compensação na reversão destes ativos, nossa administração acredita que será baseada ao menos no modelo de
precificação das tarifas. Desta forma, no momento da revisão tarifária, cada concessionária ajusta a posição de sua
base do ativo financeiro para compensação pelo montante ratificado pela agência reguladora e utilizando o IGP-M,
como a melhor estimativa para o ajuste do valor base ao valor de mercado em datas subsequentes, em conformidade
com o processo de revisão tarifária.
Entretanto, como a metodologia e o critério para avaliação da remuneração ainda são incertos, nós
preparamos uma análise de sensibilidade de nossos resultados até uma mudança potencial na nossa premissa com
relação à adoção do modelo de precificação tarifária, que inclui ajuste com base no IGP-M. A análise de
sensibilidade descreve o impacto do pagamento de ativos financeiros com base no custo histórico. A análise de
sensibilidade encontra-se descrita na nota explicativa 33.e.3 das nossas demonstrações financeiras incluídas neste
relatório anual.
Depreciação e Amortização de Ativos Intangíveis
Registramos a depreciação utilizando o método linear, em tarifas anuais baseadas na vida útil estimada dos
ativos, conforme estabelecido pela ANEEL e de acordo com a prática adotada no Brasil. A amortização dos ativos
intangíveis varia de acordo com a maneira que estes foram adquiridos:
•
Ativos intangíveis adquiridos numa combinação comercial: Contabilizamos a amortização do
prêmio correspondente aos direitos de concessão utilizando a curva de lucro líquido projetado da
concessionária para o restante do prazo de concessão.
•
Investimentos em infra-estrutura (aplicação do IFRIC 12 – Acordos de Serviços de Concessão):
Como o prazo de concessão é contratualmente definido, os ativos intangíveis adquiridos como
investimento em infra-estrutura têm uma vida útil pré-determinada. Contabilizamos a amortização destes
ativos utilizando uma curva que reflete o padrão de consumo comparado como os lucros esperados.
•
Serviços públicos: Contabilizamos a amortização dos ativos intangíveis relacionados a nossa
utilização de um ativo público utilizando o método linear para o restante do prazo da concessão.
ITEM 6. CONSELHEIROS, DIRETORES E EMPREGADOS
Conselheiros e Diretores
Conselho de Administração
Nosso Conselho de Administração é responsável por determinar nossas diretrizes estratégicas globais e,
entre outras coisas, pelo estabelecimento de nossas políticas gerais de negócios, pela eleição da Diretoria e
supervisão do exercício de suas funções. De acordo com nosso Estatuto Social, nosso Conselho de Administração
poderá ser composto pelo mínimo de sete membros e o máximo de nove membros. Atualmente, nosso Conselho de
Administração é composto por sete membros, sendo um deles independente (de acordo com o Regulamento de
Listagem do Novo Mercado da BMF&BOVESPA e com nosso Estatuto). No caso de empate, o presidente do
Conselho terá o voto de qualidade. O Conselho de Administração se reúne pelo menos uma vez por mês ou sempre
que solicitado pelo presidente do conselho de acordo com as normas do Estatuto Social.
Nos termos de nosso Estatuto Social, os conselheiros são eleitos em assembleia geral de acionistas com
mandato de um ano, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a qualquer momento por nossos acionistas
reunidos em Assembleia Geral Extraordinária. Os atuais membros do Conselho de Administração foram eleitos em
assembleia de acionistas realizada em 28 de abril de 2011. Seus mandatos expirarão em nossa próxima Assembleia
82
Geral Ordinária, que está programada para acontecer em abril de 2012. Nosso Estatuto Social não prevê idade para
aposentadoria compulsória de nossos conselheiros.
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, se um conselheiro ou diretor executivo possui um conflito
de interesses com a companhia com relação a qualquer transação proposta, esse conselheiro ou diretor executivo
não pode votar na reunião do Conselho de Administração ou reunião de Diretoria que tratar de tal transação e deve
descrever a natureza e extensão do interesse conflitante para transcrição na ata da reunião. Um conselheiro ou
diretor executivo não pode realizar qualquer negócio com a companhia, não podendo aceitar empréstimos, exceto se
em termos justos e razoáveis e condições idênticas aos termos e condições prevalecentes no mercado ou ofertados
por terceiros. Desde 31 de dezembro de 2011, qualquer contrato entre nossos acionistas ou partes relacionadas e
nossa Companhia, que exceda R$8,1 milhões, corrigido anualmente pela variação do índice IGP-M, deve ser
previamente aprovado pelo Conselho de Administração. Nesta data, não existem contratos ou outras obrigações
relevantes de que sejam parte nossos administradores e nossa Companhia.
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, combinada com uma decisão da CVM, os acionistas
minoritários têm o direito de eleger pelo menos um membro do Conselho de Administração, desde que detenham
no mínimo 10,0% das ações com direito de voto. Os acionistas minoritários que detiverem mais de 5,0% das ações
com direito de voto poderão requerer a adoção do processo de voto múltiplo.
A tabela a seguir contém o nome, a idade e as posições dos membros do Conselho de Administração. Uma
breve biografia de cada um de nossos Conselheiros segue após o quadro abaixo.
Nome
Murilo Cesar Lemos dos Santos Passos ................................
Claudio Borin Guedes Palaia ...............................................
Francisco Caprino Neto......................................................
Renê Sanda .....................................................................
Ivan de Souza Monteiro.....................................................
Carlos Alberto Cardoso Moreira ..........................................
Ana Dolores Moura Carneiro de Novaes ...............................
Idade
64
37
51
48
51
51
50
Posição
Presidente
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Conselheira Independente
Murilo Cesar Lemos dos Santos Passos - Graduado em Engenharia Química pela Universidade Federal
do Rio de Janeiro (UFRJ) em 1971. Entre 1970 e 1977, atuou no Ministério da Indústria e Comércio - Conselho de
Desenvolvimento Industrial (CDI). Entre 1977 e 1992, atuou como empregado e posteriormente Diretor da Área de
Produtos Florestais, Meio Ambiente e Metalurgia da Companhia Vale do Rio Doce e como Diretor Presidente da
Celulose Nipo-Brasileira S.A (Cenibra) e Florestas Rio Doce S.A.. Entre 1993 e 2006, foi Diretor Superintendente
da Bahia Sul Celulose S.A. e da Suzano Papel e Celulose S.A. Entre 2007 e 2010, foi membro do Conselho de
Administração da Brasil Agro Cia. Brasileira de Propriedades Agrícolas. Atualmente, é membro do Comitê de
Gestão do Conselho de Administração da Suzano Papel e Celulose S.A., Vice-Presidente do Conselho Curador da
Fundação para o Prêmio Nacional da Qualidade (FNPQ). É membro do Conselho Consultivo da Associação dos
Produtores de Papel e Celulose - Bracelpa. É Conselheiro de Administração das empresas São Martinho S.A.,
Odontoprev S.A. e Tegma Gestão Logística S.A. Desde 2010, é o presidente do Conselho de Administração da
CPFL Energia.
Claudio Borin Guedes Palaia – Graduado em Administração de Empresas pela Escola de Administração
de Empresas da Fundação Getúlio Vargas de São Paulo, em 1997, com MBA pela The Wharton School of the
University of Pennsylvania, em 2002. Atuou como Analista de M&A do Banco JP Morgan, em São Paulo e Nova
Iorque de 1997 a 1998. De 2002 a 2005, foi líder de projetos em: Camargo Corrêa Energia S.A., Camargo Corrêa
S.A. (CCSA) e São Paulo Alpargatas. De 2005 a 2007, foi conselheiro da Hormigón da Loma Negra C.I.A.S.A em
Buenos Aires, Argentina. Desde 2008, ele é um Diretor Estatutário da Camargo Correa Cimentos. Ele também é
Conselheiro de Administração titular da São Paulo Alpargatas. Em 2009, foi membro suplente do Conselho de
Administração da CPFL Energia. Desde 2010, é membro titular do Conselho de Administração da CPFL Energia.
Francisco Caprino Neto –Graduado em Engenharia Metalúrgica pela Escola Politécnica da Universidade
de São Paulo (USP) em 1983, tendo cursado Mestrado em Engenharia Metalúrgica pela mesma instituição em
1992. Atuou como Chefe de Departamento de Engenharia de Processos e Assessor de Planejamento e Controle da
Siderúrgica J.L. Aliperti S.A., e Coordenador de Processos Metalúrgicos da Aços Villares S.A.. Foi membro titular
do Conselho de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração. e da RGE de 2005 a
83
2006. Atualmente, ele é Diretor Estatutário e membro do Conselho de Administração da Camargo Correa Energia e
Camargo Correa Investimentos em Infra-estrutura (CCII). Também atua como membro do Conselho de
Administração da VBC Energia S.A., da Companhia de Concessões Rodoviárias (CCR), e da A-PORT S.A. É
membro do Conselho de Administração da CPFL Energia desde abril de 2000.
Renê Sanda – Graduado em Estatística na USP – Universidade de São Paulo, em 1989. Cursou Mestrado
em Estatística na USP em 1989. Em 1992, cursou MBA Executivo em Finanças no IBMEC de Brasília e participou
do Commercial and Investment Banking Program Professional Development Center junto ao Citibank, em Fort
Lauderdale (EUA). Entre 2002 e 2006, foi Gerente Adjunto do BB Nova Iorque (EUA), sendo Diretor Adjunto do
Banco do Brasil Securities (EUA) entre 2005 e 2006. De 2006 a 2010, foi Diretor de Gestão de Riscos do Banco do
Brasil. Foi Conselheiro Fiscal da Tele Amazônia Celular participações, da Telemig Celular Participações, da CPFL
e da CPFL Geração. Foi Conselheiro de Administração da Petroflex S.A. indústria e Comércio, do Banco do Brasil
Securities LLC –New York (USA), do BB Securities Ltd. – London (UK) da Fundição Tupy. É associado ao
Instituto Brasileiro de Governança Corporativa – IBGC. Desde 2010, ele é Diretor de Investimentos da Caixa de
Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil – PREVI. Se tornou membro do Conselho de Administração da
CPFL Energia em 2011.
Ivan de Souza Monteiro – Graduado em Engenharia Eletrônica e Telecomunicações pelo INATEL - MG
em 1986. Cursou MBA Executivo em Finanças no IBMEC – RJ em 1995 e MBA em Gestão na PUC – RJ em 2000.
Desde 1983, é funcionário do Banco do Brasil, atuando como Superintendente Regional entre 1996 e 1998, como
Superintendente Estadual entre 1998 e 1999, como Gerente Executivo na Diretoria Comercial entre 1999 e 2004,
como Superintendente Comercial do Banco do Brasil entre 2004 e 2007 e como Gerente do Banco do Brasil no
exterior entre 2007 e 2009. Em maio de 2009, foi Diretor Comercial do Banco do Brasil e, desde junho de 2009, é
Vice-Presidente de Finanças, Mercado de Capitais e Relações com Investidores do Banco do Brasil. Desde 2009, é
membro titular do Conselho Deliberativo da PREVI, do Conselho de Administração do Banco Votorantim e do
Conselho de Administração da BV Participações. É membro suplente do Conselho de Administração da
BrasilVeículos desde Janeiro de 2011. Se tornou-se membro do Conselho de Administração da CPFL Energia em
2011.
Carlos Alberto Cardoso Moreira – Graduado pela Pontifica Universidade Católica de São Paulo em
1984. Realizou diversos cursos de extensão, seminários e workshops na área de Previdência Complementar e
Mercado de Capitais (IBMEC, IBC, Abrapp, Wharton School). Desde junho de 2000, é Diretor de Investimentos e
Finanças da Fundação Sistel de Seguridade Social (SISTEL). De 1984 a 1988, foi Analista de Investimentos Sênior
do Credibanco, São Paulo. Entre 1988 e 1992, foi Vice - presidente Residente do Citibank N.A em São Paulo. Foi
Diretor de Clientes Institucionais do Banco BMC S/A em São Paulo entre 1992 e 1999. Membro da Comissão
Técnica Nacional de Investimentos – CNTI da Abrapp, membro do Conselho de Administração da GTD
Participações S.A., membro do Conselho de Administração da BRFoods e suplente do Conselho de Administração
da EMBRAER e membro do Conselho de Administração da GTD e BR Foods. De 2001 a 2002, 2004 a 2005 e
2008 a 2009, foi membro permanente do Conselho de Administração da CPFL Energia, e de 2007 a 2008 e de 2010
a 2011, foi membro suplente do Conselho de Administração. É Diretor Executivo da Bonaire Participações desde
abril de 2008. Em abril de 2011, foi eleito mais uma vez como um membro permanente do Conselho de
Administração da CPFL Energia S.A.
Ana Dolores Moura Carneiro de Novaes - Doutora em Economia pela Universidade da Califórnia,
Berkeley em 1990 e advogada formada pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro em 2008. Em 1999,
adquiriu o direito de usar a designação CFA – Chartered Financial Analyst outorgada pela Association for
Investment and Management Research (AIMR) dos Estados Unidos. Foi Analista de renda variável do Banco de
Investimentos Garantia entre 1995 e 1997, e Diretora de Investimentos do Pictet Modal Asset Management entre
1998 e 2003. Trabalhou no Banco Mundial em Washington, D.C. entre 1991 e 1994, tendo ainda lecionado
macroeconomia na Universidade Federal de Pernambuco no 1º semestre de 1991, e na Pontifícia Universidade
Católica do Rio de Janeiro em 2003. Desde 2008, é sócia da Galanto Consultoria, do Rio de Janeiro, para serviços e
aconselhamento na área de governança corporativa. Atualmente, é membro do Conselho de Administração da
Companhia de Concessões Rodoviárias (CCR) desde Maio de 2002 e da Metalfrio desde Maio de 2009, e
consultora do Comitê de Auditora da Companhia Siderúrgica Nacional, desde Agosto de 2006. É membro do
Conselho de Administração da CPFL Energia desde abril de 2007.
84
Diretoria Executiva
Nossa Diretoria Executiva é responsável pela administração cotidiana das nossas operações. Nos termos do
nosso Estatuto Social, nossa Diretoria é composta por seis membros eleitos pelo Conselho de Administração, com
mandato de dois anos, permitida a reeleição. Nossa atual Diretoria foi eleita em Reunião do Conselho de
Administração realizada em 25 de maio de 2011, exceto por Carlos Márcio Ferreira, que foi eleito na reunião do
Conselho de Administração realizada em 31 de agosto de 2011, e o Sr. Carlos da Costa Parcias Júnior, que foi eleito
na reunião do Conselho de Administração realizada em 1º de março de 2012.
Em Assembleia Geral realizada em 19 de dezembro de 2011 foi aprovada a proposta do Conselho de
Administração da Companhia de reformulação e reestruturação da administração da CPFL Energia. A proposta
contemplou a eliminação dos cargos de Diretor Vice-Presidente de Gestão de Energia, Diretor Vice-Presidente de
Distribuição e Diretor Vice-Presidente de Geração, cujas funções, dentre outras adicionais, foram incorporadas em
um único cargo do Diretor Vice-Presidente de Operações, com o objetivo de proporcionar uma maior eficiência e
redução custos para a administração da Companhia.
A tabela a seguir contém o nome, a idade e a posição de cada um de nossos Diretores. Abaixo da tabela,
apresentamos breve descrição biográfica de cada um dos nossos Diretores.
Nome
Wilson Ferreira Júnior ...........................................
Lorival Nogueira Luz Júnior ....................................
Carlos Márcio Ferreira ...........................................
José Marcos Chaves de Melo ..................................
Carlos da Costa Parcias Júnior
Vago
Idade
52
40
52
48
51
Posição
Presidente
Vice Presidente Financeiro e de Relação com Investidores
Vice- Presidente de Operações
Vice- Presidente Administrativo
Vice- Presidente de Desenvolvimento de Negócios
Vice Presidente de Relações Institucionais
Wilson Ferreira Junior - Formado em Engenharia Elétrica pela Escola de Engenharia da Universidade
Mackenzie em 1981 e em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Econômicas, Contábeis e
Administrativas pela Universidade Mackenzie em 1983. Cursou mestrado em Energia pela Universidade de São
Paulo (USP) (não defendeu tese), e várias especializações, dentre as quais Engenharia de Segurança do Trabalho
(Universidade Mackenzie, 1982), Marketing (Fundação Getúlio Vargas - FGV, 1988), e Administração de
Distribuição de Energia Elétrica (Swedish Power Co. 1992). Na Companhia Energética de São Paulo (CESP)
exerceu diversos cargos, incluindo Diretor de Distribuição (1995 a 1998). Foi Presidente da RGE de 1998 a 2000,
Presidente do Conselho de Administração da Bandeirante Energia S.A. de 2000 a 2001 e Presidente da Associação
Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE (2009 a 2010). O Sr. Ferreira Junior atualmente é
membro do Conselho de Administração do ONS e Vice-Presidente da Associação Brasileira de Infra-estrutura e
Indústria de Base (ABDIB). De 2002 a 2011, foi membro do Conselho de Administração da CPFL Paulista, da
CPFL Piratininga, CPFL Geração e RGE. De 2000 a 2011 foi Presidente da CPFL Paulista e de 2001 a 2011 foi
Presidente da CPFL Piratininga, CPFL Geração e CPFL Brasil. Ele também foi o Presidente da RGE, CPFL Santa
Cruz, CPFL Jaguariúna, CPFL Bioenergia, e outras controladas da CPFL Energia. Desde 2002 é o Presidente da
CPFL Energia. O Sr. Ferreira Junior atualmente é o presidente do Conselho de Administração da CPFL Energias
Renováveis.
Lorival Nogueira Luz Júnior – Graduado em Administração de Empresas pela Fundação Armando Álvares
Penteado - FAAP, São Paulo (1993). Concluiu vários programas de especialização no Brasil e no exterior. Possui 20
anos de experiência no setor financeiro. Trabalhou, por quase 17 anos, no Citibank ocupando os cargos de
Corporate Bank Officer, Gerente de Relacionamento Sênior, Tesoureiro Sênior, Gerente de Produtos de Empréstimo
e Analista do Departamento de Controladoria no Brasil. Foi, também, Diretor Executivo de Tesouraria no Credicard,
uma empresa de cartão de crédito líder no Brasil, onde desempenhou um papel importante na conversão da
Credicard para um Banco de Varejo. Ocupou a mesma posição no Banco Citicard até 2008. De 2008 a 2009, foi o
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Estácio Participações, uma holding sediada no Brasil,
pertencente ao grupo GP Investimentos, que opera no setor de serviços educacionais, onde ele foi responsável pelo
planejamento de projetos, controladoria, relação com investidores, tesouraria, departamentos de fusões e aquisições
e departamento jurídico. Entre 2010 e 2011 foi o Diretor Executivo de Tesouraria e Relações com Investidores da
Votorantim Industrial, um dos maiores conglomerados industriais do Brasil. Desde 2011 é o Diretor Vice-Presidente
85
Financeiro e de Relações com Investidores da CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Geração e
RGE e Diretor Financeiro de outras subsidiárias do grupo CPFL Energia.
Carlos Márcio Ferreira – Graduado em Administração de Empresas e Ciências Contábeis pela Faculdade
de Administração e Economia de São João da Boa Vista/SP, em 1987. Pós-graduado em Controladoria e Finanças
pela Fundação Getúlio Vargas de São Paulo (FGV/SP) em 1993. Desde 1991, participou anualmente de vários
Seminários de Treinamento Executivo, com destaque para os seguintes cursos: Programa de Desenvolvimento para
Executivos Seniores em Finanças, na Universidade Corporativa da Champion International Corporation, ministrado
por professores da Harvard Business School e da Dartmouth Tuck School; Desenvolvimento de Líderes (CEOs) na
UC Berkeley Executive Education. Atuou na International Paper do Brasil Ltda., indústria do ramo de produtos
florestais durante 31 anos, de 1973 a 2004, nas áreas administrativa e financeira, passando pelos seguintes cargos:
Gerente de Controladoria (1991 a 1993); Gerente de Planejamento Estratégico (1995 a 1996); Gerente de Negócios
(1996 a 1998); Diretor de Desenvolvimento de Negócios (1999 a 2000); Vice Presidente de Finanças e
Controladoria (2000 a 2004), onde teve sob sua responsabilidade atividades de Tecnologia da Informação, Jurídico,
Auditoria, Planejamento Estratégico e Fusões e Aquisições, tendo trabalhado três anos em fábricas nos EUA e no
Escritório Central em Stamford, Connecticut. Em novembro de 2004 ingressou na Elektro, em Campinas, Estado de
São Paulo, ocupando o cargo de Diretor Executivo responsável pela coordenação e implementação de estratégias nas
áreas de Operações, Distribuição, Comercial, Financeira, Assuntos Regulatórios, Jurídico, Recursos Humanos e
Infra-estrutura. Em abril de 2007, tornou-se Diretor Presidente, cargo que ocupou até 2011. Atualmente o Sr. Carlos
Marcio Ferreira é Diretor Vice-Presidente de Operações da CPFL Energia e Presidente do Conselho de
Administração da RGE e das empresas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e membro titular da CPFL Geração.
José Marcos Chaves de Melo - Formado como técnico eletrônico pelo Centro Federal de Educação
Tecnológica, no Rio de Janeiro (CEFET-RJ) em 1980. Formado em Engenharia pela The University of Kansas em
1986. Possui as seguintes distinções acadêmicas e profissionais: Bolsa de Estudos da Fulbright Commission, U.S.
National Engineering Honor Society (Tau Beta Pi), SAP’s Diamond Circle Award for Outstanding Business
Contributions 2005 e Prêmio Mundial de Inovação da Accenture – em 2006. Atuou na Accenture do Brasil (1987 a
2008) e foi Diretor no período de 1998 a 2008. Foi responsável pela execução dos projetos junto a empresas, tendo
atuado por 12 anos no setor elétrico, 5 anos em óleo e gás, 2 anos em siderurgia e 1 ano em manufatura. Acumula
experiência em diversas áreas funcionais, como Tecnologia da Informação, Cadeia de Suprimentos e Serviços de
Campo e Gestão de Ativos. Ao longo de sua carreira atendeu as empresas Neoenergia, Light, CEMIG, Duke
Energy, Petrobrás, Repsol-YPF e CSN e também ao CCEE, e ao ONS. Atualmente é Diretor Administrativo da
CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da RGE, da CPFL Santa Cruz, da CPFL Jaguariúna, da CPFL Geração, da
CPFL Bioenergia e das demais subsidiárias da CPFL Energia. O Sr. Chaves é Vice-Presidente Administrativo da
CPFL Energia desde 2008.
Carlos da Costa Parcias Júnior - Graduado em Economia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro
(UFRJ) (1984), tendo cursado Mestrado em Economia pela PUC-RJ (1988). ‘Advisor’ financeiro independente,
com foco em fusões e aquisições e estruturação de operações de ‘private equity’, de 2004 à atual. Anteriormente,
foi: Diretor da Icatu Gestão de Participações, entre 2001 e 2003, cuja a atividade principal é a de gestão de
investimentos; Diretor do Banco de Investimentos Fleming Graphus, entre 1998 a 2000; Presidente do BBA-Capital
Asset Management, atual Itaú BBA, entre 1993 a 1998; Executivo do JP Morgan, entre 1992 a 1993; e também
como Assessor da Presidência do BNDES, entre 1990 a 1992. Foi Diretor de Participações da Camargo Corrêa
Investimentos em Infra-estrutura (CCII), em 2011, empresa holding. Atualmente é nosso Vice-Presidente de
Desenvolvimento de Negócios desde Março de 2012.
Conselho Fiscal
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, o Conselho Fiscal é um órgão independente da
administração e da auditoria externa da empresa. O nosso Conselho Fiscal é permanente (embora a Lei das
Sociedades por Ações permita que o Conselho Fiscal não seja permanente) podendo ser constituído por, no mínimo,
três e, no máximo, cinco membros. As principais atribuições do Conselho Fiscal são fiscalizar os atos dos
administradores, examinar e opinar sobre as demonstrações financeiras do exercício social e reportar suas
conclusões para os acionistas da Companhia. A Lei das Sociedades por Ações exige que os membros do Conselho
Fiscal recebam remuneração não inferior a 10,0% do que, em média, for atribuído aos diretores da companhia, não
computados benefícios e participação nos lucros. De acordo com a referida Lei, os acionistas minoritários que
86
representem, em conjunto, no mínimo 10,0% ou mais das ações com direito a voto, têm direito de eleger um
membro do Conselho Fiscal.
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, não podem ser eleitos para nosso Conselho Fiscal
membros do nosso Conselho de Administração ou da nossa Diretoria Executiva,e nossos empregados ou de nossas
sociedades controladas ou do mesmo grupo e o cônjuge ou parente dos nossos administradores. O nosso Conselho
Fiscal eleito pela Assembleia Geral de 28 de abril de 2011, com um mandato de um ano, é composto por cinco
membros: José Reinaldo Magalhães (presidente), Daniela Corci Cardoso (Expert Financeiro), Adalgiso Fragoso de
Faria, Wilton de Medeiros Daher e Martin Roberto Glogowsky.
De acordo com as regras aplicáveis ao Comitê de Auditoria das Companhias listadas na NYSE (New York
Stock Exchange - Bolsa de Valores de Nova lorque) e da SEC, em 8 de junho de 2005, nosso Conselho de
Administração nomeou e empossou o Conselho Fiscal para desempenhar as funções do Comitê de Auditoria, com
base na isenção estabelecida na Regra 1OA-3(c)(3) do Exchange Act.
Comitês de Assessoramento
O coordenador de cada um dos comitês a seguir reporta suas atividades nas reuniões mensais do Conselho
de Administração, no entanto, os comitês não têm autoridade para tomar decisões e suas sugestões não se vinculam
ao Conselho de Administração.
Comitê de Processos de Gestão. Nosso Comitê de Processos de Gestão é responsável por assessorar o
Conselho de Administração nos seguintes temas: (i) avaliação da eficácia das informações prestadas ao Conselho de
Administração; (ii) elaboração de propostas de melhoria dos processos de gestão de negócios; (iii) avaliação das
principais áreas de risco dos negócios da CPFL ; e (iv) orientação dos trabalhos de Auditoria Interna e elaboração de
propostas de aprimoramento. Os membros deste comitê são Francisco Caprino Neto, Luiz Cláudio da Silva Barros e
Martin Roberto Glogowsky.
Comitê de Gestão de Pessoas. Nosso Comitê de Gestão de Pessoas é responsável por assessorar o
Conselho de Administração nos seguintes temas: (i) coordenação do processo de seleção do Diretor Presidente; (ii)
definição dos critérios de remuneração da Diretoria Executiva, incluindo planos de incentivo de curto e longo
prazo; (iii) definição das metas para avaliação de desempenho da Diretoria Executiva; (iv) coordenação do processo
de avaliação da Diretoria Executiva; (v) preparação e condução do plano de sucessão da Diretoria Executiva; e (vi)
monitoramento da execução de políticas e práticas de Recursos Humanos e, quando necessário, elaboração de
propostas de aprimoramento. Os membros deste comitê são Ivan de Souza Monteiro, Francisco Caprino Neto e
Carlos Alberto Cardoso Moreira.
Comitê de Partes Relacionadas. Nosso Comitê de Partes Relacionadas é responsável por assessorar o
Conselho de Administração nos seguintes temas: (i) avaliação do processo de seleção de fornecedores e prestadores
de serviços, garantindo que sejam observadas condições de mercado; e (ii) avaliação do processo de fechamento de
contrato(s) de compra e/ou venda de energia para Parte(s) Relacionada(s), garantindo que sejam observadas
condições de mercado. Os membros deste comitê são Susana Hanna Stiphan Jabra, Daniela Corci Cardoso e Luiz
Cláudio da Silva Barros.
Adicionalmente aos comitês de assessoramento, nosso Conselho de Administração criou sete comissões de
trabalho ad hoc desde 2006 (Comissão de Governança Corporativa, Comissão de Estratégia, Comissão de
Orçamento, Comissão de Serviços Financeiros, Comissão de Compra de Energia, Comissão de Avaliação de
Projetos e Comissão das IFRS), podendo criar outras comissões, se necessário.
Comissão de Estratégia. Nossa Comissão de Estratégia é responsável por auxiliar o Conselho de
Administração na avaliação e melhoria de nossa estratégia de negócios, buscando atingir nossas metas de
crescimento e objetivos de longo prazo.
Comissão de Serviços Financeiros. Nossa Comissão de Serviços Financeiros é responsável por assegurar
eficiência de nossas práticas financeiras atuais, assim como pela avaliação de novas oportunidades de operações
financeiras que poderiam beneficiar a companhia.
87
Comissão de Governança Corporativa. Nossa Comissão de Governança Corporativa é responsável pelo
monitoramento e implementação de nosso novo modelo de governança corporativa e pela proposição de potenciais
melhorias ao Conselho.
Comissão de Orçamento. Nossa Comissão de Orçamento tem a responsabilidade de assessorar o
Conselho de Administração na análise e estabelecimento do orçamento anual e projeções de plano de longo prazo.
Comissão de Compra de Energia. Nossa Comissão de Compra de Energia tem a responsabilidade de
assessorar o Conselho de Administração na análise da aquisição de energia proveniente de fontes competitivas e
alternativas pelas subsidiárias de comercialização.
Comissão de Avaliação de Projetos. Nossa Comissão de Projetos é responsável por auxiliar o Conselho
de Administração na avaliação de oportunidades de novos projetos de distribuição e de geração de ativos
energéticos previstos no plano estratégico.
Comissão IFRS. Nossa Comissão IFRS é responsável pela consultoria do Conselho de Administração
sobre a validação das suas decisões em relação à implementação de novas regras contábeis aplicáveis as nossas
demonstrações financeiras desde 2010.
Remuneração
Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, a Assembleia Geral fixará o valor total da remuneração dos
membros do Conselho de Administração e da Diretoria. Após nossos acionistas fixarem o valor total da
remuneração do Conselho de Administração e da Diretoria, o Comitê de Gestão de Pessoas apoia o nosso Conselho
de Administração que é responsável pela fixação dos níveis de remuneração individuais.
No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, a remuneração total dos membros do Conselho de
Administração, dos diretores executivos e membros do conselho fiscal, inclusive benefícios, foi de
aproximadamente R$30 milhões, incluindo a remuneração variável de R$13 milhões. Para o mesmo período, o
valor total reservado ou alocado pela companhia para atender a benefícios de pensão, aposentadoria ou similares foi
de aproximadamente R$784.000.
A remuneração aprovada para nosso conselho de administração, diretoria e conselho fiscal para 2012 foi de
R$35 milhões.
As tabelas a seguir contêm a remuneração da CPFL Energia de forma não consolidada da nossa
administração para o exercício terminando em 31 de dezembro de 2011 e a remuneração aprovada para 2012.
Nossos administradores recebem remuneração pelas nossas subsidiárias também, o que não está refletido nestas
tabelas.
Remuneração reconhecida no resultado do exercício de 2011
Conselho de
Diretoria
Administração Conselho Fiscal
Estatutária
Total
Número de membros
7 membros(1)
5,08 membros(1)
5,58 membros(1)
Remuneração fixa anual
(em milhares de Reais)
Salário ou pró-labore .....................................................................
983
575
2.130
3.688
Benefícios diretos e indiretos ........................................................
6
6
Remuneração por participação em comitês................................
Outros .............................................................................................
197
115
1.573
1.885
Remuneração variável:
Bônus ..............................................................................................
845
845
Participação nos resultados ...........................................................
Comissões ......................................................................................
Outros .............................................................................................
882
882
Benefícios pós-emprego.....................................................................
208
208
Remuneração baseada em ações........................................................
Valor da remuneração por cada órgão(2) ...........................................
1.180
690
5.644
Órgão
88
Remuneração reconhecida no resultado do exercício de 2011
Conselho de
Diretoria
Administração Conselho Fiscal
Estatutária
Total
Número de membros
7 membros(1)
5,08 membros(1)
5,58 membros(1)
7.514
Total da remuneração dos órgãos..................................................
__________________
(1)
Representa a média ponderada dos membros.
(2)
Valores de compensação incluem cobranças e aumentos.
Órgão
Remuneração aprovada para o exercício a encerrar em 31 de dezembro de
2012
Órgão
Conselho de
Conselho
Diretoria
Administração
Fiscal
Estatutária
Total
Número de membros
7 membros
5 membros
6 membros
Salário ou pró-labore ................................................................
1.131
596
4.255
5.982
Benefícios diretos e indiretos ........................................................
47
47
Outros .............................................................................................
226
119
1.265
1.610
Remuneração variável:
4.199
4.199
Bônus ..............................................................................................
Participação nos resultados ...........................................................
Comissões ......................................................................................
Outros .............................................................................................
3.032
3.032
385
385
Benefícios pós-emprego................................................................
Remuneração baseada em ações........................................................
Valor da remuneração por cada órgão(1) ........................................... 1.357
715
13.183
15.255
Total da remuneração dos órgãos..................................................
____________
(1)
No valor da remuneração, estão incluídos todos os encargos e provisões.
A tabela abaixo estabelece a remuneração de nossa administração paga por nossas subsidiárias para o
exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011.
Conselho
de
Administr
ação
Fixo
Subsidiárias(1)
____________
(1)
No valor da remuneração, estão incluídos todos os encargos e provisões.
Conselho Fiscal
Diretoria Estatutária
Fixo
Total (fixo e variável)
(em milhares de reais)
-
15.953
Titularidade de Ações
O número total de ações ordinárias detidas por nossos conselheiros e pelos diretores executivos em 29 de
fevereiro de 2012 era de 50.211. Nenhum de nossos conselheiros ou diretores executivos beneficiários detém um
por cento ou maior percentual de nossas ações ordinárias.
Indenização de Conselheiros e Diretores
Nem a legislação brasileira nem nosso Estatuto Social estipulam indenização específica de diretores ou
conselheiros. Temos seguro de responsabilidade civil para diretores e conselheiros desde fevereiro de 2006.
Empregados
Em 31 de dezembro de 2011, tínhamos 7.913 empregados em regime de tempo integral (incluindo os
89
empregados de nossas subsidiárias de controle conjunto). A tabela a seguir apresenta o número de nossos
empregados, bem como a classificação dos empregados segundo a categoria de atividade nas datas indicadas em
cada uma das áreas das nossas operações.
Em 31 de dezembro de
2011
Distribuição ................................................................................................ 6.043
Geração ..................................................................................................................
527
Comercialização e Serviços..................................................................................
493
Administração ................................................................................................ 850
Total .......................................................................................................................
7.913
2010
6.040
351
616
917
7.924
2009
5.653
275
662
860
7.450
Parte dos nossos empregados são membro de sindicatos, com os quais realizamos convenções coletivas.
Renegociamos anualmente essas convenções com os 17 principais sindicatos representantes de nossas diversas
categorias profissionais. Em geral, aumentos de salário são concedidos anualmente. Acreditamos manter boas
relações com nossos sindicatos, evidenciado pelo fato de não termos nenhuma greve nos últimos 23 anos que
tenham afetado materialmente nossas operações.
Proporcionamos vários benefícios a nossos empregados. O mais significativo deles é o patrocínio da
Fundação CESP, em parceria com outras dez empresas elétricas, que complementa os benefícios de aposentadoria
e saúde do Governo Federal cabíveis aos empregados de CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Geração e CPFL
Brasil.
Em conformidade com a legislação e a nossa política de remuneração, nossos empregados são elegíveis
para o nosso programa de participação nos resultados. Este montante é estabelecido nas convenções coletivas de
cada companhia, ajustados anualmente. Em 2011, provisionamos R$47 milhões (R$42 milhões dos quais são
lançados como passivo circulante) estão registrados para o nosso Programa de Participação nos Lucros.
Adicionalmente, parte da remuneração de cada empregado está atrelada a metas de desempenho. Os
empregados são avaliados com base em critérios tais como qualidade do produto de trabalho, atendimento de
protocolos de segurança e produtividade. Nosso sistema de avaliação de desempenho foi concebido também para
avaliar habilidades exigidas, e nos permite avaliar o desenvolvimento dos nossos empregados.
ITEM 7. PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
Principais Acionistas
A tabela a seguir contém informações relativas à titularidade de ações ordinárias de nossos maiores
acionistas (proprietários de 5,0% ou mais de nossas ações) em 29 de fevereiro de 2012. O percentual que consta da
tabela a seguir é baseado na quantidade de 962.274.260 ações ordinárias:
BB Carteira Livre I FIA (1)
VBC Energia S.A. (2)
Energia São Paulo FIP (3)
Bonaire Participações S.A. (4)
Bradespar S.A. (5)
BNDES Participações S.A. (6)
Diretores e conselheiros em conjunto
Total
Ações Ordinárias
(%)
298.467.458
245.897.455
115.118.250
6.308.788
50.541.820
81.053.460
50.211
797.437.442
31,02
25,55
11,96
0,66
5,25
8,42
0,00
82,86
(1) O BB Carteira Livre I Fundo de Investimentos em Ações é um fundo de investimentos pertencente à PREVI, um fundo de pensão
patrocinado pelo Banco do Brasil S.A. O Governo possui a maioria das ações com direito a voto do Banco do Brasil. Durante 2009, o
acionista 521 Participações S.A., atendendo decisão final de sua controladora (Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil –
“PREVI”), reestruturou sua participação no capital de modo a reduzir custos administrativos e financeiros sobre seus investimentos indiretos
e transferiu todas as suas ações na Companhia para Fundo BB Carteira Livre I – Fundo de Investimento em Ações;
(2) A VBC Energia S.A. é controlada pelo grupo brasileiro Camargo Corrêa por meio das companhias: (i) Atila Holdings S.A., por sua vez,
controlada pela Construções e Comércio Camargo Corrêa S.A. e pela Camargo Corrêa Energia S.A.; (ii) Camargo Corrêa Energia S.A.; (iii)
Camargo Corrêa S.A. e a VBC Energia S.A. também foi controlada pela Votorantim Energia S.A. até janeiro de 2009.
90
(3) Energia São Paulo Fundo de Investimento em Participações, é um fundo de investimento controlado por quatro fundos de pensão: (i)
Fundação CESP, um fundo de pensão dos empregados da CPFL Energia, Companhia Energética de São Paulo (CESP), Eletropaulo
Metropolitana Energia elétrica São Paulo S.A., Bandeirante Energia S.A. e Elektro Energia elétrica e Serviços S.A., entre outras companhias
de energia brasileiras; (ii) Fundação SISTEL de Seguridade Social, um fundo de pensão que atende primordialmente os empregados do
CPqD (Centro de Pesquisa e Desenvolvimento), Telecomunicações Brasileiras S.A. – Telebrás, Telemig Celular S.A., Tele Norte Celular
Participações S.A., Amazônia Celular S.A., entre outras empresas de telecomunicações; (iii) A Fundação Petrobras de Seguridade Social –
PETROS, que é custeada principalmente por empregados da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras; e (iv) Fundação SABESP de Seguridade
Social – SABESPREV, que é patrocinada principalmente por empregados da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo –
SABESP.
(4) A Bonaire Participações S.A. é uma holding controlada pelo Energia São Paulo Fundo de Investimento em Participações.
(5) Bradespar S.A. é detentora de nossas ações ordinárias, que detém indiretamente por meio da Antares Holdings Ltda. e da Brumado Holdings
S.A.
(6) BNDES Participações S.A., que é subsidiária do BNDES, subordinado ao Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior.
Acordo de Acionistas
Direitos de Votos. O Acordo de Acionistas da Companhia, entre VBC, PREVI (através da BB Carteira
Livre I FIA), Energia São Paulo FIP, Bonaire e nossa companhia, na qualidade de interveniente anuente, rege o
controle da Companhia e de suas subsidiárias. Nos termos do Acordo de Acionistas, determinados atos exigem a
aprovação em conjunto da VBC e da PREVI (pelo menos 80,0% das ações objeto do Acordo de Acionistas),
incluindo:
•
eleição do Diretor Presidente e destituição de qualquer diretor (inclusive do Diretor Presidente);
•
definição da nossa política de dividendos;
•
constituição e extinção de controladas;
•
aquisição e venda de investimentos em outras sociedades;
•
aprovação do nosso orçamento;
•
aprovação do nosso plano de negócios;
•
aumento de capital dentro do limite do capital autorizado e fixação do preço de emissão de ações;
•
assunção de dívida - inclusive garantias reais e fidejussórias em favor de controladas e coligadas - além dos
limites estabelecidos no nosso orçamento ou no nosso plano de negócios;
•
celebração de qualquer contrato em valor global superior a R$34 milhões, se não previsto no nosso
orçamento anual;
•
constituição de qualquer espécie de garantia real ou fidejussória em favor de terceiros;
•
celebração de contratos com partes relacionadas em valor superior a R$8,1 milhões;
•
seleção dos nossos auditores independentes em determinados casos específicos;
•
autorização para aquisição das ações de nossa emissão para cancelamento ou manutenção em tesouraria;
•
alteração em contratos de concessão de qualquer controlada;
•
aprovação de planos de outorga de opção de compra de ações; e
•
aquisição, venda ou oneração de qualquer ativo fixo de valor igual ou superior a R$34 milhões.
Os termos de nosso Acordo de Acionistas referentes a direitos de voto serão aplicáveis às nossas
controladas e, no que couber, às nossas coligadas.
91
Governança Corporativa. Nosso Conselho de Administração é composto por sete membros, os quais são
indicados da seguinte maneira:
•
três indicados pela VBC;
•
dois indicados pelo PREVI;
•
um indicado pela Energia São Paulo FIP/Bonaire; e
•
um independente, de acordo com os regulamentos do Novo Mercado.
Nosso Conselho Fiscal é composto por cinco membros, os quais são indicados da seguinte maneira:
•
dois indicados pela VBC;
•
dois indicados pelo PREVI; e
•
um indicado pela Energia São Paulo FIP/Bonaire.
O número de membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal nomeado por cada parte do
nosso Acordo de Acionistas é relacionado à participação atual das partes no atual bloco de controle da companhia.
Caso ocorra uma modificação na participação dos acionistas signatários do Acordo de Acionistas, o número de
membros que a parte tem o direito de nomear deve ser adaptado para refletir a modificação e para manter inalterado
o número de membros nomeados pelas partes cujas participações, com relação ao total de ações reguladas pelo
Acordo de Acionistas, não foram modificadas.
Se os acionistas minoritários, exercendo seus direitos conforme a Lei das Sociedades por Ações, elegerem
o conselheiro independente exigido pelo regulamento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, VBC, PREVI e
Energia São Paulo FIP/Bonaire devem se abster de indicar um candidato à posição. Se os acionistas minoritários
não elegerem o conselheiro independente, VBC, PREVI e Energia São Paulo FIP/Bonaire devem, em comum
acordo, indicar o referido conselheiro independente.
O Acordo de Acionistas também estabelece a estrutura da Diretoria Executiva e do Conselho de
Administração de nossas subsidiárias. Conforme o acordo, os Diretores da companhia devem ser membros dos
Conselhos de Administração das nossas subsidiárias.
Transferência de Ações. Nosso Acordo de Acionistas prevê certos direitos e obrigações na hipótese de
transferência das ações objeto do Acordo de Acionistas, ou ações oferecidas, incluindo:
1. Direito de Preferência na Aquisição de Ações. As partes do Acordo de Acionistas têm o direito de
preferência na aquisição de ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas na hipótese de quaisquer delas
decidir vender suas ações a terceiros.
2. Direito de Venda Conjunta (Tag-Along). A parte que não exercer seu direito de preferência tem a opção
de vender (pro rata), em conjunto com a parte vendedora, suas ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas
a um terceiro proporcionalmente a sua participação. As disposições de tag-along não se aplicam à
alienação de ações vinculadas pela Energia São Paulo FIP/Bonaire enquanto sua participação no bloco de
controle for inferior a 20,0%.
3. Direitos de Preferência na Subscrição de Ações. As partes possuem direito de preferência proporcional à
sua participação na subscrição de nossas ações, na hipótese de aumento de capital.
4. Direitos de Venda Conjunta (Tag-Along) da Energia São Paulo FIP/Bonaire. Na hipótese de venda,
cessão ou transferência de ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas pela PREVI e pela VBC que resulte
92
em participação acionária inferior a 20,0% e 30,0%, respectivamente, da totalidade das ações objeto do
acordo e, desde que a Energia São Paulo FIP/Bonaire não tenha exercido seu direito de preferência, a
mesma terá o direito de vender a totalidade de tais ações afetadas em conjunto com a Previ ou com a VBC,
em igualdade de termos e condições.
Mudança de Controle. Na hipótese de mudança, direta ou indireta, do controle acionário de quaisquer das
partes do Acordo de Acionistas, as demais partes terão o direito de adquirir todas as ações vinculadas pelo Acordo
de Acionistas pertencentes, direta ou indiretamente, à parte que está sofrendo alteração no seu controle, por valor a
ser determinado por uma instituição financeira de primeira linha.
Contrato de Opções
Nossos acionistas controladores também são parte em um acordo nos termos do qual concederam uns aos
outros opções para comprar suas respectivas ações em nossa Companhia. Além disso, esse contrato estabelece (i)
determinadas exigências de notificação para ofertas secundárias de ações por tais acionistas e (ii) a prioridade a
determinados acionistas na venda de ações em uma oferta secundária, se mais de um acionista participar da oferta e
a demanda for inferior ao volume da proposta.
Operações com Partes Relacionadas
Uma de nossas principais acionistas é a VBC. O atual controlador da VBC é o Grupo Camargo Corrêa,
sendo que antes de janeiro de 2009 os acionistas controladores eram o Grupo Camargo Corrêa e o Grupo
Votorantim. O Grupo Camargo Corrêa é um dos maiores conglomerados industriais privados do Brasil, com
controle acionário em companhias líderes nos segmentos de engenharia e construção, cimento, calçados e têxtil. O
Grupo Camargo Corrêa também detém o controle acionário de importantes empresas concessionárias de rodovias e
aço e possui participação em um conglomerado financeiro e empresa mundial de alumínio.
Adquirimos nossa participação na Semesa da VBC em dezembro de 2001, pelo valor de R$496 milhões. O
preço de aquisição da Semesa está sujeito a ajustes tendo em vista a reavaliação de sua energia assegurada. De
acordo com o MME, essa avaliação não ocorrerá antes de 2015.
Também possuímos operações com a VBC e suas partes relacionadas, incluindo as seguintes:
•
Nossas subsidiárias de distribuição celebraram contratos de fornecimento de energia elétrica com diversas
sociedades afiliadas a certos acionistas. Todos os contratos de fornecimento de energia elétrica são
regulados pela ANEEL.
•
Nossas subsidiárias de comercialização celebraram contratos de fornecimento de energia elétrica com
diversas entidades afiliadas a nossos acionistas.
•
A CPFL Geração, através de suas subsidiárias BAESA, ENERCAN, CERAN e Foz do Chapecó celebrou
transações com a Construção e Comércio Camargo Corrêa S.A., uma empresa do Grupo Camargo Corrêa,
para a prestação e financiamento de serviços de construção às nossas subsidiárias de geração.
Nossas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração e CPFL Brasil são patrocinadoras de
planos de benefícios de natureza previdenciária, administrados pela Fundação CESP, entidade fechada de
previdência complementar que possui participação indireta em um de nossos acionistas, o Energia São Paulo FIP.
Vide Nota 31 de nossas demonstrações financeiras, com relação a "Operações com Partes Relacionadas".
ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras
Consulte o Item "Demonstrações Financeiras".
Processos Judiciais
93
A CPFL Paulista e a CPFL Piratininga são parte em diversos processos movidos por consumidores
industriais alegando que determinados aumentos nas tarifas de energia elétrica realizados no passado foram ilegais
em razão dos regulamentos em vigor à época, que haviam determinado congelamento de preços que incluía as
tarifas de energia elétrica. O total de responsabilidade possível era de aproximadamente R$103,7 milhões em 31 de
dezembro de 2011. Os Tribunais Superiores já decidiram muitas de tais ações de forma parcialmente contrária a nós
e, consequentemente, foi provisionado um valor relativo ao risco total destes processos (aproximadamente R$7
milhões), com respeito a essas ações.
A CPFL Paulista é ré em uma ação civil pública promovida pela Promotoria de Defesa do Consumidor de
Campinas. O objeto desta ação civil pública é suspender os efeitos do reajuste tarifário autorizado pela ANEEL para
o ano encerrado em 31 de dezembro de 2009. A CPFL Paulista obteve a suspensão preliminar dos efeitos. A ação
civil pública ainda aguarda uma decisão final e, até a que esta seja proferida, os efeitos do reajuste tarifário
autorizado pela ANEEL permanecem em vigor. Acreditamos que o risco de perda é remoto.
A CPFL Piratininga recebeu uma autuação fiscal relacionada a deduções fiscais indevidas de pagamentos
feitos para o fundo de pensão da Fundação CESP. Estes pagamentos originaram de um acordo celebrado para o
pagamento do débito do fundo de pensão da CESP. Uma apelação ainda aguarda uma decisão. Acreditamos que a
chance de perda é possível.
A CPFL Piratininga ajuizou uma ação de anulação de um débito fiscal de ICMS referente a um auto de
infração e honorários recolhidos pelo Estado de São Paulo, questionando a metodologia de cálculo do tributo para o
fornecimento de energia a duas cidades do Estado de São Paulo. Uma apelação ainda aguarda decisão. A chance de
perda é possível e o montante total envolvido era de aproximadamente R$193 milhões em 31 de dezembro de 2011.
Também estamos sujeitos a processos judiciais relacionados ao pedido de autorização para o
funcionamento de algumas de nossas usinas hidrelétricas, incluindo uma ação civil pública proposta pelo Ministério
Público no município de Caxias do Sul, contestando a validade do licenciamento ambiental do Complexo
Hidrelétrico Rio das Antas e requerendo uma liminar para impedir a construção do complexo hidrelétrico. O pedido
liminar do Ministério Público foi negado em primeira instância. O Ministério Público interpôs então agravo de
instrumento com pedido de antecipação de tutela, o qual foi negado pelo tribunal de segunda instância. O pedido foi
considerado infundado pela primeira instância. Uma apelação do promotor público federal ainda aguarda a decisão
final. Acreditamos que nossa chance de perda é remota.
Semesa e Furnas figuram no pólo passivo de processo judicial que requer medidas compensatórias e o
estabelecimento de uma reserva natural por motivo de suposto dano causado pela construção e operação da usina de
Serra da Mesa. A quantia requerida da Semesa totaliza R$101.4 milhões. A CPFL Geração assumiu todas as
obrigações em aberto e potenciais contingências da Semesa em março de 2007. Acreditamos que o risco de um
julgamento adverso com relação a essa ação é possível. Não realizamos provisão contábil com relação a presente
ação. Se um julgamento adverso ocorrer, exigindo que compremos terras adicionais para estabelecer uma área
preservada na área ao redor de nossas operações de geração, os custos seriam refletidos em nosso ativo imobilizado.
A CPFL Paulista está envolvida em um processo judicial que contesta a dedutibilidade de despesas
reconhecidas em 1997, relacionadas a um déficit do fundo de pensão da Fundação CESP. Com base em uma
opinião favorável recebida da receita federal, a CPFL Paulista deduziu tais despesas para os fins da apuração de
valores devidos a título de imposto de renda. Em 2007, realizamos depósito judicial no valor de R$360 milhões
(ajustado para R$582 milhões em 2011), que permitiu à CPFL Paulista prosseguir com a ação sem correr o risco de
ter qualquer ativo penhorado pelas autoridades fiscais. Esta dedução também resultou em outros processos judiciais
e para se defender a CPFL Paulista celebrou contrato com um banco brasileiro para obter cartas de créditos, por
meio da qual o banco garante o montante de R$ 265 milhões. Acreditamos que a chance de perda é remota.
A CPFL Paulista ajuizou uma ação contra a ANEEL com o objetivo de anular a metodologia aplicada no
processo de revisão tarifária desde o primeiro ciclo (2003). A perícia judicial está em fase de conclusão. Ainda, a
CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, bem como outras empresas brasileiras de distribuição, por meio da
ABRADEE, são autoras de um processo contra a ANEEL questionando a base para a remuneração dos ativos da
concessão desde o primeiro ciclo de revisão tarifária. Este processo ainda encontra-se em fase de produção de prova
94
por perícia judicial. Caso tenhamos êxito nestes processos, as tarifas destas distribuidoras serão aumentadas e, como
consequência, o resultado de nossas operações pode ser positivamente afetado.
Registramos provisões em nosso balanço patrimonial com base na probabilidade de perda relativa às
contingências judiciais e administrativas. Para este propósito, classificamos tais perdas como remotas, possíveis ou
prováveis. As práticas do IFRS e da lei brasileira nos obrigam a registrar provisões relacionadas apenas a perdas
prováveis e, por conseguinte, é nossa política registrar provisões apenas em relação a tais processos. Em 31 de
dezembro de 2011, nossa provisão para contingências era de aproximadamente R$338 milhões. Acreditamos que
esses processos não afetarão de forma relevante a nossa situação financeira tanto no individual quanto no
consolidado. Veja a nota explicativa 21 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas para dados
adicionais sobre a situação de nossas contingências judiciais e administrativas.
Política de Dividendos
Para nossa política sobre distribuições de dividendos, consulte o "Item 10. Informações Adicionais Destinação do Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos".
Mudanças significativas
Não há.
ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM
Mercados de Negociação
Nossas ações ordinárias são listadas para cotação na BM&FBOVESPA, e nossas ADSs são listadas para
cotação na Bolsa de Valores de Nova Iorque. Cada ADS representa duas ações. A negociação das ADSs se iniciou
na NYSE em 29 de setembro de 2004. Em 31 de dezembro de 2011, as ADSs representaram 8,1% de nossas ações e
26,4% do nosso float global corrente.
Em 23 de fevereiro de 2011, nosso Conselho de Administração: (i) aprovou uma alteração na relação de
troca de nossas ADS, de forma que cada ADS representarão 2 ações ordinárias da CPFL Energia e (ii) submeteu a
um grupamento seguido de um desdobramento, sujeito à aprovação dos acionistas, que aconteceu na assembleia de
28 de abril de 2011. Por meio do grupamento, 10 ações ordinárias tornaram-se 1 ação ordinária; através do
desdobramento, cada ação ordinária resultante do grupamento tornou-se 20 ações ordinárias.
O objetivo destas alterações foi de (a) ajustar a base acionária, com a consequente redução do volume de
serviços e custos operacionais para a CPFL Energia; (b) proporcionar maior eficiência na gestão da base acionária e
divulgação de informações aos acionistas; (c) ajustar o preço da ação e dos ADSs, permitindo acesso de novos
investidores aos nossos papéis; e (d) fomentar maior liquidez das ações e dos ADSs com a redução do valor
individual das ações e dos ADSs.
O grupamento e desdobramento foram creditados em 4 de julho de 2011, com base em nossa posição
acionária em 28 de junho de 2011. Os novos ADSs resultantes do processo de alteração da relação de troca foram
creditados em 5 de julho de 2011, com base na posição de 1 de julho de 2011, resultando na emissão de 2 novos
ADSs para cada ADSs existente em 1 de julho de 2011.
Informações sobre Preços
A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento máximo e mínimo reportados em Reais por
ação ordinária para os períodos indicados. A tabela apresenta também os preços em dólares norte-americanos por
ADS baseadas em informações disponíveis pela Bolsa de Valores de Nova Iorque. Vide “Item 3. Principais
Informações - Taxas de Câmbio” para informações sobre taxas de câmbio aplicáveis durante os períodos indicados
abaixo.
95
Reais por ação ordinária
2007
2008
2009:
2010:
Primeiro Trimestre ...................................................
Segundo Trimestre...................................................
Terceiro Trimestre ...................................................
Quarto Semestre .....................................................
2011:
Primeiro Trimestre ...................................................
Segundo Trimestre...................................................
Terceiro Trimestre(*) .................................................
Setembro(*)
Outubro(*)
Novembro(*)
Dezembro(*)
2012:
Dólares norte-americanos
por ADS
Máximo
Mínimo
Máximo
Mínimo
40,44
41,95
37,50
27,80
26,83
28,50
67,28
76,40
66,29
38,70
35,27
35,42
38,48
40,10
44,00
41,35
35,36
34,84
38,66
39,30
65,55
68,90
76,70
76,91
58,30
57,31
67,07
70,15
46,39
47,60
22,79
21,75
21,97
23,45
26,50
39,70
43,50
19,43
20,44
19,98
21,48
22,65
87,41
91,69
29,24
26,49
26,15
26,75
28,68
73,35
83,26
22,15
22,15
22,19
24,44
25,57
Janeiro(*)
26,04
25,11
29,65
28,01
Fevereiro(*)
27,67
25,60
32,69
30,03
Março (até 27 de março)(*)
29,30
27,82
32,94
30,86
____________
(*) Preços após a alteração na relação de troca de nossos ADSs e o grupamento e desdobramento simultâneo de nossas ações ordinárias.
Informações de Governança Corporativa
Em 2000, a BM&FBOVESPA introduziu três segmentos especiais para listagem, conhecidos como Nível
1, Nível 2 e Novo Mercado com o objetivo de promover um mercado secundário para valores mobiliários emitidos
por companhias abertas brasileiras na BM&FBOVESPA, incentivando tais companhias a seguirem as melhores
práticas de governança corporativa. Os segmentos de listagem são destinados à negociação de ações emitidas por
companhias que se comprometam voluntariamente a cumprir práticas de boa governança corporativa e maiores
exigências de divulgação de informações em relação àquelas já impostas pela legislação brasileira. Em geral, tais
regras ampliam os direitos dos acionistas e melhoram a qualidade da informação fornecida aos acionistas e outros
usuários das informações. De modo a manter um elevado padrão de governança corporativa, celebramos um
contrato com a BM&FBOVESPA para a listagem de nossas ações no Novo Mercado.
Nossas diretrizes de governança coorporativa se aplicam a nós e a todas as nossas subsidiárias e empresas
afiliadas. Elas visam promover interação entre nossos acionistas, Conselho de Administração, Conselho Fiscal e
Diretoria Executiva. Nossos gerentes são comprometidos em focar-se em:
1.
Divulgação (comunicação imediata e voluntária com nossos acionistas e participantes do mercado no que
diz respeito aos fatos e circunstâncias que guiam nossos negócios e levam à criação de valor).
2.
Equidade (tratamento justo para nossos acionistas, clientes, fornecedores, empregados, credores, órgãos
governamentais, agências reguladoras, etc.)
3.
Prestação de contas (prestação de contas de nossa Administração aos nossos acionistas e responsabilidade
pelos seus atos profissionais)
4.
Compromisso (compromisso com sustentabilidade e continuidade e nossos negócios a longo prazo,
cumprimento da legislação vigente e observância às questões sociais e ambientais)
Implementamos este modelo em 2003 e o redesenhamos em 2006 com o objetivo de adaptar nossa estrutura
de governança coorporativa ao cenário atual de como fazer negócio e ao processo de tomada de decisões.
96
Nosso Conselho de Administração é o órgão de deliberação colegiada, responsável por determinar nossas
diretrizes gerais. Este Conselho pode solicitar dos três comitês pareceres em assuntos estratégicos, como a
remuneração da diretoria executiva, transações com partes relacionadas, gestão de riscos coorporativos,
acompanhamento dos trabalhos da auditoria interna e processos de gestão de negócios. Sempre que necessário,
comissões ad hoc são instauradas para assessorar o Conselho de Administração em questões específicas, como
governança coorporativa, estratégias, orçamento, compra de energia, novas operações e políticas financeiras.
Uma revisão destas regras estava sob discussão entre as empresas listadas em cada segmento e a
BM&FBOVESPA, e esta revisão foi aprovada durante o segundo semestre de 2010 para oferecer um maior
aperfeiçoamento das regras especiais de governança corporativa e de divulgação. As regras revisadas entraram em
vigor em 10 de maio de 2011, incluindo aquelas relativas ao segmento Novo Mercado. As principais alterações das
regras no segmento no qual estamos listados incluem, entre outras: (i) proibição de incluir disposições que
restringem ou criam obrigações para os acionistas que votaram favoráveis a supressão ou alteração das disposições
dos estatutos; (ii) proibição do mesmo indivíduo exercer os cargos de presidente do conselho de administração e
diretor presidente (ou cargo equivalente ao do principal executivo da companhia); e (iii) obrigação do conselho de
administração de emitir uma opinião justificada sobre qualquer oferta pública para a aquisição de ações
representativas do capital social da companhia. Em 19 de dezembro de 2011, nós alteramos o nosso estatuto para
incorporar essas regras, entre outras alterações.
Em conformidade com a Seção 303A.11 do Manual das Companhias Listadas na NYSE, apresentamos um
resumo das principais diferenças entre as práticas de governança corporativa da NYSE e as nossas práticas de
governança corporativa, em nosso site na web, no http://www.cpfl.com.br/ri.
ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS
Atos Constitutivos e Estatuto Social
Objeto Social
Conforme nosso Estatuto Social, nosso objeto social compreende:
•
a promoção de empreendimentos no setor de geração, distribuição, transmissão e comercialização de
energia elétrica e atividades correlatas;
•
a prestação de serviços em negócios de energia elétrica, telecomunicações e transmissão de dados, bem
como a prestação de serviços de apoio técnico, operacional, administrativo e financeiro, especialmente a
sociedades controladas e coligadas; e
•
a participação no capital de outras sociedades que tenham atividades semelhantes às exercidas pela
Companhia, notadamente sociedades cujo objeto seja promover, construir, instalar e explorar projetos de
geração, distribuição, transmissão e serviços correlatos.
Eleição de Conselheiros
Os membros da nossa Diretoria devem ser brasileiros e residentes no Brasil, mas tal obrigação não se aplica
a membros do nosso Conselho de Administração. Nossos Conselheiros e Diretores estão impedidos de votar em
qualquer operação que envolva empresas das quais eles detenham mais de 10,0% do total do capital social ou na
qual tenham ocupado cargo na administração no período imediatamente antes de assumir o respectivo cargo.
Destinação do Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos
A análise abaixo resume as disposições da lei brasileira sobre a constituição de reservas por companhias e a
distribuição de dividendos, incluindo juros sobre capital próprio.
97
Distribuição Obrigatória
A Lei das Sociedades por Ações normalmente exige que os estatutos de cada sociedade anônima brasileira
especifiquem um percentual mínimo dos valores disponíveis para distribuição por tal sociedade para cada exercício
fiscal que devam ser distribuídos aos acionistas como dividendos, também conhecidos como distribuição
obrigatória.
A distribuição obrigatória é baseada em um percentual do lucro líquido ajustado, não inferior a 25,0%, ao
invés do valor monetário fixo por ação. Nos termos do nosso Estatuto Social, pelo menos 25,0% do nosso lucro
líquido ajustado, conforme calculado nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros e ajustado em conformidade
com a Lei das Sociedades por Ações, do exercício social anterior deverá ser distribuído como dividendo anual
obrigatório. Lucro líquido ajustado significa o valor passível de distribuição após quaisquer deduções para reservas
estatutárias e reservas para projetos de investimento.
A Lei das Sociedades por Ações permite a suspensão da distribuição obrigatória de dividendos em qualquer
exercício social em que os órgãos da administração reportem à assembleia geral que a distribuição não seria
aconselhável tendo em vista a situação financeira da companhia. A suspensão está sujeita a aprovação em
assembleia geral e revisão pelos membros do Conselho Fiscal. A lei não estabelece as circunstâncias em que a
distribuição do dividendo obrigatório seria “desaconselhável” com base na situação financeira da companhia. No
caso de sociedades abertas, o Conselho de Administração deverá apresentar justificativa para a suspensão à CVM
no prazo de cinco dias a contar da assembleia geral pertinente. Se o dividendo obrigatório não for pago, os valores
correspondentes devem ser atribuídos a uma conta de reserva especial. Se não forem absorvidos por prejuízos
subsequentes, tais valores devem ser pagos com utilização de dividendos assim que a situação financeira da
empresa permitir. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas de uma sociedade aberta também
poderão decidir distribuir dividendos em valor inferior aos dividendos obrigatórios.
Distribuição de Dividendos
Nós devemos, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, realizar assembleia geral ordinária até o dia 30
de abril de cada ano, ocasião em que os acionistas terão que decidir sobre a distribuição de dividendo anual. Além
disso, dividendos intermediários poderão ser declarados pelo nosso Conselho de Administração. De acordo com
nosso estatuto social, estamos obrigados a pagar um dividendo anual obrigatório de pelo menos 25,0% de nossos
lucros ajustados. Qualquer acionista constante do registro de acionistas por ocasião de declaração de dividendo fará
jus a receber dividendos. Os dividendos de ações detidas por intermédio de um depositário são pagos ao depositário
para posterior distribuição aos acionistas. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os dividendos deverão, de
modo geral, ser distribuídos ao detentor registrado na data de declaração de dividendo no prazo de 60 dias a contar
da data em que o dividendo foi declarado a menos que a deliberação dos acionistas estabeleça outra data de
distribuição que, em qualquer caso, deverá ocorrer antes do encerramento do exercício social em que o dividendo
foi declarado. Nos termos do nosso Estatuto Social, dividendos não reclamados não rendem juros, não são
corrigidos monetariamente e revertem à nossa empresa três anos após a data em que começamos a distribuir os
dividendos declarados.
Em geral, os acionistas que não sejam residentes no Brasil deverão registrar-se junto ao Banco Central para
que dividendos, produto da venda ou demais valores referentes a suas ações possam ser remetidos para o exterior.
As ações ordinárias subjacentes às ADSs são detidas no Brasil pelo Banco Bradesco S.A. como Custodiante para o
banco depositário, o qual é o titular registrado das ações de nossa empresa. O atual agente de escrituração (desde 1º
de janeiro de 2011) é o Banco do Brasil. O banco depositário registra as ações ordinárias subjacentes às ADSs no
Banco Central e, portanto, pode proceder à remessa ao exterior de dividendos, produto de venda ou demais valores
referentes a suas ações.
Os eventuais pagamentos de dividendos e distribuições em dinheiro serão efetuados em Reais ao
Custodiante em favor do banco depositário, o qual posteriormente converterá esses recursos em dólares norteamericanos para distribuição aos detentores das ADSs. Na hipótese de o Custodiante ser incapaz de converter
imediatamente a moeda brasileira recebida a título de dividendos em dólares norte-americanos, o montante em
dólares norte-americanos a ser pago a detentores de ADSs poderá ser prejudicado pelas desvalorizações da moeda
brasileira que ocorreram antes da conversão dos dividendos. Os dividendos pagos a detentores que não sejam
98
residentes no Brasil, inclusive, detentores de ADSs, não estão sujeitos ao imposto de retenção na fonte brasileiro,
exceto dividendos declarados com base em lucros gerados antes de 31 de dezembro de 1995, que ficarão sujeitos a
imposto de renda retido na fonte a alíquotas variáveis. Veja “Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras”.
Os detentores de ADSs contam com o benefício do registro eletrônico junto ao Banco Central, que autoriza
o banco depositário e o Custodiante a converter dividendos e demais distribuições ou, quando da alienação das
ações, o produto de venda com relação às ações ordinárias representadas por ADSs, em moeda estrangeira e remetêlos ao exterior. Na hipótese de que o detentor decida permutar suas ADSs por ações ordinárias, o detentor terá
direito de continuar a se fiar, pelo prazo de cinco dias úteis a contar da data da permuta, no certificado de registro
eletrônico do banco depositário. Subsequentemente, a fim de proceder à conversão de moeda e à remessa ao
exterior do produto de venda ou distribuições respeitantes às ações ordinárias, o detentor deverá novamente obter
novo certificado de registro em seu próprio nome, que lhe permita a conversão e remessa dos pagamentos em
questão à taxa de câmbio do exterior.
Caso o detentor não seja investidor qualificado e não obtenha certificado eletrônico de registro de capital
estrangeiro, será necessária autorização especial do Banco Central para fins de remessa de quaisquer pagamentos
efetuados a partir do Brasil com relação às ações ordinárias por meio do mercado de câmbio estrangeiro. Sem essa
autorização especial, o detentor pode atualmente efetuar remessas de pagamento com relação às ações ordinárias à
taxa vigente no mercado de câmbio flutuante, embora não se possa garantir que a taxa de câmbio do mercado
flutuante estará no futuro acessível para esse fim.
Adicionalmente, o detentor que não seja investidor devidamente qualificado e que não tenha obtido
certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro ou autorização especial do Banco Central poderá remeter
esses pagamentos por meio de transferência internacional de moeda brasileira ao amparo da Resolução CMN n.
3.568, datada de 29 de maio de 2008, e da Circular do Banco Central n. 3.280, datada de 9 de março de 2005. A fim
de efetuar a transferência internacional de moeda corrente brasileira, o titular deve ter uma conta bancária especial
de não residente no Brasil, por meio da qual a conversão subsequente de tal moeda corrente brasileira em dólares
norte-americanos será efetuada.
Em conformidade com a legislação brasileira atual, o governo brasileiro pode impor restrições temporárias
de capital estrangeiro no exterior na hipótese de um desequilíbrio sério ou de uma expectativa de desequilíbrio
sério na balança de pagamentos do Brasil (veja o “Item 3. Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos
Relacionados às ADSs e às Nossas Ações Ordinárias“).
Juros sobre Capital Próprio
Nos termos da legislação tributária brasileira, as companhias brasileiras poderão pagar juros sobre o
capital próprio a detentores de ações e tratar tais pagamentos como despesa para fins do imposto de renda e de
contribuição social brasileiros. O pagamento de juros poderá ser efetuado a critério do nosso Conselho de
Administração, observada a aprovação dos acionistas em assembleia geral. Para calcular os juros sobre capital
próprio, a TJLP é aplicada sobre o patrimônio líquido do período correspondente. O valor de qualquer pagamento
de juros a detentores de ações fica de modo geral limitado no que diz respeito a qualquer exercício em particular ao
maior entre os seguintes valores:
•
50,0% de lucro líquido (após a dedução das provisões de contribuição social incidentes sobre o lucro
líquido mas antes de se levar em conta a provisão de imposto de renda sobre pessoa jurídica e de juros
sobre o capital próprio) no período com relação ao qual o pagamento seja efetuado; ou
•
50,0% da soma dos lucros acumulados e das reservas de lucros no início do exercício com relação ao qual o
pagamento seja efetuado.
Para fins contábeis, embora o encargo de juros deva estar refletido na demonstração do resultado para ser
dedutível de imposto, o encargo é revertido antes do cálculo do lucro líquido nas demonstrações financeiras
estatutárias e deduzido do patrimônio líquido de maneira similar a dividendo. Qualquer pagamento de juros no que
diz respeito a ações ordinárias (inclusive detentores de ADSs) está sujeito a imposto de renda retido na fonte à
alíquota de 15,0% ou 25,0% no caso de acionista domiciliado em paraíso fiscal. Veja “Tributação – Considerações
99
Fiscais Brasileiras”. Caso esses pagamentos sejam contabilizados, a seu valor líquido, como parte de qualquer
dividendo obrigatório, o imposto será pago pela companhia em favor de seus acionistas quando da distribuição dos
juros. No caso de a nossa Companhia distribuir juros sobre o capital próprio em qualquer exercício, e a distribuição
não ser contabilizada como parte de distribuição obrigatória, o imposto de renda brasileiro será suportado pelos
acionistas. Para os fins contábeis do IFRS, juros sobre capital próprio é refletido como um pagamento de
dividendos.
Nos termos do nosso Estatuto Social, os juros sobre o capital próprio poderão ser tratados como dividendo
para os fins de dividendo obrigatório.
Distribuiremos aos nossos acionistas R$1.506 milhões do nosso lucro líquido de 2011. Dessa quantia,
R$748 milhões, ou R$0,777023176 por ação ordinária, foram pagos em 30 de setembro de 2011 como dividendos
intermediários e R$758 milhões, ou R$0,788205126 por ação ordinária, espera-se que sejam pagos como
dividendos suplementares no primeiro semestre de 2012.
Política de Dividendos
Pretendemos declarar e pagar dividendos e/ou juros sobre capital próprio em valores de ao menos 50,0%
de nossos lucros líquidos ajustados, em parcelas semestrais. O valor de qualquer de nossas distribuições de
dividendos e/ou de juros sobre capital próprio dependerá de uma série de fatores, tais como nossas condições
financeiras, prospectos, condições macroeconômicas, reajustes de tarifa, mudanças regulatórias, estratégias de
crescimento e outras matérias que nosso Conselho de Administração e nossos acionistas possam considerar
relevantes. Além disso, as condições restritivas constantes de nossos instrumentos de dívida podem limitar o valor
dos dividendos e/ou dos juros sobre capital próprio nas distribuições que venhamos a fazer. No contexto de nosso
planejamento fiscal, podemos no futuro determinar ser benéfico distribuir juros sobre capital próprio em vez de
dividendos.
Nosso Conselho de Administração poderá aprovar a distribuição de dividendos e/ou de juros sobre capital
próprio, calculados com base em nossas demonstrações financeiras anuais ou semestrais ou em demonstrações
financeiras referentes a períodos mais curtos, ou ainda com base em lucros registrados ou em lucros alocados para
contas de reserva que não sejam de lucros nas demonstrações financeiras anuais ou semestrais. A declaração de
dividendos anuais, inclusive dos dividendos que excedam a distribuição obrigatória, exige a aprovação por voto da
maioria dos detentores de nossas ações ordinárias.
Assembleias de Acionistas
Deliberações a serem tomadas em nossas Assembleias Gerais
Nas Assembleias Gerais, nossos acionistas têm poderes para decidir todos os negócios relativos ao nosso
objeto e a tomar todas as deliberações que julgarem necessárias. A aprovação das demonstrações financeiras e a
deliberação sobre a destinação do lucro líquido relativo a cada exercício social acontece em Assembleia Geral
Ordinária Anual, no exercício social subsequente. A eleição de nossos diretores e membros de nosso Conselho
Fiscal, se os acionistas assim requererem, tipicamente acontece na Assembleia Geral Ordinária, ainda que, de
acordo com a Lei Brasileira, isso possa ocorrer em Assembleia Geral Extraordinária.
Uma Assembleia Geral Extraordinária pode ser realizada concomitantemente com a Assembleia Geral
Ordinária. Compete exclusivamente aos nossos acionistas decidir, em assembleias gerais extraordinárias, as
seguintes matérias:
•
a reforma do nosso Estatuto Social;
•
o cancelamento do registro de companhia aberta junto à CVM;
•
a autorização para emissão de debêntures não conversíveis;
•
a suspensão do exercício dos direitos de acionista que deixou de cumprir obrigação prevista em Lei das
100
Sociedades por Ações ou em nosso Estatuto Social;
•
a aceitação ou rejeição da avaliação de bens através dos quais um acionista pretende subscrever ações do
nosso capital social;
•
aprovação da nossa transformação em uma sociedade limitada ou qualquer outra forma prevista na
legislação societária;
•
a nossa saída do Novo Mercado;
•
a escolha de instituição financeira para a determinação do valor econômico da Companhia em caso de
oferta pública de aquisição das nossas ações levada a efeito no âmbito de uma reorganização societária ou
saída do Novo Mercado;
•
a nossa fusão, incorporação em outra sociedade ou cisão;
•
aprovação da nossa dissolução ou liquidação, e a eleição e destituição dos liquidantes bem como a
aprovação das contas por estes apresentadas;
•
a autorização de pedido de nossa falência ou recuperação judicial ou extrajudicial; e
•
a aprovação de plano de opções de ações para gestores ou empregados da companhia e suas subsidiárias.
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, nem o nosso Estatuto Social nem tampouco deliberações
adotadas por nossos acionistas em Assembleia Geral podem privar os acionistas de determinados direitos, tais
como:
•
o direito a participar na distribuição dos lucros;
•
o direito a participar, na proporção da sua participação no nosso capital social, na distribuição de quaisquer
ativos remanescentes na hipótese de liquidação da nossa Companhia;
•
o direito de preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de subscrição,
exceto em determinadas circunstâncias previstas na Lei das Sociedades por Ações descritas em “Atos
Constitutivos e Estatuto Social - Direitos de Preferência”; e
•
o direito a retirar-se da nossa Companhia nos casos previstos na Lei das Sociedades por Ações, conforme
descrito em " Atos Constitutivos e Estatuto Social - Direito de Retirada".
Quorum
Como regra geral, a Lei das Sociedades por Ações prevê que a Assembleia Geral será instalada, em
primeira convocação, com a presença de acionistas que detenham, pelo menos, 25,0% do capital social com direito
a voto e, em segunda convocação, com qualquer número de acionistas titulares de ações com direito a voto. Caso os
acionistas tenham sido convocados para deliberar sobre a reforma do nosso Estatuto Social, o quorum de instalação
em primeira convocação será de, pelo menos, dois terços das ações com direito a voto e, em segunda convocação,
de qualquer número de acionistas.
De modo geral, a aprovação de acionistas que compareceram pessoalmente ou por meio de procurador a
uma assembleia geral, e que representem, no mínimo, a maioria das Ações Ordinárias, é necessária para a
aprovação de qualquer matéria, sendo que as abstenções não são levadas em conta para efeito deste cálculo.
Todavia, a aprovação de acionistas que representem metade, no mínimo, das ações com direito a voto é necessária,
para a adoção das seguintes matérias:
•
a redução do dividendo obrigatório;
101
•
a mudança de nosso objeto social;
•
a fusão ou a incorporação da nossa Companhia em outra sociedade, caso nós não sejamos a companhia
remanescente;
•
a cisão da nossa Companhia;
•
aprovar a nossa participação em grupo de sociedades (conforme a definição na Lei de Sociedades por
Ações);
•
a cessação do estado de liquidação; e
•
aprovar a nossa dissolução.
De acordo com nosso Estatuto Social, e enquanto nossa Companhia se mantiver no Novo Mercado, não
poderemos emitir ações preferenciais ou partes beneficiárias e, para sair do Novo Mercado, deveremos realizar
oferta pública de ações.
Convocação de Assembleia Geral
Nossas assembleias gerais devem ser convocadas mediante três publicações no Diário Oficial do Estado de
São Paulo, veículo oficial do Governo do Estado de São Paulo, no jornal “Valor Econômico”, sendo a primeira
publicação no mínimo, 15 dias antes da assembleia, em primeira convocação, e com 8 dias de antecedência, em
segunda convocação. A Comissão de Valores Mobiliários – CVM poderá, todavia, em determinadas circunstâncias,
requerer que a primeira convocação para nossas assembleias gerais de acionistas seja feita em até 30 dias antes da
realização da respectiva assembleia geral.
Documentos e Informações
Os documentos e informações específicas solicitadas para o exercício dos direitos de voto dos acionistas
devem ser disponibilizados por meios eletrônicos pela Comissão de Valores Mobiliários do Brasil e pelo site da US
Securities and Exchange Commission, bem como pelo nosso site de relacionamento com o investidor. Os seguintes
assuntos exigem documentos específicos e informações:
•
Matéria de Interesse das Partes Relacionadas;
•
Assembleia Geral Ordinária;
•
Eleição dos membros do Conselho de Administração;
•
Remuneração do Conselho de Administração da Companhia;
•
Alteração do Estatuto da Companhia;
•
Aumento de Capital ou Redução do Capital;
•
Emissão de Debêntures ou Bônus de Subscrição;
•
Emissão de Ações Preferenciais;
•
Mudança da distribuição de dividendo obrigatório;
•
Aquisição de controle em outra sociedade;
102
•
Nomeação de Avaliadores; e/ou
•
Qualquer questão que dê direito aos acionistas do exercício do seu direito de retirada.
Local da Realização de Assembleia Geral
Nossas assembleias gerais são realizadas em nossa sede, na Cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo.
A Lei das Sociedades por Ações permite que nossas assembleias gerais sejam realizadas fora de nossa sede, por
motivo de força maior, desde que sejam realizadas na cidade de São Paulo e a respectiva convocação contenha uma
indicação expressa e inequívoca do local em que a assembleia geral deverá ocorrer.
Competência para Convocar Assembleias Gerais
Além do nosso Conselho de Administração, as Assembleias Gerais podem ser convocadas por:
•
qualquer acionista, quando nossos administradores retardarem, por mais de 60 dias, a convocação contida
em previsão legal ou estatutária;
•
acionistas que representem 5%, no mínimo, do nosso capital social, caso nossos administradores não
atendam, no prazo de oito dias, a pedido de convocação que apresentarem, devidamente fundamentado,
com indicação das matérias a serem tratadas; e
•
nosso Conselho Fiscal, se estiver implementado, caso nosso Conselho de Administração deixe de convocar
a Assembleia Geral Ordinária por mais de um mês, sendo que o Conselho Fiscal poderá também convocar
uma Assembleia Geral Extraordinária sempre que ocorrerem motivos importantes ou urgentes.
Legitimação e Representação
As pessoas presentes à assembleia geral deverão provar a sua qualidade de acionista e titularidade das
ações com relação as quais pretendem exercer o direito de voto.
Um acionista pode ser representado na assembleia geral por procurador constituído há menos de um ano,
que seja acionista, administrador da Companhia ou advogado, ou ainda por uma instituição financeira. Fundos de
investimento devem ser representados pelo seu administrador. A Companhia e/ou seus acionistas podem também
realizar pedido de procuração pública direcionado a todos os acionistas com direito de voto.
Desde 2008, a Companhia adotou o Manual para Participação na Assembleia Geral Ordinária para prover,
de forma clara e resumida, informações relativas à Assembleia, além de encorajar e facilitar a participação de todos
os acionistas. Esse manual inclui uma procuração padrão, que pode ser utilizada pelos acionistas que não podem
comparecer à assembleia para constituição de procurador, visando exercer seus direitos de voto relativos à pauta do
dia.
Direitos de Voto dos Detentores de ADS
Os detentores de ADS poderão transmitir instruções ao banco depositário para votação do número de ações
ordinárias representativas de suas ADS. O banco depositário notificará os referidos detentores sobre a realização
das Assembleias Gerais e providenciará a entrega a eles de nossos materiais de voto, mediante solicitação. Os
materiais descreverão as matérias a serem votadas e explicarão como os detentores de ADS podem instruir o banco
depositário a exercer o seu direito de voto. Para que as instruções tenham validade, elas deverão ser recebidas pelo
banco depositário até a data a ser estipulada pelo banco depositário.
Não se pode garantir que os detentores de ADS receberão os materiais de voto ou tomarão conhecimento
de Assembleia Geral a ser realizada em tempo hábil para que possam transmitir instruções ao banco depositário
para votar. Ademais, o banco depositário e seus agentes não responderão pelo não cumprimento de instruções de
voto ou pelo modo de cumprimento dessas instruções. Isso significa que os detentores de ADS podem não ser
capazes de exercer seu direito de voto, e que pode não haver nada que eles possam fazer se suas ações não forem
103
votadas conforme sua solicitação.
Direitos de Preferência
É assegurado aos acionistas de nossa Companhia direito de preferência genérico para subscrição de ações,
na hipótese de aumento de capital proporcionalmente ao número de ações por eles detidas. Nossos acionistas
também têm direito de preferência para subscrição de quaisquer debêntures conversíveis, direitos de aquisição de
nossas ações e bônus de subscrição que nossa Companhia venha a emitir. Em conformidade com nosso Estatuto
Social, um prazo de no mínimo 30 dias, no caso de colocação privada, após a publicação de aviso do aumento será
autorizado o exercício do direito de preferência na subscrição de ações. No caso de colocações públicas, a emissão
poderá ocorrer sem direito de preferência ou com prazo reduzido para seu exercício. Nos termos da Lei das
Sociedades por Ações, os detentores poderão transferir ou alienar seu direito de subscrição a título oneroso.
Ademais, a Lei das Sociedades por Ações permite que o Estatuto Social das companhias confira ao
Conselho de Administração poderes de eliminar os direitos de preferência ou reduzir o prazo de exercício desses
direitos com respeito à emissão de novas ações, debêntures conversíveis em ações e bônus de subscrição, até o
limite do capital social autorizado, se a distribuição das ações em questão for realizada em bolsa de valores, por
meio de oferta pública ou de permuta de ações em oferta pública cujo objetivo seja adquirir o controle de outra
companhia.
Direito de Retirada
A Lei das Sociedades por Ações garante aos nossos acionistas o direito de se retirarem da companhia caso
eles não concordarem com decisões tomadas em nossas assembleias gerais com relação aos seguintes assuntos: (i)
redução dos dividendos obrigatórios; (ii) fusão da companhia; (iii) modificação do objeto social da companhia; ou
(iv) cisão da companhia (caso tal cisão implique na mudança do objeto social da companhia, redução dos
dividendos obrigatórios ou cause a inclusão da companhia em grupo de empresas). Até mesmo os acionistas que
não votaram ou não estiveram presentes na assembleia geral que tratou do assunto podem exercer seu direito de
retirada.
Caso nosso acionista deseje se retirar da companhia em razão de fusão, o referido direito somente poderá
ser exercido caso as ações da companhia não tenham liquidez no mercado.
O direito de retirada proporciona ao acionista o direito de receber o reembolso do valor de suas ações, após
solicitação realizada em até 30 dias contados a partir da publicação relativa à assembleia geral. Após esse prazo, a
administração da companhia pode optar por convocar assembleia geral para ratificar ou reconsiderar a decisão que
motivou a solicitação de retirada, caso o reembolso aos acionistas ameace a estabilidade financeira da companhia.
Contratos Relevantes
Para informações referentes aos nossos contratos relevantes, consulte o "Item 4. Informações sobre a
Companhia" e "Item 5. Análises e Perspectivas Operacionais e Financeiras."
Controles de Câmbio e Outras Limitações Incidentes aos Detentores de Valores Mobiliários
Não existe nenhuma restrição quanto à detenção de nosso capital social por pessoas físicas ou pessoas
jurídicas domiciliadas fora do Brasil. No entanto, o direito de converter os pagamentos de dividendos e os
resultados da venda das ações ordinárias em moeda corrente estrangeira e de remeter tais valores para fora do Brasil
está sujeito às restrições da legislação aplicável a investimentos estrangeiros que normalmente exige, entre outras
coisas, que os respectivos investimentos sejam registrados no Banco Central. Essas restrições à remessa de capital
estrangeiro para o exterior poderiam dificultar ou impedir o custodiante das ações ordinárias representadas pelas
ADS ou os detentores que tenham permutado as ADS por ações ordinárias, de converter dividendos, distribuições
ou os produtos de qualquer venda das ações ordinárias em dólares norte-americanos e remetê-los para o exterior. Os
atrasos na concessão ou a recusa em conceder qualquer aprovação governamental exigida para conversões de
pagamentos de moeda corrente brasileira e remessas para o exterior de valores devidos aos detentores de ADS
poderiam afetar adversamente os detentores de recibos depositários americanos - ADR.
104
A Resolução n. 1.927/1992 do Conselho Monetário Nacional, que é o Anexo V alterado e consolidado da
Resolução n. 1.289/1997, que chamamos de Regulamentos do Anexo V, estipula a emissão de recibos de depósito
em mercados estrangeiros com respeito às ações de emissores brasileiros. Ali se estipula que os resultados da venda
das ADS por detentores de Recibos de Depósito Americanos fora do Brasil estarão livres de controles brasileiros de
investimento estrangeiro e que os detentores de ADS que não sejam residentes em paraíso fiscal (isto é, um país ou
jurisdição que não cobre impostos sobre a renda ou onde a alíquota de imposto de renda máxima seja inferior a
20,0%, ou ainda a legislação imponha restrições à divulgação da composição acionária ou da detenção do
investimento) receberão tratamento fiscal favorável.
O custodiante emitiu um registro eletrônico em nome de Deutsche Bank, o depositário, com respeito às
ADS. Segundo tal registro eletrônico, o custodiante e o depositário podem converter dividendos e outras
distribuições com respeito às ações ordinárias representadas pelas ADS em moeda corrente estrangeira e remeter os
produtos para fora do Brasil. Se um portador permutar as ADS por ações ordinárias, o detentor pode continuar a
contar com o registro eletrônico do custodiante somente por cinco dias úteis após a permuta. Depois disso, o
detentor deve tentar obter o próprio registro eletrônico no Banco Central nos termos da Lei n. 4.131/1962 ou da
Resolução n. 2.689/2000. Posteriormente, a menos que tenha registrado seu investimento no Banco Central, tal
detentor não poderá converter os produtos da alienação das ações ordinárias ou das distribuições referentes a tanto
em moeda corrente estrangeira e remetê-los para fora do Brasil. Um detentor que obtenha um registro eletrônico
normalmente estará sujeito a tratamento fiscal no Brasil menos favorável que um detentor de ADS. Consulte
"Tributação - Considerações Fiscais do Brasil".
De acordo com a legislação brasileira, sempre que houver um desequilíbrio sério na balança de
pagamentos do Brasil ou motivos para prever um desequilíbrio sério, o governo brasileiro poderá impor restrições
temporárias à remessa para investidores estrangeiros dos produtos de seus investimentos no Brasil e à conversão de
moeda corrente brasileira em moedas correntes estrangeiras. Tais restrições podem dificultar ou impedir o
custodiante ou os detentores que tenham permutado ADS por ações ordinárias de converter distribuições ou os
produtos de qualquer venda de tais ações, conforme o caso, em dólares norte-americanos e de remeter tais dólares
norte-americanos ao exterior.
Tributação
O resumo abaixo contém descrição das principais consequências de imposto de renda federal dos Estados
Unidos e do Brasil no que respeita à compra, propriedade e alienação de ações ordinárias ou ADSs não
pretendendo, porém, constituir descrição abrangente de todas as considerações fiscais que possam ser relevantes à
decisão de adquirir, deter ou alienar ações ordinárias ou ADSs. O resumo baseia-se na legislação tributária do Brasil
e dos Estados Unidos vigente na presente data, a qual está sujeita a alterações (possivelmente de forma retroativa) e
diferentes interpretações. Os detentores de ADSs ou ações ordinárias deverão consultar seus próprios
tributaristas no que respeita às consequências fiscais decorrentes da compra, detenção e alienação de ações
ordinárias ou ADSs.
Embora não haja no momento nenhum tratado em matéria de imposto de renda entre o Brasil e os Estados
Unidos, as autoridades fiscais dos dois países vêm travando entendimentos que poderão culminar em tal tratado.
Não se pode garantir, entretanto, se ou quando um tratado passará a vigorar, nem de que maneira afetará os
detentores norte-americanos (conforme definido abaixo) de ações ordinárias ou ADSs. Detentores em potencial de
ações ordinárias ou ADSs deverão consultar seus próprios tributaristas no que respeita às consequências fiscais
decorrentes da compra, detenção e alienação de ações ordinárias ou ADSs, em seus casos específicos.
Considerações Fiscais Brasileiras
A explanação a seguir resume as principais consequências fiscais brasileiras da aquisição, detenção e
alienação de ações ordinárias ou ADSs por detentor que não seja domiciliado no Brasil, para efeito de tributação no
Brasil, ou Detentor Não Brasileiro.
Nos termos da lei brasileira, os investidores estrangeiros poderão investir em ações ordinárias nos termos da
Resolução n. 2.689 do Conselho Monetário Nacional ou, simplesmente, Resolução n. 2.689.
105
Nos termos da Resolução n. 2.689, os investidores estrangeiros podem investir em quase todos os ativos
financeiros e participar de quase todas as transações disponíveis no mercado financeiro e no mercado de capitais
brasileiro, contanto que certas exigências sejam atendidas. De acordo com a Resolução n. 2.689, a definição de
investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e demais entidades de investimento
coletivo que sejam domiciliados ou tenham sede no exterior.
Nos termos da Resolução n. 2.689, os investidores estrangeiros deverão: (i) nomear no mínimo um
representante no Brasil, com poderes para praticar atos relativos ao investimento estrangeiro; (ii) completar o
devido formulário de registro de investidor estrangeiro; (iii) registrar-se como investidor estrangeiro junto à CVM;
e (iv) registrar-se como investidor estrangeiro junto ao Banco Central.
Os valores mobiliários e demais ativos financeiros detidos pelos investidores enquadrados na Resolução n.
2.689 deverão ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de entidade devidamente
credenciada pelo Banco Central ou pela CVM. Ademais, qualquer transferência de valores mobiliários que sejam
mantidos de acordo com a Resolução n. 2.689 deverá ser efetuada por intermédio das bolsas de valores ou
mercados de balcão organizados autorizados a operar pela CVM, ressalvada transferência que ocorra quando da
morte de investidor estrangeiro por força de lei ou testamento, ou em decorrência da saída das ações em questão de
bolsa de valores e o cancelamento do registro junto à CVM.
Tributação de Dividendos
Os dividendos pagos por nossa Companhia, inclusive dividendos pagos em bens, ao banco depositário com
relação às ações ordinárias subjacentes às ADSs, ou a detentor não brasileiro com relação às ações ordinárias, em
geral, não estarão sujeitos a retenção de imposto de renda na fonte no Brasil à medida que os dividendos se refiram
a lucro de períodos com início a partir de 1º de janeiro de 1996. Os dividendos referentes a lucro gerado antes de 31
de dezembro de 1995 ficam sujeitos a retenção de imposto de renda na fonte no Brasil a alíquotas que variam de
15,0% a 25,0%, de acordo com a legislação aplicável, dependendo do ano em que o lucro tenha sido recebido.
Tributação de Ganhos de Capital
ADSs. De acordo com as leis brasileiras aplicáveis (Lei n. 10.833/2003), ganhos de capital advindos de
transações com ativos localizados no Brasil envolvendo duas partes não- residentes são sujeitas a imposto de renda
retido na fonte no Brasil, à alíquota de 15,0% (25,0% caso o vendedor esteja localizado em jurisdição de paraíso
fiscal). Isso é contestável e os ganhos de um detentor não- residente no Brasil com a venda de ADS para outro
detentor não residente no Brasil não deveriam ser tributados no Brasil, com base na ideia que ADSs não são ativos
localizados no Brasil para os propósitos da Lei nº10.833/2003. No entanto, não podemos lhes assegurar sobre a
maneira como os tribunais brasileiros irão interpretar a definição de ativos localizados no Brasil com relação à
tributação de ganhos obtidos por detentor não residente no Brasil com a venda de ADS para outro detentor nãoresidente no Brasil. Ademais, o ganho com a alienação de ADSs por um não residente no Brasil para um residente
no Brasil (ou possivelmente para um detentor não brasileiro), caso os tribunais decidam que ADSs são ativos
localizados no Brasil, pode ser sujeita ao imposto de renda no Brasil conforme as regras descritas abaixo, com
relação a ações ordinárias. Os detentores de ADSs não brasileiros devem consultar seu próprio consultor tributário
com relação às consequências fiscais da alienação de ADSs no Brasil.
Ainda que não haja argumentação em contrário, o depósito de ações ordinárias em permuta pelas ADSs
poderá ficar sujeito a retenção de imposto de renda brasileiro, caso o custo de aquisição das ações ordinárias seja
inferior (i) ao preço médio por ação ordinária em bolsa de valores brasileira quando o maior número dessas ações
tenha sido vendido no dia de depósito; ou (ii) caso nenhuma ação ordinária tenha sido vendida nesse dia, o preço
médio na bolsa de valores brasileira quando o maior número de ações ordinárias tenha sido vendido nos 15 pregões
imediatamente anteriores ao depósito em questão. Nessa hipótese, a diferença entre o custo de aquisição e o preço
médio das ações ordinárias, calculado conforme acima estipulado, será considerada como ganho de capital sujeito a
imposto de renda à alíquota de 15,0% ou 25,0% no caso de investidores localizados em paraíso fiscal (caso as ações
ordinárias sejam detidas por investidor registrado nos termos da Resolução 2.689, que não seja residente em paraíso
fiscal, e a venda seja realizada em mercado de ações, no entanto, qualquer ganho será isento da cobrança de
imposto de renda na transação em questão).
106
A retirada de ações ordinárias mediante o cancelamento de ADSs não é sujeita ao imposto de renda
brasileiro, desde que as normas sejam observadas no que diz respeito ao registro do investimento perante o Banco
Central.
Ações ordinárias. Como regra geral, ganhos realizados por detentores não residentes no Brasil em qualquer
venda de ações ordinárias estão sujeitos à alíquota de 15,0% de imposto de renda, independentemente de a venda
ter sido realizada pelo detentor não residente a um residente ou a um não residente no Brasil ou de a operação ter
sido realizada no Brasil ou no exterior, exceto para os casos específicos descritos abaixo.
Ganhos relativos a quaisquer venda de ações ordinárias por detentores não brasileiros que são residentes
em jurisdições consideradas “jurisdição de paraíso fiscal” (ou seja, país que não impõe qualquer imposto sobre
rendimentos ou que impõe imposto sob uma alíquota máxima inferior a 20,0%, ou cuja legislação imponha
restrições sobre a divulgação da composição da titularidade ou titularidade dos valores mobiliários de tal forma que
a identificação do proprietário beneficiário do lucro não é permitida) são sujeitas ao imposto de renda à alíquota de
25,0%.
Os ganhos realizados sobre venda ou alienação de ações ordinárias em bolsa de valores brasileira por
Detentores Não Brasileiros que não sejam residentes em paraíso fiscal ficam isentos de imposto de renda, caso o
Detentor Não Brasileiro em questão esteja registrado nos termos da Resolução n. 2.689. Se o detentor não brasileiro
é residente em paraíso fiscal ou não está registrado nos termo da Resolução n. 2.689, o ganho realizado em tal
venda ou alienação de ações ordinárias é sujeito ao imposto de renda à alíquota de 15,0%. Nesses casos, um
imposto de renda retido na fonte à alíquota de 0,005% sobre o valor de venda deve ser aplicado e poderá ser
compensado com eventual imposto de renda devido sobre o ganho de capital.
Os ganhos sobre a disposição de ações ordinárias são apurados pelo valor da diferença em moeda brasileira
obtida da venda ou troca das ações e seu custo de aquisição em moeda brasileira, sem qualquer ajuste monetário.
No entanto, para detentores não brasileiros, dotados de investimento diretos em ações ordinárias registrado como
investimento estrangeiro no Banco Central do Brasil, o custo de aquisição pode ser medido em moeda estrangeira,
convertido em Reais na data da venda11.
Exercício do Direito de Preferência. Nenhum exercício de direitos de preferência relativos às ações
ordinárias ou ADSs estará sujeito a tributação brasileira. Qualquer ganho na venda ou cessão de direitos de
preferência atinentes às ações ordinárias pelo depositário em nome dos detentores de ADSs estará sujeito à
incidência de imposto de renda brasileiro, em conformidade com as mesmas regras aplicáveis à venda ou alienação
de ações ordinárias.
Juros sobre Capital Próprio. Os pagamentos de juros sobre o capital próprio a acionistas, sejam ou não
residentes no Brasil, inclusive detentores de ADSs, estão sujeitas a retenção de imposto de renda retido na fonte no
Brasil, à alíquota de 15,0% ou 25,0%, esta última no caso de acionistas domiciliados em paraíso fiscal. Os valores
pagos como juros sobre o capital próprio (sem retenção de imposto de renda) podem ser considerados como
pagamento de dividendos obrigatórios.
O pagamento de juros sobre o capital próprio pode ser recomendada por nosso Conselho de Administração
e precisa ser aprovada pela assembleia geral dos acionistas da sociedade. Não podemos garantir que nosso
Conselho de Administração não irá recomendar que as futuras distribuições de lucros possam ser feitas por meio de
distribuição de juros sobre capital próprio e não por meio de dividendos.
Impostos sobre operações no exterior
A conversão de moeda estrangeira em Reais e a conversão de Reais em moeda estrangeira estão sujeitas ao
pagamento de imposto sobre operações financeiras (IOF/Câmbio). A taxa de tal imposto varia de acordo com a
11
Esta é a nossa interpretação da legislação em vigor. Este assunto ainda é controverso, uma vez que há regras recentes das autoridades
tributárias estabelecendo que investimentos estrangeiros diretos (Registro Declaratório Eletrônico de Investimentos Estrangeiros Diretos – RDEIED) serão convertidos na moeda corrente brasileira na data do investimento original.
107
natureza da operação, como:
•
Fluxo de fundos de investidores estrangeiros para investimentos nos mercados financeiros e de capitais
brasileiros: 6%; salvo nas seguintes operações em que a taxa será de 0%: (i) investimentos realizados nas
bolsas de valores brasileiras, futuros ou bolsa de mercadorias, como regulamentado pelo Conselho
Monetário Nacional, exceto no caso de transações derivativas com ganhos pré-estabelecidos; (ii) compra de
ações em ofertas públicas ou subscrição de ações de sociedades de capital aberto; (iii) compra de cotas de
fundos de participação, fundo de investimento em empresas emergentes ou fundos que invistam em fundos
de investimento em empresas emergentes; (iv) cancelamento de recibos de depósito de investimentos em
ações negociadas nas bolsas de valores brasileiras; e (v) alteração do regime de investimento estrangeiro de
investimento direto para investimento em ações comercializadas nas bolsas de valores brasileiras, como
regulamentado pelo Conselho Monetário Nacional.
•
Saída de fundos de investidores estrangeiros de fundos investidos nos mercados financeiros e de capitais
em relação à operação acima mencionada: 0%
•
Remessa de dividendos e juros sobre o capital próprio para investidores estrangeiros relacionados às
operações supracitadas: 0%;
•
Fluxo de fundos relacionados com empréstimos realizados a partir de 12 de março de 2012, com
vencimento médio igual ou inferior a 1.800 dias (5 anos): 6%; e
•
Outras operações de câmbio (sujeitas às exceções previstas na legislação aplicável): 0,38%.
O IOF/Câmbio pode ser alterado a qualquer momento, a até 25,0%, por discricionariedade do Presidente.
Nesse caso, apesar de aplicável imediatamente, somente seria aplicável às operações de câmbio futuras.
Imposto sobre operações envolvendo títulos e valores mobiliários
Lei brasileira impõe um imposto em operações envolvendo títulos e valores mobiliários (IOF/ Títulos),
incluindo operações nos mercados brasileiros de ações, futuros e commodities. O IOF/Títulos possui atualmente a
alíquota zero em quase todas as operações, exceto no resgate de investimentos de renda fixa de duração inferior a 30
dias. No entanto, essa alíquota pode ser aumentada a qualquer momento para até 1,5% por dia pelo Presidente, mas
somente com relação a operações futuras. Atualmente, esse imposto tem alíquota zero em todas as operações
envolvendo ações, exceto para ações sujeitas que lastreiam recibos de depósito, caso no qual IOF/ Títulos será
aplicado a taxa de 1,5%.
O valor de transação a ser considerado para fins da base do IOF/ Títulos será calculado multiplicando o número
de ações por sua cotação de fechamento na data anterior à transação ou, se não ocorreram negociações nesta data,
pela última cotação de fechamento disponível. No caso de ofertas públicas, a cotação a ser considerada para fins de
base IOF/ Títulos será o preço estabelecido no procedimento de bookbuilding ou, se aplicável, o preço estabelecido
pelo vendedor nos documentos da oferta pública.
Desde 26 de julho de 2011, o IOF/Títulos é aplicado a uma taxa de 1.0% ao dia ao valor nocional ajustado
de transações envolvendo derivativos atrelado ao risco de variação cambial, quando a compra, venda ou vencimento
dos derivativos resultarem em um aumento da posição vendida líquida do detentor comparada a sua posição vendida
líquida ao final do dia útil anterior, consoante os acordos registrados na BM&FBOVESPA e/ou mercado de balcão.
Outros Impostos Brasileiros Relevantes
Não há nenhum imposto sobre sucessão, herança e doação aplicável à titularidade, transferência ou
alienação de ações ordinárias ou ADSs por Detentor Não Brasileiro, ressalvados os impostos sobre doação e
herança exigidos por alguns estados brasileiros sobre doações ou legados de pessoas físicas ou jurídicas não
residentes ou domiciliadas no Brasil ou não domiciliadas naquele Estado, a pessoas físicas ou jurídicas residentes
ou domiciliadas naquele Estado brasileiro. Não há nenhum imposto ou tarifas similares brasileiros a serem pagos
por detentores de ações ordinárias ou ADSs.
108
Determinados Reflexos de Imposto de Renda dos Estados Unidos da América
Esta discussão é um resumo das consequências relevantes do imposto de renda federal americano da
aquisição, titularidade e alienações de ações ordinárias ou ADSs. Essa discussão é baseada no US. Internal Revenue
Code de 1986, conforme alterado (o "Código"), seu histórico legislativo, regulações finais, existentes e temporárias
e propostas pelo Tesouro, pronunciamentos administrativos pelo US. Internal Revenue Service (o "IRS") e decisões
judiciais, em cada caso a partir da presente data, todas as quais sujeitas a mudanças (possivelmente em uma base
retroativa) e de interpretações diferentes.
A discussão não pretende constituir descrição abrangente de todas as consequências do imposto de renda
federal americano que possam ser relevantes para determinado detentor (inclusive considerações fiscais que surjam
a partir de normas de aplicação geral a todos os contribuintes ou a determinadas classes de investidores, ou que em
geral se pressuponha que são de conhecimento dos investidores) e detentores devem consultar seus próprios
consultores fiscais sobre as suas situação fiscal específica. Esta discussão se aplicará somente a detentores de ações
ordinárias ou ADSs que detenham as ações ordinárias ou ADSs como “bens de capital” (geralmente detidos para
investimento), mediante o Código e não abordam as consequências tributárias que possam ser relevantes para os
detentores em situações fiscais especiais, incluindo, por exemplo:
•
intermediários e corretoras de câmbio ou valores mobiliários;
•
detentores dos Estados Unidos cuja moeda funcional não for o dólar norte-americano;
•
detentores que possuem ou possuíram ações constituindo 10,0% ou mais do total de poder de voto da
Companhia (levando-se em consideração ações detidas diretamente, indiretamente ou construtivamente);
•
organizações isentas de impostos;
•
companhias de investimento reguladas;
•
trusts de investimento em imóveis;
•
trusts garantidores;
•
fundos de trust comuns;
•
banco e outras instituições financeiras;
•
detentores responsáveis pelo imposto mínimo alternativo;
•
negociantes de valores mobiliários que optarem por usar bases de marcação a mercado na contabilidade
para seus valores mobiliários detidos;
•
seguradoras;
•
pessoas que adquiram ações ordinárias ou ADSs como forma de compensação pelos seus serviços;
•
norte americanos expatriados; e
•
pessoas que detenham ações ordinárias ou ADSs como parte de operação de straddle, hedge ou conversão
ou como parte de operações de valores mobiliários sintéticos, venda de construção ou outras operações
integradas.
Exceto onde especificamente descrito a seguir, esta discussão assume que a empresa não somos uma
companhia de investimento estrangeiro passivo (“PFIC”) para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos.
Além disso, esta discussão não aborda aspectos fiscais aplicáveis às pessoas que possuam participação em uma
109
parceria (ou através de outras entidades classificadas como uma parceria para fins de imposto de renda federal
Americano) que detenham ações ordinárias ou ADSs, ou qualquer propriedade federal dos Estados Unidos e
doações, estaduais, locais ou que não impliquem em consequências fiscais nos Estados Unidos pela aquisição, posse
e alienação de ações ordinárias ou ADSs. Cada detentor deverá consultar seus próprios consultores fiscais no que
respeita às consequências fiscais que poderá sofrer, inclusive as consequências previstas nas leis que não as leis
sobre imposto de renda federal dos Estados Unidos, de investimento em ações ordinárias ou ADSs.
Conforme aqui utilizado, as referências ao investidor norte-americano designarão o detentor beneficiário de
ações ordinárias ou de ADSs que, para os propósitos do imposto de renda dos Estados Unidos (i) seja um indivíduo
que é cidadão ou residente dos Estados Unidos, (ii) seja corporação (ou outra entidade tratada como corporação
para propósitos do imposto de renda federal dos Estados Unidos) criada ou constituída segundo as leis dos Estados
Unidos ou de qualquer de seus Estados, ou no Distrito de Columbia, (iii) um espólio (estate), cuja receita esteja
sujeito a tributação sobre imposto federal dos EUA, independentemente de suas fontes, ou (iv) um trust que (A)
esteja sujeito a supervisão primária de uma corte nos Estados Unidos e uma ou mais pessoas norte americanas
tenham autoridade de controlar todas as principais decisões deste trust, ou (B) tenha eleição válida e em vigor para
ser tratado como uma pessoa norte americana, nos termos da regulamentação aplicável do Tesouro. Conforme aqui
utilizado, o termo “detentor não norte americano” significa o legítimo proprietário de ações ordinárias ou ADSs que
não são detidas por detentor norte americano ou sociedade (ou uma entidade tratada como sociedade para fins de
imposto de renda federal dos Estados Unidos).
Se a sociedade (ou outra entidade classificada como sociedade para fins de imposto de renda federal dos
Estados Unidos) possuir ações ordinárias ou ADSs, o tratamento fiscal de um sócio desta sociedade dependerá
geralmente do status do sócio e das atividades da sociedade detentoras de ações ordinárias ou ADSs. Sociedades
que são beneficiárias das ações ordinárias ou ADSs, e os sócios de tais sociedades deveriam consultar seus próprios
consultores fiscais sobre a tributação federal, estadual e local dos Estados Unidos e estrangeira que lhes é aplicável
no que diz respeito à aquisição, propriedade e alienação de ações ordinárias ou ADSs.
Para fins do imposto de renda federal dos Estados Unidos, o detentor de uma ADS será geralmente tratado
como o proprietário beneficiário das ações ordinárias representadas por ADS. No entanto, veja a discussão abaixo,
em "Tributação de Distribuições" sobre algumas das declarações feitas pelo Departamento do Tesouro dos Estados
Unidos (U.S. Treasury Department) relativas às modalidades de depositário.
Tributação das Distribuições
O valor bruto de qualquer distribuição de dinheiro ou de bens feita com relação às ações ordinárias ou
ADSs (incluindo distribuições caracterizadas como juros sobre capital próprio para fins do direito brasileiro e
quaisquer valores retidos na fonte para refletir os impostos brasileiros retidos na fonte) será em geral tributada na
forma de dividendos para fins de imposto de renda federal dos EUA na medida dos nossos lucros correntes ou
acumulados, de acordo com os princípios do imposto de renda federal dos EUA.
O detentor norte-americano geralmente incluirá esses dividendos na renda bruta como receita ordinária no
dia em que esses dividendos forem efetivamente ou presumidamente recebidos. As distribuições em excesso dos
nossos lucros e resultados correntes ou acumulados serão tratadas em primeiro lugar como retornos não-tributáveis
de capital, reduzindo a base de cálculo ajustada do imposto do detentor norte americano (mas não abaixo de zero)
das ações ordinárias ou ADSs, conforme o caso, e, posteriormente, sendo o ganho de capital de longo ou curto
prazo (dependendo se o detentor norte-americano detinha ações ordinárias ou ADSs, conforme o caso, por mais de
um ano a partir da data que tal distribuição foi efetiva ou presumidamente recebida).
Caso quaisquer dividendos forem pagos em Reais, o montante da distribuição pago em Reais será o valor
em dólares norte-americanos dos Reais recebidos, calculado à taxa de câmbio vigente na data em que for recebida
efetivamente ou presumidamente, independentemente do pagamento em reais ser ou não convertido em dólares
norte-americanos na data. Caso os Reais recebidos como dividendos sejam convertidos em dólares norteamericanos da data do efetivo ou presumido recebimento, o detentor norte-americano não deve reconhecer um
ganho ou perda cambial em relação a tal dividendo. Caso os Reais recebidos não sejam convertidos em dólares
norte-americanos na data de efetivo ou presumido recebimento, o detentor norte-americano terá uma base de
cálculo em Reais igual ao seu valor em dólares norte-americanos na data de recebimento. Caso quaisquer Reais
110
efetivamente ou presumidamente recebido pelo detentor norte-americano sejam posteriormente convertidos em
dólares norte-americanos, o referido detentor norte-americano deverá reconhecer o ganho ou perda cambial, que
seria tratado como perda ou ganho ordinário. O referido ganho ou perda será em geral tratado como ganho ou perda
de fontes nos Estados Unidos para fins de crédito tributário estrangeiro nos EUA. Os detentores norte americanos
devem consultar seus próprios consultores fiscais em relação ao caso em que o câmbio referente ao ganho ou perda
em reais não for convertido em dólares norte-americanos na data do recebimento efetivo ou presumido.
Os dividendos pagos por nós não se qualificará para a dedução de dividendos recebidos cabível a
sociedades anônimas nos termos do Código. Observadas as preocupações do Departamento do Tesouro Americano,
abaixo mencionadas, sobre determinadas ações tomadas de forma inconsistente pelos intermediários e determinadas
exceções referentes a posições de curto prazo e posições hedgeadas, o valor em dólares norte-americanos dos
dividendos recebidos por determinados detentores norte-americanos (incluindo pessoas físicas) no ano fiscal que se
inicie em ou antes de 31 de dezembro de 2012, com respeito à ADSs ficara sujeito à tributação pela alíquota
máxima de 15,0%, caso os dividendos representem “receita de dividendos qualificados”. Os dividendos pagos à
ADSs serão tratados como receita de dividendos qualificados se (i) as ADSs forem prontamente negociáveis em
mercado de valores mobiliários estabelecido dos Estados Unidos da América e (ii) Companhia não éramos, no ano
anterior ao ano no qual o dividendo foi pago, assim como não seremos no ano em que o dividendo for pago, uma
companhia de PFIC. As ADSs estão listadas na Bolsa de Valores de Nova Iorque e, desse modo, qualificadas como
prontamente negociáveis em mercado de valores mobiliários estabelecido dos Estados Unidos. No entanto,
nenhuma garantia pode ser dada de que as ADSs serão ou continuarão a ser prontamente negociáveis. Veja abaixo a
discussão referente à nossa determinação da PFIC.
Com base na orientação vigente, não está totalmente claro se os dividendos recebidos com respeito às
ações ordinárias serão tratados como receita de dividendos qualificados, porque as ações ordinárias não estão por si
listadas em bolsa de valores norte-americana. Ademais, o Departamento do Tesouro Americano anunciou sua
intenção de promulgar normas segundo as quais detentores de ações ordinárias ou ADSs e intermediários por meio
dos quais os referidos valores mobiliários forem detidos poderão se fiar em certificados de emitentes para
estabelecer que dividendos sejam tratados como dividendos qualificados. Como esses procedimentos não foram
ainda expedidos, não está claro se poderemos lhes dar atendimento. Os detentores norte-americanos de ações
ordinárias e de ADSs devem consultar seus próprios consultores fiscais no que diz respeito à disponibilidade
da alíquota reduzida de imposto sobre dividendos, à luz de suas próprias circunstâncias específicas.
Observadas certas limitações (inclusive a exigência de período mínimo de detenção), o detentor norteamericano terá o direito de pedir um crédito tributário estrangeiro nos EUA em relação a qualquer imposto
brasileiro retido na fonte sobre dividendos recebidos pelas ações ordinárias ou ADSs. O detentor norte-americano
que não optar pelos créditos de nenhum imposto de renda estrangeiro pago ou acumulado durante o exercício fiscal
poderá, ao invés, pedir uma dedução em relação ao imposto de renda brasileiro, uma vez que o detentor norteamericano opte por deduzir (em vez do crédito) todos os impostos de renda estrangeiros pagos ou acumulados no
ano fiscal. Os dividendos recebidos em relação às ações ordinárias ou ADSs serão em geral tratados como receita
de dividendos de fontes externas aos Estados Unidos e em geral constituirão uma “categoria de receita passiva”
para os fins de limitação dos créditos tributários estrangeiros nos EUA. As regras que regem créditos tributários
estrangeiros são complexas e os detentores norte-americanos deveriam consultar seus próprios consultores fiscais
sobre a disponibilidade dos créditos tributários estrangeiros em circunstâncias específicas. O Departamento do
Tesouro Americano manifestou preocupação que os intermediários relacionados as modalidades de depositários
possam tomar ações incompatíveis com a pretensão de créditos tributários estrangeiros por pessoas norte
americanas, detentoras de ações lastreadas. Assim, os detentores norte-americanos devem estar cientes que a
discussão acima sobre a capacidade de crédito de impostos brasileiros retidos na fonte sobre os dividendos e a
disponibilidade das alíquotas reduzidas para dividendos recebidos pelos detentores não empresários acima
determinados poderiam ser afetados por ações tomadas pelas partes no que diz respeito a quem as ADSs são
liberadas e do IRS.
As distribuições de ações adicionais a detentores no tocante as suas ADSs que sejam realizadas como parte
de distribuição proporcional a todos os nossos acionistas, de modo geral, não ficarão sujeitas ao imposto de renda
federal dos Estados Unidos.
Os detentores não norte-americanos, de modo geral, não ficarão sujeitos ao imposto de renda federal dos
111
Estados Unidos ou ao imposto a ser retido na fonte sobre as distribuições relacionadas às ADSs que sejam tratadas
como rendimento de dividendos para fins do imposto de renda federal dos Estados Unidos, a menos que tais
dividendos estejam efetivamente ligados à condução, pelo detentor, de atividade comercial ou negócio nos Estados
Unidos (e, caso exigido por tratado sobre imposto de renda aplicável, serão atribuídas a uma base permanentemente
estabelecida ou fixa).
Tributação de Vendas, Trocas e outras Disposições Tributáveis.
Os depósitos e retiradas de ações ordinárias pelos detentores norte-americanos em troca das ADSs não
resultarão na realização de ganho ou perda para fins de imposto de renda federal dos EUA.
Por ocasião da venda, troca ou outra disposição tributável de ações ordinárias ou ADSs, o detentor norteamericano irá em geral reconhecer os ganhos ou perdas para fins de imposto de renda federal dos EUA no valor
igual à diferença entre o valor realizado em decorrência da alienação das ações ordinárias e ADSs (incluindo o valor
bruto antes da incidência de qualquer imposto brasileiro) e o valor contábil ajustado para fins fiscais do detentor
norte americano das ações ordinárias ou ADSs. O valor contábil inicial das ações ordinárias ou ADSs detidas pelo
detentor norte-americano serão o valor em dólares norte-americanos do preço de compra denominado em Reais,
determinado na data da compra. Os referidos ganhos ou perdas em geral serão tratados como ganhos ou perdas de
capital assim como constituirão ganhos ou perdas de capital de longo prazo, caso as ações ordinárias ou ADSs
tenham sido detidas por período superior a um ano, a partir do momento da venda, troca ou outra disposição
tributável. Embora não acreditemos que os detentores norte-americanos terão o direito à crédito ou dedução no que
diz respeito ao IOF/Câmbio pago em ações ordinárias ou ADSs (conforme discutido em “Tributação,
Considerações Fiscais Brasileiras, Tributação de Ganhos de Capital, e Imposto sobre de Operações no Exterior”), os
detentores norte-americanos deveriam ter o direito de incluir o montante de IOF/Câmbio pago como parte de seu
valor contábil inicial nas referidas ações ordinárias ou ADSs. Pela lei atual, determinados detentores norteamericanos não empresários (inclusive pessoas físicas) podem ser elegíveis para alíquotas preferenciais do imposto
de renda federal dos EUA no que diz respeito a ganhos de capital de longo prazo. A dedutibilidade de perdas de
capital está sujeita a limitações pelo Código.
Caso o imposto de renda brasileiro seja retido na fonte sobre a venda, troca ou outra disposição tributável
das ações ordinárias ou ADSs, o valor realizado por detentor norte-americano incluirá o valor bruto dos resultados
da venda, troca ou outra disposição tributável antes da incidência do imposto de renda brasileiro na fonte. Os
ganhos e perdas de capital, caso aplicáveis, realizados por detentor norte-americano sobre a venda, troca ou outras
disposições tributáveis das ações ordinárias ou ADSs serão, em geral, tratados como ganho ou perda de fonte norteamericana para fins de crédito fiscal estrangeiro dos EUA. Consequentemente, caso incida imposto de renda
brasileiro (veja “Considerações Fiscais Brasileiras - Tributação de Ganhos de Capital”) sobre ganho pela disposição
de ações ordinárias ou ADSs, o detentor norte-americano não poderá se beneficiar do crédito fiscal estrangeiro
correspondente (ou seja, porque o ganho pela disposição seria fonte norte-americana), a menos que o detentor possa
usar o crédito com relação a imposto de renda federal pago por outra fonte de renda estrangeira. Alternativamente, o
detentor norte americano poderá deduzir do imposto de renda brasileiro, se o detentor norte americano opte por
deduzir todo imposto de renda estrangeiro pago ou acumulado durante o ano fiscal.
O detentor que não seja detentor norte-americano não ficará sujeito à imposto de renda federal dos Estados
Unidos ou imposto de retenção na fonte sobre ganho realizado na venda ou outra alienação tributável de ações
ordinárias ou ADS, a menos que (i) tal detentor não norte-americano seja pessoa física que tenha permanecido nos
Estados Unidos da América por 183 dias ou mais no ano-base da venda e certas outras condições tenham sido
atendidas, ou (ii) tal ganho esteja efetivamente ligado à condução de negócio nos Estados Unidos por parte do
detentor norte americano (e, se requerido por qualquer tratado sobre imposto de renda aplicável, são imputáveis a
um estabelecimento permanente ou base fixa dos EUA). Se a primeira exceção (i) se aplicar, o detentor não norte
americano estrangeiro estará, em geral, sujeito à tributação à alíquota de 30% sobre o montante, do qual provém os
ganhos obtidos com as vendas que são de fontes norte-americanas, excedam as perdas de capital alocáveis às fontes
norte americanas. Se a segunda exceção (ii) se aplicar, o detentor não norte americano estará, em geral, sujeito ao
imposto de renda federal dos EUA com relação ao ganho da mesma forma que os detentores norte americanos,
como descrito acima. Além disso, no caso (ii), se tal detentor não norte americano for uma corporação estrangeira,
ele poderá estar sujeito a um imposto sobre os lucros da filial igual a 30% (ou uma alíquota inferior prevista por um
tratado, se for o caso) após a repatriação do real ou atribuível a seus resultados e lucros efetivamente relacionados
112
para o ano fiscal, observados determinados ajustes.
Regras para Investimento Estrangeiro
Leis especiais sobre imposto de renda federal dos EUA se aplicam a pessoas que detenham ações de uma
PFIC. Em geral, uma corporação não norte americana será classificada como uma PFIC para qualquer ano fiscal,
durante o qual, após observação das leis pertinentes sobre a renda e ativos das subsidiárias, (i) 75,0% ou mais da
renda bruta das corporações não norte americanas seja “renda passiva”, ou (ii) em média 50,0% ou mais do valor
bruto dos bens das corporações não norte americanas produzam renda passiva ou sejam detidos para a produção de
renda passiva. Para estes fins, a renda passiva inclui, em geral, entre outras coisas, dividendos, juros, aluguéis,
royalties, ganhos provenientes da alienação de bens passivos, e ganhos de commodities e de operações com valores
mobiliários, diferentes de ganhos de determinados negócios ativos da venda de commodities (sujeito a várias
exceções). Para determinar se uma corporação não norte americana é uma PFIC, é levada em consideração uma
parcela proporcional da renda e dos bens de cada uma destas corporações, nas quais se detém, direta ou
indiretamente, pelo menos 25,0% de participação (em valor).
A determinação se uma corporação não norte americana é uma PFIC é baseada na composição da renda,
das despesas e bens da corporação não norte americana de tempos em tempos, e a aplicação das leis complexas de
imposto de renda federal dos EUA, sujeitas a diferentes interpretações e involve incertezas. Baseando-se nas
demonstrações financeiras auditadas da Companhia, a natureza dos nossos negócios, e as principais informações de
mercado e dos acionistas, acreditamos que não seríamos classificados como uma PFIC no seu último ou atual ano
fiscal (embora a determinação não possa ser feita até o término deste ano fiscal), e não esperamos ser classificados
como uma PFIC no futuro próximo, baseando-se em seus planos de negócios atuais e sua interpretação corrente do
Código e dos regulamentos do Tesouro, atualmente em vigor. No entanto, uma vez que a aplicação do Código e dos
regulamentos do Tesouro não estão totalmente claros e tendo em vista que o status da Companhia como PFIC
depende da composição da renda, das despesas e bens da corporação não norte americana e o valor de mercado de
seus ativos de tempos em tempos, não há garantia que não seremos tratados como PFIC em qualquer ano fiscal.
Se, ao contrário da discussão acima, formos tratados como um PFIC, um detentor norte americano estaria
sujeito às regras especiais (e poderia estar sujeito a um aumento da responsabilidade de imposto de renda federal
dos EUA e exigências de declaração) com relação à (a) qualquer ganho realizado na venda, troca ou outra alienação
tributável das ações ordinárias ou ADSs, e (b) qualquer “distribuição excedente” feita por nós ao detentor norte
americano (em geral, qualquer distribuição durante um ano fiscal, no qual as distribuições ao detentor norte
americano de ações ordinárias ou ADSs exceda 125% da distribuição anual média recebida pelo detentor norte
americano de ações ordinárias ou ADSs, durante os últimos três anos fiscais ou, se em período menor, o período de
detenção do detentor norte americano para as ações ordinárias ou ADSs). Sob essas regras, (a) o ganho ou
distribuição excedente seria alocado proporcionalmente ao período de detenção do detentor norte americano para as
ações ordinárias ou ADSs, (b) o montante atribuído no ano fiscal, em que o ganho ou distribuição excedente seja
realizado e nos anos fiscais anteriores ao primeiro dia em que a Companhia se tornou um PFIC seria tributável
como renda ordinária, (c) o montante atribuído a cada ano anterior ao qual a Companhia foi uma PFIC estaria
sujeito ao imposto de renda federal dos EUA, à maior alíquota em vigor para aquele ano, e (d) os juros cobrados,
em geral, aplicáveis, ao pagamento a menor do imposto de renda federal dos EUA seriam estabelecidos em relação
ao imposto atribuível a cada ano anterior em que a Companhia foi uma PFIC.
Se formos tratados como uma PFIC e, a qualquer momento, investirmos em empresas não americanas que
são classificadas como PFICs (cada, uma “PFIC inferior”), Os detentores norte americanos geralmente serão
considerados como proprietários, e também estão sujeitos às regras de PFIC com relação a, sua participação de
propriedade indireta nesta PFIC inferior. Se formos tratados como uma PFIC, um detentor norte americano pode
assumir responsabilidade pelos impostos diferidos e a cobrança de juros descrita acima se (i) recebermos uma
distribuição da, ou dispor de todos ou parte da participação na, PFIC inferior ou (ii) o detentor norte americano
dispor de todas ou parte de suas ações ordinárias ou ADSs.
Em geral, se formos tratados como uma PFIC, as regras descritas acima podem ser evitadas pelo detentor
norte americano que optar por se sujeitar a um regime de marcação a mercado de ações em uma PFIC. O detentor
norte americano pode optar pelo tratamento de marcação a mercado para suas ações ordinárias ou ADSs, uma vez
que para fins de regras, as ações ordinárias ou ADSs constituam “ações negociáveis”, conforme definido nos
113
regulamentos do Tesouro. Para estes efeitos, as ADSs serão “ações negociáveis” se forem regularmente negociadas
na Bolsa de Nova Iorque, para além de quantidades mínimas, por, pelo menos, 15 dias durante cada trimestre do
ano civil. O detentor norte americano que opte pelo regime de marcação a mercado geralmente irá calcular o ganho
ou perda no final de cada ano fiscal, conforme a venda a preço justo das ações ordinárias ou ADSs. Qualquer ganho
reconhecido pelo detentor norte americano no tratamento de marcação a mercado, ou em uma venda real, seria
tratado como renda ordinária, e ao detentor norte americano seria permitida uma dedução ordinária para qualquer
diminuição no valor das ações ordinárias ou ADSs, no fim de qualquer ano fiscal, e para qualquer perda
reconhecida em uma venda real, porém apenas, em cada caso, na medida da receita por marcação de mercado
anteriormente incluída, não compensada por diminuições anteriormente deduzidas do valor. Qualquer perda de uma
venda real de ações ordinárias ou ADSs seria uma perda de capital em relação ao excesso de receita por marcação
de mercado anteriormente incluída, não compensada por diminuições anteriormente deduzidas do valor. A base de
cálculo ajustada para o detentor norte americano de ações ordinárias ou ADSs seria aumentada ou diminuída pelo
ganho ou perda, levando-se em consideração os termos do regime de marcação de mercado. A opção de marcação a
mercado é em geral irreversível. Além disso, a opção de marcação a mercado em relação às ações ordinárias ou
ADSs não se aplicaria a uma PFIC inferior, e um detentor norte americano não seria capaz de optar por essa
marcação a mercado em relação a sua participação indireta na PFIC inferior. Consequentemente, as regras para a
PFIC poderiam se aplicar em relação à renda de uma PFIC inferior, cujo valor já teria sido levado em consideração
indiretamente, através de ajustes de marcação a mercado em relação às ações ordinárias ou ADSs.
O detentor norte americano que possui ações ordinárias ou ADSs durante qualquer ano fiscal em que
formos tratados, em geral, como uma PFIC, estaria obrigado a apresentar o Formulário 8621 do IRS. Os detentores
norte americanos devem também estar cientes que uma legislação editada recentemente pode extender os requisitos
atuais para a apresentação do Formuláio 8621 do IRS ou impor obrigações adicionais de prestação de informações
para norte americanos detentores de ações de uma PFIC. A legislação não descreve quais informações devem ser
incluídas em qualquer dos casos, mas estabelece que o Secretário do Departamento do Tesouro Norte Americano
tem o poder para fazer tal determinação. Os detentores norte americanos deveriam consultar seus auditores
independentes com relação a aplicação das regras da PFIC às ações ordinárias ou ADSs, a disponibilidade e a
oportunidade de fazer uma eleição para evitar as consequências fiscais adversas das regras da PFIC, no caso que a
formos considerados uma PFIC para qualquer ano fiscal, e a aplicação da legislação recentemente editada para sua
situação específica.
Retenção na Fonte para Reserva e Apresentação de Informações
Os dividendos pagos às ADSs e os valores referentes a venda, troca ou outra disposição tributável das
ações ordinárias ou ADSs a detentor norte-americano poderá em geral ficar sujeito às exigências de prestação de
informações do Código assim como poderão ficar sujeitos a imposto de renda federal dos EUA (atualmente à
alíquota de 28,0%) de retenção de caráter subsidiário, a menos que o detentor norte-americano (i) apresente número
exato de identificação do contribuinte e certifique que é cidadão norte americano e que nenhuma perda de isenção
de retenção de caráter subsidiário tenha ocorrido, ou (ii) caracterize ser um beneficiário isento. O valor de qualquer
imposto de retenção de caráter subsidiário recolhido pelo pagamento a detentor norte-americano será considerado
crédito contra a obrigação de imposto de renda federal dos Estados Unidos do detentor norte-americano, podendo
habilitar o detentor norte-americano a restituição, desde que determinadas informações exigidas sejam prontamente
fornecidas ao IRS.
Além disso, os detentores norte americanos devem estar cientes que legislação recentemente decretada
impôs novas exigências de declaração com relação a propriedade de determinados ativos financeiros estrangeiros,
incluindo ações de emissores estrangeiros que não são mantidas numa conta mantida por determinadas instituições
financeiras, se o valor total de todos estes ativos exceder US$50.000. Os detentores norte americanos devem
consultar seus consultores tributários em relação à aplicação das regras de relatórios de informações de ações
ordinárias ou ADSs e de aplicação da legislação recentemente decretada para suas situações particulares.
Os detentores não norte-americanos não estarão em geral sujeitos às referidas exigências de prestação de
informações e de imposto de retenção de caráter subsidiário, mas poderão ficar obrigados a observar os
procedimentos de certificação e identificação aplicáveis a fim de se habilitarem à isenção.
Documentos Disponibilizados
114
As afirmações contidas neste relatório anual no tocante ao teor de qualquer contrato ou outro documento
não são necessariamente completas e, nos casos em que o contrato ou outro documento constitua anexo do relatório
anual, todas as afirmações serão qualificadas em todos os aspectos pelas disposições do efetivo contrato ou demais
documentos.
Nossa Companhia está sujeita às exigências de prestação de informações do Securities Exchange Act de
1934 e alterações posteriores, aplicáveis a emissor privado estrangeiro e de acordo com essas exigências,
arquivamos ou fornecemos relatórios, demonstrativos e outras informações perante a SEC. Os relatórios e outras
informações por nós registradas na SEC podem ser inspecionados e, mediante o pagamento de quaisquer taxas
exigidas, poderão ser copiados na Sala de Consulta Pública da SEC, 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549.
Nossos registros na SEC também estão disponíveis através do website da SEC http://www.sec.gov.
Os relatórios e demais informações também poderão ser examinados e copiados nos escritórios da NYSE,
20 Broad Street, New York, New York 10005. Na qualidade de emissora privada estrangeira, entretanto, nossa
Companhia fica isenta de quaisquer exigências de procuração nos termos do art. 14 do Exchange Act bem como das
normas sobre recuperação de lucros por transações de ida e volta (short-swing profit recovery) do Artigo 16 do
Exchange Act.
Nosso website localiza-se em http://www.cpfl.com.br e nosso website de relações com investidores
localiza-se em http://www.cpfl.com.br/ri. (Essas URLs somente devem ser consideradas como referência textual.
Elas não têm o propósito de serem um hyperlink ativo em nosso website. As informações de nosso website, que
podem ser acessadas por meio de hyperlink resultante dessa URL, não são e não devem ser consideradas como
parte integrante do presente relatório).
ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE RISCO DE MERCADO
Estamos expostos ao risco de mercado em função de mudanças nas taxas de câmbio, taxas de juros e
correção monetária. O risco cambial existe na medida em que temos dívida denominada em dólares norteamericanos. Da mesma forma, a Companhia está sujeita a risco de mercado decorrente de mudanças das taxas de
juros que podem afetar o custo de nossos financiamentos.
Risco Cambial
Em 31 de dezembro de2011, aproximadamente 12,9% do nosso endividamento era denominado em dólares
norte-americanos. Também em 31 de dezembro de 2011, tínhamos contratos de swap que compensaram o risco
cambial no montante de R$1.789 milhões deste valor. O prejuízo em potencial à nossa Companhia que resultaria de
uma alteração hipotética desfavorável de 50,0% das taxas de câmbio, após os swaps, seria de aproximadamente
R$13,5 milhões, principalmente em função do aumento do valor em Reais do principal do endividamento em
moeda estrangeira. O aumento total em nosso endividamento em moeda estrangeira estaria refletido como despesa
em nossa demonstração do resultado.
Risco de Variação de Juros
Temos um endividamento e ativos financeiros denominados em Reais com taxas de juros variáveis, ou, em
alguns casos, taxas fixas. Também temos swaps que convertem algumas de nossas dívidas denominadas em dólares
norte-americanos para Reais a taxas de juros variadas. As taxas de juros e as taxas de indexação incluem diferentes
taxas utilizadas no mercado financeiro brasileiro e taxas de inflação. Em 31 de dezembro de 2011, o passivo total,
líquido dos ativos e após a realização dos swaps, era de R$9.649 milhões.
Uma alteração hipotética, instantânea e desfavorável, de 100 pontos base nas taxas aplicáveis aos ativos e
passivos financeiros indexados a taxas flutuantes em 31 de dezembro de2011 resultaria em um desembolso
adicional de aproximadamente R$96 milhões. Esta análise de sensibilidade toma por base a movimentação
desfavorável de 100 pontos base das taxas de juros aplicáveis a cada categoria homogênea de ativos e passivos
financeiros. A categoria é definida de acordo com a moeda na qual os ativos e passivos financeiros estão
denominados e pressupõe a mesma movimentação de taxa de juros dentro de cada categoria (por exemplo, dólares
115
norte-americanos). Em decorrência deste fato, o modelo de sensibilidade de risco de taxa de juros da nossa
Companhia poderá exagerar o impacto das flutuações das taxas de juros com relação aos instrumentos financeiros,
uma vez que movimentações desfavoráveis de maneira consistente de todas as taxas de juros são improváveis.
ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS QUE NÃO AÇÕES
American Depositary Shares
Taxas e despesas
A seguinte tabela resume as taxas e despesas a serem pagas pelos detentores de ADSs.
Depositárias de ações ordinárias e detentores de ADS devem pagar:
US$5,00 (ou menos) por 100 ADSs (ou lote 100 ADSs)
US$2,00 (ou menos) por 100 ADS (no montante não proibido pelas
regras de qualquer bolsa de valores em que as ADSs estejam listadas
para negociação)
US$2,00 (ou menos) por 100 ADS (na medida em que o depositário
não tenha recolhido taxa de distribuição em moeda no valor de
US$2,00 por 100 ADS durante o ano)
Taxas de registro de transferência
Despesas do depositário
Taxas e demais encargos governamentais que o depositário ou
custodiante devem pagar por qualquer ADS ou ações ordinárias
subjacentes a uma ADS, como por exemplo, taxa de transferência de
participação acionária, imposto de selo (stamp duty) ou impostos
retidos na fonte
Quaisquer encargos incorridos pelo depositário ou seus agentes pelos
serviços relacionados aos valores mobiliários depositados
Por:
Emissão de ADSs, inclusive emissões resultantes da distribuição de
ações ordinárias ou direitos ou outra propriedade.
Cancelamento das ADSs para fins de retirada, inclusive caso o
contrato de depósito vença.
Qualquer distribuição para V.Sa.
Serviços de depositário
Transferência e registro de ações ordinárias em nosso registro de ações
ordinárias de ou para o nome do depositário ou seu agente quando
V.Sa. deposite ou retire suas ações ordinárias.
Telegrama, telex ou transmissões por fax (quando expressamente
previstas no contrato de depósito)
Conversão de moeda estrangeira em dólares norte-americanos.
Conforme necessidade
Não existem, atualmente no mercado brasileiro, encargos deste tipo
Reembolso de taxas e Pagamentos Diretos ou Indiretos pelo Depositário
O depositário recolhe suas taxas de entrega e devolução de ADSs diretamente de investidores que
depositam ações ou entreguem ADSs para fins de retirada ou de intermediários atuando para eles. O depositário
recolhe taxas para realizar distribuições aos investidores através da dedução das taxas sobre os montantes
distribuídos ou através da venda de uma parcela das propriedades a serem distribuídas para pagar impostos. O
depositário pode recolher sua contribuição anual para os serviços de depositário, por dedução da distribuição em
dinheiro ou por faturamento direto dos investidores ou pela cobrança pelo livro de contas de entrada do sistema de
participantes que atuem por eles. O depositário pode, em geral, se recusar a fornecer taxas atrativas de serviços até
que suas taxas para estes serviços sejam pagas.
Em 2011, recebemos os seguintes pagamentos do depositário: US$14.200 e US$750.000, (ou US$525.000
líquido de imposto de renda retido na fonte) por despesas incorridas por nós em relação ao programa de ADS,
incluindo identificação global de acionistas e despesas relacionadas ao terceiro ano do contrato entre nós e o
depositário, respectivamente.
ITEM 13. INADIMPLEMENTOS, DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA
Não há.
116
ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES DOS DIREITOS DE DETENTORES DE VALORES
MOBILIÁRIOS E DESTINAÇÃO DE RECURSOS
Não há.
ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS
Sob a supervisão e com a participação de nossa administração, inclusive nosso Diretor Presidente e nosso
Diretor Financeiro, realizamos avaliação da eficácia de nossos controles e procedimentos de divulgação em 31 de
dezembro de2011. Existem limitações inerentes à eficácia de qualquer sistema de controles e procedimentos de
divulgação, inclusive a possibilidade de falha humana e a frustração ou supressão dos controles e procedimentos.
Consequentemente, até mesmo controles e procedimentos de divulgação eficazes constituem garantia somente
razoável de que atingirão seus objetivos de controle. Com base em nossa avaliação, nosso diretor presidente e nosso
diretor financeiro concluíram que nossos controles e procedimentos de divulgação eram eficazes para oferecer
garantia razoável de que as informações de divulgação exigida nos relatórios que registramos ou apresentamos com
base no Exchange Act foram registradas, processadas, resumidas e informadas nos prazos especificados nas normas
e formulários aplicáveis, assim como foram acumuladas e informadas à nossa diretoria, inclusive a nosso diretor
presidente e a nosso diretor financeiro, de forma adequada para permitir decisões tempestivas com respeito à
divulgação exigida.
•
Controles Internos de Informações Financeiras
Nossa administração é responsável por estabelecer e manter controles internos adequados sobre a
divulgação de informações financeiras. Nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras é
um procedimento projetado para prover garantias razoáveis com relação à confiabilidade de nossas informações
financeiras e a preparação de nossas demonstrações financeiras para fins externos de acordo com os princípios
contábeis geralmente aceitos. Nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras incluem
políticas e procedimentos que: (i) dizem respeito à manutenção de registros que razoavelmente detalhados, refletem
de maneira acurada e justa nossas transações e a disposição de nossos ativos; (ii) proveem razoável segurança de
que são registradas conforme o necessário para permitir a preparação de nossas demonstrações financeiras de
acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos, e que nossos gastos e despesas estão sendo realizados em
conformidade com as autorizações de nossa administração e diretoria; e (iii) proveem razoável segurança com
relação à prevenção ou indentificação tempestiva de aquisição, uso ou disposição não autorizados de nossos ativos
que poderiam ter efeito material em nossas demonstrações financeiras.
Por motivo de limitações inerentes, o controle interno sobre a divulgação de informações financeiras pode
não prevenir ou detectar erros nas divulgações. Ademais, a eficácia de projeções e avaliações com relação à
períodos futuros são sujeitas ao risco de que os controles podem ser inadequados por motivo de mudanças de
condições e que o grau de conformidade com esses procedimentos e políticas pode se deteriorar.
Nossa administração tem avaliado a eficácia de nossos controles internos sobre a divulgação de
informações financeiras com relação às demonstrações de 31 de dezembro de 2011, baseada nos critérios
estabelecidos em “Controles Internos - Estrutura Integrada” emitido pela COSO (Committee of Sponsoring
Organizations of the Treadway Commission). Baseada nesses critérios e avaliação, nossa administração concluiu
que nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras são eficazes com relação a 31 de
dezembro de 2011.
A eficácia de nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras com relação às
demonstrações de 31 de dezembro de 2011 foi auditada pela KPMG Auditores Independentes, uma sociedade de
auditores independentes, conforme declarado em seu relatório, incluído na página 125 deste relatório.
Em Janeiro de 2011, implementamos uma nova versão do sistema ERP, o sistema SAP ECC 6.0. Nós
testamos rigorosamente esse novo sistema antes de implementá-lo. Nossa diretoria acredita que o novo sistema irá
gerar ganhos de produtividade e melhorar os processos internos. As mudanças no processo do nosso negócio e
controle interno sobre divulgação de demonstrações financeiras foram todos registrados e endossados pela nossa
diretoria para o ano findo em 31 de Dezembro de 2011.
117
Em Agosto de 2011, a CPFL Energia associou-se com a ERSA. De acordo com as instruções da SEC, a
diretoria pode excluir um negócio adquirido do documento de controle interno sobre divulgação de informações
financeiras se a aquisição for consumada durante o ano fiscal relevante. Desta forma, a diretoria não havia assumido
sobre o controle interno sobre divulgação de demonstrações financeiras da ERSA de 31 de dezembro de 2011. Os
ativos totais da ERSA (atualmente CPFL Energias Renováveis), no montante de R$6.544.169, e a totalidade das
receitas líquidas, no valor de R$162.234, estão incluídas em nossas demonstrações financeiras consolidades e neste
relatório anual, e representam 1% das receitas líquidas da CPFL Energia.
(Tradução livre do original em inglês)
ITEM 16
ITEM 16A. ESPECIALISTA FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA
Conforme descrito no Item 16D abaixo, outorgamos a nosso conselho fiscal os poderes necessários para se
qualificar conforme a isenção das exigências de comitê de auditoria estabelecidas na Norma do Exchange Act 10A3(c) (3). Nosso Conselho de Administração reconheceu que um membro de nosso conselho fiscal, Daniela Corci
Cardoso, qualifica-se como especialista financeiro e atende às exigências aplicáveis de autonomia para a
composição do conselho fiscal, nos termos da lei brasileira. Ela também atende às exigências de autonomia da
Bolsa de Valores de Nova Iorque (New York Stock Exchange) que se aplicariam a membros do comitê de auditoria
na ausência de nossa possibilidade de contar com a isenção estabelecida na Norma da Exchange Act 10A-3(c) (3).
Alguns dos membros de nosso conselho fiscal são atualmente empregados de alguns de nossos principais acionistas
ou de suas subsidiárias.
ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA
Adotamos um Código de Ética aplicável a nossos empregados, conselheiros e diretores executivos, que
avalia questões como conflitos de interesse, oportunidades corporativas, confidencialidade, negociação justa,
proteção e uso adequado de ativos da companhia, conformidade com leis, regras e regulamentos (inclusive leis
sobre insider trading) e encorajamento à denúncia de qualquer comportamento ilegal ou não ético. Nosso Código
de
Ética
se
encontra
disponível
em
nosso
website
em:
http://www.b2i.cc/document/986/CPFL_CodEtica_20061227_eng.pdf (Esse URL somente deve ser considerado
como referência textual. Ele não tem o propósito de ser um hyperlink ativo em nosso website. As informações de
nosso website, que podem ser acessadas por meio de hyperlink resultante dessa URL, não são e não devem ser
consideradas como parte integrante do presente relatório). Se aditarmos nosso Código de Ética que se aplicam ao
nosso diretor presidente, nosso diretor vice-presidente financeiro, nossos principais contadores e pessoas que
possuam função similar, ou se abrirmos exceções para essas pessoas, informaremos tais aditamentos ou exceção em
nosso website no mesmo endereço.
ITEM 16C. HONORÁRIOS E SERVIÇOS DOS PRINCIPAIS AUDITORES INDEPENDENTES
Honorários de Auditoria e Outros Honorários
A tabela a seguir resume os honorários totais faturados aos nossos auditores independentes nos exercícios
sociais encerrados de 31 de dezembro de 2011 e 2010. Nossos auditores independentes são a KPMG Auditores
Independentes, desde junho de 2007.
Honorários de Auditoria
Honorários por serviços referentes à Auditoria
Honorários por Assessoria Fiscal
Outros Honorários
Total
Exercício encerrado em 31 de
dezembro de,
2011
2010
(em milhares de reais)
3.628
3.092
659
491
166
143
4.453
3.726
118
"Honorários de Auditoria" são os honorários agregados cobrados pela KPMG Auditores Independentes
pela auditoria de nossas demonstrações financeiras auditadas e consolidadas, revisão de demonstrações financeiras
trimestrais e serviços de atestação que são prestados com relação a arquivamentos regulatórios ou declaração fiscal
relativos, respectivamente, aos anos de 2011 e 2010.
"Honorários por serviços referentes à Auditoria" são os honorários cobrados pela KPMG Auditores
Independentes pela garantia de conformidade das demonstrações financeiras e serviços relacionados que são
razoavelmente relacionados à realização da auditoria e à revisão de nossas demonstrações financeiras.
"Honorários por Assessoria Fiscal" se referem, na tabela acima, a serviços de assessoria fiscal.
Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Comitê de Auditoria
Nosso Conselho Fiscal exerce atualmente as funções de Comitê de Auditoria para fins da Lei SarbanesOxley Act de 2002. Nosso Conselho Fiscal não estabeleceu políticas ou procedimentos de pré-aprovação para
recomendar ao Conselho de Administração a contratação de nossos auditores independentes. De acordo com a lei
brasileira, nosso Conselho de Administração é responsável pela contratação de nossos auditores independentes. A
lei brasileira veda a nossos auditores independentes a prestação de quaisquer serviços de consultoria a nossas
subsidiárias ou a nossa Companhia que possam prejudicar sua independência de ação.
ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA COMITÊS DE AUDITORIA.
Segundo as normas da NYSE e da SEC para Comitês de Auditoria de companhias listadas, nossa Companhia
deverá dar atendimento à Regra 10A-3 do Exchange Act, que exige que nossa Companhia institua um comitê de
auditoria composto por membros do Conselho de Administração que dê atendimento a exigências específicas.
Nomeamos o Conselho Fiscal e lhe conferimos poderes para exercer as funções do Comitê de Auditoria com base
na isenção estabelecida na Regra 10A-3(c)(3) do Exchange Act. Em nossa avaliação, nosso Conselho Fiscal age de
modo independente no desempenho das responsabilidades de um Comitê de Auditoria nos termos da Lei SarbanesOxley e satisfaz as demais exigências da Regra 10A-3 do Exchange Act.
ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PELO EMISSOR E PESSOAS LIGADAS.
Não há.
ITEM 16F. MUDANÇA DE CONTADOR DO DEPOSITANTE.
Não há.
ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA
O quadro a seguir aponta as diferenças entre nossas práticas de governança corporativa e aquelas seguidas
pelas companhias domésticas dos EUA conforme os padrões de listagem da Bolsa de Nova Iorque:
Artigo do Manual de
Companhias Listadas
na Bolsa de Nova
Iorque
303A.01
Formas pelas quais as práticas de governança Corporativa da
CPFL diferem daquelas seguidas por companhias americanas
listadas na Bolsa de Nova Iorque
Padrão de Listagem da Bolsa de Nova
Iorque
Uma Companhia Listada na Bolsa de
Nova Iorque (uma “Companhia Listada”)
deve ter maioria de conselheiros
independentes em seu conselho de
Administração. Companhias Controladas”
não têm e cumprir com essa regra.
A CPFL é uma Companhia Controlada, uma vez que a maioria de suas
ações com poder de voto é de propriedade de VBC Energia, PREVI
(através da BB Carteira Livre I Fundo de Investimento em Ações, que
passou a ser o titular das ações anteriormente detidas por 521
Participações S.A.) e Energia São Paulo FIP (incluindo pela Bonaire
Participações S.A.). Como Companhia Controlada, a CPFL não
necessita cumprir com a regra de maioria de conselheiros
independentes em seu Conselho de Administração como se fosse uma
emissora norte americana. A CPFL possui um conselheiro
independente, conforme definido pelas regras do Regulamento da
119
Artigo do Manual de
Companhias Listadas
na Bolsa de Nova
Iorque
303A.03
303A.04
Iorque
Os conselheiros não administradores
(Diretores Executivos) de uma Companhia
Listada regularmente agendam reuniões
sem a presença da administração.
Uma Companhia Listada deve possuir um
Comitê de Governança Corporativa
composto exclusivamente de conselheiros
independentes, contendo regulamento por
escrito que cubra todas as tarefas.
Companhias Controladas não têm de
cumprir com essa regra.
303A.05
Comitê de Remuneração composto
exclusivamente
de
conselheiros
independentes, contendo regulamento por
escrito que cubra todas as tarefas.
Companhias Controladas não têm de
cumprir com essa regra.
303A.06 and 303A.07
Comitê de Auditoria com um mínimo de
três
conselheiros
independentes
enquadrados na Regra 1OA-3 do
Exchange Act, com um regulamento por
escrito que cumpra com um mínimo de
deveres específicos.
303A.08
Deve ser provida aos acionistas a
oportunidade de votar a respeito de plano
de opções de ações e revisões ao mesmo,
com exceções mínimas listadas nas Regras
da Bolsa de Nova Iorque.
Uma Companhia Listada deve adotar e
disponibilizar as diretrizes de governança
corporativa que cubram certas obrigações
mínimas.
Uma Companhia Listada deve adotar e
disponibilizar um código de conduta de
administração e ética para conselheiros,
diretores e empregados, e prontamente
divulgar quaisquer exceções abertas a
conselheiros e diretores executivos.
303A.09
303A.10
BM&FBovespa.
Os conselheiros não administradores (Diretores Executivos) da CPFL
não agendam reuniões sem a presença dos Diretores regularmente.
Como Companhia Controlada, a CPFL não é obrigada a cumprir com
as regras para o Comitê de Governança Corporativa como se fosse
uma emissora norte-americana. No entanto, visando melhorar suas
práticas de governança corporativa, a CPFL constituiu uma Comissão
de Governança Corporativa ad hoc. Ela é composta de quatro
membros: o Diretor Presidente e três membros do Conselho da
Administração. Essa Comissão é responsável por avaliar a efetividade
das práticas de governança corporativa da CPFL sempre que
necessário, propor melhorias e monitorar a implementação das práticas
de governança da CPFL.
Como Companhia Controlada, a CPFL não é obrigada a cumprir com
as regras para o Comitê de Remuneração. O Comitê de Gestão de
Pessoas da CPFL é um comitê de assessoramento do Conselho de
Administração. Ele possui três membros, todos conselheiros não
independentes. Conforme seu regulamento, esse comitê é responsável
por assessorar o Conselho de Administração a: (i) coordenar o
processo de seleção do Diretor Presidente; (ii) definir os critérios de
remuneração da Diretoria Executiva, incluindo Planos de Incentivo de
Curto e Longo Prazo; (iii) definir as metas para avaliação de
desempenho da Diretoria Executiva; (iv) coordenar o processo de
avaliação da Diretoria Executiva; (v) preparar e conduzir o Plano de
Sucessão da Diretoria Executiva; e (vi) monitorar a execução de
políticas e práticas de Recursos Humanos e, quando necessário,
elaboração de propostas de aprimoramento.
A CPFL possui um Conselho Fiscal permanente, conforme as
provisões aplicáveis da Lei das Sociedades por Ações. Ao invés de
eleger um Comitê de Auditoria composto de conselheiros
independentes, a CPFL delegou ao Conselho Fiscal poderes que
atendem aos requerimentos da Regra 10A-3(c)(3) do Exchange Act.
Conforme a Lei das Sociedades por Ações, que enumera padrões para
a independência do conselho fiscal com relação à CPFL e sua
administração, nenhum dos membros do Conselho Fiscal pode ser: (i)
membro do Conselho de Administração; (ii) membro da Diretoria
Executiva; (iii) empregado da CPFL ou suas subsidiárias ou
companhias controladas pela CPFL (iv) cônjuge ou parente de nenhum
administrador da companhia ou do Conselho de Administração. Os
membros do Conselho Fiscal são eleitos na assembleia geral da
companhia para um mandato de um ano. O Conselho Fiscal da CPFL
possui atualmente cinco membros, todos cumprindo com os padrões (i)
a (iv) acima. As responsabilidades do conselho fiscal, estabelecidas
nesse quadro, incluem a revisão das atividades da administração e das
demonstrações financeiras da companhia, além de reportar eventuais
problemas à assembleia geral.
Conforme a Lei das Sociedades por Ações, a aprovação dos acionistas
é necessária previamente à adoção de plano de opções de ações.
A CPFL possui diretrizes de governança corporativa formais que
incluem os assuntos tratados nas Regras da Bolsa de Nova Iorque. As
diretrizes de governança corporativa da CPFL encontram-se em
HTTP://www.cpfl.com.br/ri.
A CPFL possui um Código de Ética formal, aplicável a conselheiros,
diretores, empregados e acionistas controladores. O Código de Ética
da CPFL tem escopo similar, porém não idêntico, ao requerido de
companhias dos EUA de acordo com as Regras da Bolsa de Nova
Iorque. A CPFL, a cada ano, reporta no Item 16B de nosso relatório
anual Formulário 20-F quaisquer exceções ao Código de Ética
concedidas ao Diretor-Presidente, Diretor Vice-Presidente Financeiro,
nossos principais diretores contábeis e pessoas de funções similares.
120
Artigo do Manual de
Companhias Listadas
na Bolsa de Nova
Iorque
303A.12
Iorque
O Diretor Presidente de cada Companhia
Listada precisa certificar à Bolsa de Nova
Iorque a cada ano que ele ou ela não
possui
conhecimento de
qualquer
violação, pela companhia, dos padrões de
governança corporativa da Bolsa de Nova
Iorque.
Iremos disponibilizar atualizações ou exceções em nosso website.
O Diretor Presidente da CPFL entrega à Bolsa de Nova Iorque um
relatório denominado Foreign Private Issuer Annual Written
Affirmation, e irá prontamente notificar a Bolsa de Nova Iorque por
escrito caso qualquer diretor executivo da CPFL tome conhecimento
de qualquer não cumprimento material dos padrões de governança
corporativa da Bolsa de Nova Iorque.
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Não aplicável.
ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Verificar páginas F-1 até F-85, incorporadas ao presente instrumento por referência.
ITEM 19. APÊNDICES
N.
1.1
3.1
8.1
12.1
12.2
13.1
13.2
Descrição
Alteração e Consolidação do Estatuto Social da CPFL Energia S.A. (juntamente com versão em inglês).
O Acordo de Acionistas datado de 22 de março de 2002, alterado em 27 de agosto de 2002, em 5 de novembro de 2003 e em 6
de dezembro de 2007, entre a VBC Energia S.A., 521 Participações S.A., Bonaire Participações S.A. e CPFL Energia S.A.
Lista de subsidiárias, seu território de constituição e denominações com as quais operam.
Certificado de acordo com o Artigo 302 da Lei Sarbanes-Ox1ey de 2002.
A quantidade de títulos de dívida de longo prazo, da CPFL Energia ou suas subsidiárias, autorizada em
quaisquer contratos em aberto não excede a 10,0% do total de ativos da CPFL Energia em termos consolidados. A
CPFL Energia neste ato concorda em fornecer à SEC, se solicitada, cópia de quaisquer instrumentos definindo os
direitos dos detentores de dívidas de longo prazo e de suas subsidiárias para as quais as demonstrações financeiras
consolidadas ou não, são requeridas de serem arquivadas.
GLOSSÁRIO DE TERMOS
ABRADEE: Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica.
Alta tensão: Classe de tensões de sistema nominal equivalente a ou superior a 100.000 volts (100 kVs) e
menos que 230.000 volts (230 kVs).
Ambiente de mercado regulado: Segmento de mercado no qual as distribuidoras adquirem toda a energia
elétrica necessária ao suprimento de consumidores por meio de leilões. O processo de leilão é administrado pela
ANEEL, diretamente ou por meio da CCEE, sob determinadas orientações providas pelo MME. O ambiente de
mercado regulado é geralmente considerado como sendo mais estável em termos de suprimento de energia elétrica.
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica.
Capacidade instalada: O nível de energia elétrica que pode ser entregue por uma geradora em especial em
base de carga plena contínua sob condições especiais designadas pelo fabricante.
CCC: Cota de Consumo de Combustíveis Fósseis.
CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.
121
CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. O mercado de energia elétrica de curto prazo,
instituído em 1998 por meio da Lei do Setor Elétrico, que substituiu o sistema anterior de preços de geração e de
contratos de fornecimento regulados, anteriormente denominado Mercado Atacadista de Energia.
CMCE: Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.
CNPE: Conselho Nacional de Política Energética.
Custos da Parcela A: Custos das distribuidoras que incluem, dentre outros:
(i)
custos de aquisição de energia elétrica para revenda de acordo com Contratos Iniciais;
(ii)
custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu;
(iii)
custos de aquisição de energia elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre
as partes; e
(iv)
outros custos referentes aos encargos e dos sistemas de transmissão e distribuição.
Custos da Parcela B: Custos que estão sob o controle das Distribuidoras. Tais custos são determinados
pela subtração de todos os Custos da Parcela A do faturamento da distribuidora, excluindo ICMS e PIS/COFINS,
tributos estadual e federal incidentes sobre as vendas. Os Custos da Parcela B incluem, entre outros, o retorno do
investimento relacionado às concessões e sua expansão, assim como a manutenção e custos de operação.
Consumidor Final: Consumidor que utiliza a energia elétrica para atender às suas próprias necessidades.
Consumidores Livres: (i) Consumidores existentes com demanda mínima de 10 MW e atendidos em nível
de tensão igualou superior a 69kV; (ii) novos consumidores com demanda mínima de 3 MW em qualquer tensão;
(iii) grupos de consumidores que sejam parte de contrato com a concessionária de distribuição local; (iv)
consumidores que não recebem fornecimento há mais de 180 dias de concessionária de distribuição local; e (v)
terceiros determinados.
Consumidor Especial: Grupo de consumidores que utiliza ao menos 500 kV. Os consumidores especiais
somente podem adquirir energia de (pequenas centrais hidrelétricas com capacidade entre 1.000 kW e 30.000 kW;
(ii) geradores com capacidade limitada a 1.000 kW; e (iii) geradores de energia alternativa (empreendimentos
solares, eólicos ou de biomassa) com capacidade injetada no sistema inferior a 30.000 kW. Um Consumidor
Especial pode rescindir seu contrato com o distribuidor local mediante notificação com 180 dias de antecedência
para contratos de prazo indefinido.
Contrato de Capacidade: Contrato pelo qual uma geradora se compromete a tornar determinada parte de
sua capacidade disponível ao ambiente de mercado regulado. Nesse caso, a receita da geradora é garantida e as
distribuidoras deverão suportar o risco de uma falta de fornecimento.
Contrato de Energia: Contrato pelo qual uma geradora se compromete a fornecer determinada quantidade
de energia elétrica e assume o risco de que seu fornecimento de energia elétrica poderá ser adversamente afetado
por condições hidrológicas e baixos níveis de reservatórios, que poderão interromper o fornecimento de energia
elétrica. Nesse caso, a geradora seria obrigada a comprar energia elétrica de outra fonte para cumprir com seus
compromissos de fornecimento.
Contratos Iniciais de Fornecimento: Contratos de fornecimento de energia elétrica com preços e
quantidades aprovados pela ANEEL, que as empresas de geração de energia ficam obrigadas a celebrar nos termos
da Lei do Setor Elétrico de 1998.
Distribuidora: Qualquer pessoa jurídica que forneça energia elétrica a grupo de consumidores por meio de
rede de distribuição.
122
Energia assegurada: Quantidade de energia elétrica de uma usina disponibilizada para venda pelas
geradoras, por meio da celebração de contratos de longo prazo.
Gigawatt (GW): Unidade equivalente a um bilhão de watts.
Gigawatt-hora (GWh): Unidade equivalente a um gigawatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por
uma hora ou um bilhão de watts hora.
Kilovolt (kV): Unidade equivalente a mil volts.
Kilowatt (kW): Unidade equivalente a mil watts.
Kilowatt-hora (kWh): Unidade equivalente a um kilowatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por
hora ou mil watts hora.
Megawatt: Unidade equivalente a um milhão de watts.
Megawatt-hora (MWh): Unidade equivalente a um megawatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por
hora ou um milhão de watts hora.
Mercado Livre: Segmento do mercado que permite certo grau de competição. O mercado livre contempla
especificamente a compra de energia elétrica por entidade não reguladas tais como Consumidores Livres e
negociadores de energia.
Micro Centrais Hidrelétricas: Projetos de geração de energia hidrelétrica com capacidade inferior a 1 MW.
MME: Ministério de Minas e Energia.
MRE: Mecanismo de Realocação de Energia.
ONS: Operador Nacional do Sistema, pessoa jurídica responsável pelo planejamento operacional,
administração de geração e transmissão e planejamento de investimentos de transmissão no setor elétrico.
Pequenas centrais hidrelétricas: Usinas hidrelétricas com capacidade instalada entre 1 MW e 30 MW.
Produtor Independente de Energia: Pessoa jurídica ou consórcio detentor de concessão ou autorização de
geração de energia para venda por sua própria conta as concessionárias de serviços de utilidade pública ou
Consumidores não regulados.
Programa de Racionamento: Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, que
esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, em razão dos precários níveis dos reservatórios
das hidrelétricas.
Rede Básica: O sistema de linhas de transmissão interligado, barragens, transformadores e equipamentos
de tensão igual ou superior a 230kV, ou instalações com tensão inferior conforme determinado pela ANEEL.
Rede de Distribuição: O sistema de rede de energia elétrica que distribui energia elétrica para
consumidores finais dentro de uma área de concessão.
R TE: reajuste tarifário extraordinário.
Sistema de Energia Interligado: Sistemas ou redes de transmissão de energia, ligados por meio de uma ou
mais conexões (linhas e/ou transformadores).
Subestação: Conjunto de equipamentos que ligam, alteram e/ou regulam a tensão em sistema de
transmissão e distribuição.
123
Tarifa de Distribuição no Varejo: Cobrada pela Distribuidora de seus consumidores. Cada consumidor se
encaixa em um nível de tarifa definido por lei e baseado nas classificações do consumidor, ainda que certa
flexibilidade seja possível, de acordo com a natureza da demanda de cada consumidor. As tarifas de varejo são
sujeitas a reajustes anuais pela ANEEL.
Tarifa de Transmissão: Cobrado por uma concessionária de transmissão com base na rede de transmissão
que ela detém e opera. Tarifas de Transmissão são sujeitas a revisões periódicas pela ANEEL.
Transmissão: Transferência da energia elétrica de unidades geradoras para o sistema de distribuição em
estação central de carga por meio da rede de transmissão (em linhas com capacidade entre 69kV e 525kV).
Usina hidrelétrica: Geradora que usa energia hídrica para movimentar o gerador de energia elétrica.
Usina Termelétrica: Uma geradora que utiliza combustíveis tais como carvão, óleo, gás natural, diesel ou
outro hidrocarboneto como fonte de energia para impulsionar o gerador elétrico.
Valor Anual de Referência: Mecanismo que limita a quantidade de custos que podem ser repassados aos
Consumidores Finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada de custos de aquisição de
energia elétrica resultante dos preços da energia elétrica de todos os leilões realizados pela ANEEL e pela CCEE no
ambiente de mercado regulado com relação à energia elétrica a ser entregue em cinco ou três anos contados a partir
da data do referido leilão e somente se aplica durante os primeiros três anos após o início da entrega da energia
elétrica adquirida.
Volt: A unidade básica de tensão análoga à pressão d'água em libras por polegadas quadradas.
Watt: A unidade básica de potência de energia elétrica.
124
125
ASSINATURAS
Em atendimento às exigências do art. 12 do Securities Exchange Act de 1934, a Requerente, CPFL Energia
S.A., por este ato, certifica que atende a todas as exigências de arquivamento segundo o Formulário 20-F e que
devidamente fez com que o presente relatório anual fosse firmado em seu nome pelo infra-assinado, devidamente
autorizado para tanto, na cidade de Campinas, Estado de São Paulo, Brasil, 30 de março de 2012.
CPFL ENERGIA S.A.
Por:
___________________________
Nome: Wilson Ferreira, Junior
Cargo: Diretor Presidente
Por:
___________________________
Nome: Lorival Nogueira Luz Júnior
Cargo: Diretor Vice Presidente Financeiro
126
CPFL Energia S.A.
Relatório dos auditores independentes
Aos Diretores e Acionistas da
CPFL Energia S.A.
Examinamos os balanços patrimoniais consolidados da CPFL Energia S.A. e controladas
(“Companhia”) em 31 de dezembro de 2011 e 2010, e as respectivas demonstrações
consolidadas do resultado, da mutação do patrimônio liquido, do resultado abrangente e dos
fluxos de caixa para cada um dos exercícios do período de três anos encerrados em 31 de
dezembro de 2011. Também examinamos os controles internos sobre relatórios financeiros da
Companhia em 31 de dezembro de 2011, baseado no critério estabelecido no Internal Control Integrated Framework emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway
Commission (COSO). A Administração da Companhia é responsável por essas demonstrações
financeiras consolidadas, por manter os controles internos sobre relatórios financeiros, e pela
avaliação da efetividade destes controles internos sobre relatórios financeiros, incluindo o
relatório da gerência dos controles internos sobre relatórios financeiros. Nossa responsabilidade
é de expressar uma opinião sobre estas demonstrações financeiras consolidadas e uma opinião
sobre os controles internos sobre relatórios financeiros da Companhia baseados em nossa
auditoria.
Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas do Public Company Accounting
Oversight Board (United States). Essas normas requerem que uma auditoria seja planejada e
executada para obter segurança razoável sobre o quanto as demonstrações financeiras estão
livres de erro material e o quanto os controles internos sobre relatórios financeiros são mantidos
em todos os aspectos relevantes. Nossa auditoria das demonstrações financeiras consolidadas
inclui examinar, com base em testes, a evidência dos saldos e divulgações nas demonstrações
financeiras, avaliando os princípios contábeis utilizados e as estimativas significativas feitas
pela Administração, e avaliando a apresentação geral das demonstrações financeiras. Nossa
auditoria dos controles internos sobre relatório financeiro inclui obter o entendimento dos
controles internos sobre relatórios financeiros, avaliar o risco de que fraquezas materiais
existam, e testar e avaliar o desenho e a efetividade dos controles internos baseado na avaliação
do risco. Nossos exames também incluem a execução de outros procedimentos conforme
considerado necessário nas circunstâncias. Nós acreditamos que nossos exames proporcionam
uma base razoável para as nossas opiniões.
O controle interno sobre relatório financeiro da Companhia é um processo desenhado para
fornecer segurança razoável quanto a confiabilidade do relatório financeiro e a preparação das
demonstrações financeiras para fins externos, de acordo com os princípios contábeis geralmente
aceitos. Os controles internos sobre relatórios financeiras incluem aquelas políticas e
procedimentos que (1) se referem à manutenção de registros que, com detalhe razoável, refletem
com exatidão e adequadamente as transações e vendas dos ativos da companhia; (2) forneçam
segurança razoável de que as transações são registradas conforme necessário para permitir a
preparação das demonstrações financeiras de acordo com os princípios contábeis geralmente
aceitos, e que recebimentos e gastos da companhia vêm sendo feitos somente de acordo com
autorizações da administração e diretoria da companhia; e (3) forneçam segurança razoável
relativa à prevenção ou à detecção em tempo hábil de aquisição, uso ou venda não autorizados
de ativos da Companhia que possam ter um efeito material sobre as demonstrações financeiras.
127
CPFL Energia S.A.
Devido às suas limitações inerentes, os controles internos sobre relatório financeiro podem não
evitar ou detectar erros. Além disso, projeções de qualquer avaliação de efetividade para
períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os controles possam tornar-se inadequados devido
a mudanças nas condições, ou devido ao fato de que o grau de conformidade com as políticas e
procedimentos pode se deteriorar.
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas referidas acima apresentam
adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da CPFL Energia S.A. e
controladas em 31 de dezembro de 2011 e 2010 e o resultado de suas operações, dos fluxos de
caixa, mutação do patrimônio liquido e os resultados abrangentes para cada uma dos exercícios
no período de três anos encerrados em 31 de dezembro de 2011, em conformidade com
International Financial Reporting Standards (IFRS). Também em nossa opinião, a Companhia
manteve, em todos os aspectos relevantes, controles internos efetivos sobre relatórios
financeiros em 31 de dezembro de 2011, com base no critério estabelecido no Internal Control Integrated Framework emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway
Commission.
Durante o exercício de 2011 a CPFL Energia S.A. adquiriu a ERSA Energias Renováveis S.A.
(ERSA). Para fins de avaliação da efetividade dos controles internos sobre relatórios financeiros
a Administração excluiu as operações da adquirida ERSA Energias Renováveis S.A. com ativos
totais de R$ 6.544,2 milhões e receitas líquidas totais de R$ 162,2 milhões incluídos nas
demonstrações financeiras consolidadas da CPFL Energia S.A. e subsidiárias em 31 de
dezembro de 2011. Nossa auditoria dos controles internos sobre relatórios financeiros da
Companhia também excluiu a avaliação dos controles internos sobre relatórios financeiros da
ERSA Energias Renováveis S.A.
KPMG Auditores Independentes
Jarib Fogaça
São Paulo, Brasil
29 de março de 2012
128
F-1
F-2
F-3
F-4
F-5
F-6
CPFL ENERGIA S.A.
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2011 E DE 2010
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
( 1 ) CONTEXTO OPERACIONAL
A CPFL Energia S.A. (“CPFL Energia” ou “Companhia”), é uma sociedade por ações de capital aberto,
constituída com o objetivo principal de atuar como holding, participando no capital de outras sociedades,
dedicadas primariamente às atividades de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica no
Brasil.
A sede administrativa da Companhia está localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1510 - 14º andar – Sala
142 - Vila Olímpia - São Paulo - SP - Brasil.
A Companhia possui participações diretas e indiretas nas seguintes controladas operacionais (informações
sobre área de concessão, número de clientes, capacidade de produção de energia e dados correlatos não
são examinados pelos auditores independentes):
F-7
1.1 Reestruturação societária
CPFL Energia Renováveis S.A. (“CPFL Renováveis”)
Em 19 de abril de 2011, a Companhia celebrou com os acionistas da ERSA Energia Renováveis S.A
(“Ersa”), um acordo de associação para união de ativos e projetos de energia renovável detidos em suas
controladas – no caso da CPFL, os ativos das controladas CPFL Geração e CPFL Brasil - incluindo parques
eólicos, usinas termelétricas à biomassa e pequenas centrais hidrelétricas. Após uma série de
reestruturações societárias previstas, a CPFL Geração e a CPFL Brasil passaram a integrar o quadro de
acionistas da ERSA, como acionistas majoritárias, dando origem à CPFL Energias Renováveis S.A.
O objetivo da associação foi consolidar a experiência de ambos os grupos no setor de energias renováveis
e com isso obter ganho de sinergia pela unificação das atividades, resultando em uma estrutura mais
eficiente para o desenvolvimento de seus empreendimentos.
Em 21 de junho de 2011 e 1º de novembro de 2011, a ANEEL autorizou, por meio das Resoluções
Autorizativas n.º 2.967/2011 e 3.182/2011, respectivamente, a reestruturação societária que, relativamente
às empresas do Grupo CPFL envolvidas no projeto, resumiu-se às seguintes etapas 1, 2, 3 e 4:
Etapa 1: Transferência das PCH´s da CPFL Geração para as seguintes SPEs por ela controladas: MOHINI
Empreendimentos e Participações Ltda. – “Mohini”; JAYADITYA Empreendimentos e Participações Ltda –
“Jayaditya”; e CHIMAY Empreendimentos e Participações Ltda. – “Chimay”. Esta etapa foi aprovada em 18
de julho de 2011 pelas controladas CPFL Geração, CPFL Brasil e SMITA;
Etapa 2: Aumento no capital social da Smita Empreendimentos e Participações S.A. (“SMITA”), com a
contribuição pela CPFL Geração e pela CPFL Brasil, de suas participações societárias detidas em SPEs de
energia renovável, inclusive nas SPEs Mohini, Jayaditya e Chimay, que receberam as PCHs da CPFL
Geração na etapa 1. Esta etapa também foi aprovada em 18 de julho de 2011 pelas controladas CPFL
Geração, CPFL Brasil e SMITA; e
F-8
Etapa 3: Incorporação da SMITA pela ERSA, o que implicou no ingresso da CPFL Geração e da CPFL
Brasil no quadro de acionistas daquela sociedade – que passou a adotar a denominação CPFL Energias
Renováveis S.A.. Esta etapa foi aprovada em 24 de agosto de 2011 e a CPFL Energia passou a deter
indiretamente 54,50% da CPFL Renováveis, através de suas controladas CPFL Geração (43,65%) e CPFL
Brasil (10,85%). Consequentemente, a CPFL Renováveis passou a ser consolidada nas demonstrações
financeiras consolidadas da CPFL Energia a partir de 1º de agosto de 2011.
Etapa 4: Em 19 de dezembro de 2011 foi concluída a aquisição da Jantus SL (“Jantus”) por parte da
controlada CPFL Renováveis, a qual recebeu aporte de capital no montante de R$ 823 milhões da
controlada CPFL Brasil para completar a operação. A partir desta data, a CPFL Energia passou a deter
indiretamente 63,00% da participação na controlada CPFL Renováveis, através da CPFL Geração (35,49%)
e CPFL Brasil (27,51%). Ver mais detalhes sobre os impactos contábeis na nota 14.4.
A CPFL Renováveis é uma produtora independente de energia, com foco exclusivo no mercado brasileiro
de geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis, através do desenvolvimento, construção e
operação de usinas de pequeno (até 30 MW) e médio (até 200 MW) porte, tais como pequenas centrais
hidrelétricas (PCH’s), usinas eólicas e usinas movidas a biomassa.
Em 31 de dezembro de 2011, a CPFL Renováveis era composta por um portfólio de projetos de 1.416,9 MW
de capacidade instalada, sendo:
• Geração de energia hidrelétrica: 34 PCH’s em operação (306,7 MW) e 1 PCH em construção (20 MW);
• Geração de energia eólica: 4 projetos em operação (210 MW) e 21 projetos em construção (550,2 MW);
• Geração de energia a partir de biomassa: 3 usinas em operação (135 MW) e 4 em construção (195 MW).
( 2 ) APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
2.1 Base de preparação
As demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas em conformidade com as normas
internacionais de contabilidade (International Financial Reporting Standards – “IFRS”), emitidas pelo
International Accounting Standard Board – IASB.
A autorização para a conclusão destas demonstrações financeiras foi dada pela Administração em 29 de
março de 2012.
2.2 Base de mensuração
As demonstrações financeiras foram preparadas tendo como base o custo histórico, exceto para os
seguintes itens materiais registrados nos balanços patrimoniais: i) instrumentos financeiros derivativos
mensurados ao valor justo, ii) instrumentos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado, iii)
ativos financeiros disponíveis para venda mensurados ao valor justo, iv) ativo imobilizado ajustado para
refletir o “custo atribuído” na data de transição, e v) ativo atuarial que possui seu reconhecimento limitado ao
valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos ou reduções futuras nas
contribuições ao plano.
2.3 Uso de estimativas e julgamentos
A preparação das demonstrações financeiras exige que a Administração da Companhia faça julgamentos e
adotem estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de
ativos, passivos, receitas e despesas.
Por definição, as estimativas contábeis resultantes raramente serão iguais aos respectivos resultados reais.
Desta forma, a Administração da Companhia revisa as estimativas e premissas adotadas de maneira
contínua. Os ajustes oriundos no momento destas revisões são reconhecidos no período em que as
estimativas são revisadas e também aplicadas de maneira prospectiva.
As notas explicativas que requerem a adoção de premissas e estimativas, que estão sujeitas a um maior
grau de incertezas e que possuam um risco de resultar em um ajuste material caso essas premissas e
estimativas sofram mudanças significativas dentro do próximo exercício são:
F-9
•
Nota 9 – Créditos e débitos fiscais diferidos;
•
Nota 11 – Ativo financeiro da concessão;
•
Nota 14 – Intangível;
•
Nota 18 – Entidade de previdência privada;
•
Nota 21 – Provisões para contingências e depósitos judiciais, e
•
Nota 33 – Instrumentos financeiros.
2.4 Moeda funcional e moeda de apresentação
A moeda funcional da Companhia é o Real, e as demonstrações financeiras individuais e consolidadas
estão sendo apresentadas em milhares de reais. O arredondamento é realizado somente após a totalização
dos valores. Desta forma, os valores em milhares apresentados quando somados podem não coincidir com
os respectivos totais já arredondados.
2.5 Base de consolidação
(i) Combinações de negócios
A Companhia mensura o ágio como o valor justo da contraprestação transferida incluindo o valor
reconhecido de qualquer participação não-controladora na companhia adquirida, deduzindo o valor
reconhecido líquido (geralmente o valor justo) dos ativos e passivos assumidos identificáveis, todos
mensurados na data da aquisição. Quando o excedente é negativo, um ganho decorrente do acordo da
compra é reconhecido imediatamente na demonstração de resultado do período.
(ii) Controladas e controladas em conjunto:
As demonstrações financeiras de controladas e controladas em conjunto (joint venture) são incluídas nas
demonstrações financeiras consolidadas a partir da data em que o controle (total ou compartilhado), se
inicia até a data em que deixa de existir.
Operações controladas em conjunto são operações onde as atividades do empreendimento, direta ou
indiretamente, são controladas em conjunto com outros investidores, por meio de acordo contratual que
exige consentimento unânime para as decisões financeiras e operacionais.
As políticas contábeis de controladas e controladas em conjunto consideradas na consolidação estão
alinhadas com as políticas adotadas pela Companhia.
As demonstrações financeiras consolidadas abrangem os saldos e transações da Companhia e de suas
controladas. Os saldos e transações de ativos, passivos, receitas e despesas foram consolidados
integralmente para as controladas integrais e proporcionalmente para as controladas em conjunto.
Saldos e transações entre empresas do grupo, e quaisquer receitas ou despesas derivadas destas
transações, são eliminados na preparação das demonstrações financeiras consolidadas. Ganhos não
realizados oriundos de transações com companhias investidas registrado por equivalência patrimonial são
eliminados contra o investimento na proporção da participação do Grupo na Companhia investida. Prejuízos
não realizados são eliminados da mesma maneira como são eliminados os ganhos não realizados, mas
somente até o ponto em que não haja evidência de perda por redução ao valor recuperável.
Respeitadas as condições descritas acima, a parcela relativa aos acionistas não controladores está
evidenciada no patrimônio líquido e destacada após a demonstração do resultado do exercício em cada ano
apresentado.
Os saldos combinados das controladas em conjunto em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009 são como
segue:
F - 10
(iii) Aquisição de participação de acionistas não-controladores
É registrada como transações entre acionistas. Conseqüentemente nenhum ágio é reconhecido como
resultado de tais transações.
2.6 Informações por segmento
Um segmento operacional é um componente da Companhia (i) que possui atividades operacionais através
das quais gera receitas e incorre em despesas, (ii) cujos resultados operacionais são regularmente
revisados pela Administração na tomada de decisões sobre alocação de recursos e avaliação da
performance do segmento, e (iii) para o qual haja informações financeiras individualizadas.
A Administração da Companhia utiliza-se de relatórios para a tomada de decisões estratégicas
segmentando os negócios em:
•
Até 2010, em atividades de distribuição de energia elétrica (“Distribuição”); (ii) atividades de geração de
energia elétrica (“Geração”); (iii) atividades de comercialização de energia e prestação de serviços
(“Comercialização”); e (iv) outras atividades não relacionadas nos itens anteriores.
•
Em 2011, a partir de 1º de agosto, com a associação com a ERSA e aquisição das ações da Jantus,
descritas nas notas 1 e 14.4, foi criado um novo segmento operacional para segregar as atividades
relacionadas a energias renováveis.
Estão incluídos na apresentação dos segmentos operacionais, itens diretamente a eles atribuíveis, bem
como eventuais alocações necessárias, incluindo ativos intangíveis.
2.7 Informações sobre participações societárias
As participações societárias detidas pela Companhia nas controladas e controladas em conjunto, direta ou
indiretamente, estão descritas na nota 1. Exceto (i) pelas controladas em conjunto ENERCAN, BAESA, Foz
do Chapecó e EPASA que são consolidadas proporcionalmente, e (ii) o investimento registrado ao custo
pela controlada Paulista Lajeado na Investco, as demais entidades são consolidadas de forma integral.
Em 31 de dezembro de 2011, a participação de acionistas não controladores destacada no consolidado
refere-se à participação de terceiros detida nas controladas CERAN, Paulista Lajeado e CPFL Renováveis.
2.8 Demonstração do valor adicionado
A Companhia elaborou as demonstrações do valor adicionado (“DVA”) consolidada, as quais são
apresentadas como parte integrante das demonstrações financeiras.
( 3 ) SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTÁBEIS
As principais políticas contábeis utilizadas na preparação dessas demonstrações financeiras consolidadas
foram aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados.
3.1 Contratos de Concessão
O IFRIC 12 – Contratos de Concessão estabelece diretrizes gerais para o reconhecimento e mensuração
das obrigações e direitos relacionados em contratos de concessão e é aplicável para situações em que o
F - 11
poder concedente controle ou regulamente quais serviços o concessionário deve prestar com a
infraestrutura, a quem os serviços devem ser prestados e por qual preço, e controle qualquer participação
residual significativa na infraestrutura no final do prazo da concessão.
Atendidas estas definições, a infraestrutura das concessionárias de distribuição é segregada e movimentada
desde a data de sua construção, cumprindo as determinações existentes nas normas IFRSs, de modo que
seja registrado nas demonstrações financeiras (i) um ativo intangível correspondendo ao direito de explorar
a concessão mediante cobrança aos usuários dos serviços públicos, e (ii) um ativo financeiro
correspondendo ao direito contratual incondicional de recebimento de caixa (indenização) mediante
reversão dos ativos ao término da concessão.
O valor do ativo financeiro da concessão é determinado pelo seu valor justo, apurado através da base de
remuneração dos ativos estabelecida pelo órgão regulador. O ativo financeiro enquadra-se na categoria de
disponível para venda e é atualizado anualmente de acordo com a atualização de seu valor justo, tendo
como contrapartida a conta de reserva de avaliação patrimonial no patrimônio líquido.
O montante remanescente é registrado no ativo intangível e corresponde ao direito de cobrar os
consumidores pelos serviços de distribuição de energia elétrica, sendo sua amortização realizada de acordo
com o padrão de consumo que reflita o benefício econômico esperado até o término da concessão.
A prestação de serviços de construção da infraestrutura é registrada de acordo com o IAS 11 – Contratos
de Construção, tendo como contrapartida um ativo financeiro correspondendo aos valores passíveis de
indenização, e os montantes residuais classificados como ativo intangível que serão amortizados pelo
prazo da concessão de acordo com o padrão econômico que contraponha a receita cobrada pelo consumo
de energia elétrica.
Em função (i) do modelo tarifário que não prevê margem de lucro para a atividade de construção da
infraestrutura, (ii) da forma como as controladas gerenciam as construções através do alto grau de
terceirização, e (iii) de não existir qualquer previsão de ganhos em construções nos planos de negócio da
Companhia, a Administração julga que as margens existentes nesta operação são irrelevantes, e portanto,
nenhum valor adicional ao custo é considerado na composição da receita. Desta forma, as receitas e os
respectivos custos de construção estão sendo apresentados na demonstração do resultado do exercício
nos mesmos montantes.
3.2 Instrumentos financeiros
- Ativos financeiros
Ativos financeiros são reconhecidos inicialmente na data em que foram originados ou na data da
negociação em que a Companhia ou suas controladas se torna uma das partes das disposições contratuais
do instrumento. O desreconhecimento de um ativo financeiro ocorre quando os direitos contratuais aos
respectivos fluxos de caixa do ativo expiram ou quando os riscos e benefícios da titularidade do ativo
financeiro são transferidos. A Companhia e suas controladas possuem os seguintes principais ativos
financeiros:
i.
Registrados pelo valor justo por meio de resultado: são ativos mantidos para negociação ou
designados como tal no momento do reconhecimento inicial. A Companhia e suas controladas
gerenciam estes ativos e tomam decisões de compra e venda com base em seus valores justos de
acordo com a gestão de riscos documentada e sua estratégia de investimentos. Estes ativos
financeiros são registrados pelo respectivo valor justo, cujas mudanças são reconhecidas no resultado
do exercício.
Os principais ativos financeiros que a Companhia e suas controladas têm classificados nesta categoria
são: (i) saldos bancários e aplicações financeiras (nota 5), (ii) títulos e valores mobiliários (nota 7) e (iii)
derivativos (nota 34).
ii.
Mantidos até o vencimento: são ativos para os quais a Companhia e suas controladas possuem
intenção e capacidade de manter até o vencimento. São reconhecidos inicialmente pelo valor justo e,
após seu reconhecimento inicial, mensurados pelo custo amortizado através do método dos juros
efetivos, deduzidos de perdas por redução ao valor recuperável.
A Companhia classificou nesta categoria (i) o título recebível com a CESP e (ii) as aplicações
financeiras exigidas por contratos de financiamento da controlada indireta CPFL Renováveis (nota 7).
iii.
Empréstimos e recebíveis: são ativos com pagamentos fixos ou determináveis que não são cotados no
mercado ativo. São reconhecidos inicialmente pelo valor justo, e, após o reconhecimento inicial,
reconhecidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos, deduzidos de perdas por
redução ao valor recuperável.
F - 12
A Companhia e suas controladas têm como principais ativos financeiros classificados nesta categoria:
(i) consumidores, concessionárias e permissionárias (nota 6) e (ii) outros créditos (nota 12).
iv.
Disponíveis para venda: são ativos não derivativos designados como disponíveis para venda ou que
não se classifiquem em nenhuma das categorias anteriores. Após o reconhecimento inicial, os juros
calculados pelo método da taxa efetiva são reconhecidos na demonstração de resultado como parte da
receita operacional líquida, enquanto que as variações para registro ao valor justo são reconhecidas
em reserva de avaliação patrimonial no patrimônio líquido. O resultado acumulado em reserva de
avaliação patrimonial é transferido para o resultado do exercício no momento da realização do ativo.
A Companhia e suas controladas têm como principal ativo financeiro classificado nesta categoria o
direito à indenização ao término da concessão. A opção pela designação deste instrumento como
disponível para venda deve-se a sua não classificação nas demais categorias descritas. Uma vez que
a Administração acredita que a indenização se dará, no mínimo, conforme modelo de precificação de
tarifas atual, o registro deste instrumento como empréstimos e recebíveis não é possível uma vez que
a indenização não será fixa ou determinável, pelo fato de existirem incertezas em relação ao valor de
sua recuperação dada a outras razões que não a deterioração do crédito. As principais incertezas
devem-se ao risco de não reconhecimento de parte destes ativos pelo órgão regulador e de seus
respectivos preços de reposição no término da concessão.
- Passivos financeiros
Passivos financeiros são reconhecidos inicialmente na data em que são originados ou na data de
negociação em que a Companhia ou suas controladas se tornam parte das disposições contratuais do
instrumento. A Companhia e suas controladas possuem os seguintes principais passivos financeiros:
i.
Mensurados pelo valor justo por meio do resultado: são os passivos financeiros que sejam: (i) mantidos
para negociação no curto prazo, (ii) designados ao valor justo com o objetivo de confrontar os efeitos
do reconhecimento de receitas e despesas a fim de se obter informação contábil mais relevante e
consistente ou, (iii) derivativos. Estes passivos são registrados pelos respectivos valores justos e, para
qualquer alteração na mensuração subsequente dos valores justos, a contrapartida é o resultado.
A Companhia e suas controladas classificaram nesta categoria os seguintes passivos financeiros: (i)
algumas dívidas em moedas estrangeiras (nota 17) e, (ii) derivativos (nota 34).
ii.
Não mensurados pelo valor justo por meio do resultado: são os demais passivos financeiros que não
se enquadram na classificação acima. São reconhecidos inicialmente pelo valor justo deduzido de
quaisquer custos de transação atribuíveis e, posteriormente, registrados pelo custo amortizado através
do método dos juros efetivos.
Os principais passivos financeiros classificados nesta categoria são: (i) fornecedores (nota 16), (ii)
empréstimos e financiamentos (nota 17), (iii) encargos de dívidas (nota 17); (iv) encargos de
debêntures (nota 18); (v) debêntures (nota 18); (vi) uso do bem público (nota 23) e (vii) outras contas a
pagar (nota 24).
A Companhia realiza o registro contábil de garantias quando estas são concedidas para entidades não
controladas ou quando a garantia é concedida em um percentual maior que o de sua participação para
cobertura de compromissos de controladas em conjunto. Tais garantias são inicialmente registradas ao
valor justo, através de (i) um passivo que corresponde ao risco assumido do não pagamento da dívida e que
é amortizado contra receita financeira ao mesmo tempo e proporção da amortização da divida, e (ii) um
ativo que corresponde ao direito de ressarcimento pela parte garantida ou uma despesa antecipada em
função das garantias, que é amortizado pelo recebimento de caixa de outros acionistas ou linearmente
contra despesa financeira pelo prazo da garantia. Subsequentemente ao reconhecimento inicial, as
garantias são avaliadas periodicamente quanto à probabilidade de default das contrapartes garantidas, de
acordo com o IAS 37.
Os ativos e passivos financeiros somente são compensados e apresentados pelo valor líquido quando
existe o direito legal de compensação dos valores e haja a intenção de liquidação em uma base líquida ou
de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.
- Capital social
F - 13
Ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido. Custos adicionais diretamente atribuíveis à
emissão de ações e opções de ações são reconhecidos como dedução do patrimônio líquido, líquido de
quaisquer efeitos tributários.
3.3 Arrendamentos:
No começo de um contrato deve-se determinar se um contrato é ou contém um arrendamento. Um ativo
específico é o objeto de um arrendamento caso o cumprimento do contrato é dependente do uso daquele
ativo especificado. O contrato transfere o direito de usar o ativo caso o contrato transfira o direito ao
arrendatário de controlar o uso do ativo subjacente.
Os arrendamentos nos quais os riscos e benefícios permanecem substancialmente com o arrendador são
classificados como arrendamentos operacionais. Os pagamentos/recebimentos relacionados aos
arrendamentos operacionais são reconhecidos como despesas/receitas na demonstração do resultado pelo
método linear, durante o período do arrendamento.
Os arrendamentos nos quais contemplam não só o direito de uso de ativos, mas também a transferência
substancial dos riscos e benefícios para o arrendatário, são classificados como arrendamentos financeiros.
Para os arrendamentos financeiros em que a Companhia ou suas controladas atuam como arrendatária, os
bens são capitalizados ao ativo imobilizado no início do arrendamento em contrapartida a um passivo
mensurado pelo menor valor entre o valor justo do bem arrendado e o valor presente dos pagamentos
mínimos do arrendamento. O imobilizado é depreciado de acordo com a política aplicável para o ativo.
Para os arrendamentos financeiros em que a Companhia ou suas controladas atuam como arrendadora, o
investimento é inicialmente reconhecido pelos custos incorridos na construção/aquisição do bem.
Em ambos os casos, as receitas/despesas financeiras são reconhecidas na demonstração do resultado do
exercício durante o período do arrendamento de modo que seja obtida uma taxa constante sobre o saldo do
investimento/passivo existente.
3.4 Imobilizado:
Os ativos imobilizados são registrados ao custo de aquisição, construção ou formação e estão deduzidos da
depreciação acumulada e, quando aplicável, pelas perdas de redução ao valor recuperável acumuladas.
Incluem ainda quaisquer outros custos para colocar o ativo no local e em condição necessária para que
estes estejam em condição de operar da forma pretendida pela Administração, os custos de desmontagem
e de restauração do local onde estes ativos estão localizados e custos de empréstimos sobre ativos
qualificáveis.
O processo de avaliação dos ativos de acordo com as regras do IFRS na data de transição (1º de janeiro de
2009) foi realizado através da segregação em dois grupos:
- Ativos avaliados pelo custo atribuído na data de transição: modelo adotado para os ativos construídos e
postos em serviço há longa data em que não seja possível a reconstrução da formação de seu custo ou em
que o custo associado a este levantamento não traga um benefício para a apresentação destas
demonstrações financeiras. Desta forma, o custo destes ativos imobilizados na data de transição foi
determinado de acordo com o seu respectivo valor de mercado (“custo atribuído”) e os valores reavaliados
estão sendo apresentados tanto para o custo como para a depreciação acumulada. Os efeitos do custo
atribuído aumentaram o ativo imobilizado tendo como contrapartida o patrimônio líquido, líquido dos efeitos
fiscais.
- Ativos avaliados pelo custo histórico: modelo adotado pela Companhia para ativos recém construídos em
que a base de formação do custo é facilmente comprovada e que os valores a custos históricos estejam
próximos de seus respectivos valores de mercado. Para estes casos, as controladas procederam análise de
modo a assegurar que a composição do custo esteja em consonância com as atuais práticas contábeis.
O custo de reposição de um componente do imobilizado é reconhecido caso seja provável que traga
benefícios econômicos para as controladas e se o custo puder ser mensurado de forma confiável, sendo
baixado o valor do componente reposto. Os custos de manutenção são reconhecidos no resultado conforme
incorridos.
A depreciação é calculada pelo método linear, a taxas anuais variáveis de 2% a 20%, levando em
consideração a vida útil estimada dos bens, conforme orientação e definição do órgão regulador. Para as
geradoras sujeitas à regulamentação do Decreto 2003 de 1996 (controlada CERAN e as controladas em
conjunto ENERCAN, BAESA e Foz do Chapecó), os ativos estão sendo depreciados pelas taxas
estabelecidas pelo órgão regulador, desde que não ultrapassem o prazo da concessão.
F - 14
Os ganhos e perdas na alienação/baixa de um ativo imobilizado são apurados pela comparação dos
recursos advindos da alienação com o valor contábil do bem, e são reconhecidos líquidos dentro de outras
receitas/despesas operacionais.
Os bens e instalações utilizados nas atividades reguladas são vinculados a esses serviços, não podendo
ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização da
ANEEL. A ANEEL regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia
Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando
destinados à alienação e determina que o produto da alienação seja depositado em conta bancária
vinculada para aplicação na concessão.
3.5 Intangível:
Inclui os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos como ágios e direito de exploração de
concessões, software e servidão.
O ágio (“goodwill”) resultante na aquisição de controladas é representado pela diferença entre o valor pago
e/ou a pagar pela aquisição de um negócio e o montante líquido do valor justo dos ativos e passivos da
controlada adquirida.
O ágio é medido pelo custo, deduzido das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas. Os ágios,
bem como os demais ativos intangíveis de vida útil indefinida, não estão sujeitos à amortização, sendo
anualmente testados para verificar se os respectivos valores contábeis não superam os seus valores de
recuperação.
Os deságios são registrados como ganhos no resultado do período referente à aquisição.
O ativo intangível que corresponde ao direito de exploração de concessões pode ter três origens distintas,
fundamentadas pelos argumentos a seguir:
i.
Adquiridos através de combinações de negócios: A parcela oriunda de combinações de negócios que
corresponde ao direito de exploração da concessão está sendo apresentado como ativo intangível.
Estes valores são amortizados com base na curva do lucro líquido projetado das concessionárias para
o prazo remanescente da concessão.
ii.
Investimentos na infraestrutura (aplicação do IFRIC 12 – Contratos de Concessão): Em função dos
contratos de concessão de distribuição de energia elétrica firmados pelas controladas, o ativo
intangível é registrado correspondendo ao direito que os concessionários possuem de cobrar os
usuários pelo uso da infraestrutura da concessão. Uma vez que o prazo para exploração é definido
contratualmente, este ativo intangível de vida útil definida é amortizado pelo prazo de concessão de
acordo com uma curva que reflita o padrão de consumo em relação aos benefícios econômicos
esperados. Para mais informações vide nota 3.1.
Os itens que compõem a infraestrutura são vinculados diretamente à operação da Companhia, não
podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa
autorização da ANEEL. A ANEEL regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço
Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à
concessão, quando destinados à alienação e determina que o produto da alienação seja depositado
em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.
iii.
Uso do Bem Público: Algumas concessões de geração foram concedidas mediante a contraprestação
de pagamentos para a União a título de Uso do Bem Público. O registro desta obrigação na data da
assinatura dos respectivos contratos, a valor presente, teve como contrapartida a conta de ativo
intangível. Estes valores, capitalizados pelos juros incorridos da obrigação até a data de entrada em
operação, estão sendo amortizados linearmente pelo período remanescente da concessão.
3.6 Redução ao valor recuperável (“impairment”)
- Ativos financeiros
Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de
apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável
que pode ocorrer após o reconhecimento inicial desse ativo, e que tenha um efeito negativo nos fluxos de
caixa futuros projetados.
A Companhia e suas controladas avaliam a evidência de perda de valor para recebíveis e títulos de
F - 15
investimentos mantidos até o vencimento tanto no nível individualizado como no nível coletivo para todos
os títulos significativos. Recebíveis e investimentos mantidos até o vencimento que não são
individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto a perda de valor por agrupamento
conjunto desses títulos com características de risco similares.
Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva, a Companhia utiliza tendências históricas da
probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para
refletir o julgamento da administração quanto as premissas se as condições econômicas e de crédito atuais
são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências
históricas.
A redução do valor recuperável de um ativo financeiro é reconhecida como segue:
• Custo amortizado: pela diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fluxos de
caixa estimados descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas são reconhecidas
no resultado e refletidas em uma conta de provisão contra recebíveis. Os juros sobre o ativo que
perdeu valor continuam sendo reconhecidos através da reversão do desconto. Quando um evento
subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda de valor é revertida e
registrada no resultado.
• Disponíveis para venda: pela diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e
amortização do principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda de valor
recuperável previamente reconhecida no resultado. As perdas são reconhecidas no resultado.
Nos casos onde em períodos subsequentes ao reconhecimento da perda, tenha sido identificado um
aumento (ganho), a perda de valor é revertida contra o montante da reversão reconhecido no resultado.
Todavia, qualquer recuperação subsequente no valor justo de um ativo financeiro disponível para venda
para o qual tenha sido registrada perda do valor recuperável, é reconhecida na reserva de avaliação
patrimonial.
- Ativos não financeiros
Os ativos não financeiros com vida útil indefinida, como o ágio, são testados anualmente para a verificação
se os valores contábeis não superam os respectivos valores de realização. Os demais ativos sujeitos à
amortização são submetidos ao teste de impairment sempre que eventos ou mudanças nas circunstâncias
indiquem que o valor contábil possa não ser recuperável.
O valor da perda corresponderá ao excesso do valor contábil comparado ao valor recuperável do ativo,
representado pelo maior valor entre o seu valor justo, líquido dos custos de venda do bem, ou o seu valor
em uso.
Uma das formas utilizadas para avaliação do impairment são os testes realizados com base em seu valor
em uso. Para estes casos, os ativos (ex: ágio, intangível de concessão) são segregados e agrupados nos
menores níveis existentes para os quais existam fluxos de caixa identificáveis (Unidade Geradora de Caixa
– “UGC”). Caso seja identificado um problema de realização, a respectiva perda é registrada na
demonstração do resultado. Exceto pelo ágio, em que a perda não pode ser revertida no período
subsequente, anualmente também é realizada uma análise para possível reversão do impairment.
O ágio integrante do valor contábil de um investimento em uma coligada, por não ser reconhecido
individualmente, é testado em conjunto com o valor total do investimento, como se fosse um ativo único.
3.7 Provisões
As provisões são reconhecidas em função de um evento passado quando há uma obrigação legal ou
construtiva que possa ser estimada de maneira confiável e se for provável a exigência de um recurso
econômico para liquidar esta obrigação. Quando aplicável, as provisões são apuradas através do desconto
dos fluxos de desembolso de caixa futuros esperados a uma taxa que considera as avaliações atuais de
mercado e os riscos específicos para o passivo.
3.8 Benefícios a empregados
Algumas controladas possuem benefícios pós-emprego e planos de pensão, reconhecidos pelo regime de
competência em conformidade com o IAS 19 – Benefícios a Empregados, sendo consideradas
Patrocinadoras destes planos. Apesar dos planos possuírem particularidades, tem as seguintes
características:
F - 16
i.
Plano de Contribuição Definida: plano de benefícios pós-emprego pelo qual a Patrocinadora paga
contribuições fixas para uma entidade separada não possuindo qualquer responsabilidade sobre as
insuficiências atuariais desse plano. As obrigações são reconhecidas como despesas no resultado do
período em que os serviços são prestados.
ii.
Plano de Benefício Definido: A obrigação líquida é calculada pela diferença entre o valor presente da
obrigação atuarial obtida através de premissas, estudos biométricos e taxas de juros condizentes com
os rendimentos de mercado, e o valor justo dos ativos do plano na data do balanço. A obrigação
atuarial é anualmente calculada por atuários independentes através do método da unidade de crédito
projetada. As controladas utilizam-se do corredor para evitar que oscilações nas condições
macroeconômicas distorçam o resultado do período. Desta forma, as diferenças acumuladas entre as
estimativas atuariais e os resultados reais não são registrados nas demonstrações financeiras a menos
que excedam 10% do maior valor entre o passivo e ativo dos planos. Os ganhos e perdas não
registrados que ultrapassarem este limite são registrados ao resultado do exercício pelo prazo
esperado de serviço remanescente dos funcionários. Para os casos em que o plano se torne
superavitário e exista a necessidade de reconhecimento de um ativo, tal reconhecimento é limitado ao
total de quaisquer custos de serviço passado não reconhecidos e o valor presente dos benefícios
econômicos disponíveis na forma de reembolsos ou reduções futuras nas contribuições ao plano.
3.9 Dividendos e juros sobre capital próprio
De acordo com a legislação brasileira, a Companhia é requerida a distribuir como dividendo anual mínimo
obrigatório 25% do lucro líquido ajustado quando previsto no Estatuto Social. De acordo com as práticas
contábeis internacionais, IAS 10, apenas o dividendo mínimo obrigatório pode ser provisionado, já o
dividendo declarado ainda não aprovado, só deve ser reconhecido como passivo nas demonstrações
financeiras após aprovação pelo órgão competente. Desta forma, serão mantidos no patrimônio líquido, em
conta de dividendo adicional proposto, em virtude de não atenderem aos critérios de obrigação presente na
data das referidas demonstrações.
Conforme definido no Estatuto Social da Companhia e em consonância com a legislação societária vigente,
compete ao Conselho de Administração a declaração de dividendo e juros sobre o capital próprio
intermediários apurados através de balanço semestral. A declaração de dividendo e juros sobre capital
próprio intermediários na data base 30 de junho só é reconhecida como um passivo nas demonstrações
financeiras da Companhia após a data de deliberação do Conselho de Administração.
Com a nova prática contábil, os juros sobre o capital próprio não mais transitam pela demonstração do
resultado, estando os efeitos demonstrados apenas na mutação do patrimônio líquido e na taxa efetiva de
imposto de renda e contribuição social.
3.10 Reconhecimento de receita
A receita operacional do curso normal das atividades das controladas é medido pelo valor justo da
contraprestação recebida ou a receber. A receita operacional é reconhecida quando existe evidência
convincente de que os riscos e benefícios mais significativos foram transferidos para o comprador, de que
for provável que os benefícios econômicos financeiros fluirão para a entidade, de que os custos associados
possam ser estimados de maneira confiável, e de que o valor da receita operacional possa ser mensurado
de maneira confiável.
A receita de distribuição de energia elétrica é reconhecida no momento em que a energia é faturada. A
receita não faturada, relativa ao ciclo de faturamento mensal, é apropriada considerando-se como base a
carga real de energia disponibilizada no mês e o índice de perda anualizado. Historicamente, a diferença
entre a receita não faturada estimada e o consumo real, a qual é reconhecida no mês subsequente, não tem
sido relevante. A receita proveniente da venda da geração de energia é registrada com base na energia
assegurada e com tarifas especificadas nos termos dos contratos de fornecimento ou no preço de mercado
em vigor, conforme o caso. A receita de comercialização de energia é registrada com base em contratos
bilaterais firmados com agentes de mercado e devidamente registrados na CCEE – Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica. Não existe consumidor que isoladamente represente 10% ou mais do
total do faturamento.
A receita referente à prestação de serviços é registrada no momento em que o serviço foi efetivamente
prestado, regido por contrato de prestação de serviços entre as partes.
As receitas dos contratos de construção são reconhecidas pelo método da percentagem completada (“preço
fixo”), sendo as perdas reconhecidas na demonstração do resultado quando incorridas.
F - 17
3.11 Imposto de Renda e Contribuição Social
As despesas de imposto de renda e contribuição social são calculadas e registradas conforme legislação
vigente e incluem os impostos corrente e diferido. Os impostos sobre a renda são reconhecidos na
demonstração do resultado, exceto para os casos em que estiverem diretamente relacionados a itens
registrados diretamente no patrimônio líquido ou na reserva de avaliação patrimonial que já são
reconhecidos líquidos destes efeitos fiscais.
O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber/compensar esperado sobre o lucro ou prejuízo
tributável. O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores
contábeis de ativos e passivos para fins contábeis e os correspondentes valores usados para fins de
tributação.
A Companhia e determinadas controladas registraram em suas demonstrações financeiras os efeitos dos
créditos de imposto de renda e contribuição social sobre prejuízos fiscais, bases negativas da contribuição
social e diferenças temporariamente indedutíveis, suportados por previsão de geração futura de bases
tributáveis de imposto de renda e contribuição social, aprovadas anualmente pelo Conselho de
Administração e apreciadas pelo Conselho Fiscal. As controladas registraram, também, créditos fiscais
referentes ao benefício de ágios incorporados, os quais estão sendo amortizados proporcionalmente aos
lucros líquidos individuais projetados para o período remanescente de cada contrato de concessão.
Os ativos e passivos fiscais diferidos são compensados caso haja um direito legal de compensar passivos e
ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a impostos de renda lançados pela mesma autoridade
tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.
Ativos de imposto de renda e contribuição social diferidos são revisados a cada data de relatório e serão
reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável.
3.12 Resultado por ação
O resultado por ação básico é calculado por meio do resultado do período atribuível aos acionistas
controladores da Companhia e a média ponderada das ações ordinárias em circulação no respectivo
período. O resultado por ação diluído é calculado por meio da referida média das ações em circulação,
ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis em ações, com efeito diluidor, nos períodos
apresentados, nos termos do IAS 33.
3.13 Ativos e passivos regulatórios
Em consonância com o entendimento do IASB/IFRIC, ativos e passivos regulatórios não podem ser
registrados nas demonstrações financeiras das controladas de distribuição por não atenderem os
requerimentos de ativos e passivos descritos na Estrutura Conceitual para Elaboração e Apresentação das
Demonstrações Contábeis. Desta forma, os direitos ou compensações somente são refletidos nas
demonstrações financeiras no momento do consumo de energia elétrica por parte dos clientes cativos.
3.14 Novas normas e interpretações ainda não adotadas
Diversas normas, emendas às normas e interpretações IFRS emitidas pelo IASB que ainda não entraram
em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, são as seguintes:
• IAS 1 – Financial Statement Presentation
• IAS 12 – Income Taxes
• IAS 19 – Employee Benefits
• IAS 27 – Consolidated and Separate Financial Statements
• IAS 28 – Investments in Associates
• IFRS 7 – Financial Instruments: Disclosures
• IFRS 9 – Financial Instruments
• IFRS 10 – Consolidated Financial Statements
• IFRS 11 – Joint Arrangements
F - 18
• IFRS 12 Disclosure of Interests in Other Entities
• IFRS 13 Fair Value Measurement
A Companhia está analisando o impacto destas novas normas em suas demonstrações financeiras.
( 4 ) DETERMINAÇÃO DO VALOR JUSTO
Diversas políticas e divulgações contábeis da Companhia exigem a determinação do valor justo, tanto para
os ativos e passivos financeiros como para os não financeiros. Os valores justos têm sido apurados para
propósitos de mensuração e/ou divulgação baseados nos métodos a seguir. Quando aplicável, as
informações adicionais sobre as premissas utilizadas na apuração dos valores justos são divulgadas nas
notas específicas àquele ativo ou passivo.
- Imobilizado e intangível
O valor justo do imobilizado e intangível reconhecido em função de uma combinação de negócios é
baseado em valores de mercado. O valor de mercado da propriedade é o valor estimado para o qual um
ativo poderia ser trocado na data de avaliação entre partes conhecedoras e interessadas em uma transação
sob condições normais de mercado. O valor justo dos itens do ativo imobilizado é baseado na abordagem
de mercado e nas abordagens de custos através de preços de mercado cotados para itens semelhantes,
quando disponíveis, e custo de reposição quando apropriado.
- Instrumentos financeiros
Os instrumentos financeiros reconhecidos a valores justos foram registrados através da cotação em
mercado ativo para os respectivos instrumentos, ou quando tais preços não estiverem disponíveis, são
valorizados através de modelo de precificação, aplicados
aplicados individualmente para cada transação, levando em
consideração os fluxos futuros de pagamento, com base nas condições contratuais, descontados a valor
presente por taxas obtidas através das curvas de juros de mercado,
mercado, tendo como base, sempre que
disponível, informações obtidas pelo site da BM&F, BOVESPA e ANDIMA.
Os ativos financeiros classificados como disponível para venda referem-se ao direito à indenização que será
paga pela União no momento da reversão dos ativos
ativos das concessionárias de distribuição. A metodologia
adotada para valorização a mercado destes ativos tem como ponto de partida o processo de revisão tarifária
das distribuidoras. Este processo, realizado a cada quatro ou cinco anos de acordo com cada
concessionária, consiste na reavaliação ao preço de mercado da infraestrutura de distribuição. Esta base de
avaliação é utilizada para precificação da tarifa que anualmente, até o momento do próximo processo de
revisão tarifária, é reajustada tendo como parâmetro
parâmetro os principais índices de inflação.
Apesar da metodologia e critérios de avaliação da indenização no momento da reversão dos ativos ainda
não ter sido definida pela União, a Administração da Companhia acredita que a indenização será avaliada
tendo como base, no mínimo, o modelo de precificação das tarifas. Desta forma, no momento da revisão
tarifária, cada concessionária ajusta a posição do ativo financeiro base para indenização aos valores
homologados pelo órgão regulador e utiliza o IGP-M como melhor estimativa para ajustar a base original ao
respectivo valor justo nas datas subsequentes, em consonância com o processo de Reajuste Tarifário.
( 5 ) CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
As aplicações financeiras correspondem a operações de curto prazo realizadas com instituições que
operam no mercado financeiro nacional, tendo como características liquidez diária, baixo risco de crédito e
remuneração equivalente, na média, a 100% do Certificado de Depósito Interbancário (CDI).
( 6 ) CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS
F - 19
No consolidado, o saldo é oriundo, principalmente, das atividades de fornecimento de energia elétrica, cuja
composição em 31 de dezembro de 2011 e de 2010 é como segue:
Parcelamento de Débitos de Consumidores - Refere-se à negociação de créditos vencidos junto a
consumidores, principalmente órgãos públicos. Parte destes créditos dispõe de garantia de pagamento
pelos devedores, principalmente através de repasse de arrecadação de ICMS com interveniência bancária.
Com base na melhor estimativa da Administração das controladas, para os montantes sem garantia ou sem
expectativa de recebimento, foram constituídas provisões para créditos de liquidação duvidosa.
Operações Realizadas na CCEE - Os valores referem-se à comercialização no mercado de curto prazo de
energia elétrica. Os valores de longo prazo compreendem principalmente: (i) ajustes judiciais, determinados
em função de processos movidos por agentes do setor; (ii) ações judiciais que contestam a contabilização
da CCEE para o período de setembro de 2000 a dezembro de 2002; e (iii) registros escriturais provisórios
determinados pela CCEE. As controladas entendem não haver riscos significativos na realização desses
ativos e, conseqüentemente, nenhuma provisão foi contabilizada para este fim.
Concessionárias e Permissionárias - Refere-se, basicamente, a saldos a receber decorrentes do
suprimento de energia elétrica a outras concessionárias e permissionárias, efetuados, principalmente, pelas
controladas CPFL Geração e CPFL Brasil.
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
A movimentação da provisão para créditos de liquidação duvidosa está demonstrada a seguir:
F - 20
( 7 ) TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS
Através de instrumento particular de Cessão de Crédito, a Companhia adquiriu em 2005 o crédito
proveniente do Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica entre a Companhia Energética de São
Paulo (“CESP”) (vendedora) e CPFL Brasil (compradora), correspondente ao fornecimento de energia por
um período de 8 anos. O montante de recursos entregue pela Companhia à CESP será liquidado pela CPFL
Brasil com os recursos provenientes da aquisição da energia produzida por aquela empresa.
Em 31 de dezembro de 2011, do saldo no ativo circulante de R$ 47.521, R$45.668 é da controladora (R$
42.533 em 31 de dezembro de 2010), e no ativo não circulante R$2.854 (R$ 39.216 em 31 de dezembro de
2010). Esta operação é remunerada com juros anuais de 17,5% a.a., mais variação anual do IGP-M, e está
sendo amortizada através de parcelas mensais, no valor correspondente à transação de compra de energia.
Os montantes de R$ 72.056, R$ 8.272 e R$ 26.783 no não circulante referem-se a aplicações financeiras
exigidas por contratos de financiamento das controladas indiretas CPFL Renováveis, BAESA e ENERCAN,
respectivamente, e deverão ser mantidas até a amortização total destes empréstimos.
( 8 ) TRIBUTOS A COMPENSAR
F - 21
Contribuição Social a Compensar - No não circulante, o saldo refere-se basicamente à decisão favorável
em ação judicial movida pela controlada CPFL Paulista, transitada em julgado. A controlada CPFL Paulista
está aguardando o trâmite dos procedimentos administrativos de habilitação do crédito junto à Receita
Federal, para realizar a compensação do crédito.
ICMS a Compensar - Refere-se principalmente a crédito constituído de aquisição de ativo permanente.
PIS e Cofins – No não circulante, o saldo refere-se basicamente a créditos reconhecidos pelas controladas
indiretas EPASA e CPFL Renováveis, relacionados à aquisição de equipamentos, que serão realizados
através da depreciação dos respectivos equipamentos.
( 9 )CRÉDITOS E DÉBITOS FISCAIS DIFERIDOS
9.1- Composição dos créditos e débitos fiscais:
9.2 - Beneficio fiscal do ágio incorporado:
Refere-se ao crédito fiscal calculado sobre o ágio de aquisição incorporado e está registrado de acordo com
os conceitos das Instruções CVM nº 319/99 e nº 349/01. O benefício está sendo realizado de forma
proporcional à amortização dos ágios incorporados que o originaram, conforme o lucro líquido projetado das
controladas durante o prazo remanescente da concessão, demonstrado na nota 14.
F - 22
9.3 - Saldos acumulados sobre diferenças temporariamente indedutíveis:
A linha de “combinação de negócios” refere-se aos efeitos de débitos fiscais diferidos reconhecidos sobre o
intangível adquirido na combinação de negócios da CPFL Renováveis. Em agosto de 2011, quando do
registro inicial desta combinação de negócios, foi registrado R$ 378.606 referente ao imposto de renda e
contribuição social diferidos sobre a mais valia dos ativos líquidos adquiridos naquela data. Em dezembro
de 2011, com a aquisição da Jantus e Santa Luzia, foram registrados adicionalmente os montantes de R$
349.400 e R$ 29.977, respectivamente. Os detalhes desta operação estão descritos na nota 14.4.
Previsão de recuperação
A previsão de recuperação dos créditos fiscais diferidos registrados no ativo não circulante, decorrentes de
diferenças temporariamente indedutíveis e benefício fiscal do ágio incorporado, está baseada nas projeções
F - 23
de resultados futuros, aprovadas pelo Conselho de Administração e apreciadas pelo Conselho Fiscal, e sua
composição é como segue:
9.4 - Reconciliação dos montantes de contribuição social e imposto de renda registrados nos
resultados dos exercícios de 2011, 2010 e de 2009:
Amortização de intangível adquirido - Refere-se à parcela não dedutível da amortização do intangível
originado na aquisição de investidas.
Crédito Fiscal Constituído - Parcela do crédito fiscal sobre o prejuízo fiscal e base negativa, registrada em
função da revisão das projeções, a qual resultou em margem para complemento de registro contábil.
9.5 Créditos fiscais não reconhecidos
A controladora possui créditos fiscais relativos a prejuízos fiscais e bases negativas no montante de
R$ 122.371 que poderão ser objeto de reconhecimento contábil no futuro, de acordo com as revisões
anuais das projeções de geração de lucros tributáveis.
As controladas CPFL Renováveis e Sul Geradora possuem R$ 72.158 e R$ 72.511, respectivamente, de
ativos de Imposto de Renda e Contribuição Social sobre prejuízos fiscais e bases negativas que não foram
reconhecidos por não apresentarem razoável certeza de geração de lucros tributáveis futuros suficientes a
F - 24
absorverem os referidos ativos. Não há prazo de prescrição para utilização dos prejuízos fiscais e bases
negativas.
( 10 ) ARRENDAMENTO
A controlada CPFL Brasil realiza atividades de prestação de serviços e aluguel de equipamentos para autoprodução de energia, nas quais é arrendadora, e cujos principais riscos e benefícios relacionados aos
respectivos ativos foram transferidos aos arrendatários.
A essência da operação é arrendar, para os clientes que necessitam de maior
maior consumo de energia elétrica
em horários de pico (quando a tarifa é mais alta), equipamentos de geração de energia (“autoprodução”) e,
sobre estes equipamentos, prestar serviços de manutenção e operação.
A controlada realiza, com recursos próprios, o investimento de construção da planta de geração de energia
nas instalações do cliente. A partir da entrada em operação dos equipamentos, o cliente passa a efetuar
pagamentos fixos mensais.
Os investimentos realizados nestes projetos de arrendamento mercantil
mercantil financeiro são registrados pelo valor
presente dos pagamentos mínimos a receber, sendo estes recebimentos tratados como amortização do
investimento e as receitas financeiras reconhecidas no resultado do exercício pelo prazo dos respectivos
contratos.
Estes investimentos resultaram neste exercício uma receita financeira de R$ 5.625 (R$ 5.363 em 2010).
Em 31 de dezembro de 2011, não há (i) valores residuais não garantidos que resultem em benefício do
arrendador; (ii) provisão para pagamentos mínimos incobráveis do arrendamento a receber; e (iii)
pagamentos contingentes reconhecidos como receita durante o período.
( 11 ) ATIVO FINANCEIRO DA CONCESSÃO
O saldo refere-se ao valor justo do ativo financeiro correspondente ao direito estabelecido nos contratos de
concessões das distribuidoras de energia de receber caixa no momento da reversão dos ativos ao término
da concessão.
F - 25
Conforme modelo tarifário vigente, a remuneração do ativo é reconhecida no resultado mediante
faturamento dos consumidores e sua realização ocorre no momento do recebimento das contas de energia
elétrica. A diferença para ajustar o saldo ao respectivo valor justo é registrada como contrapartida na conta
de reserva de avaliação patrimonial no patrimônio líquido.
( 12 ) OUTROS CRÉDITOS
Adiantamentos - Fundação CESP - Referem-se a adiantamentos efetuados para programas assistenciais
a empregados e manutenção operacional da entidade.
Cauções, fundos e depósitos vinculados - São garantias oferecidas para operações na CCEE e
garantias concedidas para controladas em conjunto.
Fundo vinculado a empréstimos em moeda estrangeira - São garantias oferecidas quando da
negociação ou renegociação de empréstimos.
Ordens em curso: refere-se principalmente ao montante relacionado a (i) Pesquisa e Desenvolvimento; e
(ii) Programa de Eficiência Energética (PEE) conforme estabelecido pela ANEEL.
Reembolso RGR - Refere-se a valores a compensar, relativos à diferença apurada entre a RGR - Reserva
Global de Reversão homologada pela ANEEL e a efetivamente incorrida, calculada com base no ativo
imobilizado em serviço.
Contratos de Pré-compra de energia - Refere-se a pagamentos antecipados realizados pelas controladas,
os quais serão liquidados com energia a ser fornecida no futuro.
Convênios de arrecadação - Referem-se a (i) convênios firmados pelas distribuidoras com prefeituras e
empresas para arrecadação através da conta de energia elétrica e posterior repasse de valores referente à
contribuição de iluminação pública, jornais, assistência médica, seguros residenciais, etc; e (ii)
recebimentos pela CPFL Brasil, através da divisão CPFL Total, para posterior repasse aos clientes que
utilizam dos serviços de arrecadação prestados por esta divisão.
F - 26
( 13 ) IMOBILIZADO
F - 27
O saldo de imobilizado em curso no consolidado refere-se principalmente a obras em andamento das
controladas operacionais e/ou em desenvolvimento, com destaque para os projetos da CPFL Renováveis com
imobilizado em curso de R$ 943.831.
Em combinação de negócios estão alocados: i) os ativos imobilizados pertencentes a ERSA, no montante de
R$ 956.447, que passaram a ser consolidados na CPFL Renováveis a partir de agosto de 2011; e ii) os ativos
da Jantus e Santa Luzia nos montantes de R$ 715.864 e R$ 237.307, respectivamente, que passaram a ser
consolidados a partir de dezembro de 2011.
Conforme mencionado no item 3.4, determinados ativos foram avaliados na data de transição pelo custo
atribuído (“deemed cost”), enquanto que os ativos das usinas recentemente construídas estão registrados ao
custo de aquisição, que na avaliação da Administração estão próximos dos respectivos valores de mercado. Os
ativos imobilizados foram avaliados ao seu respectivo valor de mercado, com base em laudo de avaliação
preparado por empresa de engenharia independente especializada em avaliação patrimonial. A mais valia no
montante de R$ 1.002.991 foi apurada para a data-base 1º de janeiro de 2009 e registrada no patrimônio líquido
na conta de reserva de avaliação patrimonial. A amortização desta mais valia, calculada com base na vida útil
remanescente dos bens, que impactou o resultado dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2011, de 2010
e de 2009 foi de R$ 37.481, R$39.605 e R$ 39.552.
Em conformidade com o IAS 23, os juros referentes aos empréstimos tomados pelas controladas para o
financiamento das obras são capitalizados durante a fase de construção. No consolidado, para o ano de 2011
foram capitalizados R$ 6.861 (R$ 84.839 em 2010 e R$ 56.106 em 2009). Para maiores detalhes sobre os
ativos em construção e as respectivas taxas de captações dos empréstimos, vide notas 1, 16 e 17.
Teste de redução ao valor recuperável dos ativos: Para todos os períodos apresentados, a Companhia
avaliou eventuais indicativos de desvalorização de seus ativos que pudessem gerar a necessidade de testes
sobre o valor de recuperação. Tal avaliação foi baseada em fontes externas e internas de informação, levandose em consideração variações em taxas de juros, mudanças em condições de mercado, dentre outros.
O resultado de tal avaliação para todos os períodos apresentados não apontou indicativos de redução no valor
recuperável destes ativos, não havendo, portanto, perdas por desvalorização a serem reconhecidas.
F - 28
( 14 ) INTANGÍVEL
14.1 Intangível adquirido em combinações de negócios
A composição do ativo intangível correspondente ao direito de explorar a concessão, adquirido em
combinações de negócios, está demonstrada a seguir:
29
O intangível adquirido em combinações de negócio está assim representado:
- Intangível adquirido não incorporado
Refere-se basicamente ao ágio de aquisição remanescente das ações detidas por acionistas não
controladores.
- Intangível adquirido já incorporado - Dedutível
Refere-se ao ágio oriundo da aquisição de controladas que foram incorporados aos respectivos patrimônios
líquidos sem a aplicação das Instruções CVM n° 319/99 e n° 349/01, ou seja, sem que ocorresse a
segregação da parcela correspondente ao benefício fiscal.
30
- Intangível adquirido já incorporado - Recomposto
Com o objetivo de atender as determinações da ANEEL e evitar que a amortização do ágio advindo de
incorporação de controladora cause impacto negativo ao fluxo de dividendos aos acionistas, as controladas
aplicaram os conceitos das Instruções CVM nº 319/99 e nº 349/01 sobre o ágio de aquisição. Desta forma, foi
constituída uma provisão retificadora do ágio em contrapartida à reserva do patrimônio líquido das
controladas, de forma que o efeito da operação no patrimônio reflita o benefício fiscal do ágio incorporado.
Estas alterações afetaram o investimento da Companhia nas controladas, sendo necessária a constituição do
ágio indedutível para fins fiscais, de modo a recompô-lo.
14.2 Movimentação do ativo intangível:
As movimentações do ativo intangível para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e de 2010 são
como segue:
Em 31 de dezembro de 2011, o total de intangível adquirido em combinação de negócios refere-se à
reestruturação societária da CPFL Renováveis (nota 14.4), sendo: (i) R$ 912.363 gerados em função da
aquisição reversa; (ii) R$ 1.153.443 refere-se a aquisições de negócios ocorridas a partir de 1º de agosto na
CPFL Renováveis, principalmente relacionado à aquisição da Jantus e Santa Luzia (R$ 1.115.815); e (iii)
R$ 232.013 referem-se a saldos já existentes na adquirida em 31 de julho de 2011. A controlada registrou os
respectivos efeitos tributários diferidos sobre o intangível adquirido, na linha de diferenças temporariamente
indedutíveis (nota 9).
Em conformidade com o IAS 23, os juros referentes aos empréstimos tomados pelas controladas são
capitalizados para os ativos intangíveis qualificáveis. No consolidado, para o ano de 2011 foram capitalizados
R$ 32.281 (R$ 48.099 em 2010 e R$ 28.825 em 2009) a uma taxa de 9,95% a.a. (7,9% a.a. em 2010 e 6.3%
a.a. em 2009).
14.3 Teste de redução ao valor recuperável
Para todos os períodos apresentados, a Companhia avaliou eventuais indicativos de desvalorização de seus
ativos que pudessem gerar a necessidade de testes sobre o valor de recuperação. Tal avaliação foi baseada
em fontes externas e internas de informação, levando-se em consideração variações em taxas de juros,
mudanças em condições de mercado, dentre outros.
Para fins de análise de recuperação dos ativos intangíveis com vida útil indefinida (incluindo o ágio), a
Companhia utilizou o método do valor em uso para avaliar o valor recuperável de cada UGCs. Desta forma, os
31
respectivos fluxos de caixa foram elaborados através da avaliação da Administração sobre as tendências
futuras no setor elétrico, baseados tanto em fontes externas como em dados históricos.
O resultado de tal avaliação para todos os períodos apresentados não apontou indicativos de redução no valor
recuperável destes ativos, não havendo, portanto, perdas por desvalorização a serem reconhecidas.
14.4 Combinação de negócios (CPFL Renováveis)
A criação da CPFL Renováveis deu-se por meio da incorporação da então controlada indireta SMITA pela
ERSA, através da reestruturação societária descrita na nota 1.1, seguindo os termos e condições estabelecidos
no Protocolo de Incorporação celebrado por ambas as companhias cujo Fato Relevante foi divulgado em 23 de
agosto de 2011.
Em conseqüência desta incorporação, o patrimônio líquido da CPFL Renováveis teve um aumento de
R$ 980.827, sendo R$ 596.631 pelo acervo líquido da SMITA apurado a valor contábil na data base de 31 de
julho de 2011, e R$ 384.196 através de aporte de capital efetuado pelas controladas CPFL Geração e CPFL
Brasil.
A relação de substituição entre as ações da ERSA e as ações da SMITA, para fins da incorporação, tomou por
base o valor econômico da ERSA e da SMITA e foi livremente negociada, acordada e pactuada entre partes
independentes e reflete, de forma adequada, a melhor avaliação de ambas as entidades.
A ERSA emitiu 913.475.299 novas ações ordinárias em nome da CPFL Geração e CPFL Brasil, as quais
conferem iguais direitos àqueles conferidos pelas demais ações ordinárias da ERSA anteriormente existentes.
A CPFL Energia passou a deter, indiretamente, 54,50% da CPFL Renováveis, assumindo seu controle em 1º de
agosto de 2011, passando a consolidar integralmente esta controlada a partir desta data.
Esta associação resultou em uma combinação de negócios, de acordo com o IFRS 3, uma vez que a
Companhia passou a deter o controle da CPFL Renováveis. O valor da contraprestação transferida nesta
operação foi de R$ 773.413. Na essência contábil, em função de ter sido a Companhia quem adquiriu o
controle, apesar de ser a ERSA (adquirida contábil) a empresa incorporadora, esta operação refletiu em uma
aquisição reversa e, portanto, os ativos líquidos da ERSA foram avaliados a valor de mercado. O respectivo
laudo de avaliação, realizado por especialistas, gerou o registro na CPFL Renováveis de uma mais valia
atribuída ao intangível de concessão no montante de R$ 533.757 (nota 14.1), líquida do imposto de renda e
contribuição social diferidos de R$ 378.606 (nota 9) em contrapartida à conta de reserva de capital no
patrimônio líquido (nota 24).
Na Companhia, em função de sua participação societária, foi registrado em Investimentos o montante de
R$ 290.898, em contrapartida à conta de reserva de capital no patrimônio líquido. Nas controladas CPFL
Geração e CPFL Brasil o efeito registrado em seus respectivos investimentos foram de R$ 232.975 e
R$ 57.922, respectivamente. Também em função da combinação de negócios, considerando que a relação de
troca das participações das controladas CPFL Geração e CPFL Brasil na CPFL Renováveis (já contemplando a
aquisição da controlada indireta Jantus, nota 14.4.1) houve uma redução de R$ 60.957 lançada na reserva de
capital registrada pela Companhia (aumento de R$ 179.384 na controlada CPFL Geração e redução de R$
240.341 na controlada CPFL Brasil). Desta forma, o valor líquido registrado na reserva de capital oriunda da
combinação de negócios, em 31 de dezembro de 2011, foi de R$ 229.940 (nota 24).
Com relação ao reconhecimento contábil da aquisição da CPFL Renováveis nas controladas CPFL Geração e
CPFL Brasil, em função destas não deterem o controle operacional da CPFL Renováveis sendo, portanto,
consideradas coligadas, o tratamento dado para fins individuais nas suas respectivas demonstrações
financeiras foi: (i) Na CPFL Geração foi registrado um ganho no resultado de R$ 412.359 e (ii) na CPFL Brasil
foi registrado um ganho no resultado de R$ 7.881 e um ágio de R$ 190.300. Uma vez que nas demonstrações
consolidadas esta operação refere-se a uma transação entre sócios, estes efeitos foram ajustados, para fins de
consolidação na CPFL Energia, sendo registrados no patrimônio líquido.
Os impactos da combinação de negócios reversa, conforme descrito acima, tomando-se como base os
balanços patrimoniais em 1º de agosto de 2011, são como segue:
32
A receita líquida, resultado do serviço (negativo) e lucro líquido da adquirida (Ersa), a partir da data de
aquisição, foram integralmente consolidados na CPFL Renováveis e correspondem a R$ 85.042, R$ 7.679 e
R$ 11.062, respectivamente.
A receita líquida, resultado do serviço e lucro líquido da CPFL Renováveis, caso a data de aquisição tivesse
sido 1º de janeiro de 2011, seriam de R$ 306.894, R$ 103.684 e R$ 103.716 respectivamente.
O valor da participação de não controladores na CPFL Renováveis na data da aquisição era de R$ 1.091.969
representando a participação de 45,5% no patrimônio líquido da CPFL Renováveis em 1º de agosto de 2011.
14.4.1 Aquisição da controlada indireta Jantus
Em 7 de abril de 2011, a Companhia, por meio da controlada CPFL Brasil celebrou Contrato de Compra e
Venda para aquisição da totalidade das cotas do capital social da Jantus SL (“Jantus”), empresa sediada na
Espanha. Em 21 de setembro de 2011, a CPFL Brasil cedeu o Contrato de Compra e Venda para a controlada
CPFL Renováveis. Em 20 de dezembro de 2011, a CPFL Renováveis concluiu a aquisição da Jantus, a qual
detinha 100% do capital social da SIIF Energies do Brasil Ltda. (“SIIF”) e da SIIF Desenvolvimento de Projeto de
Energia Eólica Ltda. (“SIIF Desenvolvimento”).
Assim, através da aquisição das cotas, concluída em 21 de dezembro de 2011, a CPFL Renováveis adquiriu,
indiretamente, a totalidade do capital da SIIF e da SIIF Desenvolvimento, com um total de quatro parques
eólicos em operação no Estado do Ceará, totalizando capacidade instalada de 210 MW, além de um portfólio
de 412 MW em projetos certificados e elegíveis para participação nos próximos leilões de energia e 320 MW em
projetos não-certificados.
Para implementar a referida transação, a controlada CPFL Brasil realizou aumento e integralização de capital
social, no montante de R$ 820.803, na CPFL Renováveis, em dezembro de 2011, com a emissão de novas
ações; dessa forma, a CPFL Energia passou a deter indiretamente 63,00% da CPFL Renováveis, através de
suas controladas CPFL Geração (35,49%) e CPFL Brasil (27,51%) em dezembro de 2011, conforme previsto no
acordo de associação com acionista da Ersa.
33
A CPFL Renováveis emitiu 385.268.687 novas ações ordinárias em nome da CPFL Brasil, as quais conferem
iguais direitos àqueles conferidos pelas demais ações ordinárias da CPFL Renováveis anteriormente existentes.
14.4.2 Aquisição da controlada indireta Santa Luzia Energética S.A.
Em 17 de agosto de 2011, a Companhia e a controlada indireta CPFL Renováveis divulgaram em Comunicados
ao Mercado a aquisição da totalidade das cotas representativas de 100% do capital social votante e total da
Santa Luzia Energética S.A. (“Santa Luzia”), que possui uma PCH em operação no Estado de Santa Catarina,
com potência instalada de 28,5 MW e energia assegurada de 18,4 MW médios.
Em 29 de dezembro de 2011, a Companhia concluiu a aquisição da Santa Luzia, tendo sido a transação
liquidada em 4 de janeiro de 2012.
a) Informações adicionais sobre aquisição das controladas indiretas Jantus e Santa Luzia:
b) Ativos adquiridos e passivos reconhecidos na data de aquisição
Para a aquisição da Jantus e Santa Luzia, a totalidade das contraprestações transferidas (pagas) foi alocada
aos ativos adquiridos e passivos assumidos a valores justos, incluídos os ativos intangíveis associados ao
direito de exploração de cada autorização, os quais serão amortizados pelos prazos remanescentes das
autorizações vinculadas à exploração dos empreendimentos eólicos e de PCHs adquiridas. Consequentemente,
como a totalidade do valor pago foi alocado a ativos e passivos identificados, nenhum valor residual foi alocado
para ágio nestas transações.
A alocação do valor pago foi suportada por laudo de avaliação econômico-financeiro preparado por
especialistas contratados pela Administração da controlada, e por análises conduzidas pela própria CPFL
Renováveis.
A controlada CPFL Renováveis não espera que o valor alocado como direito de exploração dessas aquisições
seja dedutível para fins fiscais na data da aquisição, e, portanto constituiu imposto de renda e contribuição
social diferida relacionados à diferença temporária entre os valores alocados e as bases fiscais destes ativos.
A contabilização inicial da aquisição da Jantus e Santa Luzia foi provisoriamente apurada em 31 de dezembro
de 2011. Na data da conclusão das demonstrações financeiras, as avaliações de mercado necessárias e outros
cálculos não tinham sido finalizados e, por consequência, tinham sido apurados com base na melhor estimativa
da Administração para esses valores, conforme permitido pelo IFRS 3.
34
c) Saída de caixa líquida na aquisição da controladas:
Sobre o intangível adquirido no total de R$ 1.115.815 foram registrados os efeitos tributários diferidos na linha
de diferenças temporariamente indedutíveis (nota 9), no montante de R$ 379.377.
d) Impacto da aquisição das controladas Jantus e Santa Luzia no resultado da Companhia e da controlada
CPFL Renováveis
O resultado do exercício consolidado e da controlada CPFL Renováveis inclui R$ 24.738 (R$ 15.585
proporcional à participação da Companhia) relativos aos negócios adicionais gerados pela Jantus. A receita
líquida consolidada do exercício inclui R$24.016 referente a Jantus. No caso da Santa Luzia, por ter sido
adquirida em 29 de dezembro de 2011, não gerou impactos no resultado do exercício.
( 15 ) FORNECEDORES
35
( 16 ) ENCARGOS DE DÍVIDAS, EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS
36
37
38
Conforme segregado nos quadros acima, a Companhia e suas controladas, em consonância com os IAS 39 e
IAS 32, classificaram suas dívidas como (i) passivos financeiros não mensurados ao valor justo (ou mensuradas
ao custo), e (ii) passivos financeiros mensurados ao valor justo contra resultado.
Em 2011, as controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Geração, CPFL Sul Paulista, CPFL Leste
Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari captaram dívida em moeda estrangeira para capital de giro e as
designaram, no momento do reconhecimento, como passivo financeiro mensurado ao valor justo.
A classificação como passivos financeiros mensurados ao valor justo tem o objetivo de confrontar os efeitos do
reconhecimento de receitas e despesas oriundas da marcação a mercado dos derivativos de proteção,
atrelados às respectivas dívidas de modo a obter uma informação contábil mais relevante e consistente. Em 31
de dezembro de 2011, o saldo da dívida designada ao valor justo totalizava R$ 1.704.256 (R$ 424.827 e
R$1.095.103 em 31 de dezembro de 2010 e de 2009 respectivamente) e os valores correspondentes ao custo
amortizado são como segue:
39
As variações dos valores justos destas dívidas são reconhecidas
reconhecidas no resultado financeiro das controladas. As
perdas obtidas na marcação a mercado das referidas dívidas de R$ 7.359 (ganho de R$ 4.965 em 31 de
dezembro 2010), somados aos efeitos obtidos com a marcação a mercado dos instrumentos financeiros
derivativos, de R$ 1.241 (perda de R$ 7.607 em 31 de dezembro de 2010), contratados para proteção da
variação cambial (nota 32), gerando uma perda total de R$ 8.600 (R$ 2.642 em 31 de dezembro de 2010).
Principais captações no exercício:
Moeda Nacional
BNDES – Investimento:
FINEM V (CPFL Paulista) – A controlada obteve a aprovação de financiamento junto ao BNDES em 2010, no
montante de R$ 291.043 que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicado na implementação do
plano de investimento para o 2º semestre de 2010 e do ano de 2011. Em 2011 houve a liberação de R$
129.030. Haverá uma última liberação no primeiro trimestre de 2012 (quando da comprovação final de 2011) e
o eventual saldo remanescente será cancelado.
FINAME (CPFL Paulista) – A controlada obteve a aprovação de financiamento junto ao BNDES em 2009, no
montante de R$ 92.183, que faz parte de uma linha de crédito do FINAME, a ser aplicado na aquisição de
equipamentos do Sistema Elétrico em 2010 e 2011. Em 2011, a Companhia recebeu o montante de R$ 31.468
e o saldo remanescente de R$ 24.123 foi cancelado. Os juros serão pagos trimestralmente e a partir de 15 de
janeiro de 2012 as amortizações serão efetuadas mensalmente.
FINEM IV (CPFL Piratininga) – A controlada obteve a aprovação de financiamento junto ao BNDES em 2010,
no montante de R$ 165.621, que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicada na implementação
do plano de investimento para o 2º semestre de 2010 e para o ano de 2011. Em 2011 houve liberação de R$
40
75.596. Haverá uma última liberação no primeiro trimestre de 2012, (quando da comprovação final de 2011), e
o eventual saldo remanescente será cancelado.
FINAME (CPFL Piratininga) - A controlada obteve a aprovação de financiamento junto ao BNDES em 2009, no
montante de R$ 48.116, que faz parte de uma linha de crédito do FINAME, a ser aplicado na aquisição de
equipamentos do Sistema Elétrico em 2010 e 2011. Em 2011 a controlada recebeu o montante de R$ 9.133 e o
saldo remanescente de R$ 16.116 foi cancelado. Os juros serão pagos trimestralmente e a partir de 15 de
janeiro de 2012 as amortizações serão efetuadas mensalmente.
FINEM V (RGE) – A controlada obteve a aprovação de financiamento junto ao BNDES em 2010, no montante
de R$ 167.861, que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicado na implementação do plano de
investimento para o 2º semestre de 2010 e do ano de 2011. Neste exercício, a controlada recebeu o montante
de R$ 62.132. Haverá uma última liberação no primeiro trimestre de 2012, (quando da comprovação final de
2011), e o eventual saldo remanescente será cancelado.
FINAME (RGE) - A controlada obteve a aprovação de financiamento junto ao BNDES em 2009, no montante de
R$ 32.419, que faz parte de uma linha de crédito do FINAME, a ser aplicado na aquisição de equipamentos do
Sistema Elétrico em 2010 e 2011. Em 2011 recebeu o montante de R$ 11.211 e o saldo remanescente será
cancelado. Os juros são pagos trimestralmente e a partir de 15 de janeiro de 2012 as amortizações serão
efetuadas mensalmente.
FINEM I (CPFL Renováveis) - A CPFL Renováveis possuía estas operações de financiamento junto ao
BNDES, que passaram a ser consolidadas nas demonstrações financeiras da Companhia a partir de 1º de
agosto de 2011 (notas 1 e 14.4).
FINEM III / FINAME I (CPFL Renováveis) - As controladas CPFL Geração e CPFL Brasil obtiveram aprovação
de financiamento junto ao BNDES em 2010 nos montantes de R$ 574.098 e R$ 398.547, respectivamente, que
serão destinados às controladas indiretas Santa Clara I a VI e Eurus VI e CPFL Bio Formosa, CPFL Bio Pedra,
CPFL Bio Ipê e CPFL Bio Buriti. Em 2011, foi liberado o montante de R$ 587.894 e o saldo remanescente de
R$ 384.751 está previsto para ser liberado até abril de 2013. Em função da reestruturação societária descrita
nas notas 1 e 14.4, estas dívidas passaram a ser registradas na controlada CPFL Renováveis a partir de 1º de
agosto de 2011.
FINEM V (CPFL Renováveis) – A controlada indireta Santa Luzia, adquirida no contexto da combinação de
negócios descrita na nota 14.4, possuía estas operações junto ao BNDES, que passaram a ser consolidadas
nas demonstrações financeiras da Companhia a partir de dezembro de 2011.
FINEM (Epasa) – Em agosto de 2011, a controlada indireta EPASA assinou um contrato de financiamento junto
BNDES no valor de R$ 203.343 (R$ 107.263 proporcional à participação da Companhia), destinado à
construção das UTE´s Termoparaíba e Termonordeste. Em 2011, ocorreu a liberação de uma parcela no
montante de R$ 194.400 (R$ 102.546 proporcional à participação da Companhia). O principal e juros serão
pagos mensalmente até agosto de 2024.
BNB (Epasa) – Em dezembro de 2009, a controlada indireta EPASA assinou um contrato de financiamento
junto Banco do Nordeste do Brasil – BNB no valor de R$ 214.278 (R$ 113.032 proporcional à participação da
Companhia), destinado à construção das UTE´s Termoparaíba e Termonordeste. Em 2011 ocorreu a liberação
de R$ 19.163 (R$ 10.109 proporcional à participação da Companhia). O saldo remanescente de R$ 4.676 foi
cancelado. Os juros serão pagos trimestralmente até dezembro de 2012 e mensalmente a partir de janeiro de
2013. Não existem cláusulas restritivas previstas para este contrato de financiamento.
Instituições Financeiras
Banco do Brasil – Capital de Giro (CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Sul
Paulista, CPFL Leste Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari) - As controladas obtiveram a aprovação de
financiamento de capital de giro com liberação em 2011 no valor total de R$ 267.870 (R$ 261.504 líquida dos
gastos de emissão), para cobertura de capital de giro. Os juros serão capitalizados mensalmente e amortizados
juntamente com as parcelas do principal.
41
Banco Alfa (Foz do Chapecó) – Em 2011, foi obtida uma linha de crédito junto ao Banco Alfa, no montante de
R$ 50.000 (R$ 25.500 proporcional à participação da Companhia), cujos recursos destinam-se ao reforço do
capital de giro.
Bank of América Merrill Lynch, Banco BNP Paribás, Banco J.P Morgan, Banco Societe Generale, Banco
Citibank, Banco Morgan Stanley, Banco HSBC e Banco Sumitomo – Capital de Giro (CPFL Paulista,
CPFL Piratininga, CPFL Geração, CPFL Sul Paulista, CPFL Leste Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari)
– As controladas obtiveram aprovação de financiamento em moeda estrangeira de capital de giro com
liberação, em 2011, no valor de R$ 1.418.155 (R$ 1.338.306 líquido dos gastos de emissão), para cobertura de
capital de giro. Os juros serão pagos semestralmente e o principal será pago até setembro de 2016.
Os saldos de principal dos empréstimos e financiamentos de longo prazo, considerando somente os respectivos
valores registrados ao custo, têm vencimentos assim programados:
Os principais índices utilizados para atualização dos empréstimos e financiamentos e a composição do perfil de
endividamento em moeda nacional e estrangeira, já considerando os efeitos de conversão dos instrumentos
derivativos estão abaixo demonstrados:
CONDIÇÕES RESTRITIVAS
BNDES:
Os financiamentos junto ao BNDES restringem as controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL
Santa Cruz, CPFL Mococa, CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista: (i) a somente realizarem o
pagamento de Dividendo e Juros sobre Capital Próprio, cujo somatório exceda o dividendo mínimo obrigatório
previsto em lei após o cumprimento de todas as obrigações contratuais; (ii) ao atendimento integral das
42
obrigações restritivas estabelecidas no contrato; e (iii) à manutenção de determinados índices financeiros em
parâmetros pré-estabelecidos, como segue:
CPFL Paulista
•
Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - valor máximo de 3,0;
•
Endividamento líquido dividido pela soma do endividamento financeiro líquido e o Patrimônio Líquido valor máximo 0,90.
CPFL Piratininga
•
Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - valor máximo de 2,5;
•
Endividamento líquido dividido pela soma do endividamento financeiro líquido e o Patrimônio Líquido valor máximo 0,80.
RGE
•
Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, valor máximo de 2,5;
•
Endividamento líquido dividido pela soma do endividamento financeiro líquido e Patrimônio Líquido – valor
máximo de 0,5.
CPFL Geração
Os empréstimos captados junto ao BNDES pela controlada CERAN e pelas controladas em conjunto
ENERCAN, BAESA e Foz do Chapecó, determinam restrições ao pagamento de dividendos à controlada
CPFL Geração acima do mínimo obrigatório de 25% sem a prévia anuência do BNDES.
Adicionalmente, para o empréstimo da controlada indireta EPASA junto ao BNDES - modalidade FINEM - há
cláusula restritiva quanto ao índice de cobertura do serviço da dívida em 1,1 vezes. Em caso de
descumprimento, fica proibida a distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório até que o índice seja
restabelecido.
CPFL Renováveis
Os empréstimos captados junto ao BNDES - modalidade FINEM I, tem como principais cláusulas restritivas:
•
Índice de cobertura da dívida em 1,2 vezes, durante o período de amortização;
•
Índice de capitalização própria maior ou igual a 25%, durante o período de amortização.
Banco do Brasil – Capital de Giro
•
Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, valor máximo de 3,0.
Captações em moeda estrangeira - Bank of América, BNP Paribás, J.P Morgan, Societe Generale,
Citibank, Morgan Stanley, HSBC e Sumitomo
As captações em moeda estrangeira realizadas com os bancos Bank of América, BNP Paribás, J.P Morgan,
Societe Generale, Citibank, Morgan Stanley, HSBC e Sumitomo estão sujeitas a certas condições restritivas,
contemplando cláusulas que requerem das controladas que obtiveram estes empréstimos a manutenção de
determinados índices financeiros em parâmetros pré-estabelecidos.
Os índices exigidos são os seguintes: (i) Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, menor ou igual a 3,75 e
(ii) EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro maior ou igual a 2,25.
Diversos empréstimos e financiamentos das controladas diretas e indiretas estão sujeitas à antecipação de
seus vencimentos no caso de alterações na estrutura societária da Companhia ou na estrutura societária das
43
controladas que impliquem na perda, por parte dos atuais acionistas da Companhia, do controle acionário ou
do controle sobre a gestão da Companhia.
Adicionalmente o não cumprimento das obrigações ou restrições mencionadas pode ocasionar a inadimplência
em relação a outras obrigações contratuais (cross default).
A Administração da Companhia e de suas controladas monitoram esses índices de forma sistemática e
constante, de forma que as condições sejam atendidas. No entendimento da Administração da Companhia e
de suas controladas, tais condições restritivas e cláusulas vêm sendo adequadamente atendidas.
44
( 17 ) DEBÊNTURES
45
46
Remuneração
As remunerações das debêntures serão pagas semestralmente, exceto pela 1° série da controlada em conjunto
BAESA que será paga trimestralmente.
O saldo de Debêntures de longo prazo tem seus vencimentos assim programados:
Captações no exercício
Em 2011 foram subscritas e integralizadas, pelas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL
Santa Cruz, CPFL Brasil, CPFL Geração e EPASA, debêntures não conversíveis em ações, nominativas e
escriturais, em série única, da espécie quirografária com garantia adicional fidejussória. Os recursos serão
destinados ao refinanciamento das dívidas vincendas em 2011, reforço de capital de giro e plano de
investimentos. O pagamento de juros das debêntures acima é semestral a partir da data de emissão, sendo os
detalhes da emissão como segue:
CONDIÇÕES RESTRITIVAS
As debêntures estão sujeitas a certas condições restritivas, contemplando cláusulas que requerem da
Companhia e de suas controladas a manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros préestabelecidos. Os principais índices são os seguintes:
CPFL Energia
•
Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, menor ou igual a 3,75;
•
EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro maior ou igual a 2,25;
CPFL Paulista
3ª emissão
47
•
•
5ª emissão
Manutenção, pela Companhia, dos seguintes índices:
•
•
EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro maior ou igual a 2,25
CPFL Piratininga
3ª emissão
•
•
5ª emissão
•
•
RGE
3ª emissão
•
Não há cláusulas restritivas
5ª emissão
•
•
CPFL Geração
3ª emissão
•
•
4ª emissão
•
•
EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro maior ou igual a 2,25.
CPFL Brasil
•
•
48
CPFL Santa Cruz
•
•
BAESA
•
Endividamento total – limite de 75% dos seus ativos totais.
CPFL Renováveis
As debêntures da controlada indireta Jantus estão sujeitas a cláusulas restritivas quanto à constituição de ônus
e endividamentos adicionais, à distribuição de dividendos e a alterações em seu quadro societário.
Diversas debêntures das controladas e controladas em conjunto estão sujeitas à antecipação de seus
vencimentos no caso de alterações na estrutura societária da Companhia ou na estrutura societária das
controladas que impliquem na perda, por parte dos atuais acionistas da Companhia, do controle acionário ou
do controle sobre a gestão da Companhia.
O não cumprimento das restrições mencionadas acima pode ocasionar a inadimplência em relação a outras
obrigações contratuais (cross default).
No entendimento da Administração da Companhia e suas controladas e controladas em conjunto, tais
condições restritivas e cláusulas vêm sendo adequadamente atendidas.
( 18 ) ENTIDADE DE PREVIDÊNCIA PRIVADA
As controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração, através da Fundação CESP, a controlada
RGE através da Fundação CEEE de Seguridade Social – ELETROCEEE e Bradesco Vida e Previdência, a
controlada CPFL Santa Cruz através da BB Previdência - Fundo de Pensão Banco do Brasil e a controlada
CPFL Jaguariúna através da IHPREV Fundo de Pensão, mantêm Planos de Suplementação de Aposentadoria
e Pensões para seus empregados.
18.1 – Características
- CPFL Paulista
Atualmente vigora, para os funcionários da controlada CPFL Paulista um Plano de Benefício Misto, com as
seguintes características:
a) Plano de Benefício Definido (“BD”) - vigente até 31 de outubro de 1997 - plano de benefício saldado que
concede um Benefício Suplementar Proporcional Saldado (“BSPS”), na forma de renda vitalícia reversível
em pensão, aos participantes inscritos em data anterior a 31 de outubro de 1997, de valor definido em
função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento
dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências
atuariais desse Plano é da controlada.
b) Adoção de um modelo misto, a partir de 1º de novembro de 1997, que contempla:
• Os Benefícios de risco (invalidez e morte) no conceito de benefício definido, em que a responsabilidade
pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da controlada, e
• As aposentadorias programáveis, no conceito de contribuição variável que consiste em um plano
previdenciário que, até a concessão da renda, é do tipo contribuição definida, não gerando qualquer
responsabilidade atuarial para a controlada. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível ou
não em pensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a
gerar responsabilidade atuarial para a controlada.
49
Com a modificação do Plano Previdenciário em outubro de 1997, foi reconhecida uma obrigação pela
controlada referente ao déficit do plano apurado na época pelos atuários externos da Fundação CESP, a ser
liquidada em 260 parcelas (240 mensais e 20 anuais), que vem sendo amortizada mensalmente, acrescida de
juros de 6% a.a. e correção pelo IGP-DI (FGV). Através de Aditivo Contratual celebrado com a Fundação CESP
em 17 de janeiro de 2008, os prazos de pagamento sofreram alteração para 238 parcelas mensais e 19
parcelas anuais, tendo como referência a data base de 31 de dezembro de 2007, com vencimento final em 31
de outubro de 2027. O saldo da obrigação em 31 de dezembro de 2011 é de R$ 452.756 (R$ 479.877 em 2010
e R$508.706 em 2009). O valor do contrato difere dos registros contábeis adotado pela controlada que se
encontra em consonância com o IAS 19.
Para os gestores há possibilidade de opção por um Plano Gerador de Benefício Livre - PGBL (Contribuição
Definida), mantido através do Banco do Brasil ou Bradesco.
- CPFL Piratininga
A controlada CPFL Piratininga, no contexto do processo de cisão da Bandeirante Energia S.A. (empresa
predecessora da controlada), assumiu a responsabilidade pelas obrigações atuariais correspondentes aos
empregados aposentados e desligados daquela empresa até a data da efetivação da cisão, assim como pelas
obrigações correspondentes aos empregados ativos que lhe foram transferidos.
Em 02 de abril de 1998, a Secretaria de Previdência Complementar - “SPC”, aprovou a reestruturação do plano
previdenciário mantido anteriormente pela Bandeirante, dando origem a um “Plano de Benefícios Suplementar
Proporcional Saldado - BSPS”, e um “Plano de Benefícios Misto”, com as seguintes características:
a) Plano de Benefício Definido (“BD”) - vigente até 31 de março de 1998 - plano de benefício saldado, que
concede um Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS) na forma de renda vitalícia reversível em
pensão, aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do
tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos
regulamentares de concessão. No caso de morte em atividade e entrada em invalidez, os benefícios
incorporam todo o tempo de serviço passado. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências
atuariais desse Plano é da controlada.
b) Plano de Benefício Definido - vigente após 31 de março de 1998 - plano do tipo BD, que concede renda
vitalícia reversível em pensão relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de
1998 na base de 70% da média salarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso
de morte em atividade e entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço. A
responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é paritária entre a controlada e os
participantes.
c) Plano de Contribuição Variável - implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, é um
plano previdenciário que, até a concessão da renda, é do tipo contribuição definida, não gerando qualquer
responsabilidade atuarial para a controlada. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível ou não
em pensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a gerar
responsabilidade atuarial para a controlada.
Em setembro de 1997, através de Instrumento Contratual de ajuste de reservas a amortizar, foi reconhecida
uma obrigação a pagar pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (empresa antecessora da
Bandeirante), referente ao déficit do plano apurado na época pelos atuários externos da Fundação CESP, a ser
liquidada em 260 parcelas (240 mensais e 20 anuais), que vem sendo amortizada mensalmente, acrescida de
juros de 6% a.a. e correção pelo IGP-DI (FGV). Através de Aditivo Contratual celebrado com a Fundação CESP
em 17 de janeiro de 2008, os prazos de pagamento sofreram alteração para 221 parcelas mensais e 18
parcelas anuais, tendo como referência a data base de 31 de dezembro de 2007, com vencimento final em 31
de maio de 2026. O saldo da obrigação em 31 de dezembro de 2011 é de R$ 126.669 (R$ 133.170 em 2010 e
R$150.444 em 2009). O valor do contrato difere dos registros contábeis adotado pela controlada que se
encontra em consonância com o IAS 19.
- RGE
50
Plano do tipo benefício definido com nível de benefício igual a 100% da média corrigida dos últimos salários,
descontado o benefício presumido da Previdência Social, com um Ativo Líquido Segregado administrado pela
ELETROCEEE. Este benefício é de direito somente para os empregados que tiveram os contratos de trabalho
sub-rogados da CEEE para RGE. Para os colaboradores admitidos a partir de 1997, foi implantado em janeiro
de 2006, o plano de previdência privada junto ao Bradesco Vida e Previdência, estruturado na modalidade de
contribuição Definida.
- CPFL Santa Cruz
O plano de benefícios da controlada CPFL Santa Cruz, administrado pelo BB Previdência - Fundo de Pensão
do Banco do Brasil está estruturado na modalidade de contribuição definida.
- CPFL Jaguariúna
Em dezembro de 2005, as companhias aderiram ao plano de previdência privada denominado CMSPREV,
administrado pela IHPREV Fundo de Pensão. O plano está estruturado na modalidade de contribuição definida.
- CPFL Geração
Os funcionários da controlada CPFL Geração participam do mesmo plano da CPFL Paulista.
Com a modificação do Plano Previdenciário em outubro de 1997, na época mantido pela CPFL Paulista, foi
reconhecida uma obrigação a pagar pela controlada CPFL Geração, referente ao déficit do plano apurado pelos
atuários externos da Fundação CESP, a qual vem sendo amortizada em 260 parcelas (240 mensais e 20
anuais), acrescidas de juros de 6% a.a. e correção pelo IGP-DI (FGV). Através de Aditivo Contratual celebrado
com a Fundação CESP em 17 de janeiro de 2008, os prazos de pagamento sofreram alteração para 238
parcelas mensais e 19 parcelas anuais, tendo como referência a data base de 31 de dezembro de 2007, com
vencimento final em 31 de outubro de 2027. O saldo da obrigação, em 31 de dezembro de 2011 é de R$ 8.972
(R$ 9.571 em 2010 e R$ 10.174 em 2009).
2009). O valor do contrato difere dos registros contábeis adotado pela
controlada que se encontra em consonância com o IAS 19.
18.2 – Movimentações dos planos de benefício definido
As movimentações do valor presente das obrigações atuariais e do valor justo dos ativos do plano são como
segue:
51
18.3 Movimentações dos ativos e passivos registrados:
As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:
18.4 Reconhecimento das receitas e despesas com entidade de previdência privada:
A estimativa do atuário externo para as despesas e/ou receitas a serem reconhecidas no exercício de 2012 e as
receitas reconhecidas em 2011 e 2010, são como segue:
52
Uma vez que a movimentação do plano da RGE indica a necessidade de reconhecimento de um ativo e que o
montante a ser reconhecido está limitado
limitado ao valor presente dos benefícios econômicos disponíveis à época, o
registro em 2012 dependerá da análise a ser realizada sobre a possível recuperação do ativo ao término do
exercício.
As principais premissas consideradas no cálculo atuarial na data do balanço foram:
18.5 Ativos do plano
A tabela abaixo demonstra a alocação (por segmento de ativo) dos ativos dos planos de pensão do grupo
CPFL, em 31 de Dezembro de 2011 e de 2010, administrados pela Fundação CESP. Também é demonstrada a
distribuição dos recursos garantidores estabelecidos como meta para 2012, obtidos à luz do cenário
macroeconômico em Dezembro de 2011.
53
Em 31 de dezembro
2011
2010
Aplicações em renda fixa................................ 68%
69%
Ações ................................................................ 27%
27%
Imóveis................................................................3%
2%
Outros ................................................................ 2%
2%
Total ................................................................ 100%
100%
Meta de
alocação
2012
68%
27%
3%
2%
100%
A meta de alocação para 2012 foi baseada nas recomendações de alocação de ativos da Fundação CESP,
efetuada ao final de 2011 em sua Política de Investimentos. Tal meta pode mudar a qualquer momento ao
longo do ano de 2012, à luz de mudanças das situações macroeconômicas ou do retorno dos ativos, dentre
outros fatores.
A gestão de ativos desenvolvida na Fundação CESP visa maximizar o retorno dos investimentos, mas sempre
procurando minimizar os riscos de déficit atuarial. Desta forma, os investimentos são efetuados sempre tendo
em mente o passivo que os mesmos devem honrar. Uma das principais ferramentas utilizadas para atingir os
objetivos da gestão da Fundação CESP é o ALM (Asset Liability Management – Gerenciamento Conjunto de
Ativos e Passivos), realizado no mínimo uma vez ao ano, para um horizonte superior a 10 anos. O ALM auxilia
também no estudo da liquidez dos planos previdenciários, posto que considera o fluxo de pagamento de
benefício vis-à-vis os ativos considerados líquidos.
A base utilizada para determinar as premissas do retorno geral estimado sobre os ativos é suportada pelo ALM.
As principais premissas são projeções macroeconômicas pelas quais são obtidas as rentabilidades esperadas
de longo prazo, levando-se em conta as carteiras atuais dos planos de benefícios. O ALM processa a alocação
média ideal dos ativos do plano para o longo prazo e, baseado nesta alocação e nas premissas de rentabilidade
dos ativos, é apurada a rentabilidade estimada para o longo prazo.
Risco de investimento
Os fundos de pensão brasileiros estão sujeitos a restrições com relação a investimentos em ativos estrangeiros.
Os planos de benefícios da Companhia possuem a maior parte de seus recursos aplicados no segmento de
renda fixa e, dentro do segmento de renda fixa, a maior parte dos recursos encontra-se aplicado em títulos
públicos federais, referenciados ao IGP, que é o índice de correção do passivo atuarial dos planos da
Companhia (planos de benefício definido).
Os planos de benefícios da Companhia têm sua gestão monitorada pelo Comitê Gestor de Investimentos e
Previdência da Companhia, o qual inclui representantes de empregados ativos e aposentados além de
membros indicados pela empresa. Dentre as tarefas do referido Comitê, está a análise e aprovação de
recomendações de investimentos realizadas pelos gestores de investimentos da Fundação CESP.
Além do controle do risco de mercado através da metodologia da divergência não planejada, exigida pela
legislação, a Fundação CESP utiliza, para o controle do risco de mercado dos segmentos de Renda Fixa e
Renda Variável, as seguintes ferramentas: VaR, Tracking Risk, Tracking Error e Stress Test.
A Política de Investimentos da Fundação CESP impõem restrições adicionais que, em conjunto com aquelas já
expressas na legislação, definem os percentuais de diversificação para investimentos em ativos de emissão ou
co-obrigação de uma mesma pessoa jurídica a serem praticados internamente.
( 19 ) TAXAS REGULAMENTARES
54
( 20 ) IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES
( 21 ) PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS E DEPÓSITOS JUDICIAIS
A movimentação das provisões para contingências e depósitos judiciais está demonstrada a seguir:
55
As provisões para contingências foram constituídas com base em avaliação dos riscos de perdas em processos
em que a Companhia e suas controladas são parte, cuja probabilidade de perda é mais provável do que não na
opinião dos assessores legais e da Administração da Companhia e de suas controladas.
O sumário dos principais assuntos pendentes relacionados a litígios, processos judiciais e autos de infração é
como segue:
a)
Trabalhistas - As principais causas trabalhistas relacionam-se às reivindicações de ex-funcionários e
sindicatos para o pagamento de ajustes salariais (horas extras, equiparação salarial, verbas rescisórias e
outras reivindicações).
b)
Cíveis:
Danos Pessoais - Referem-se, principalmente, a pleitos de indenizações relacionados a acidentes
ocorridos na rede elétrica das controladas, danos a consumidores, acidentes com veículos, entre outros.
Majoração Tarifária - Corresponde a vários pleitos de consumidores industriais, devido a reajustes
impostos pelas Portarias DNAEE nºs. 38 e 45, de 27 de fevereiro e 4 de março de 1986, respectivamente,
quando estava em vigor o congelamento de preços do “Plano Cruzado”.
c)
Fiscais
FINSOCIAL - Refere-se a questionamento judicial quanto à majoração de alíquota e cobrança do
FINSOCIAL no período de junho de 1989 a outubro de 1991.
Imposto de Renda - Na controlada CPFL Piratininga, a provisão de R$ 61.852 (R$ 53.356 em 2010)
refere-se à ação judicial visando a dedutibilidade fiscal da CSLL no cálculo do IRPJ.
PIS e COFINS - JCP - Em 2009 a Companhia discutia a incidência do PIS e COFINS sobre a receita de
juros sobre o capital próprio, desistiu da ação judicial e efetuou o pagamento dos valores questionados,
utilizando-se dos benefícios previstos na Lei n° 11.941/09 (REFIS IV), isto é, anistia de multa e encargos
legais e redução de juros. A Companhia aguarda a finalização dos trâmites legais para poder efetuar a
compensação dos depósitos judiciais realizados no mesmo montante.
PIS e COFINS – Regime não cumulativo – Refere-se às discussões tributárias relacionadas ao regime
de incidência não cumulativa de PIS e COFINS sobre determinados encargos setoriais.
Fiscais Outras - Refere-se a outros processos existentes nas esferas judicial e administrativa decorrente
da operação dos negócios das controladas, relacionados a assuntos fiscais envolvendo INSS, FGTS e
SAT.
d)
Perdas possíveis - A Companhia e suas controladas são parte em outros processos e riscos, nos quais
a Administração, suportada por seus consultores jurídicos, acredita que as chances de êxito são
possíveis, devido a uma base sólida de defesa para os mesmos. Estas questões não apresentam, ainda,
tendência nas decisões por parte dos tribunais ou qualquer outra decisão de processos similares
consideradas como prováveis ou remotas e, por este motivo, nenhuma provisão sobre as mesmas foi
constituída. As reclamações relacionadas a perdas possíveis, em 31 de dezembro de 2011 estavam
56
assim representadas: (i) R$ 340.833 trabalhistas (R$ 341.608 em 2010); (ii) R$ 553.648 cíveis,
representadas basicamente por danos pessoais, impactos ambientais e majoração tarifária (R$ 604.603
em 2010); e (iii) R$ 967.952 fiscais, relacionadas basicamente a Imposto de Renda, ICMS, FINSOCIAL e
PIS e COFINS (R$ 823.872 em 2010).
A Administração da Companhia e de suas controladas, baseada na opinião de seus assessores legais, entende
não haver riscos contingentes significativos que não estejam cobertos por provisões suficientes nos balanços
ou que possam resultar em impacto relevante sobre os resultados futuros.
Depósitos judiciais – imposto de renda: Do montante total de R$ 660.222, R$ 581.721 (R$ 483.355 em 31
de dezembro de 2010) referem-se à discussão da dedutibilidade para fins de Tributos Federais de despesa
reconhecida no exercício de 1997 referente a déficit previdenciário do plano de pensão dos funcionários da
controlada CPFL Paulista perante a Fundação CESP, em razão de ter sido objeto de renegociação e novação
de dívida naquele exercício. A controlada, baseada em consulta à Secretaria da Receita Federal do Brasil,
obteve resposta favorável constante na Nota MF/SRF/COSIT/GAB nº 157 de 09 de abril de 1998, e tomou a
dedutibilidade fiscal da despesa, gerando consequentemente prejuízo fiscal naquele exercício. Em decorrência
desta medida, a controlada foi autuada pelas Autoridades Fiscais e, para permitir a continuidade das
discussões em dois processos, houve decisões judiciais que exigiram depósitos para garantia do juízo. Em
2011, a controlada efetuou complemento de depósito no montante de R$ 53.933. Esta dedutibilidade gerou
ainda outras autuações e a controlada, com a finalidade de também permitir a continuidade das discussões,
ofereceu como garantia fianças bancárias no valor de R$ 272.026. Baseada na posição atualizada dos
advogados que conduzem este caso, o risco de perda continua classificado como remoto.
( 22 ) USO DO BEM PÚBLICO
( 23 ) OUTRAS CONTAS A PAGAR
57
Consumidores e concessionárias: As obrigações com consumidores referem-se a contas pagas em
duplicidade e ajustes de faturamento a serem compensados ou restituídos além de participações de
consumidores no Programa de Universalização. Valores com concessionárias, referem-se basicamente a
transações relacionadas à cisão parcial da Bandeirante pela controlada CPFL Piratininga.
Programas de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética: As controladas reconheceram
passivos relacionados a valores já faturados em tarifas (1% da Receita Operacional Líquida), mas ainda não
aplicados nos Programas de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética. Tais montantes são
passíveis de atualização monetária mensal, com base na SELIC, até o momento de sua efetiva realização.
Adiantamentos: O saldo inclui o montante de R$ 62.293 relativo a faturamento antecipado pelas controladas
da CPFL Renováveis.
Provisão para gastos ambientais: No não circulante, o montante de R$ 79.281 refere-se a provisões
constituídas pela controlada indireta CPFL Renováveis, relacionadas a licenças socioambientais e decorrentes
de eventos já ocorridos. Tais custos são provisionados em contrapartida ao ativo imobilizado durante o período
de construção dos empreendimentos e, após a entrada em operação, são registrados diretamente no resultado.
Participação nos lucros: Em conformidade com o Acordo Coletivo de Trabalho, a Companhia e suas
controladas implantaram programa de participação dos empregados nos lucros e resultados, baseado em
acordo de metas operacionais e financeiras previamente estabelecidas com os mesmos.
Contas a pagar combinação de negócios: No consolidado, há o montante de R$ 174.136 registrado pela
controlada indireta CPFL Renováveis referente à compra de projetos de geração eólica e PCH Santa Luzia.
( 24 ) PATRIMÔNIO LÍQUIDO
A participação dos acionistas no Patrimônio da Companhia em 31 de dezembro de 2011 e de 2010 está assim
distribuída:
58
24.1 Grupamento e desdobramento de ações
Conforme divulgado nos Fatos Relevantes de 28 de março e 28 de abril de 2011, e Aviso aos Acionistas de 10
de maio de 2011, foi realizada a operação de grupamento das ações ordinárias de emissão da Companhia, na
proporção de 10 (dez) para 1 (uma), com o simultâneo
simultâneo desdobramento de cada ação grupada, na proporção de
1 (uma) para 20 (vinte), com prazo de 60 dias para que os acionistas pudessem ajustar suas posições de ações
na BM&FBovespa S.A.
As ações resultantes da operação foram atribuídas e registradas ao
aos
s titulares das ações no dia 4 de julho de
2011.
Esta operação de grupamento e desdobramento de ações não envolveu alteração em recursos financeiros.
As frações de ações dos acionistas que optaram por não ajustar suas posições foram identificadas, separadas
e agrupadas em números inteiros e vendidas em leilão na BM&FBovespa.
24.2 Reestruturação societária do acionista Bonaire Participações S.A.
• Em 17 de agosto de 2011, através de Comunicado ao Mercado, o Energia São Paulo Fundo de Investimento
em Participações (“Fundo”) informou que, em operação de redução de capital da empresa Bonaire
Participações S.A. realizada mediante a entrega de ativos, o Fundo passou a deter 102.756.048 ações
ordinárias de emissão da Companhia. O Fundo e a Bonaire, da qual é acionista majoritário, passaram a
deter conjuntamente 121.427.038 ações ordinárias de emissão da Companhia.
Deste modo, Bonaire e Fundo passaram a exercer os direitos e obrigações decorrentes de forma conjunta,
devendo, portanto, ser considerados como um único acionista da Companhia.
• Em 25 de novembro de 2011, através de Aviso aos Acionistas, foi comunicada a redução de capital social da
Bonaire, de R$ 86.412, sem cancelamento de ações. Em 26 de janeiro de 2012, decorrido o prazo de
oposição dos credores, a redução de capital se concretizou mediante a entrega, para o Fundo, de
12.362.202 ações de emissão da Companhia. Desta forma, o Fundo passou a deter o total de 115.118.250
ações ordinárias da Companhia naquela data.
24.3 - Reserva de Capital
Refere-se a:
(i) ao ganho da alienação das ações em tesouraria, decorrentes do exercício de direito de retirada dos
acionistas, quando da incorporação das ações de acionistas não controladores ocorridas em novembro de
2005.
(ii) conforme comentado na nota 14.4, foi registrado o montante de R$ 229.940, em consequência à
combinação de negócios da CPFL Renováveis.
59
24.4 - Reserva de Lucros
Compreende o montante de R$ 495.185.
24.5 – Reserva de avaliação patrimonial – custo atribuído
Refere-se ao registro da mais valia do custo atribuído ao imobilizado das geradoras.
geradoras.
Em 2011, devido às alterações na participação dos ativos que foram transferidos para a CPFL Renováveis, a
CPFL Geração realizou, de forma proporcional a reserva de avaliação patrimonial reflexa anteriormente
registrada como custo atribuído, em contrapartida ao lucro acumulado no valor de R$ 36.480. De forma
análoga, a controlada CPFL Brasil registrou uma reserva de avaliação
avaliação reflexa de custo atribuído na proporção
de sua participação na CPFL Renováveis, em contrapartida ao lucro acumulado no montante de R$ 15.558.
Em 31 de dezembro de 2011, o efeito destas movimentações na
na reserva de avaliação patrimonial reflexa nestas
controladas gerou uma realização líquida de R$ 20.922 no patrimônio líquido da Companhia.
24.6 - Dividendos
Na AGO/E de 28 de abril de 2011 foi aprovada a destinação do lucro do exercício de 2010, através de
declaração de dividendo no montante de R$ 1.260.469, sendo R$ 774.429 de dividendo intermediário declarado
em junho de 2010, e R$ 486.040 de dividendo complementar.
Adicionalmente, conforme previsto no Estatuto Social e com base nos resultados do primeiro semestre de 2011,
o Conselho de Administração da Companhia, em 10 de agosto de 2011, aprovou a declaração do dividendo
intermediário no montante de R$ 747.709, sendo atribuído para cada ação o valor de R$ 0,777023176.
No exercício, a Companhia efetuou pagamento no montante de R$ 1.229.568 referente basicamente aos
dividendos declarados em 31 de dezembro de 2010 e 30 de junho de 2011.
24.7 - Destinação do Lucro Líquido do Exercício
O Estatuto Social da Companhia prevê a distribuição como dividendo de no mínimo 25% do lucro líquido
ajustado na forma da lei, aos titulares de suas ações.
Para este exercício, a Administração da Companhia está propondo a distribuição do saldo do lucro líquido,
através da declaração de R$ 758.470 na forma de dividendo, correspondente a R$ 0,788205126 por ação,
conforme demonstrado a seguir:
( 25 ) LUCRO POR AÇÃO
Lucro básico por ação
O cálculo do lucro básico por ação em 31 de dezembro de 2011 foi baseado no lucro líquido atribuível à CPFL
Energia de R$ 1.530.403 (R$ 1.538.281 em 31 de dezembro de 2010 e R$1.657.297 em 31 de dezembro de
2009) e no número médio ponderado de ações ordinárias em circulação durante o exercício findo em 31 de
dezembro de 2011 conforme demonstrado:
60
De acordo com o IAS 33, o cálculo da quantidade média ponderada de ações de 2010 levou em consideração o
evento ocorrido em 2011, de grupamento e desdobramento de ações conforme nota 24, em função de não ter
ocorrido alteração de recursos financeiros.
Lucro por ação diluído
Nos exercícios de 2011, de 2010 e de 2009 a Companhia não possuía instrumentos conversíveis em ação, para
os quais devesse considerar no cálculo do lucro por ação. Portanto, lucro por ação diluído e básico são os
mesmos para os períodos apresentados.
61
( 26 ) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
O detalhamento dos reajustes tarifários das distribuidoras está demonstrado a seguir:
( 27 ) CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA
62
63
( 28 ) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
F - 64
( 29 ) RESULTADO FINANCEIRO
Os juros são capitalizados a uma taxa de 9,95 % a.a. sobre os ativos intangíveis e imobilizados qualificáveis, de
acordo com o IAS 23. Em 2010, do montante total, R$ 84.839 referia-se aos projetos de geração de energia que
estavam em desenvolvimento, principalmente Foz do Chapecó, EPASA e CPFL Bioenergia.
( 30 ) INFORMAÇÕES POR SEGMENTO
A segregação dos segmentos operacionais da Companhia é efetuada através da segmentação por tipo de
negócio (atividades de distribuição, geração convencional e de energias renováveis, e comercialização de
energia elétrica), baseado na estrutura interna das informações financeiras e da Administração.
Os resultados, ativos e passivos por segmento incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento e também
aqueles que possam ser alocados em bases de alocação razoáveis, quando aplicável. A nota explicativa 1 já
apresenta as subsidiárias de acordo com a sua respectiva área de atuação e contém mais informações sobre
cada controlada e seu respectivo ramo de negócio.
Estão apresentadas, a seguir, as informações segregadas por ramo de atividade de acordo com os critérios
estabelecidos pela administração da Companhia:
F - 65
Em 2011, a partir de 1º de agosto, com a associação com a ERSA e aquisição das ações da Jantus, descritas
nas notas 1 e 14.4, a Administração passou a analisar estas operações de forma segregada, e portanto foi
criado um novo segmento operacional para segregar as atividades relacionadas a energias renováveis:
F - 66
( 31 ) TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
A Companhia possui as seguintes empresas como principais acionistas:
• VBC Energia S.A.
Companhia controlada pelo grupo Camargo Corrêa, atuante em segmentos diversificados como construção,
cimento, calçados, têxtil, alumínio e concessão de rodovias, entre outros.
• Energia São Paulo Fundo de Investimento em Participações
Companhia controlada pelos seguintes fundos de pensão: (a) Fundação CESP, (b) Fundação SISTEL de
Seguridade Social, (c) Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS, e (d) Fundação SABESP de
Seguridade Social - SABESPREV.
• Bonaire Participações S.A.
Companhia controlada pela Energia São Paulo Fundo de Investimento em Participações.
• Fundo BB Carteira Livre I - Fundo de Investimento em Ações
Fundo controlado pela PREVI - Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil.
As participações diretas e indiretas em controladas operacionais estão descritas na nota 1.
Foram considerados como partes relacionadas os acionistas controladores, controladas e coligadas, entidades
com controle conjunto, entidades sob o controle comum e que de alguma forma exerçam influência significativa
sobre a Companhia. Os saldos e transações envolvendo partes relacionadas estão demonstrados nos quadros
31.1 e 31.2.
31.1) Transações entre partes relacionadas envolvendo acionistas controladores, entidades sob o controle
comum ou influência significativa:
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31.2) Transações entre partes relacionadas envolvendo controladas e controladas em conjunto:
F - 68
31.3) As principais naturezas e transações estão relacionadas a seguir:
a)
Saldo Bancário e Aplicação Financeira - Refere-se basicamente a saldos bancários e aplicações
financeiras junto ao banco do Brasil, conforme descrito na nota 5.
b)
Empréstimos e Financiamentos, Debêntures e Derivativos - Corresponde a captação de recursos
junto ao Banco do Brasil conforme descrito nas notas 16 e 17, contratados em condições normais de
mercado, vigentes à época. Adicionalmente, a Companhia é garantidora de algumas dívidas captadas por
suas controladas, conforme descrito na nota 16 e 17.
c)
Outras Operações Financeiras - Os valores de despesa relacionados ao Banco do Brasil referem-se a
custos bancários e despesas associadas ao processo de arrecadação. O saldo registrado no passivo
compreende basicamente aos direitos sobre o processamento da folha de pagamentos de algumas
controladas que foram negociados com o Banco do Brasil, que estão sendo apropriados como receita ao
resultado pelo prazo do contrato. Adicionalmente, a Companhia possui Fundo de Investimento Exclusivo,
sendo um dos administradores o BB DTVM, o qual cobra taxas de administração em condições normais
de mercado para a respectiva gestão.
d)
Intangível, Imobilizado, Materiais e Prestação de Serviços - Refere-se à aquisição de equipamentos,
cabos e outros materiais para aplicação nas atividades de distribuição e geração, e contratação de
F - 69
serviços como construção civil e consultoria em informática. Estas operações foram contratadas em
condições normais de mercado.
e)
Venda de energia no mercado livre - Refere-se basicamente à venda de energia a consumidores livres,
através de contratos de curto ou longo prazo realizados em condições consideradas pela Companhia
como sendo as de mercado à época da negociação, em consonância com as políticas internas préestabelecidas pela administração da Companhia.
f)
Suprimento de energia - Refere-se basicamente à aquisição e venda de energia envolvendo
comercializadoras, concessionárias e permissionárias através de contratos de curto ou longo prazo
realizados em condições consideradas como sendo as de mercado à época da negociação, em
consonância com as políticas internas pré-estabelecidas pela administração.
g)
Outras Receitas - Refere-se basicamente à receita proveniente de aluguel pelo uso da rede de
distribuição para serviços de telefonia.
h)
Compra e venda de energia no mercado regulado - As controladas, concessionárias do serviço público
de distribuição, cobram tarifas pelo uso da rede de distribuição (TUSD) e realizam vendas de energia a
partes relacionadas, presentes em suas respectivas áreas de concessão (consumidores cativos). Os
valores cobrados são definidos através de preços regulados pelo órgão regulador. Estas distribuidoras
também adquirem energia de partes relacionadas, envolvendo principalmente contratos de longo prazo,
em consonância com as regras estabelecidas pelo setor (principalmente através de leilão), sendo também
seus preços regulados e aprovados pela ANEEL.
Algumas controladas possuem plano de suplementação de aposentadoria mantido junto à Fundação CESP e
oferecido aos respectivos empregados, conforme descrito na nota 18.
Para zelar que as operações comerciais com partes relacionadas sejam realizadas em condições usuais de
mercado, a Companhia possui um “Comitê de Partes Relacionadas”, formado por representantes dos acionistas
controladores, que analisa as principais transações comerciais efetuadas com partes relacionadas.
A Companhia é garantidora de algumas dívidas captadas por suas controladas, conforme descrito na nota 16 e
17 .
A remuneração total do pessoal-chave da administração em 2011, conforme requerido pela Deliberação CVM
nº 560/2008 foi de R$ 29.694. Este valor é composto por R$ 20.935 referente a benefícios de curto prazo,
R$ 784 de benefícios pós-emprego e R$ 7.975 de Outros Benefícios de Longo Prazo, e refere-se ao valor
registrado pelo regime de competência.
( 32 ) SEGUROS
As controladas mantêm contratos de seguros com cobertura determinada por orientação de especialistas,
levando em conta a natureza e o grau de risco por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais
perdas significativas sobre seus ativos e/ou responsabilidades. No consolidado as principais coberturas de
seguros são:
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( 33 ) INSTRUMENTOS FINANCEIROS
Os principais instrumentos financeiros, classificados de acordo com as práticas contábeis adotadas pelo grupo
são, como segue:
a) Ativos financeiros
a.1) Mensurados ao custo amortizado
a.2) Mensurados ao valor justo
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b) Passivos financeiros
b.1) Mensurados ao custo amortizado
b.2) Mensurados ao valor justo contra resultado
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c) Valorização dos Instrumentos Financeiros
O IFRS 7 requer a classificação em uma hierarquia de três níveis para mensurações a valor justo dos
instrumentos financeiros, baseada em informações observáveis e não observáveis referentes à valorização de
um instrumento financeiro na data de mensuração.
O IFRS 7 também define informações observáveis como dados de mercado obtidos de fontes independentes e
informações não observáveis que refletem premissas de mercado.
Os três níveis de hierarquia de valor justo são:
· Nível 1: Preços cotados em mercado ativo para instrumentos idênticos;
· Nível 2: Informações observáveis diferentes dos preços cotados em mercado ativo que são observáveis para o
ativo ou passivo, diretamente (como preços) ou indiretamente (derivados dos preços);
· Nível 3: Instrumentos cujos fatores relevantes não são dados observáveis de mercado.
A classificação de acordo com a hierarquia de valor justo dos instrumentos financeiros da Companhia
mensurados a valor justo é determinado conforme segue:
Em função das controladas de distribuição terem classificados os respectivos ativos financeiros da concessão
como disponíveis para venda conforme descrito na nota 3.2, os fatores relevantes para avaliação ao valor justo
não são publicamente observáveis. Por isso, a classificação da hierarquia de valor justo é de nível 3. A
movimentação entre exercícios e respectivos ganhos (perdas) na Reserva de avaliação patrimonial estão
evidenciados na nota 11.
A informação comparativa da valorização a mercado para os demais instrumentos financeiros registrados pelo
método do custo amortizado está descrito a seguir:
•
Assume-se que os instrumentos financeiros como contas a receber de consumidores, concessionárias
e permissionárias e o contas a pagar para fornecedores já estejam próximo de seu respectivo valor de
mercado.
•
Em 31 de dezembro de 2011 e de 2010, os valores de mercado de tais instrumentos financeiros
obtidos através da metodologia descrita na nota 4, são como segue:
Para operações específicas do setor elétrico, sem similar no mercado e com pouca liquidez, principalmente
relacionadas com os aspectos regulatórios e créditos a receber da CESP, as controladas assumiram que o
valor de mercado é representado pelo respectivo valor contábil. Isto ocorre em função das incertezas existentes
presentes nas variáveis que deveriam ser consideradas na criação de um modelo de precificação.
A Companhia registra no consolidado, em “Investimentos ao custo” a participação de 5,93% que a controlada
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indireta Paulista Lajeado Energia S.A. detém no capital total da Investco S/A, sendo 28.154 ações ordinárias e
18.593 ações preferenciais. Uma vez que esta Sociedade não possui ações cotadas em bolsa e que o objetivo
principal de suas operações é gerar energia elétrica que será comercializada pelos respectivos acionistas
detentores da concessão, a Companhia optou por registrar o respectivo investimento ao seu valor de custo.
d) Instrumentos Derivativos
A Companhia e suas controladas possuem política de utilizar derivativos com o propósito de proteção (hedge)
dos riscos de variação cambial e flutuação das taxas de juros, não possuindo, portanto, objetivos especulativos
na utilização dos instrumentos derivativos. A Companhia e suas controladas possuem hedge cambial em
volume compatível com a exposição cambial líquida, incluindo todos os ativos e passivos atrelados à variação
cambial.
Os instrumentos de proteção contratados pela Companhia e suas controladas são swaps de moeda ou taxas de
juros sem nenhum componente de alavancagem, cláusula de chamada de margem, ajustes diários ou ajustes
periódicos. Uma vez que grande parte dos derivativos contratados da Companhia e suas controladas possuem
prazos perfeitamente alinhados com as respectivas dívidas protegidas, e de forma a permitir uma informação
contábil mais relevante e consistente através do reconhecimento de receitas e despesas, algumas dívidas são
designadas para o registro contábil a valor justo. As demais dívidas que possuem prazos diferentes dos
instrumentos derivativos contratados para proteção, continuam sendo reconhecidas ao respectivo valor de
custo amortizado. Ademais, a Companhia e suas controladas não adotaram a contabilidade de hedge (hedge
accounting) para as operações com instrumentos derivativos.
Em 31 de dezembro de 2011 a Companhia e suas controladas detinham as seguintes operações de swap:
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F - 75
Conforme mencionado acima, algumas controladas optaram por marcar a mercado dívidas para as quais
possuem instrumentos de hedge totalmente atrelados, de modo que em 31 de dezembro de 2011 foi apurada
uma perda de R$ 7.359 (nota 16).
A Companhia e suas controladas têm reconhecido ganhos e perdas com os seus instrumentos derivativos. No
entanto, por se tratarem de derivativos de proteção, tais ganhos e perdas minimizaram os impactos de variação
cambial e variação de taxa de juros incorridos nos respectivos endividamentos protegidos. Para os exercícios
de 2011, de 2010 e de 2009, os instrumentos derivativos geraram os seguintes impactos no resultado
consolidado:
e) Análise de Sensibilidade
Em consonância com a Instrução CVM n° 475/08, a Companhia e suas controladas realizaram análise de
F - 76
sensibilidade dos principais riscos aos quais seus instrumentos financeiros (inclusive derivativos) estão
expostos, basicamente representados por variação das taxas de câmbio e de juros, conforme demonstrado:
e.1) Variação cambial
Considerando que a manutenção da exposição cambial existente em 31 de dezembro de 2011 fosse mantida, a
simulação dos efeitos consolidados por tipo de instrumento financeiro, para três cenários distintos seria:
e.2) Variação das taxas de juros
Supondo: (i) que o cenário de exposição dos instrumentos financeiros indexados a taxas de juros variáveis em
31 de dezembro de 2011 seja mantido, e (ii) que os respectivos indexadores anuais acumulados para esta data
base permaneçam estáveis (CDI 11,59% a.a; IGP-M 5,1% a.a.; TJLP 6,0% a.a.), os efeitos que seriam
registrados nas demonstrações financeiras consolidadas para o próximo exercício social seria uma despesa
financeira líquida de R$ 847.331. Caso ocorram oscilações nos índices de acordo com os três cenários
definidos, o valor da despesa financeira líquida seria impactado em:
e.3) Ativo Financeiro da Concessão
Conforme descrito na nota 3.1, a Companhia adota a premissa de que o ativo financeiro da concessão é
valorizado pelo seu valor justo através da base de remuneração dos ativos estabelecida pela ANEEL.
Uma vez que União ainda não definiu a metodologia e critério de valorização do ativo financeiro, a Companhia
estima que, em um cenário remoto, a indenização pela parcela não depreciada dos ativos poderia ocorrer com
base no custo histórico e não pelo valor baseado no respectivo valor justo.
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Desta forma, caso este cenário remoto aconteça, haveria um desreconhecimento de parcela do ativo financeiro
da concessão (parcela referente ao valor justo reconhecido), lançado contra Reserva de avaliação patrimonial
(no Patrimônio Liquido) no valor de R$ 227.118 (líquido de efeitos tributários).
( 34 ) GESTÃO DE RISCOS
Os negócios da Companhia e de suas controladas compreendem, principalmente, geração, comercialização e
distribuição de energia elétrica. Como concessionárias de serviços públicos, as atividades e/ou tarifas de suas
principais controladas são reguladas pela ANEEL.
Estrutura do gerenciamento de risco:
Compete ao Conselho de Administração a priorização dos riscos a serem monitorados pela Companhia,
validando os níveis de tolerância aprovados pela Diretoria Executiva, bem como conhecer o modelo de
gerenciamento corporativo de riscos adotado pela Companhia. Cabe à Diretoria Executiva, o desenvolvimento
e implantação de planos de ação e monitoramento dos riscos. Para auxiliá-la neste processo, foi criada a
Diretoria de Gestão de Riscos e Controles Internos, bem como o Comitê de Gerenciamento Corporativo de
Riscos. Desde sua criação, a Diretoria de Gestão de Riscos e Controles Internos, elaborou a Política
Corporativa de Gestão de Riscos, aprovada pela Diretoria Executiva e pelo Conselho de Administração,
constituiu o Comitê Corporativo de Gestão de Riscos, composto por diretores indicados para representar cada
Unidade de Gestão e seu regimento interno, e vem implantando o modelo de Gestão Corporativa de Riscos
para o Grupo no que tange à Estratégia (direcionamento, mapa de riscos e tratamento), Processos
(planejamento, execução, monitoramento e reporte), Sistemas, Organização e Governança.
As políticas de gerenciamento de risco são estabelecidas para identificar, analisar e tratar os riscos enfrentados
pela Companhia e suas controladas, o que inclui revisões do modelo adotado sempre que necessário para
refletir mudanças nas condições de mercado e nas atividades do Grupo, objetivando o desenvolvimento de um
ambiente de controle disciplinado e construtivo.
O Conselho da Administração do Grupo é assistido no seu papel de supervisão pela Auditoria Interna. A
Auditoria Interna realiza tanto as revisões regulares como as revisões ad hoc de controles e procedimentos de
gerenciamento de risco, cujos resultados são reportados ao Conselho de Administração e ao Conselho Fiscal.
Os principais fatores de risco de mercado que afetam os negócios são como segue:
Risco de Taxa de Câmbio: Esse risco decorre da possibilidade de suas controladas virem a incorrer em
perdas e em restrições de caixa por conta de flutuações nas taxas de câmbio, aumentando os saldos de
passivo denominados em moeda estrangeira. A exposição relativa à captação de recursos em moeda
estrangeira está substancialmente coberta por operações financeiras de swap, o que permitiu à Companhia e
suas controladas trocarem os riscos originais da operação para o custo relativo à variação do CDI.
Adicionalmente as suas controladas estão expostas em suas atividades operacionais, à variação cambial na
compra de energia elétrica de Itaipu. O mecanismo de compensação - CVA protege as empresas de eventuais
perdas. Entretanto, esta compensação se realizará somente através do consumo e consequente faturamento
de energia ocorridos após o reajuste tarifário subsequente, no qual tenham sido contempladas tais perdas. A
quantificação deste risco está apresentada na nota 33(e).
Risco de Taxa de Juros: Esse risco é oriundo da possibilidade da Companhia e suas controladas virem a
incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas
a empréstimos, financiamentos e debêntures. As controladas têm buscado aumentar a participação de
empréstimos pré indexados ou atrelados a indicadores com menores taxas e baixa flutuação no curto e longo
prazo. A quantificação deste risco está apresentada na nota 33(e).
Risco de Crédito: O risco surge da possibilidade das suas controladas virem a incorrer em perdas resultantes
da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Este risco é avaliado pelas controladas
como baixo, tendo em vista a pulverização do número de clientes e da política de cobrança e de corte de
fornecimento para consumidores inadimplentes.
Risco quanto à Escassez de Energia: A energia vendida pela Companhia é majoritariamente produzida por
usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva, aliado a um crescimento de demanda
acima do planejado, pode resultar na redução do volume de água dos reservatórios das usinas,
comprometendo a recuperação de seu volume, podendo acarretar em perdas em função do aumento de custos
F - 78
na aquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novo programa de racionamento, como o
verificado em 2001. Segundo o Plano Anual da Operação Energética - PEN 2011, elaborado pelo Operador
Nacional do Sistema Elétrico, os riscos de qualquer déficit de energia para o ano de 2012 são baixos, tornando
remota a possibilidade de um novo programa de racionamento de energia.
Risco de Aceleração de Dívidas: A Companhia e suas controladas possuem contratos de empréstimos,
financiamentos e debêntures, com cláusulas restritivas (covenants) normalmente aplicáveis a esses tipos de
operação, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas
cláusulas restritivas são monitoradas adequadamente e não limitam a capacidade de condução do curso
normal das operações.
Risco regulatório: As tarifas de fornecimento de energia elétrica cobradas pelas controladas de distribuição
dos consumidores cativos são fixadas pela ANEEL, de acordo com a periodicidade prevista nos contratos de
concessão celebrados com o Governo Federal e em conformidade
conformidade com a metodologia de revisão tarifária
periódica estabelecida para o ciclo tarifário. Uma vez homologada essa metodologia, a ANEEL determina as
tarifas a serem cobradas pelas distribuidoras dos consumidores finais. As tarifas assim fixadas, conforme
disposto na Lei nº 8.987/1995, devem assegurar o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão no
momento da revisão tarifária, o que pode gerar reajustes menores em relação ao esperado pelas controladas
de distribuição, embora compensados em
em períodos subsequentes por outros reajustes.
Gerenciamento de Riscos dos Instrumentos Financeiros: A Companhia e suas controladas mantêm
políticas e estratégias operacionais e financeiras visando liquidez, segurança e rentabilidade de seus ativos.
Desta forma possuem procedimentos de controle e acompanhamento das transações e saldos dos
instrumentos financeiros, com o objetivo de monitorar os riscos e taxas vigentes em relação às praticadas no
mercado.
Controles para gerenciamento dos riscos: Para o gerenciamento dos riscos inerentes aos instrumentos
financeiros e de modo a monitorar os procedimentos estabelecidos pela administração, a Companhia e suas
controladas utilizam-se de sistema de software (MAPS), tendo condições de calcular o Mark to Market, Stress
Testing e Duration dos instrumentos, e avaliar os riscos aos quais a Companhia e suas controladas estão
expostas. Historicamente, os instrumentos financeiros contratados pela Companhia e suas controladas
suportados por estas ferramentas, têm apresentado resultados adequados para mitigação dos riscos. Ressaltase que a Companhia e suas controladas têm a prática de contratação de instrumentos derivativos, sempre com
as devidas aprovações de alçadas, somente quando há uma exposição a qual a administração considera como
risco. Adicionalmente, a Companhia e suas controladas não realizam transações envolvendo derivativos
exóticos ou especulativos. Além disso, a Companhia e suas controladas atendem aos requisitos da Lei
Sarbanes-Oxley tendo, portanto, políticas internas de controles que primam por um ambiente rígido de controle
para a minimização da exposição dos riscos.
( 35 ) COMPROMISSOS
Os compromissos da Companhia relacionados a contratos de longo prazo para compra de energia e para
projetos para construção de usinas são como segue:
( 36 ) ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS
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A Companhia possui os seguintes ativos e passivos para fins regulatórios, que não estão registrados nas
demonstrações financeiras consolidadas, conforme descrito na nota 3.13.
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As principais características destes ativos e passivos regulatórios são:
a) Descontos TUSD e Irrigação
As controladas de distribuição reconheciam ativos e passivos regulatórios referentes aos descontos especiais
aplicados à TUSD para os clientes livres com suprimento de energia elétrica oriundo de fontes alternativas de
energia, e às tarifas de Fornecimento aplicadas às atividades de irrigação e aqüicultura.
b) Parcela “A”
Correspondia à variação dos custos não gerenciáveis representativos da Parcela “A” dos contratos de
concessão, ocorrida entre 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001, no período de racionamento.
c) CVA
Refere-se ao mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridos
pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica. Estas variações são apuradas por meio da diferença
entre os gastos efetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos
reajustes tarifários anuais. Os valores considerados na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa
SELIC.
d) Sobrecontratação
As distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a garantir 100% do seu mercado de energia por meio de
contratos aprovados, registrados e homologados pela ANEEL, tendo também a garantia do repasse às tarifas
dos custos ou receitas decorrentes das sobras e déficits de energia elétrica, limitados em 3% do requisito de
carga.
e) Subvenção - Baixa Renda
Refere-se a subsídios concedidos aos consumidores com direito ao benefício da Tarifa Social de Energia
Elétrica (Baixa Renda) por estarem inscritos no Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal CadÚnico, independentemente do seu consumo de energia.
f) Neutralidade dos Encargos Setoriais
Refere-se à neutralidade dos encargos setoriais na tarifa, apurando as diferenças mensais entre os valores
faturados e os valores contemplados na tarifa.
g) Revisão tarifária– Rito Provisório
A revisão tarifária da controlada CPFL Piratininga deveria ter ocorrido em 23 de outubro de 2011. De acordo
com o Despacho nº 4.991, de 29 de dezembro de 2011, da ANEEL, que trata dos procedimentos básicos para
a elaboração das demonstrações financeiras foi solicitado, com base na melhor estimativa, o reconhecimento
contábil do impacto da revisão tarifária correspondente ao exercício de 2011.
h) Outros Componentes Financeiros
Refere-se principalmente à exposição CCEAR, garantias financeiras, subsídios às cooperativas e
permissionárias e ajuste financeiro TUSD G.
Adicionalmente, as distribuidoras tiveram em seu reajuste tarifário, componentes financeiros concedidos de
modo a ajustar revisão tarifária ou reajustes tarifários anteriores.
( 37 ) EVENTO SUBSEQUENTE
37.1 Aquisição das sociedades Atlântica I Parque Eólico S.A., Atlântica II Parque Eólico S.A., Atlântica IV
Parque Eólico S.A. e Atlântica V Parque Eólico S.A.
Em comunicado ao mercado de 13 de janeiro de 2012 a Companhia informou que a controlada indireta CPFL
Renováveis celebrou contrato de compra e venda de ações com a empresa Cobra Instalaciones Y Servicios
S.A., com objetivo de adquirir a totalidade das ações da Atlântica I Parque Eólico S.A., Atlântica II Parque Eólico
S.A., Atlântica IV Parque Eólico S.A. e Atlântica V Parque Eólico S.A. (“sociedades”).
F - 81
As sociedades são detentoras de autorização para geração de energia elétrica de fonte eólica sob o regime de
produção independente, pelo prazo de 35 anos, mediante implantação de seus respectivos parques eólicos,
possuindo em conjunto potência instalada de 120 MW. O contrato de compra e venda está sujeito à aprovação
da ANEEL e demais condições inerentes a este tipo de negociação. Uma vez implementadas as condições, a
controlada CPFL Renováveis passará a deter a totalidade das ações das sociedades.
As demais informações adicionais exigidas pelo IFRS 3 não são possíveis de divulgação uma vez que a
operação está em fase de finalização.
37.2 Aquisição da sociedade Bons Ventos Geradora de Energia S.A.
Em 24 de fevereiro de 2012, a CPFL Renováveis divulgou em Fato Relevante a celebração do contrato de
compra e venda de ações da sociedade BVP S.A., que detém 100% das ações da sociedade Bons Ventos
Geradora de Energia S.A.. A Bons Ventos detém autorização outorgada pela ANEEL para explorar os parques
eólicos Taíba Albatroz, Bons Ventos, Enacel e Canoa Quebrada, com capacidade total instalada de 157,5 MW.
O preço total da aquisição é de R$ 1.062 milhões, que compreende: (i) R$ 600 milhões a ser pago aos
vendedores (contraprestação transferida); e (ii) a assunção de dívida líquida no valor de R$ 462 milhões, os
quais poderão ser ajustados até a data do fechamento da aquisição, conforme previsto no contrato de compra e
venda de ações. Estes Parques Eólicos localizam-se no estado do Ceará e se encontram em operação
comercial plena, sendo que a totalidade da energia está contratada com a Eletrobrás por 20 anos, através do
PROINFA.
O fechamento da aquisição e o pagamento do respectivo preço encontram-se sujeitos à satisfação das
condições precedentes estabelecidas no contrato de compra e venda de ações e à obtenção das aprovações
prévias pertinentes, nas quais se incluem a anuência da ANEEL, dos bancos financiadores, e dos órgãos de
defesa da concorrência, incluindo o CADE – Conselho Administrativo de Defesa Econômica.
As demais informações adicionais exigidas pelo IFRS 3 não são possíveis de divulgação uma vez que a
operação está em fase de finalização.
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38. INFORMAÇÃO ADICIONAL
F - 83
CPFL ENERGIA S.A.
Companhia Aberta
CNPJ/MF 02.429.144/0001-93 - NIRE 35.300.186.133
ESTATUTO SOCIAL
(consolidado na Assembléia Geral Extraordinária de 19/12/2011)
CAPÍTULO I
DENOMINAÇÃO, OBJETO, SEDE E DURAÇÃO
Artigo 1º - A CPFL ENERGIA S.A. reger-se-á pelo presente Estatuto e pela legislação aplicável.
Parágrafo Único – Com a admissão da Companhia no segmento especial de listagem
denominado Novo Mercado, da BM&FBOVESPA S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e
Futuros (“BM&FBOVESPA”), sujeitam-se a Companhia, seus acionistas, Administradores e
membros do Conselho Fiscal, quando instalado, às disposições do Regulamento de Listagem do
Novo Mercado da BM&FBOVESPA (“Regulamento do Novo Mercado”).
Artigo 2º - A Companhia tem por objeto social:
(a)
a promoção de empreendimentos no setor de geração, distribuição, transmissão e
comercialização de energia elétrica e atividades correlatas;
(b)
a prestação de serviços em negócios de energia elétrica, telecomunicações e transmissão
de dados, bem como a prestação de serviços de apoio técnico, operacional, administrativo e
financeiro, especialmente a sociedades controladas e coligadas; e
(c)
a participação no capital de outras sociedades que tenham atividades semelhantes às
exercidas pela Companhia, notadamente sociedades cujo objeto seja promover, construir, instalar
e explorar projetos de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia elétrica e
serviços correlatos.
Artigo 3º - A Companhia, com sede e foro na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua
Gomes de Carvalho, nº 1510, conjunto 142, Vila Olímpia, CEP 04547-005, poderá abrir e
extinguir filiais, sucursais, agências, escritórios ou representações em quaisquer pontos do
território nacional ou no exterior, por deliberação do Conselho de Administração.
Artigo 4º - O prazo de duração da Companhia é indeterminado.
CAPÍTULO II
DO CAPITAL SOCIAL E DAS AÇÕES
Artigo 5º - O capital subscrito e realizado é de R$4.793.424.356,62 (quatro bilhões, setecentos e
noventa e três milhões, quatrocentos e vinte e quatro mil, trezentos e cinquenta e seis reais e
sessenta e dois centavos), dividido em 962.274.260 (novecentos e sessenta e dois milhões,
CPFL ENERGIA S.A.
Companhia Aberta
CNPJ/MF 02.429.144/0001-93 - NIRE 35.300.186.133
duzentas e setenta e quatro mil, duzentas e sessenta) ações ordinárias, escriturais, sem valor
nominal.
Parágrafo 1º - O capital social poderá ser aumentado, na forma do art. 168 da Lei nº 6.404/76,
mediante a emissão de até 500.000.000 (quinhentas milhões) de novas ações ordinárias.
Parágrafo 2º - Até o limite do capital autorizado, poderão ser emitidas ações, debêntures
conversíveis em ações ou bônus de subscrição por deliberação do Conselho de Administração,
independentemente de reforma estatutária. Nos aumentos de capital por subscrição particular, o
prazo para o exercício do direito de preferência não poderá ser inferior a 30 (trinta) dias. A
critério do Conselho de Administração, fica autorizada a emissão, que poderá ser realizada sem
direito de preferência para os acionistas ou com redução do prazo para o exercício do direito de
preferência, de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de subscrição, cuja colocação
seja feita mediante venda em bolsa de valores ou subscrição pública ou permuta por ações em
oferta pública de aquisição de controle, nos termos do art. 172 da Lei 6.404/76. Nas emissões de
ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de subscrição destinadas à subscrição pública
ou particular, a Diretoria, mediante aviso publicado na imprensa, comunicará aos acionistas a
deliberação do Conselho de Administração em aumentar o capital social, informando todas as
características e condições da emissão e o prazo para o exercício do direito de preferência, se
houver.
Parágrafo 3º - Competirá ao Conselho de Administração fixar o preço e o número de ações a
serem subscritas, bem como o prazo e condições de subscrição e integralização, exceção feita à
integralização em bens, que dependerá da aprovação da Assembleia Geral, na forma da Lei.
Parágrafo 4º - As integralizações serão efetivadas à vista.
Parágrafo 5º - O acionista que não integralizar as ações subscritas, na forma do boletim de
subscrição ou da chamada, ficará constituído, de pleno direito, em mora, devendo pagar à
Companhia juros de 1% (um por cento) ao mês ou fração, contados do 1º (primeiro) dia do não
cumprimento da obrigação, correção monetária na forma admitida em lei mais multa equivalente
a 10% (dez por cento) do valor em atraso e não integralizado.
Parágrafo 6º - Por deliberação do Conselho de Administração, a Companhia poderá adquirir
ações de sua própria emissão para efeito de cancelamento ou permanência em tesouraria,
determinar a sua revenda ou recolocação no mercado, observadas as normas expedidas pela
Comissão de Valores Mobiliários - CVM e demais disposições legais aplicáveis.
Parágrafo 7º - As ações são indivisíveis perante a Companhia e cada ação terá direito a 01 (um)
voto nas Assembleias Gerais.
Parágrafo 8º - A Companhia, por deliberação do Conselho de Administração, contratará serviços
de ações escriturais com instituição financeira autorizada pela Comissão de Valores Mobiliários a
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manter esse serviço, podendo ser cobrada dos acionistas a remuneração de que trata o parágrafo
3º do artigo 35 da Lei 6.404/76, conforme venha a ser definido no Contrato de Custódia.
Artigo 6º - Dentro do limite do capital autorizado, a Companhia poderá outorgar opção de
compra de ações a seus administradores e empregados, ou a pessoas naturais que prestem
serviços à Companhia ou a sociedades controladas pela Companhia, sem direito de preferência
para os acionistas, com base em planos aprovados pela Assembleia Geral.
Artigo 7º - A Companhia poderá emitir debêntures, conversíveis ou não em ações, que conferirão
aos seus titulares direito de crédito contra ela, nas condições que, por proposta do Conselho de
Administração, forem aprovadas pela Assembleia Geral. Nas emissões de debêntures
conversíveis em ações, será aplicável a regra do § 2º do artigo 5º, in fine.
Parágrafo Único – Nos termos do disposto no § 1º do artigo 59 da Lei nº 6.404/76, o Conselho
de Administração poderá deliberar sobre a emissão de debêntures simples, não conversíveis em
ações e sem garantia real.
Artigo 8º - É vedado à Companhia emitir ações preferenciais ou partes beneficiárias.
CAPITULO III
DA ASSEMBLEIA GERAL
Artigo 9º - A Assembleia Geral reunir-se-á ordinariamente até o dia 30 de abril de cada ano, na
forma da lei, a fim de:
a)
tomar as contas dos administradores, relativas ao último exercício social;
b)
examinar, discutir e votar as demonstrações financeiras, instruídas com parecer do
Conselho Fiscal;
c)
deliberar sobre a destinação do lucro líquido do exercício e a distribuição dos dividendos;
d)
eleger os membros do Conselho Fiscal, efetivos e suplentes;
e)
eleger os membros do Conselho de Administração titulares e suplentes; e
f)
fixar os honorários globais dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria,
bem como os honorários do Conselho Fiscal.
Artigo 10 - A Assembleia Geral reunir-se-á extraordinariamente sempre que convocada pelo
Conselho de Administração, pelo Conselho Fiscal, ou por acionistas, na forma da lei.
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Parágrafo Único - Além das matérias que são de sua competência previstas em lei e no presente
Estatuto, competirá também à Assembleia Geral Extraordinária aprovar:
a)
o cancelamento do registro de Companhia Aberta perante a Comissão de Valores
Mobiliários;
b)
a saída do Novo Mercado (“Novo Mercado”) da BM&FBOVESPA;
c)
a escolha de empresa especializada responsável pela determinação do valor econômico da
Companhia para fins das ofertas públicas previstas nos Capítulos IX e X deste Estatuto Social,
dentre uma lista tríplice de empresas apontadas pelo Conselho de Administração.
d)
planos para outorga de opção de compra de ações a administradores e empregados da
Companhia e de outras sociedades que sejam controladas direta ou indiretamente pela
Companhia, sem direito de preferência dos acionistas.
Artigo 11 - As Assembleias Gerais serão presididas pelo Presidente do Conselho de
Administração, na sua ausência, pelo Vice-Presidente e, na ausência deste, por outro membro do
Conselho de Administração. Caberá ao Presidente da Assembleia Geral a escolha do Secretário.
Parágrafo Único - O Presidente da Assembleia deverá observar e fazer cumprir as disposições
dos acordos de acionistas arquivados na sede da Companhia, não permitindo que se computem os
votos proferidos em contrariedade com o conteúdo de tais acordos.
Artigo 12 - Os acionistas poderão fazer-se representar nas Assembleias Gerais por procurador,
constituído na forma do §1º do art. 126 da Lei nº 6404/76, sendo solicitado o depósito prévio do
instrumento de procuração e documentos necessários na sede social até 24 (vinte e quatro) horas
antes da hora marcada para a realização da Assembleia Geral.
Parágrafo Único - O acionista que comparecer à Assembleia Geral munido dos documentos
exigidos poderá participar e votar, ainda que tenha deixado de depositá-los previamente.
CAPÍTULO IV
ÓRGÃOS DA ADMINISTRAÇÃO
SEÇÃO I
Disposições Comuns aos Órgãos da Administração
Artigo 13 - A administração da Companhia compete ao Conselho de Administração e à Diretoria.
Parágrafo Único – Os cargos de Presidente do Conselho de Administração e de Diretor
Presidente ou principal executivo da Companhia não poderão ser acumulados pela mesma pessoa.
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Artigo 14 - Os membros do Conselho de Administração e da Diretoria serão investidos em seus
respectivos cargos mediante assinatura, nos 30 dias seguintes à respectiva eleição, de termo de
posse no livro próprio e do Termo de Anuência dos Administradores a que alude o Regulamento
de Listagem do Novo Mercado, bem como ao atendimento dos requisitos legais aplicáveis, e
permanecerão em seus cargos até a investidura dos novos administradores eleitos.
Parágrafo 1º - Os Administradores da Companhia deverão aderir à Política de Divulgação de
Ato ou Fato Relevante e à Política de Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da
Companhia, mediante assinatura do Termo respectivo.
Parágrafo 2º - Os membros do Conselho de Administração indicados pelos acionistas do bloco
de controle e os Diretores firmarão, ainda, Termo de Adesão aos dispositivos do Acordo de
Acionistas, através do qual declaram ter pleno conhecimento de seu teor.
SEÇÃO II
Do Conselho de Administração
Artigo 15 - O Conselho de Administração é composto por um mínimo de 07 (sete) e um máximo
de 09 (nove) membros, todos eleitos e destituíveis pela Assembleia Geral com mandato unificado
de 1 (um) ano, sendo permitida a reeleição.
Parágrafo 1º - Dos membros do Conselho de Administração, no mínimo 20% (vinte por cento)
deverão ser Conselheiros Independentes, conforme a definição do Regulamento do Novo
Mercado, e expressamente declarados como tais na ata da Assembleia Geral que os eleger, sendo
também considerado(s) como independente(s) o(s) conselheiro(s) eleito(s) mediante faculdade
prevista pelo artigo 141, §§ 4º e 5º e artigo 239 da Lei 6.404/76.
Parágrafo 2º - Quando, em decorrência da observância do percentual referido no parágrafo
acima, resultar número fracionário de conselheiros, proceder-se-á ao arredondamento para
número inteiro: (i) imediatamente superior, quando a fração for igual ou superior a 0,5 (cinco
décimos); ou (ii) imediatamente inferior, quando a fração for inferior a 0,5 (cinco décimos) , nos
termos do Regulamento do Novo Mercado.
Parágrafo 3º - Para fins deste artigo, o termo "Conselheiro Independente" significa o
Conselheiro que: (i) não tem qualquer vínculo com a Companhia, exceto participação de capital;
(ii) não é acionista controlador, cônjuge ou parente até segundo grau daquele, ou não é ou não foi,
nos últimos três anos, vinculado à sociedade ou entidade relacionada ao acionista controlador
(pessoas vinculadas a instituições públicas de ensino e/ou pesquisa estão excluídas desta
restrição); (iii) não foi, nos últimos 3 (três) anos, empregado ou diretor da Companhia, do
Acionista Controlador ou de sociedade controlada pela Companhia; (iv) não é fornecedor ou
comprador, direto ou indireto, de serviços e/ou produtos à Companhia, em magnitude que
implique perda de independência; (v) não é funcionário ou administrador de sociedade ou
entidade que esteja oferecendo ou demandando serviços e/ou produtos à Companhia; (vi) não é
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cônjuge ou parente até segundo grau de algum administrador da Companhia; e (vii) não recebe
outra remuneração da Companhia além da do conselheiro (proventos em dinheiro oriundos de
participação no capital estão excluídos desta restrição).
Parágrafo 4º - O Conselho de Administração terá um Presidente e um Vice-Presidente, eleitos
por seus membros na primeira reunião que ocorrer após a eleição dos conselheiros.
Parágrafo 5º - A Assembleia Geral poderá eleger suplentes para o Conselho de Administração
que substituirão o conselheiro titular (ou conselheiros titulares) a que estiver(em) vinculado(s),
em sua(s) ausência(s) ou impedimento(s) temporário(s), observado o disposto no artigo 16,
parágrafo 1º deste Estatuto Social.
Artigo 16 - Ocorrendo vaga no Conselho de Administração, o preenchimento se dará na forma da
Lei, observadas as disposições de Acordos de Acionistas arquivados na sede social.
Parágrafo 1º – No caso de ausência ou impedimento temporário do Presidente do Conselho de
Administração, suas atribuições serão exercidas pelo Vice-Presidente ou, na falta deste, por outro
Conselheiro indicado pelo Presidente do Conselho de Administração e, não havendo indicação,
por escolha da maioria dos demais membros do Conselho.
Parágrafo 2º - No caso de vacância do cargo de Presidente do Conselho, assumirá o VicePresidente, que permanecerá no cargo até que o Conselho escolha o seu novo titular, exercendo o
substituto o mandato pelo prazo restante.
Artigo 17 - Compete ao Conselho de Administração:
a) eleger o Diretor-Presidente e os Diretores Vice-Presidentes, fixando sua remuneração mensal
individual, respeitado o montante global estabelecido pela Assembleia Geral;
b) fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, aprovando previamente suas políticas
empresariais, projetos, orçamentos anuais e plano quinquenal de negócios, bem como suas
revisões anuais;
c) fiscalizar a gestão dos Diretores, examinando, a qualquer tempo, as atas, livros e papéis da
Companhia, solicitando, através do Presidente, informações sobre contratos celebrados, ou em
vias de celebração, e quaisquer outros atos;
d) convocar a Assembleia Geral, quando julgar conveniente, ou nos casos em que a convocação é
determinada pela lei ou por este Estatuto;
e) manifestar-se sobre o Relatório da Administração, as contas da Diretoria e as demonstrações
financeiras, definir a política de dividendos e propor à Assembleia Geral a destinação do lucro
líquido de cada exercício;
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f) aprovar a contratação de instituição depositária prestadora dos serviços de ações escriturais;
g) deliberar sobre aumento de capital e preço de emissão de ações da Companhia e bônus de
subscrição, de conformidade com o disposto neste Estatuto Social;
h) deliberar sobre as condições e oportunidade de emissão de debêntures previstas nos incisos VI
a VIII do Artigo 59 da Lei nº 6.404/76, conforme disposto no § 1º do mesmo artigo;
i) deliberar sobre as condições de emissão de notas promissórias destinadas à distribuição pública,
nos termos da legislação em vigor;
j) deliberar sobre a seleção e/ou destituição dos auditores externos da Companhia;
k) deliberar sobre a contratação de empréstimo ou assunção de dívida que resulte no
endividamento da Companhia além dos limites previstos no orçamento anual ou no plano
quinquenal;
l) definir lista tríplice de empresas especializadas em avaliação econômica de empresas para a
elaboração de laudo de avaliação das ações da Companhia, nos casos de ofertas públicas para
cancelamento de registro de companhia aberta ou para saída do Novo Mercado previstas nos
Capítulos IX e X deste Estatuto Social;
m) deliberar sobre a aquisição de qualquer ativo fixo de valor igual ou superior a R$
20.000.000,00 (vinte milhões de reais) e sobre a alienação ou oneração de qualquer ativo fixo de
valor igual ou superior a R$2.000.000,00 (dois milhões de reais);
n) autorizar a aquisição de ações de emissão da própria Companhia, para efeito de cancelamento
ou permanência em tesouraria;
o) autorizar prévia e expressamente a celebração de contratos pela Companhia com acionistas ou
com pessoas por eles controladas ou a eles coligadas ou relacionadas, direta ou indiretamente, de
valor superior a R$ 5.000.000,00 (cinco milhões de reais);
p) aprovar prévia e expressamente a celebração de contratos de qualquer natureza de valor global
superior a R$ 20.000.000,00 (vinte milhões de reais), ainda que se refira a despesas previstas no
orçamento anual ou no plano quinquenal de negócios;
q) pronunciar-se sobre os assuntos que a Diretoria lhe apresente para sua deliberação ou para
serem submetidos à Assembleia Geral;
r) deliberar sobre a constituição e extinção de controladas e a aquisição ou alienação de
participações em outras sociedades;
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s) deliberar sobre qualquer alteração na política de recursos humanos da Companhia que possa
impactar substancialmente nos custos;
t) avocar, a qualquer tempo, o exame de qualquer assunto referente aos negócios da Companhia,
ainda que não compreendido na enumeração deste artigo, e sobre ele proferir decisão a ser
obrigatoriamente executada pela Diretoria;
u) a constituição de qualquer espécie de garantia que não envolva ativos fixos de valor igual ou
superior a R$20.000.000,00 (vinte milhões de reais) em negócios que digam respeito aos
interesses e atividades da Companhia e/ou de sociedades controladas, direta ou indiretamente,
pela Companhia; e a constituição de qualquer espécie de garantia que envolva ativos fixos de
valor igual ou superior a R$2.000.000,00 (dois milhões de reais) em negócios que digam
respeito aos interesses e atividades da Companhia e/ou de sociedades controladas, direta ou
indiretamente, pela Companhia;
v) declarar dividendos à conta de lucro apurado em balanços semestrais ou em períodos menores,
à conta de lucros acumulados ou de reservas de lucros existentes, nos termos da legislação em
vigor, bem como declarar juros sobre capital próprio;
w) deliberar sobre a criação de Comitês e Comissões para assessorá-lo nas deliberações de
assuntos específicos de sua competência;
x) aprovar o regimento interno do Conselho de Administração, dos Comitês e das Comissões que
sejam criados;
y) aprovar e submeter à Assembleia Geral proposta de plano para a outorga de opção de compra
de ações aos administradores e empregados da Companhia e de outras sociedades que sejam
controladas direta ou indiretamente pela Companhia;
z) aprovar previamente alteração em contrato de concessão firmado pela Companhia, por
sociedades controladas, direta ou indiretamente, ou coligadas;
aa) aprovar o calendário anual de eventos da Companhia, na forma do Regulamento do Novo
Mercado da BM&FBOVESPA;
ab) manifestar-se favorável ou contrariamente a respeito de qualquer oferta pública de aquisição
de ações que tenha por objeto as ações de emissão da Companhia, por meio de parecer prévio
fundamentado, divulgado em até 15 (quinze) dias da publicação do edital da oferta pública de
aquisição de ações, que deverá abordar, no mínimo (i) a conveniência e oportunidade da oferta
pública de aquisição de ações quanto ao interesse do conjunto dos acionistas e em relação à
liquidez dos valores mobiliários de sua titularidade; (ii) as repercussões da oferta pública de
aquisição de ações sobre os interesses da Companhia; (iii) os planos estratégicos divulgados pelo
ofertante em relação à Companhia; (iv) outros pontos que o Conselho de Administração
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considerar pertinentes, bem como as informações exigidas pelas regras aplicáveis estabelecidas
pela CVM;
ac) exercer os demais poderes que lhe sejam atribuídos por lei e pelo presente Estatuto, e
ad) resolver os casos omissos neste Estatuto e exercer outras atribuições que a lei, ou este
Estatuto, não confira a outro órgão da Companhia.
Parágrafo 1º - As reuniões ordinárias do Conselho de Administração ocorrerão ao menos uma
vez a cada mês, podendo, entretanto, ser realizadas com maior freqüência, caso o Presidente do
Conselho de Administração assim solicite, por iniciativa própria ou mediante provocação de
qualquer membro, deliberando validamente pelo voto da maioria dos conselheiros presentes
(dentre eles, obrigatoriamente, o Presidente ou o Vice-Presidente). Os conselheiros poderão
participar das reuniões do Conselho de Administração através de conferência telefônica ou
videoconferência.
Parágrafo 2º - As reuniões do Conselho de Administração serão convocadas com 09 (nove) dias
de antecedência por comunicação enviada pelo Presidente do Conselho de Administração, com a
indicação das matérias a serem tratadas e acompanhadas dos documentos de apoio porventura
necessários.
Parágrafo 3º - Em caso de manifesta urgência, as reuniões do Conselho de Administração
poderão ser convocadas em prazo inferior ao mencionado no parágrafo 2º acima.
Parágrafo 4º - No caso de empate na votação, o Presidente do Conselho de Administração e, na
sua ausência, o Vice-Presidente, terá, além do voto comum, o de qualidade.
Parágrafo 5º - A presença de todos os membros permitirá a realização de reuniões do Conselho
de Administração independentemente de convocação.
Parágrafo 6º - Caso não haja quorum de instalação em primeira convocação, o Presidente deverá
convocar nova reunião do Conselho de Administração, a qual poderá instalar-se, em segunda
convocação -- a ser feita com pelo menos 7 (sete) dias de antecedência --, com qualquer número.
A matéria que não estiver na ordem do dia da reunião original do Conselho de Administração não
poderá ser apreciada em segunda convocação, salvo se presentes todos os conselheiros e os
mesmos concordarem expressamente com a nova ordem do dia.
Parágrafo 7º - Nas reuniões do Conselho de Administração são admitidos os votos por meio de
delegação feita em favor de outro Conselheiro, o voto por escrito antecipado e o voto por fax,
correio eletrônico ou por qualquer outro meio de comunicação, computando-se como presentes os
membros que assim votarem.
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SEÇÃO III
Da Diretoria Executiva
Artigo 18 - A Diretoria compor-se-á de 6 (seis) membros, sendo um Diretor Presidente, um
Diretor Vice-Presidente de Operações, um Diretor Vice-Presidente de Relações Institucionais, um
Diretor Vice-Presidente de Desenvolvimento de Negócios, um Diretor Vice-Presidente
Financeiro, que acumulará as funções de Diretor de Relações com Investidores e um Diretor
Vice-Presidente Administrativo.
Parágrafo único - Compete:
a) Ao Diretor Presidente, dirigir todos os negócios e a administração geral da Companhia e suas
controladas, promover o desenvolvimento e a execução da estratégia corporativa, incluindo a
gestão de riscos e a gestão regulatória, exercer as demais atribuições que lhe foram conferidas por
este Estatuto, pelo Conselho de Administração e, ainda, privativamente:
(i)
convocar e presidir as reuniões da Diretoria;
(ii)
conceder licença aos membros da Diretoria e indicar-lhes substitutos;
(iii)
coordenar e orientar os trabalhos dos Diretores Vice-Presidentes;
(iv)
propor ao Conselho de Administração as áreas de atuação de cada Diretor VicePresidente;
(v)
tomar decisões de caráter de urgência de competência da Diretoria, "ad referendum"
desta;
(vi)
representar a Companhia em Assembleias Gerais de acionistas e/ou de quotistas da
Sociedade e de sociedades da qual a Companhia seja acionista ou quotista, ou indicar um Diretor
Vice-Presidente ou um procurador para representá-lo; e
(vii)
receber citação inicial e representar a Companhia em Juízo ou fora dele, ou indicar um
Diretor Vice-Presidente para fazê-lo.
b) Ao Diretor Vice-Presidente de Operações, dirigir e liderar os negócios de geração,
comercialização e distribuição de energia, assim como os negócios de prestação de serviços das
empresas controladas pela Companhia, competindo-lhe propor e gerir os investimentos
relacionados a todos esses negócios; propor e implantar novos projetos, garantindo a excelência
das operações, em harmonia com o planejamento estratégico da Companhia; planejar e realizar as
atividades de compra e venda de energia, observando e realizando a necessária política de gestão
de risco inerente a esse negócio; desenvolver e oferecer serviços para clientes; gerir os processos
relativos aos assuntos regulatórios, ao planejamento energético, à engenharia de operações, às
atividades comerciais de varejo e à operação da distribuição, assim como os processos
relacionados aos contratos de compra e venda de energia dos negócios de geração,
comercialização e distribuição;
c) Ao Diretor Vice-Presidente de Relações Institucionais, dirigir e liderar as comunicações
externas e a interlocução regulatória e institucional da Companhia e de suas controladas, bem
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como os departamentos jurídico e do meio ambiente; definir e garantir o cumprimento dos
princípios e das regras de sustentabilidade da Companhia e das suas sociedades controladas,
direta ou indiretamente, ou coligadas, e realizar ações corretivas na ocorrência de eventuais
incidentes jurídicos, regulatórios, ambientais e de reputação;
d) Ao Diretor Vice-Presidente de Desenvolvimento de Negócios, dirigir e liderar a avaliação do
potencial e o desenvolvimento de novos negócios nas áreas de distribuição, geração, e
comercialização de energia elétrica, e atividades correlatas ou complementares;
e) Ao Diretor Vice-Presidente Financeiro, dirigir e liderar a administração e gestão das atividades
financeiras da companhia e suas controladas, incluindo a análise de investimentos e definição dos
limites de exposição a risco, propositura e contratação de empréstimos e financiamentos,
operações de tesouraria, planejamento e controle financeiro e tributário, monitoramento de riscos
e a gestão das atividades inerentes à Contabilidade da companhia e de suas controladas;
competindo-lhe, ainda, desempenhar as funções de representantes da companhia e suas
controladas em suas relações com investidores e o mercado de capitais; e
f) Ao Diretor Vice-Presidente Administrativo, dirigir e liderar as atividades de tecnologia da
informação, qualidade, suprimentos, infraestrutura, centro de serviços e logística administrativa
da Companhia e suas controladas; gerir os processos e sistemas de gestão organizacional, propor
e/ou disseminar as normas internas; competindo-lhe, ainda, propor, examinar, avaliar, planejar e
implantar novos projetos e investimentos pertinentes às referidas atividades, em harmonia com o
planejamento estratégico da companhia e suas controladas.
Artigo 19 - O mandato dos membros da Diretoria será de 2 (dois) anos, admitida reeleição.
Artigo 20 - Na hipótese de vagar um dos cargos de Diretor Vice-Presidente, caberá ao DiretorPresidente substituí-lo provisoriamente ou indicar, dentre os demais Diretores, a quem competirá
acumular as funções correspondentes ao cargo vago, até que se proceda a eleição do substituto
pelo Conselho de Administração. Em caso de vaga no cargo de Diretor-Presidente, competirá ao
Presidente do Conselho de Administração ou, no impedimento deste, a um Diretor VicePresidente indicado pelo Conselho de Administração, exercer temporariamente as suas funções
até a eleição do substituto.
Parágrafo 1º - O Diretor-Presidente, nos seus impedimentos temporários, será substituído por um
dos Diretores Vice-Presidentes a ser por ele designado.
Parágrafo 2º - Em caso de ausência ou impedimento temporário de qualquer Diretor VicePresidente, caberá ao Diretor-Presidente substituí-lo ou designar outro Vice-Presidente para fazêlo.
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Artigo 21 - Compete à Diretoria:
I - Praticar todos os atos necessários ao funcionamento regular da Companhia;
II - Submeter à aprovação do Conselho de Administração as Políticas e Estratégias da
Companhia;
III - Submeter à aprovação do Conselho de Administração proposta de aumento de capital e de
reforma do Estatuto Social;
IV - Recomendar ao Conselho de Administração (i) a aquisição de qualquer ativo fixo de valor
igual ou superior a R$20.000.000,00 (vinte milhões de reais) e a alienação ou oneração de
qualquer ativo fixo de valor igual ou superior a R$2.000.000,00 (dois milhões de reais); (ii) a
constituição de qualquer espécie de garantia que não envolva ativos fixos de valor igual ou
superior a R$20.000.000,00 (vinte milhões de reais) e a constituição de qualquer espécie de
garantia que envolva ativos fixos de valor igual ou superior a R$2.000.000,00 (dois milhões de
reais) em negócios que digam respeito aos interesses e atividades da Companhia e/ou de
sociedades controladas, direta ou indiretamente, pela Companhia; e (iii) a celebração de
contratos, pela Companhia, com acionistas ou com pessoas por eles controladas ou a ele coligadas
ou relacionadas, direta ou indiretamente, de valor superior a R$5.000.000,00 (cinco milhões de
reais);
V - Submeter à aprovação do Conselho de Administração um calendário anual, informando sobre
eventos corporativos programados e contendo no mínimo as informações constantes do
Regulamento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA;
VI - Submeter à aprovação do Conselho de Administração o plano quinquenal, bem como suas
revisões anuais e o orçamento anual.
Artigo 22 - A Diretoria reunir-se-á por convocação do Diretor-Presidente, com a presença da
maioria de seus membros.
Parágrafo Único - As decisões da Diretoria serão tomadas pela maioria de votos dos membros
presentes, cabendo ao Diretor-Presidente, em caso de empate, o voto de qualidade.
Artigo 23 - Todos os atos, contratos ou documentos que impliquem responsabilidade para a
Companhia, ou desonerem terceiros de responsabilidade ou obrigações para com a Companhia
deverão, sob pena de não produzirem efeitos contra a mesma, ser assinados (i) por 2 (dois)
Diretores; (ii) por um único Diretor, desde que previamente autorizado pelo Conselho de
Administração; (iii) por um Diretor em conjunto com um procurador ou (iv) por dois
procuradores.
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Parágrafo 1º - As procurações outorgadas pela Companhia deverão (i) ser assinadas por 2 (dois)
membros da Diretoria Executiva, (ii) especificar expressamente os poderes conferidos e (iii)
conter prazo de validade limitado a no máximo 1 (um) ano, sem poderes para substabelecimento,
com exceção: (a) das procurações “ad judicia”, que poderão ser substabelecidas e outorgadas por
prazo indeterminado e (b) das procurações outorgadas a instituições financeiras, que poderão ser
estabelecidas pelo prazo do(s) contrato(s) de financiamento.
Parágrafo 2º - Ressalvado o disposto neste Estatuto, a Companhia poderá ser representada por
um único Diretor ou procurador (i) na prática de atos de simples rotina administrativa, inclusive
os praticados perante repartições públicas em geral, autarquias, empresas públicas, sociedades de
economia mista, Junta Comercial, Justiça do Trabalho, INSS, FGTS e seus bancos arrecadadores,
(ii) junto a concessionárias ou permissionárias de serviços públicos, em atos que não importem
em assunção de obrigações ou na desoneração de obrigações de terceiros, (iii) para preservação
de seus direitos em processos administrativos ou de qualquer outra natureza, e no cumprimento
de suas obrigações fiscais, trabalhistas ou previdenciárias, (iv) no endosso de títulos para efeitos
de cobrança ou depósito em contas bancárias da Companhia e (v) para fins de recebimento de
intimações, citações, notificações ou interpelações, ou ainda para representação da Companhia
em Juízo.
Parágrafo 3º - É vedado aos Diretores e procuradores praticar atos estranhos ao objeto social,
bem como prestar garantias e/ou assumir obrigações em benefício ou em favor de terceiros sem o
prévio e expresso consentimento do Conselho de Administração, sendo ineficazes em relação à
Companhia os atos praticados em violação ao estabelecido neste dispositivo.
Artigo 24 - Compete a qualquer membro da Diretoria, além de exercer os poderes e atribuições
conferidos pelo presente Estatuto, cumprir outras funções que vierem a ser fixadas pelo Conselho
de Administração.
Artigo 25 - O Diretor-Presidente poderá afastar qualquer membro da Diretoria, devendo informar
a sua decisão e os motivos que a fundamentam e a formalização da demissão ocorrerá na próxima
reunião do Conselho de Administração. As funções do Diretor afastado serão, até a nomeação do
substituto, desempenhadas pelo Diretor designado pelo Diretor-Presidente.
CAPÍTULO V
Do Conselho Fiscal
Artigo 26- O Conselho Fiscal, obedecidas as disposições legais, compor-se-á de 3 (três) a 5
(cinco) membros efetivos e igual número de suplentes, com mandato até a Assembleia Geral
Ordinária seguinte à de sua eleição, podendo ser reeleitos.
Parágrafo 1º - Os membros do Conselho Fiscal serão investidos nos respectivos cargos mediante
assinatura de termo de posse, lavrado no livro de atas das reuniões do Conselho Fiscal.
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Parágrafo 2º - A posse dos membros do Conselho Fiscal estará condicionada à prévia subscrição
do Termo de Anuência dos Membros do Conselho Fiscal nos termos do disposto no Regulamento
do Novo Mercado, bem como ao atendimento dos requisitos legais aplicáveis.
Parágrafo 3º - Os honorários dos membros do Conselho Fiscal serão fixados pela Assembleia
Geral Ordinária.
Parágrafo 4º - As atribuições do Conselho Fiscal são as fixadas em lei e seu funcionamento será
permanente.
CAPITULO VI
DO EXERCÍCIO SOCIAL
Artigo 27 - O exercício social terminará em 31 de dezembro de cada ano, quando serão
elaboradas as demonstrações financeiras do exercício, observado que serão também elaboradas
demonstrações financeiras a cada trimestre, excetuado o último de cada ano. Todas as
demonstrações financeiras deverão incluir a demonstração dos fluxos de caixa da Companhia, a
qual indicará, no mínimo, as alterações ocorridas no saldo de caixa e equivalentes de caixa,
segregadas em fluxos das operações, dos financiamentos e dos investimentos. As demonstrações
financeiras do exercício social serão, após manifestação dos Conselhos de Administração e
Fiscal, submetidas à Assembleia Geral Ordinária, juntamente com proposta de destinação do
resultado do exercício.
Parágrafo 1º - A Companhia e os seus administradores deverão, pelo menos uma vez ao ano,
realizar reunião pública com analistas e quaisquer outros interessados, para divulgar informações
quanto à sua respectiva situação econômico-financeira, projetos e perspectivas.
Parágrafo 2º - O lucro líquido do exercício terá obrigatoriamente a seguinte destinação:
a)
5% (cinco por cento) para a formação da reserva legal, até atingir 20% (vinte por cento)
do capital social subscrito;
b)
pagamento de dividendo obrigatório, observado o disposto no artigo 29 deste Estatuto; e
c)
o lucro remanescente, ressalvada deliberação em contrário da Assembleia Geral, será
destinado a formação de reserva de reforço de capital de giro, cujo total não poderá exceder o
valor do capital social subscrito.
Artigo 28 - A Companhia distribuirá como dividendo, em cada exercício social, no mínimo 25%
(vinte e cinco por cento) do lucro líquido do exercício, ajustado nos termos do artigo 202 da Lei
n.º 6.404/76.
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Artigo 29 - Por deliberação do Conselho de Administração, o dividendo obrigatório poderá ser
pago antecipadamente, no curso do exercício e até a Assembleia Geral Ordinária que determinar
o respectivo montante; o valor do dividendo antecipado será compensado, com o do dividendo
obrigatório do exercício. A Assembleia Geral Ordinária determinará o pagamento do saldo do
dividendo obrigatório que houver, bem como a reversão àquela reserva do valor pago
antecipadamente.
Artigo 30 - A Companhia levantará balanço semestral em 30 de junho de cada ano e poderá, por
determinação do Conselho de Administração, levantar balanços em períodos menores.
Parágrafo 1º - O Conselho de Administração poderá declarar dividendos intermediários, à conta
de lucros apurados no balanço semestral e, observados as disposições legais, à conta de lucros
apurados em balanço relativo a período menor que o semestre, ou à conta de lucros acumulados
ou reservas de lucros existentes no último balanço anual ou semestral.
Parágrafo 2º - O Conselho de Administração poderá declarar juros sobre o capital próprio, nos
termos do § 7º do artigo 9º da Lei nº 9.249/95 e imputá-los ao pagamento do dividendo mínimo
obrigatório.
Artigo 31 - Os dividendos, salvo deliberação em contrário da Assembleia Geral, serão pagos no
prazo máximo de 60 (sessenta) dias contados da data da deliberação de sua distribuição e, em
qualquer caso, dentro do exercício social.
Artigo 32 - Nos exercícios em que for pago o dividendo mínimo obrigatório, a Assembleia Geral
poderá atribuir ao Conselho de Administração e à Diretoria participação nos lucros, respeitados
os limites do § 1º do artigo 152 da Lei nº 6.404/76, cabendo ao Conselho de Administração
definir a respectiva distribuição.
Artigo 33 - Os dividendos declarados não renderão juros nem serão corrigidos monetariamente e,
se não forem reclamados no prazo de 3 (três) anos, contado do início do seu pagamento,
prescreverão em favor da Companhia.
CAPITULO VII
DA DISSOLUÇÃO
Artigo 34 - A Companhia se dissolverá nos casos previstos em lei, competindo ao Conselho de
Administração determinar o modo de liquidação e nomear o liquidante.
CAPÍTULO VIII
ALIENAÇÃO DE CONTROLE
Artigo 35 - A alienação de controle da Companhia, tanto por meio de uma única operação, como
por meio de operações sucessivas, deverá ser contratada sob a condição, suspensiva ou resolutiva,
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de que o Adquirente se obrigue a efetivar a oferta pública de aquisição das ações dos demais
acionistas da Companhia, observando as condições e os prazos previstos na legislação vigente e
no Regulamento de Listagem do Novo Mercado, de forma a assegurar-lhes tratamento igualitário
àquele dado ao Acionista Controlador Alienante.
Parágrafo Único – A Oferta Pública de que trata este artigo será exigida, ainda: (i) quando
houver cessão onerosa de direitos de subscrição de ações e de outros títulos ou direitos relativos a
valores mobiliários conversíveis em ações, que venha a resultar na Alienação do Controle da
Companhia; ou (ii) em caso de alienação do controle de sociedade que detenha o Poder de
Controle da Companhia, sendo que, neste caso o Acionista Controlador Alienante ficará obrigado
a declarar à BM&FBovespa o valor atribuído à Companhia nessa alienação e anexar
documentação que comprove esse valor.
Artigo 36 – Aquele que adquirir o Poder de Controle, em razão de contrato particular de compra
de ações celebrado com o Acionista Controlador, envolvendo qualquer quantidade de ações,
estará obrigado a: (i) efetivar a oferta pública referida no Artigo 35 acima; e (ii) pagar, nos termos
a seguir indicados, quantia equivalente à diferença entre o preço da oferta pública e o valor pago
por ação eventualmente adquirida em bolsa nos 6 (seis) meses anteriores à data da aquisição do
Poder de Controle, devidamente atualizado até a data do pagamento. Referida quantia deverá ser
distribuída entre todas as pessoas que venderam ações da Companhia nos pregões em que o
Adquirente realizou as aquisições, proporcionalmente ao saldo líquido vendedor diário de cada
uma, cabendo à BM&FBOVESPA operacionalizar a distribuição, nos termos de seus
regulamentos.
Parágrafo Único – O acionista controlador, quando de eventual alienação do controle da
Companhia, não transferirá a propriedade de suas ações enquanto o comprador não subscrever o
Termo de Anuência dos Controladores a que alude o Regulamento de Listagem do Novo
Mercado da BM&FBOVESPA celebrado pela Companhia, pelo qual se comprometerão a cumprir
as regras ali constantes.
Artigo 37 - A Companhia não registrará qualquer transferência de ações para o Adquirente ou
para aquele(s) que vier(em) a deter o Poder de Controle, enquanto este(s) não subscrever(em) o
Termo de Anuência dos Controladores a que se refere o Regulamento do Novo Mercado.
Artigo 38 - Nenhum acordo de acionistas que disponha sobre o exercício do Poder de Controle
poderá ser registrado na sede da Companhia enquanto os seus signatários não tenham subscrito o
Termo de Anuência dos Controladores a que se refere o Regulamento do Novo Mercado.
CAPÍTULO IX
CANCELAMENTO DE REGISTRO DE COMPANHIA ABERTA
Artigo 39 – Na oferta pública de aquisição de ações, a ser feita pelo Acionista Controlador ou
pela Companhia, para o cancelamento do registro de companhia aberta, o preço mínimo a ser
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ofertado deverá corresponder ao Valor Econômico apurado no laudo de avaliação elaborado nos
termos dos Parágrafos 1º a 2º deste Artigo, respeitadas as normas legais e regulamentares
aplicáveis.
Parágrafo 1º - O laudo de avaliação referido no caput deste Artigo deverá ser elaborado por
instituição ou empresa especializada, com experiência comprovada e independência quanto ao
poder de decisão da Companhia, de seus Administradores e/ou do(s) Acionista(s)
Controlador(es), além de satisfazer os requisitos do § 1° do Artigo 8° da Lei nº 6.404/76, e conter
a responsabilidade prevista no Parágrafo 6º desse mesmo Artigo.
Parágrafo 2º - A escolha da instituição ou empresa especializada responsável pela determinação
do Valor Econômico da Companhia é de competência privativa da Assembleia Geral, a partir da
apresentação, pelo conselho de administração, de lista tríplice, devendo a respectiva deliberação,
não se computando os votos em branco, ser tomada pela maioria dos votos dos acionistas
representantes das Ações em Circulação presentes naquela Assembleia, que, se instalada em
primeira convocação, deverá contar com a presença de acionistas que representem, no mínimo,
20% (vinte por cento) do total de Ações em Circulação, ou que, se instalada em segunda
convocação, poderá contar com a presença de qualquer número de acionistas representantes das
Ações em Circulação.
Parágrafo 3º - Obedecidos os demais termos do Regulamento de Listagem do Novo Mercado da
BM&FBOVESPA, deste Estatuto Social e da legislação vigente, a oferta pública para
cancelamento de registro poderá prever também a permuta por valores mobiliários de outras
companhias abertas, a ser aceita a critério do ofertado.
Parágrafo 4º - O cancelamento deverá ser precedido de Assembleia Geral Extraordinária em que
se delibere especificamente sobre tal cancelamento.
Artigo 40 – Caso o laudo de avaliação a que se refere o Artigo 39 não esteja pronto até a
Assembleia Geral Extraordinária convocada para deliberar sobre o cancelamento do registro de
companhia aberta, o acionista controlador, ou grupo de acionistas que detiver o poder de controle
da Companhia, deverá informar nessa assembléia o valor máximo por ação ou lote de mil ações
pelo qual formulará a oferta pública.
Parágrafo 1º - A oferta pública ficará condicionada a que o valor apurado no laudo de avaliação
a que se refere o Artigo 39 não seja superior ao valor divulgado pelo acionista controlador, ou
grupo de acionistas que detiver o poder de controle da Companhia, na Assembleia referida no
caput deste artigo.
Parágrafo 2º - Caso o valor das ações determinado no laudo de avaliação seja superior ao valor
informado pelo acionista ou grupo de acionistas que detiver o poder de controle, a deliberação
referida no caput deste artigo ficará automaticamente cancelada, devendo ser dada ampla
divulgação desse fato ao mercado, exceto se o acionista que detiver o poder de controle concordar
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expressamente em efetivar a oferta pública pelo valor apurado no laudo de avaliação.
CAPÍTULO X
SAÍDA DO NOVO MERCADO
Artigo 41 - Caso seja deliberada a saída da Companhia do Novo Mercado para que os valores
mobiliários por ela emitidos passem a ter registro para negociação fora do Novo Mercado, ou em
virtude de operação de reorganização societária, na qual a sociedade resultante dessa
reorganização não tenha seus valores mobiliários admitidos à negociação no Novo Mercado no
prazo de 120 (cento e vinte) dias contados da data da Assembleia Geral que aprovou a referida
operação, o Acionista Controlador deverá efetivar oferta pública de aquisição das ações
pertencentes aos demais acionistas da Companhia, no mínimo, pelo respectivo Valor Econômico,
a ser apurado em laudo de avaliação elaborado nos termos dos Parágrafos 1º a 2º do Artigo 39,
respeitadas as normas legais e regulamentares aplicáveis.
Artigo 42 - Na hipótese de não haver Acionista Controlador, caso seja deliberada a saída da
Companhia do Novo Mercado para que os valores mobiliários por ela emitidos passem a ter
registro para negociação fora do Novo Mercado, ou em virtude de operação de reorganização
societária, na qual a sociedade resultante dessa reorganização não tenha seus valores mobiliários
admitidos à negociação no Novo Mercado no prazo de 120 (cento e vinte) dias contados da data
da Assembleia Geral que aprovou a referida operação, a saída estará condicionada à realização de
oferta pública de aquisição de ações nas mesmas condições previstas no artigo acima.
Parágrafo 1º - A referida Assembleia Geral deverá definir o(s) responsável(is) pela realização da
oferta pública de aquisição de ações, o(s) qual(is), presente(s) na Assembleia, deverá(ão) assumir
expressamente a obrigação de realizar a oferta.
Parágrafo 2º - Na ausência de definição dos responsáveis pela realização da oferta pública de
aquisição de ações, no caso de operação de reorganização societária, na qual a companhia
resultante dessa reorganização não tenha seus valores mobiliários admitidos à negociação no
Novo Mercado, caberá aos acionistas que votaram favoravelmente à reorganização societária
realizar a referida oferta.
Artigo 43 - A saída da Companhia do Novo Mercado em razão de descumprimento de obrigações
constantes do Regulamento do Novo Mercado está condicionada à efetivação de oferta pública de
aquisição de ações, no mínimo, pelo Valor Econômico das ações, a ser apurado em laudo de
avaliação de que trata o Artigo 39 deste Estatuto, respeitadas as normas legais e regulamentares
aplicáveis.
Parágrafo 1º - O Acionista Controlador deverá efetivar a oferta pública de aquisição de ações
prevista no caput desse artigo.
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Parágrafo 2º - Na hipótese de não haver Acionista Controlador e a saída do Novo Mercado
referida no caput decorrer de deliberação da Assembleia Geral, os acionistas que tenham votado a
favor da deliberação que implicou o respectivo descumprimento deverão efetivar a oferta pública
de aquisição de ações prevista no caput.
Parágrafo 3º - Na hipótese de não haver Acionista Controlador e a saída do Novo Mercado
referida no caput ocorrer em razão de ato ou fato da administração, os Administradores da
Companhia deverão convocar Assembleia Geral de acionistas cuja ordem do dia será a
deliberação sobre como sanar o descumprimento das obrigações constantes do Regulamento do
Novo Mercado ou, se for o caso, deliberar pela saída da Companhia do Novo Mercado.
Parágrafo 4º - Caso a Assembleia Geral mencionada no Parágrafo 3º acima delibere pela saída
da Companhia do Novo Mercado, a referida Assembleia Geral deverá definir o(s) responsável(is)
pela realização da oferta pública de aquisição de ações prevista no caput, o(s) qual(is), presente(s)
na Assembleia, deverá(ão) assumir expressamente a obrigação de realizar a oferta.
CAPITULO XI
JUÍZO ARBITRAL
Artigo 44 – A Companhia, seus acionistas, Administradores e os membros do Conselho Fiscal,
obrigam-se a resolver, por meio de arbitragem, perante a Câmara de Arbitragem do Mercado,
toda e qualquer disputa ou controvérsia que possa surgir entre eles, relacionada com ou oriunda,
em especial, da aplicação, validade, eficácia, interpretação, violação e seus efeitos, das
disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, no Estatuto Social da Companhia, nas
normas editadas pelo Conselho Monetário Nacional, pelo Banco Central do Brasil e pela
Comissão de Valores Mobiliários, bem como nas demais normas aplicáveis ao funcionamento do
mercado de capitais em geral, além daquelas constantes do Regulamento do Novo Mercado, do
Regulamento de Arbitragem, do Regulamento de Sanções, das Cláusulas Compromissórias e do
Contrato de Participação no Novo Mercado.
CAPÍTULO XII
DISPOSIÇÕES FINAIS
Artigo 45 – As disposições do Regulamento do Novo Mercado prevalecerão sobre as disposições
estatutárias, nas hipóteses de prejuízo aos direitos dos destinatários das ofertas públicas previstas
neste Estatuto.
Artigo 46 A Companhia observará os acordos de acionistas, arquivados na sua sede, que
dispuserem sobre as restrições à circulação de ações, preferência para adquiri-las, o exercício de
voto, ou do poder de controle, nas Assembleias Gerais e nas Reuniões do Conselho de
Administração, cumprindo-lhe e fazer com que (i) a instituição financeira depositária os anote no
extrato da conta de depósito fornecido ao acionista; e (ii) o Presidente da Reunião do Conselho de
CPFL ENERGIA S.A.
Companhia Aberta
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Administração ou a mesa diretora da Assembleia Geral, conforme o caso, recuse a validade de
voto proferido contra suas disposições.
Artigo 47 - Os valores monetários referidos nos artigos 17 e 21 deste Estatuto são os constantes
no Acordo de Acionistas e são corrigidos, no início de cada exercício social, com base na
variação do IGP-M da Fundação Getúlio Vargas ocorrida no exercício anterior; e, na falta deste,
por outro índice publicado pela mesma Fundação que reflita a perda do poder de compra da
moeda nacional ocorrida no período.
ACORDO DE ACIONISTAS
DA CPFL ENERGIA S.A.
(Atual Denominação Social da
Draft II Participações S.A.)
CONSOLIDADO COM ALTERAÇÕES DADAS PELOS
SEGUINTES TERMOS ADITIVOS:

1º TERMO ADITIVO, CELEBRADO EM 27/08/2002

2
ACORDO DE ACIONISTAS
DA
CPFL ENERGIA S.A.1
VBC ENERGIA S.A., nova denominação de Serra da Mesa Energia S.A.,
sociedade anônima com sede na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na
Avenida Engenheiro Luís Carlos Berrini, n.º 1297/1307, 14º andar, conj. 142 2,
inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 00.095.147/0001-02, doravante designada
simplesmente “VBC”;
521 PARTICIPAÇÕES S.A., sociedade anônima com sede na Cidade do
Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, na Rua Senador Dantas nº 105, 37º
andar 3, inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 01.547.749/0001-16, doravante referida
simplesmente “521”;
BONAIRE PARTICIPAÇÕES S.A., sociedade anônima com sede na
Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Iguatemi nº 192 , conj. 2434,
inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 02.117.801/0001-67, doravante denominada
simplesmente “BONAIRE”; podendo, ainda, ser designadas singularmente
como PARTE ou em conjunto como PARTES;
e, ainda, como Interveniente Anuente,
Alterada pelo 1º Termo Aditivo
Alterado pelo 3º Termo Aditivo
3 Alterado pelo 3º Termo Aditivo
4 Alterado pelo 3º Termo Aditivo
1
2
3
CPFL ENERGIA S.A., sociedade anônima com sede na Cidade de São
Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Gomes de Carvalho nº 1510, conj. 1402, 14º
andar,5 inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 02.429.144/0001-93, doravante
designada simplesmente “COMPANHIA”; as PARTES e a COMPANHIA
representadas na forma dos respectivos estatutos sociais,
Considerando que as PARTES:
(i) detêm a maioria do capital da COMPANHIA, uma sociedade holding
que resultou da reestruturação de investimentos de VBC, 521 e BONAIRE no
setor de energia elétrica;
(ii) têm participação acionária direta na Companhia Paulista de Força e
Luz - CPFL (doravante referida como CPFL-D) e na CPFL Geração de Energia
S.A. (doravante referida como CPFL-G);
(iii) se obrigam a aumentar o capital social da COMPANHIA mediante a
conferência da totalidade das ações de que são proprietárias nos capitais da
CPFL-D e CPFL-G;
(iv) têm intenção de listar as ações da COMPANHIA para negociação em
bolsas de valores no Brasil , segundo as regras do Novo Mercado, e no exterior ;
e
(v) desejam regular o exercício do direito de voto de suas ações, restrições
à sua circulação, as suas relações recíprocas como acionistas controladoras, bem
5
4
como estabelecer os princípios gerais para o exercício do poder de controle e a
administração da COMPANHIA e suas CONTROLADAS,
Resolvem celebrar o presente Acordo de Acionistas, na forma e para os
efeitos do artigo 118, e seus parágrafos, da Lei n.º 6.404, de 15.12.1976, que se
regerá pelas seguintes cláusulas e condições:
CLÁUSULA PRIMEIRA – DEFINIÇÕES
1.1
Sempre que grafados em letras maiúsculas, os termos e expressões abaixo
destacados terão os significados definidos nesta cláusula, salvo quando o
contexto em que são empregados indicar claramente sentido diverso :
(a) AÇÕES ou AÇÕES VINCULADAS - as ações ordinárias de
emissão da COMPANHIA de propriedade das PARTES (subcláusula 3.1), bem
como as que vierem a acrescer a essa participação acionária de cada uma das
PARTES em razão de subscrição, desdobramento ou bonificação;
(b) AÇÕES LITIGIOSAS - as AÇÕES VINCULADAS que forem
objeto de arresto, seqüestro ou penhora judicial;
(c) ACORDO - significa o presente Acordo de Acionistas 6;
(d) AFILIADA - significa, em relação a cada PARTE, a pessoa
jurídica que seja sua controladora, controlada, ou, ainda, sociedade que seja
controlada, direta ou indiretamente, pelo mesmo(s) controlador(es) final(is) da
PARTE,
6
5
(e)
BLOCO
DE
CONTROLE
-
o
bloco
de
AÇÕES
VINCULADAS, de propriedade das PARTES, representando mais de 50% do
capital votante da COMPANHIA, que lhes assegura a preponderância nas
deliberações sociais;
(f) COLIGADA - sociedade na qual a COMPANHIA participa com
10% (dez por cento) ou mais do capital votante , sem, entretanto, controlá-la;
(g) CONTROLADA - sociedade na qual
a COMPANHIA,
diretamente ou através de outras sociedades, detenha o poder de controle, (i)
isoladamente, por ser titular de direitos de voto que lhe assegurem, de modo
permanente, preponderância nas deliberações sociais e o poder de eleger a
maioria dos administradores, ou (ii) por participar do bloco de controle regulado
por acordo de acionistas ou sócios;
(h) ESTATUTO - o estatuto social da COMPANHIA, que -tomando por base o atual estatuto da CPFL-D -- deverá, em até 60 dias desta
data, ser adaptado para refletir as mudanças na Lei das S.A. e as estipulações do
presente ACORDO, com as eventuais alterações que sejam aprovadas durante a
sua vigência ;
(i) ORÇAMENTO ANUAL - o orçamento anual contendo estimativa
das receitas e as despesas operacionais, dos custos e investimentos, o fluxo de
caixa, o montante a ser destinado ao pagamento de dividendos, as inversões de
recursos com capital próprio ou de terceiros e outros dados que a administração
da COMPANHIA considerar necessários;
6
(j) PARTE OFERTANTE - a PARTE que desejar alienar AÇÕES
VINCULADAS a terceiro ou a qualquer das outras PARTES ou, para fins da
Cláusula 12ª, a que tiver o seu controle alterado;
(l) PARTE(S) RELACIONADA(S) – sócio(s),
quotista(s) ou
acionista(s) das PARTES, a saber:
(i) em relação à VBC: Votorantim Energia Ltda., Bradesplan
Participações S.A.7 e Camargo Corrêa Energia Ltda. e respectivas AFILIADAS;
(ii) em relação à 521: PREVI – Caixa de Previdência dos Funcionários
do Banco do Brasil, e suas AFILIADAS;
(iii) em relação à BONAIRE: Funcesp - Fundação Cesp, Petros Fundação Petrobrás de Seguridade Social, Sistel - Fundação Sistel de Seguridade
Social, Sabesprev - Fundação Sabesp de Seguridade Social e respectivas
AFILIADAS;
(m) PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS - o plano
qüinqüenal de negócios da COMPANHIA, compreendendo o plano estratégico,
que conterá os planos de investimentos e as projeções para um prazo de 5
(cinco) exercícios financeiros da COMPANHIA
e das CONTROLADAS,
compreendendo atividades, estratégias, novos investimentos e oportunidades de
negócios, os valores a serem investidos ou de outra forma contribuídos a partir
de recursos próprios ou de terceiros, bem como as taxas de retorno e lucro
esperados;
7
A Bradesplan deixou o Bloco de Controle da Companhia em 2006
7
(n) REUNIÃO PRÉVIA - reunião entre as PARTES, a ser feita antes
da realização de qualquer Assembléia Geral ou reunião de Conselho de
Administração da COMPANHIA, de CONTROLADAS ou COLIGADAS,
com a finalidade de definir a orientação do voto a ser manifestado por
representantes das PARTES naqueles órgãos sociais;
(o) VALOR ECONÔMICO — significa o valor das AÇÕES
VINCULADAS, avaliadas pelo método do fluxo de caixa descontado, segundo
critérios usualmente adotados na avaliação de empresas do setor, realizada por
empresa especializada de reputação nacional, para fins do exercício do direito de
preferência em caso de mudança de controle societário de PARTE, como
regulado nas cláusulas 11ª e 12ª.
CLÁUSULA SEGUNDA – OBJETO
2.1
O objeto do presente ACORDO é assegurar e regular o exercício do
controle da COMPANHIA e de suas CONTROLADAS , obrigando-se as
PARTES a sempre manter, em conjunto, a titularidade de um bloco de AÇÕES
que lhes garanta, de modo permanente, a maioria dos votos nas Assembléias
Gerais e o poder de eleger a maioria dos administradores e conselheiros fiscais
da COMPANHIA e (por intermédio desta) de suas CONTROLADAS.
8
CLÁUSULA TERCEIRA - AÇÕES VINCULADAS
3.1
Estão vinculadas ao ACORDO as seguintes AÇÕES de cada PARTE, as
quais compõem os percentuais de participação no BLOCO DE CONTROLE
da COMPANHIA, como discriminado no quadro abaixo8:
PARTE
QUANTIDADE DE AÇÕES
ORDINÁRIAS VINCULADAS
AO ACORDO
VBC
521
BONAIRE
Total das Ações
3.2
122.945.367
103.087.209
45.247.300
271.279.876
PERCENTUAL
NO BLOCO DE
CONTROLE
45,32%
38,00%
16,68%
100,00%
As PARTES se obrigam a sempre exercer o direito de voto relativo a
ações ordinárias da COMPANHIA de que sejam, ou venham a ser, titulares em
consonância com os termos deste ACORDO, mesmo não estando algumas
dessas ações vinculadas ao ACORDO, pelo que somente poderão conferir
direito de voto a terceiros sobre ações não vinculadas, através de procuração,
usufruto, penhor ou outro meio hábil, se o terceiro se obrigar a votar de acordo
com as instruções da PARTE que lhe propiciou o exercício do voto. 9
8
9
Subcláusulas 3.1.1 e 3.1.2 excluídas pelo 2º Aditivo
9
CLÁUSULA QUARTA – PRINCÍPIOS GERAIS DE CONDUÇÃO DOS
NEGÓCIOS SOCIAIS
4.1
As PARTES se obrigam a exercer o direito de voto das AÇÕES, o poder
de controle que detenham sobre os administradores da COMPANHIA e de suas
CONTROLADAS e COLIGADAS e os direitos que lhes são assegurados pelo
presente ACORDO visando realizar
os seguintes princípios, diretrizes e
políticas:
a) promover e observar o objetivo básico da COMPANHIA e de suas
CONTROLADAS,
empresas que atuam no setor de geração, transmissão
distribuição de energia elétrica e atividades correlatas, de modo a garantir a
operação das instalações e equipamentos necessários à exploração das
respectivas concessões de serviço público, e
a assegurar a continuidade,
regularidade e qualidade dos serviços de energia elétrica prestados;
b) levar em conta, nas decisões estratégicas da COMPANHIA e de
suas CONTROLADAS, o interesse das PARTES em resguardar a continuidade
e expansão das operações da COMPANHIA e de suas CONTROLADAS, o
retorno financeiro dos investimentos e promover a prestação de serviços
adequados pelas CONTROLADAS, dentro de padrões de qualidade e
competitividade necessários ao bom atendimento dos usuários e ao
cumprimento das suas obrigações de empresas concessionárias;
c) implementar na COMPANHIA e em suas CONTROLADAS uma
política de distribuição de dividendos em moeda que assegure às suas ações as
características de título de aplicação de poupanças com o fim de auferir
10
rendimentos periódicos, sem prejuízo da formação das reservas previstas em
ORÇAMENTO ANUAL ou PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS e
necessárias aos planos de expansão de suas atividades e à melhoria na prestação
dos serviços objeto das concessões exploradas pelas CONTROLADAS;
d) adotar uma estrutura administrativa ágil na COMPANHIA e
CONTROLADAS dentro do padrão mínimo necessário à sua boa
administração, composta por profissionais qualificados e de reputação ilibada;
e) formular diretrizes para as atividades e a administração da
COMPANHIA e das CONTROLADAS que serão refletidas (i) no PLANO
QUINQUENAL DE NEGÓCIOS e (ii) no ORÇAMENTO ANUAL da
COMPANHIA e CONTROLADAS, preparado em consonância com o
PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS.
4.2
Qualquer negócio ou contrato que venha a ser firmado pela
COMPANHIA ou suas CONTROLADAS com PARTE RELACIONADA
deverá ser concluído em bases estritamente comutativas e em condições de
mercado, tal qual fosse contratado com terceiros.
CLÁUSULA QUINTA - REUNIÕES PRÉVIAS
5.1
Antes de qualquer
Assembléia Geral ou reunião de Conselho de
Administração da COMPANHIA, de suas CONTROLADAS ou de suas
COLIGADAS que deva deliberar sobre qualquer das matérias previstas nas
subcláusulas 5.4 e 7.4, as PARTES, convocadas nos termos da subcláusula 5.2, se
reunirão para definir o modo pelo qual o voto será exercido por seus
representantes em cumprimento ao disposto neste ACORDO.
11
5.2
As REUNIÕES PRÉVIAS serão convocadas pelo Presidente do
Conselho de Administração da COMPANHIA ou de CONTROLADA, por
quaisquer outros dois membros destes órgãos, agindo em conjunto, por qualquer
dos membros do Conselho de Administração de COLIGADA indicado pela
COMPANHIA ou, ainda, por qualquer das PARTES, mediante aviso escrito
enviado, por qualquer dos meios de comunicação e para os endereços de que
trata a subcláusula 17.6, com pelo menos 3 (três) dias úteis de antecedência,
sendo as reuniões realizadas na sede da COMPANHIA -- ou em outro local
previamente designado, desde que no mesmo município da sua sede -- ao menos
24 (vinte e quatro) horas antes da Assembléia Geral ou reunião do Conselho de
Administração. Os avisos de convocações das REUNIÕES PRÉVIAS deverão
conter a relação das matérias a serem examinadas e ser acompanhados de cópia
dos documentos de apoio porventura necessários.
5.3
As REUNIÕES PRÉVIAS serão instaladas com a presença de
representantes das PARTES titulares de, no mínimo, 51% (cinquenta e um por
cento) das AÇÕES VINCULADAS, obrigando-se as PARTES a comparecer às
mesmas por meio de representantes com poderes para deliberar sobre as
matérias objeto da reunião.
5.4
Será obrigatória a realização de REUNIÃO PRÉVIA em relação a todas
as matérias que exijam aprovação pela Assembléia Geral da COMPANHIA, suas
CONTROLADAS ou COLIGADAS, ou aquelas em que o Conselho de
Administração da COMPANHIA, ou de suas CONTROLADAS, somente
possa deliberar por maioria qualificada (nos termos da subcláusula 7.4 do
ACORDO). Fica assegurado, entretanto, o direito a qualquer das PARTES de
12
exigir a realização de REUNIÃO PRÉVIA, convocada nos termos da
subcláusula 5.2., para definição da orientação de voto dos representantes das
PARTES no Conselho de Administração da COMPANHIA ou de suas
CONTROLADAS, relativamente a quaisquer outras matérias que não aquelas
elencadas na subcláusula 7.4 deste ACORDO. Também será obrigatória a
realização de REUNIÃO PRÉVIA para deliberação do Conselho de
Administração (da COMPANHIA e de suas CONTROLADAS) acerca dos
seguintes tópicos:
a) aprovação dos demais integrantes da Diretoria, indicados pelo
Diretor-Presidente
previamente
eleito
pelo
Conselho
de
Administração; e
b) celebração de contratos de qualquer natureza de valor global
superior a R$ 20 milhões, ainda que se refira a despesas previstas no
ORÇAMENTO ANUAL ou no PLANO QUINQUENAL DE
NEGÓCIOS.10
5.5
As PARTES e seus representantes em órgãos sociais da COMPANHIA
ou de suas CONTROLADAS farão com que seja suspensa ou adiada a
Assembléia Geral ou reunião do Conselho de Administração convocada para
deliberar sobre matéria sujeita a REUNIÃO PRÉVIA quando (i) por qualquer
motivo, até a data da Assembléia Geral ou reunião do Conselho de
Administração, a REUNIÃO PRÉVIA não tenha sido realizada ou (ii) uma vez
realizada, não houver uma decisão válida das PARTES. Em ambas as hipóteses,
a suspensão ou adiamento será mantido até que as PARTES se reunam
13
previamente e uma decisão válida tenha sido tomada (subcláusula 5.6). Caso a
decisão válida não seja obtida apenas em relação a algum(ns) dos itens da ordem
do dia, as PARTES farão com que tais matérias sejam retiradas de pauta,
deliberando-se quanto às demais conforme definido na REUNIÃO PRÉVIA.
5.6
Todas as deliberações das PARTES em REUNIÕES PRÉVIAS serão
tomadas por maioria simples (50% + 1) das AÇÕES VINCULADAS, à exceção
daquelas relativas a matérias de competência da Assembléia Geral e das sujeitas
a aprovação por maioria qualificada do Conselho de Administração, conforme
definido na subcláusula 7.4, para as quais será necessária a aprovação de
PARTES representando ao menos 80% (oitenta por cento) das AÇÕES
VINCULADAS.
5.6.1 Nas REUNIÕES PRÉVIAS cada AÇÃO VINCULADA dá direito a um
voto e os votos em branco ou abstenções serão -- para fins das decisões sobre
matérias que exigem maioria qualificada para sua aprovação -- computados como
aprovando a proposta que obtiver o maior número de votos.
5.6.2 A orientação de voto definida pelas PARTES em REUNIÃO PRÉVIA
será seguida de maneira uniforme e em bloco pelos representantes das PARTES
nos órgãos sociais da COMPANHIA, de CONTROLADA ou de COLIGADA
que vá sobre elas deliberar.
5.7
Se o ORÇAMENTO ANUAL da COMPANHIA e/ou de suas
CONTROLADAS não tiver sido aprovado por maioria qualificada até o
primeiro dia útil do exercício a que o mesmo se refere, ficará automaticamente
10
14
autorizada a realização de desembolsos mensais (aí não compreendidos novos
investimentos) no valor de até 1/12 (um doze avos) do orçamento aprovado
para o ano anterior, corrigidos os respectivos valores com base na variação do
IGP-M, apurado pela Fundação Getúlio Vargas. Essa autorização para
desembolsos vigorará apenas durante o primeiro trimestre do ano subseqüente.
Após esse prazo somente poderão ser realizadas despesas e investimentos
necessários à garantia das operações da COMPANHIA e de suas
CONTROLADAS, à continuidade da prestação dos serviços concedidos e de
projetos e investimentos já aprovados e em andamento.
5.8
O impedimento de participação de representantes de qualquer das
PARTES em algum dos Comitês de assessoramento dos Conselhos de
Administração da COMPANHIA e/ou suas CONTROLADAS pelas razões
indicadas na subcláusula 8.9.6 não restringirá, para qualquer fim ou efeito, a
participação da mesma PARTE na REUNIÃO PRÉVIA que eventualmente
venha a deliberar sobre a questão, na qual poderá exercer seu direito de voto
plenamente.
5.8.1 Nada obstante o estabelecido na subcláusula 5.8 acima, as PARTES se
obrigam a observar, nas deliberações tomadas em REUNIÕES PRÉVIAS, o
disposto no art. 115 da Lei nº 6.404/76, que dispõe sobre abuso do direito de
voto e conflito de interesses.11
5.9
O não comparecimento de qualquer das PARTES a REUNIÃO PRÉVIA
regularmente convocada e instalada implicará na sua plena adesão à deliberação
11
15
que venha a ser tomada pelo voto da maioria das AÇÕES VINCULADAS
pertencentes às PARTES presentes à reunião, e os votos correspondentes às
AÇÕES da PARTE ausente serão computados como favoráveis para fins de
cômputo da maioria qualificada nos casos em que exigida, nos termos deste
ACORDO.
5.10 O Presidente da Assembléia Geral ou do Conselho de Administração, da
COMPANHIA e de suas CONTROLADAS, não computará o voto proferido
por representantes de PARTE em infração ao disposto neste ACORDO ou às
deliberações de REUNIÃO PRÉVIA (subcláusulas 5.4 e 5.6.2). Ocorrendo esta
hipótese,
qualquer
dos
representantes
das
demais
PARTES
poderá,
apresentando cópia da ata da REUNIÃO PRÉVIA em que a matéria tenha sido
decidida pelas PARTES, exigir que o voto do inadimplente seja considerado e
computado no sentido previamente aprovado na REUNIÃO PRÉVIA.
5.11 O não comparecimento a Assembléia Geral ou a reunião do Conselho de
Administração da COMPANHIA ou de suas CONTROLADAS, bem como a
abstenção de voto de representante de qualquer PARTE ou de membro do
Conselho de Administração por ela eleito nos termos deste ACORDO, assegura
a qualquer dos representantes das demais PARTES que participe, conforme o
caso, de Assembléia Geral ou de reunião do Conselho de Administração, o
direito de votar (i) no caso de Assembléia Geral, com as ações pertencentes à
PARTE ausente ou omissa, e (ii) no caso de reunião do Conselho de
Administração, em nome do conselheiro ausente ou omisso.
16
5.12 As atas da REUNIÃO PRÉVIA serão lavradas em forma de sumário,
admitida, na forma do art. 130, § 1º, da Lei 6.404/76, a apresentação de votos
em separado e protestos -- que, rubricados pelos presentes, serão arquivados
pelas PARTES -- da qual constarão de forma clara e precisa, a deliberação das
PARTES e o sentido do voto que seus representantes -- em Assembléias Gerais
e Conselhos de Administração, da COMPANHIA e suas CONTROLADAS e
COLIGADAS -- deverão manifestar ou fazer aprovar nos respectivos órgãos
sociais.
5.13 As REUNIÕES PRÉVIAS poderão, por deliberação da maioria das
PARTES presentes, ser gravadas.
CLÁUSULA SEXTA - EXERCÍCIO DO DIREITO DE VOTO NAS
ASSEMBLÉIAS GERAIS
6.1
As PARTES exercerão o direito de voto nas Assembléias Gerais da
COMPANHIA -- e esta nas Assembléias Gerais de CONTROLADAS e
COLIGADAS -- na forma das disposições deste ACORDO.
6.2
Somente serão submetidas à Assembléia Geral as matérias cuja
competência lhe seja expressamente atribuída por lei. O ESTATUTO da
COMPANHIA disporá que as decisões da Assembléia Geral serão tomadas por
maioria simples dos acionistas presentes, à exceção das matérias em que a lei
exija maioria qualificada.
6.3
Nada obstante o disposto na subcláusula 6.2, as PARTES se obrigam a
comparecer a todas as Assembléias Gerais da COMPANHIA e nelas exercer seu
17
direito de voto de modo a assegurar que as deliberações sobre quaisquer matérias
somente sejam aprovadas, conforme o definido em REUNIÃO PRÉVIA, pelo
voto de PARTES titulares de ao menos 80% (oitenta por cento) das AÇÕES
VINCULADAS
6.4
Sem prejuízo do disposto nas subcláusulas 5.10 e 5.11 e no art. 118 da Lei
6.404/76, o eventual exercício por qualquer das PARTES do direito de voto nas
Assembléias Gerais em desacordo com o deliberado em REUNIÃO PRÉVIA
importará em invalidade do voto e nulidade da deliberação que for assim
tomada, sem prejuízo do direito da PARTE interessada de promover a execução
específica da obrigação descumprida e pleitear perdas e danos.
6.5
Caso uma das PARTES não compareça a Assembléia Geral convocada
para deliberar sobre matéria submetida à sua decisão, ou comparecendo
abstenha-se de votar, será aplicável o disposto na subcláusula 5.11 e no § 9º do
art. 118 da Lei 6.404/76.
6.6
As normas desta cláusula sexta são também aplicáveis às deliberações de
Assembléias Gerais das CONTROLADAS e, no que couber, das COLIGADAS.
CLÁUSULA SÉTIMA – DELIBERAÇÕES DO CONSELHO DE
ADMINISTRAÇÃO
7.1.
As PARTES se obrigam a orientar os membros do Conselho de
Administração da COMPANHIA, das CONTROLADAS e COLIGADAS por
elas eleitos (subcláusula 8.2.1) de forma que votem nas reuniões do Conselho de
18
Administração conforme
o decidido nas REUNIÕES PRÉVIAS e as
disposições deste ACORDO.
7.2.
Ao Conselho de Administração competirá decidir sobre toda e qualquer
matéria de interesse da sociedade, ressalvadas (i) aquelas que a lei atribua
competência exclusiva à Assembléia Geral e (ii) as que forem cometidas à
Diretoria por este ACORDO e pelo estatuto social da COMPANHIA e suas
CONTROLADAS.
7.3
As decisões do Conselho de Administração serão -- ressalvado o disposto
na subcláusula 7.4 abaixo -- tomadas por maioria simples dos conselheiros
presentes, cabendo ao Presidente (ou na ausência deste, ao Vice-Presidente) o
voto de qualidade em caso de empate.
7.4
Sem prejuízo do disposto na subcláusula 5.6.2, a aprovação das seguintes
matérias requer a aprovação de 70% (setenta por cento) dos conselheiros em
exercício nomeados pelas PARTES:
a) eleição do Diretor-Presidente e destituição de qualquer membro da
Diretoria (inclusive do Diretor-Presidente);
b) definição da política de dividendos;
c) criação e extinção de CONTROLADAS; aquisição e alienação de
investimentos em outras sociedades;
d) aprovação do ORÇAMENTO ANUAL da COMPANHIA, sendo
que na ausência de acordo quanto ao orçamento operacional de
19
determinado ano prevalecerá o do ano anterior, com todos os valores
corrigidos pela variação do IGP-M no ano anterior, na forma da
subcláusula 5.7;
e) aprovação do PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS da
COMPANHIA e suas revisões anuais;
f) aumento de capital da COMPANHIA dentro do limite do capital
autorizado e fixação do preço de emissão de ações;
g) endividamento da COMPANHIA -- incluindo a prestação de
garantias e a assunção de obrigações em favor de CONTROLADAS e
COLIGADAS -- além dos limites previstos no ORÇAMENTO
ANUAL ou no PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS; 12
h) celebração de contrato de qualquer natureza de valor global superior a
R$ 20 milhões, desde que o contrato em questão não esteja previsto no
ORÇAMENTO ANUAL13;
i) constituição de qualquer espécie de garantia pela COMPANHIA em
favor de terceiros, além dos casos previstos na letra (g);
j) celebração de contratos com as PARTES RELACIONADAS de valor
superior a R$ 5 milhões;
12
13
Excluída a alínea “g” e reordenadas as demais alíneas pelo 3º Termo Aditivo
20
l) seleção dos auditores independentes da COMPANHIA e sua
substituição, quando a empresa selecionada não for considerada de
primeira linha e não tiver atuação internacional; 14
m) autorização para aquisição de ações de emissão da própria
COMPANHIA, para efeito de cancelamento ou permanência em
tesouraria;
n) alterações em contrato de concessão de CONTROLADA;
o) aprovação de planos de outorga de opção de compra de ações; e
p) aquisição, alienação ou oneração de qualquer ativo fixo de valor igual
ou superior a R$ 20 milhões.
7.5
A deliberação das matérias previstas na subcláusula 7.4 no âmbito de
CONTROLADAS ou, no que couber, de COLIGADAS,
está sujeita a
REUNIÃO PRÉVIA.
7.6
Aplicam-se
a
deliberações
do
Conselho
de
Administração
da
COMPANHIA e CONTROLADAS o disposto nas subcláusulas 5.10 e 5.11.
CLÁUSULA OITAVA – COMPOSIÇÃO E FUNCIONAMENTO DOS
ÓRGÃOS DA ADMINISTRAÇÃO
8.1
A COMPANHIA será administrada por um Conselho de Administração e
por uma Diretoria Executiva, que serão compostos e funcionarão de
conformidade com o ESTATUTO e as disposições deste ACORDO.
21
8.2
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO - O Conselho de Administração
da COMPANHIA será composto por, no mínimo, 7 (sete) membros e, no
máximo, 9 (nove) membros, um dos quais será o Presidente, eleitos para um
mandato de 01 (um) ano, sendo permitida a reeleição15.
8.2.1. As PARTES elegerão, conjuntamente, 6 (seis) membros para o Conselho
de Administração (ressalvada a hipótese de que trata a subcláusula 8.2.2.1
abaixo). O número de membros do Conselho de Administração que cada
PARTE tem direito a indicar deverá observar a participação das PARTES no
BLOCO DE CONTROLE, cabendo:16
a) à VBC, indicar 3 (três) membros;
b) à 521, indicar 2 (dois) membros;
c) à BONAIRE, indicar 1 (um) membro.
8.2.1.1
O número de membros do Conselho de Administração que cada
PARTE tem, na forma da subcláusula 8.2.1 acima, direito de indicar leva em
conta a atual participação das PARTES no BLOCO DE CONTROLE. Na
hipótese de haver alteração na participação de qualquer das PARTES no total
das AÇÕES VINCULADAS, o número de conselheiros que a PARTE em
questão terá direito de indicar será adaptado para refletir essa modificação,
permanecendo, contudo, inalterado o número de conselheiros que tem direito de
Cláusula Alterada pelo 3º Termo Aditivo
16
Subcláusulas alteradas pelo 3º Termo Aditivo
14
15
22
indicar a PARTE cuja participação relativa no total das AÇÕES VINCULADAS
não for alterado.
8.2.2. Caso os acionistas minoritários, exercendo os direitos que lhes são
conferidos pelo art. 141 caput e 141, §§ 4º e 5º, da Lei 6.404/76, elejam um
membro para o Conselho de Administração, que, nos termos da Regulamentação
do Novo Mercado da Bovespa, atenda os requisitos da definição de conselheiro
independente e venha a ser caracterizado como tal, VBC, 521 e BONAIRE
deverão se abster de propor à Assembléia Geral nome(s) que atenda(m) à esta
definição.
8.2.2.1
Caso não ocorra a hipótese de que trata a subcláusula 8.2.2, com o
intuito de atender à definição de conselheiro independente, nos termos da
regulamentação do Novo Mercado da Bovespa, VBC, 521 e Bonaire, em comum
acordo, irão propor à Assembléia Geral, nome(s) que atenda(m) à esta definição.
8.2.3 As PARTES indicarão, com antecedência de 24 (vinte e quatro) horas da
realização da Assembléia Geral, as pessoas por elas escolhidas para serem eleitas
para o Conselho de Administração. As PARTES obrigam-se a votar em bloco
nas pessoas assim indicadas, cujos nomes não poderão ser recusados, salvo na
hipótese de desatendimento a prescrições legais.
8.2.4 O Presidente do Conselho de Administração será nomeado, na primeira
reunião que ocorrer após a eleição de seus membros, dentre os conselheiros
titulares indicados pela PARTE que isoladamente seja titular da maior
23
quantidade das AÇÕES VINCULADAS, e o Vice-Presidente pela PARTE que
isoladamente detenha a segunda maior quantidade dessas ações.
8.2.4.1
No caso de transferência de AÇÕES VINCULADAS a
AFILIADA comum – como tal entendida a sociedade que, nos termos definidos
neste ACORDO, possa ser considerada AFILIADA de
mais de uma das
PARTES -- não será alterado o direito de indicação do Presidente e do Vice
Presidente do Conselho de Administração nos termos da subcláusula 8.2.4, os
quais continuarão a ser nomeados segundo o critério nela estabelecido, sendo
desconsiderada, para esse efeito, a transferência de AÇÕES VINCULADAS
para a AFILIADA comum.
8.2.5 O direito à indicação de membros do Conselho de Administração, na
forma do disposto na subcláusula 8.2.1, não é transmissível a terceiros.
8.2.6 É condição prévia para a posse no Conselho de Administração que o
Conselheiro indicado por qualquer das PARTES assine termo de adesão ao
presente ACORDO, no qual (i) declare ter pleno conhecimento de seu teor e se
obrigue a cumprí-lo, especialmente quanto à obrigação de voto uniforme e em
bloco conforme decidido nas REUNIÕES PRÉVIAS e (ii) declare-se
responsável, solidariamente com a PARTE que o elegeu, pelas inadimplências a
que der causa.
8.3
Na eventualidade de adotar-se o processo de voto múltiplo, as PARTES
estarão obrigadas a distribuir seus votos de modo a refletir a proporcionalidade
da composição do Conselho de Administração estabelecida na subcláusula 8.2.1
acima.
24
8.4
Nas Assembléias Gerais convocadas para preencher vaga de conselheiro,
as PARTES votarão de modo a eleger substituto apresentado pela mesma
PARTE que indicou o substituído.
8.5
Qualquer das PARTES poderá substituir, a qualquer tempo e sem
justificativa, o(s) membro(s) do Conselho de Administração que houver
indicado, e as PARTES desde já se obrigam a votar de forma que o disposto
nesta subcláusula seja cumprido.
8.6
As PARTES obrigam-se a destituir qualquer conselheiro por elas
respectivamente indicado, que deixar de cumprir as disposições ou a orientação
de voto dada pelas PARTES de conformidade com o presente ACORDO,
sendo nulas e de nenhum efeito eventuais deliberações que tenham sido tomadas
em desacordo com tal orientação (como previsto na cláusula 6.4), caso em que
será promovida nova reunião para reapreciação da matéria, reformando-se (caso
necessário) as deliberações que não tenham observado as disposições deste
ACORDO ou as diretrizes e recomendações determinadas em REUNIÕES
PRÉVIAS (subcláusula 5.4).
8.7 As reuniões do Conselho de Administração da COMPANHIA ocorrerão ao
menos uma vez a cada mês, podendo, entretanto, ser realizadas com maior
freqüência, caso o Presidente do Conselho de Administração assim o solicite,
por iniciativa própria ou mediante provocação de qualquer membro do
Conselho de Administração. As reuniões do Conselho de Administração serão
convocadas com 9 (nove) dias de antecedência por comunicação enviada pelo
25
Presidente do Conselho de Administração, com indicação das matérias a serem
tratadas e acompanhadas dos documentos de apoio porventura necessários. A
presença de todos os membros permitirá a realização de reuniões do Conselho
de Administração independentemente de convocação17.
8.8
As reuniões do Conselho de Administração poderão validamente instalar-
se com a presença da maioria dos seus membros, um dos quais deverá ser o
Presidente ou o Vice-Presidente, e suas deliberações serão tomadas pela maioria
de votos dos conselheiros presentes, tendo o Presidente (e na sua ausência o
Vice Presidente) o voto de qualidade, ressalvadas as matérias constantes da
subcláusula 7.4, as quais somente serão deliberadas por maioria qualificada de
70% (setenta por cento) dos conselheiros em exercício nomeados pelas
PARTES.
8.8.1 Caso não haja quorum de instalação em primeira convocação, o
Presidente deverá convocar nova reunião do Conselho de Administração, a qual
poderá instalar-se, em segunda convocação -- a ser feita com pelo menos 7
(sete) dias de antecedência --, com qualquer número, ficando desde já
estabelecido que nenhuma matéria que não estiver na ordem do dia da reunião
original do Conselho de Administração poderá ser apreciada em segunda
convocação, salvo se presentes todos os conselheiros e os mesmos
concordarem expressamente com a nova ordem do dia.
17
26
8.9.
Comitês - O Conselho de Administração, nas deliberações relativas às
atividades tanto da COMPANHIA como de suas CONTROLADAS ou
COLIGADAS, será assessorado por 3 (três) Comitês, a saber: (a) de Processos
de Gestão; (b) de Gestão de Pessoas; e (c) de Partes Relacionadas.18
8.9.1 O Comitê de Gestão de Pessoas funcionará em caráter permanente,
reunindo-se com freqüência mínima semestral, sendo uma reunião em fevereiro
e outra em julho. Os Comitês de Processos de Gestão e de Partes Relacionadas
terão caráter não permanente, reunindo-se mediante solicitação do Conselho de
Administração, sempre que houver necessidade de analisar e manifestar opinião
sobre as matérias de suas competências, conforme o regulamento interno
previsto na subcláusula 8.9.4 sendo certo que, quando as matérias referirem-se às
transações
envolvendo
PARTES
RELACIONADAS,
o
Conselho
de
Administração deverá necessariamente convocar o Comitê competente para
apreciá-las.
8.9.1.2
Os Comitês de Partes Relacionadas e de Processos de Gestão
serão convocados mediante comunicado da Secretaria do Conselho de
Administração, que deverá encaminhar ao Comitê em questão,
previamente à deliberação pelo Conselho de Administração, as matérias a
serem apreciadas pelo mesmo, com o conhecimento do Presidente do
Conselho de Administração e do Diretor Presidente da COMPANHIA.
18
Cláusula e Subcláusulas alteradas pelo 3º Termo Aditivo
27
8.9.1.3
As reuniões dos Comitês somente se realizarão com a
presença da totalidade de seus membros. O membro que estiver
impossibilitado de comparecer deverá informar à Secretaria do Conselho,
previamente à data da reunião, o nome de seu substituto, o qual o
representará exclusivamente naquela reunião. A Secretaria informará aos
demais membros sobre a ausência e o nome do substituto.
8.9.2 Os Comitês de Processos de Gestão e de Partes Relacionadas serão
compostos, cada um, por 3 (três) membros, devendo, no mínimo, 01 (um)
membro de cada Comitê ser membro titular ou suplente do Conselho de
Administração da COMPANHIA. O Comitê de Gestão de Pessoas será
composto por 3 (três) membros, todos membros titulares ou suplentes do
Conselho de Administração da CPFL.
8.9.2.1
Caberá a VBC, 521 e BONAIRE indicar um membro cada,
para cada um dos Comitês constantes da cláusula 8.9., para posterior
nomeação pelo Conselho de Administração da COMPANHIA. Os
membros dos Comitês terão mandato de 1 (um) ano, a contar da data de
sua nomeação, permitida a sua renomeação.
8.9.2.2
Os membros dos Comitês não terão suplentes a eles
vinculados, podendo cada membro convidar somente um especialista para
auxiliá-lo na condução dos trabalhos específicos, mediante prévia
concordância dos demais membros. A proposta de participação de
especialistas deverá ser encaminhada através da Secretaria do Conselho,
28
não sendo os especialistas considerados membros permanentes dos
Comitês em questão
8.9.2.3
As Reuniões dos Comitês de Processos de Gestão e de
Partes Relacionadas somente serão instaladas com a presença de seus 3
(três) membros; não havendo quorum para instalação da reunião, deverá
ser feita uma nova convocação com antecedência mínima de 2 (dois) dias.
8.9.2.4
Após ser instalado com a presença de seus 3 (três) membros,
o Comitê de Partes Relacionadas poderá validamente deliberar pelo voto
de somente 2 (dois) de seus membros quando a matéria a ser tratada
estiver relacionada a uma das acionistas VBC, 521 e BONAIRE, sendo
que o membro conflitado (aquele que tenha sido indicado pelo acionista
conflitado) não participará da deliberação.
8.9.3 Na primeira reunião que se realizar após a nomeação dos integrantes dos
Comitês pelo Conselho de Administração, será escolhido para cada comitê 1
(um) Coordenador, por consenso entre todos os seus membros, que deverá ser,
necessariamente, membro titular ou suplente do Conselho de Administração da
Companhia.
8.9.4 O detalhamento das matérias a serem submetidas à análise prévia de cada
um dos Comitês será definida e regulada em regimento interno, devidamente
aprovado pelo Conselho de Administração, ficando todavia, definido que
competirá.”
29
a)
ao Comitê de Processos de Gestão: viabilizar a qualidade das
informações recebidas pelo Conselho de Administração; apresentar
propostas de melhoria nos processos de gestão da COMPANHIA, de
suas Controladas e Coligadas; avaliar as principais áreas críticas e de risco
para os negócios da COMPANHIA, de suas Controladas e Coligadas;
orientar os processos de auditoria interna, elaborando propostas de
aprimoramento e acompanhando sua condução internamente;
b)
ao Comitê de Gestão de Pessoas: definir metas de desempenho
para avaliação da Diretoria Executiva; conduzir a avaliação da Diretoria
Executiva; definir os critérios de remuneração da Diretoria Executiva,
incluindo planos de incentivo de curto e longo prazos; preparar e conduzir
o plano de sucessão da Diretoria Executiva; coordenar o processo de
escolha do Diretor Presidente da COMPANHIA; aprovar os executivos
indicados pelo Presidente da COMPANHIA para comporem a Diretoria
Executiva; monitorar a execução da de políticas e práticas de recursos
humanos da COMPANHIA, elaborando propostas de aprimoramento;
c)
Comitê de Partes Relacionadas: avaliar o processo de seleção de
fornecedores e prestadores de serviços para realização de obras, aquisição
de insumos e de serviços cujo valor de contratação seja igual ou superior
ao valor mínimo de competência do Conselho de Administração,
conforme previsto no Estatuto Social da COMPANHIA, para contratos
que envolvam PARTE(s) RELACIONADA(s), emitindo parecer sobre a
30
melhor proposta; monitorar o fechamento de contratos de venda de
energia cujo valor de contratação seja igual ou superior ao valor mínimo
de competência do Conselho de Administração, conforme previsto no
Estatuto Social da COMPANHIA, para contratos que envolvam
PARTE(s) RELACIONADA (s), garantindo que sejam observadas
condições de mercado; analisar qualquer operação que possa, de alguma
forma, propiciar benefício ou vantagem, de qualquer natureza, a uma
PARTE RELACIONADA.
8.9.5. O membro dos Comitês que tenha, efetiva ou potencialmente, conflitos
de interesse com determinada matéria se retirará da sala e não participará da
reunião durante o período em que a matéria estiver sendo apreciada, mas poderá
ser convidado para prestar informações.
8.9.6. As matérias analisadas por cada um dos Comitês deverão ser objeto de
relatórios e/ou Propostas ao Conselho de Administração. Os Relatórios e/ou
Propostas encaminhadas ao Conselho de Administração não vinculam a
deliberação dos Conselheiros, devendo constar de tais Relatórios e/ou Propostas
eventuais dissidências e seus respectivos fundamentos.
8.9.7. Adicionalmente às atividades desenvolvidas pelos Comitês, o Conselho de
Administração poderá criar, quando necessário, Comissões de Trabalho para
acompanhar o estudo e a condução de questões de grande relevância para
COMPANHIA.
31
8.9.7.1.
As Comissões de Trabalho funcionarão em caráter
temporário, devendo ser estabelecidas para um objetivo específico, sendo
coordenadas necessariamente por um membro do Conselho de
Administração da COMPANHIA. Os demais membros das Comissões de
Trabalho, cujo número será determinado pelo Conselho de Administração
quando da criação de cada Comissão de Trabalho, deverão ser
representantes dos acionistas, podendo cada membro convidar somente
um membro adicional para auxiliar na condução dos trabalhos específicos.
8.10 DIRETORIA EXECUTIVA - A Diretoria Executiva, escolhida para
mandato de 3 (três) anos, será composta por 6 (seis) membros, sendo 1 (um)
Diretor-Presidente, 1 (um) Diretor Vice-Presidente de Estratégia, 1 (um) Diretor
Vice-Presidente
Financeiro
(também
responsável
pelas
Relações
com
Investidores), 1 (um) Diretor Vice-Presidente de Gestão de Energia, 1 (um)
Diretor Vice-Presidente de Distribuição e 1 (um) Diretor Vice-Presidente de
Geração.19 20
8.10.1 O Diretor-Presidente será eleito pelo Conselho de Administração, por
maioria qualificada (subcláusula 7.4 acima), dentre nomes indicados pelo Comitê
de Remuneração. Os demais membros da Diretoria serão eleitos pelo Conselho
de Administração, em votação por maioria simples, dentre nomes apresentados
19
20
Alterada pelo 1º Termo Aditivo.
Informação: Será criado o cargo de Diretor Vice-Presidente Administrativo, na AGO/E a ser realizada em
09/04/2008, passando a Diretoria a ser composta de 7 (sete) membros.
32
pelo Diretor-Presidente, de forma a manter a coesão na administração executiva
da COMPANHIA e das CONTROLADAS.
8.10.2 O
Diretor-Presidente
da
COMPANHIA
também
o
será
das
CONTROLADAS, cabendo-lhe na forma do item 8.10.1, apresentar os nomes
dos profissionais que preencherão os demais cargos de Diretores das
CONTROLADAS. Os Diretores Vice-Presidentes de Gestão de Energia, de
Distribuição e de Geração da COMPANHIA serão, respectivamente, os
Diretores-Superintendentes (e principais executivos) das CONTROLADAS por
intermédio das quais serão exercidas as atividades de gestão, distribuição e
geração de energia.21
8.11 Impasse na Eleição do Diretor-Presidente - Na hipótese de nenhum dos
nomes apresentados pelo Comitê de Remuneração ser aprovado pelo Conselho
de Administração (na forma da subcláusula 7.4), permanecendo o cargo vago
por período superior a 2 (dois) meses, estará caracterizado impasse na escolha do
Diretor-Presidente, cuja solução se dará através do seguinte mecanismo:
a) o Comitê de Remuneração deverá indicar até três firmas de
seleção de executivos, cuja aprovação requererá o voto favorável de ao menos 5
(cinco) dos membros do Comitê. Não havendo aprovação de nenhuma firma no
prazo de até 30 (trinta) dias contados da caracterização do impasse, cada uma das
PARTES, através de um Conselheiro membro do Comitê por ela eleito, pode
indicar uma única empresa de seleção de executivos (que atenda aos requisitos
mínimos previamente definidos pelo Conselho de Administração);
21
33
b) se a lista de empresas de seleção de executivos for composta por
três nomes, cabe ao segundo maior acionista individual (consideradas apenas as
AÇÕES VINCULADAS) eliminar uma das empresas e ao maior acionista
individual escolher, dentre as duas remanescentes, aquela que selecionará os
candidatos ao cargo de Diretor-Presidente. Na hipótese de haver apenas duas
opções de empresa de seleção de executivos, caberá ao maior acionista individual
escolher, dentre elas, aquela que prestará o serviço de seleção dos candidatos;
c) a firma de seleção de executivos que for escolhida na forma da
letra "b" acima terá o prazo de 2 (dois) meses para apresentar uma lista tríplice
de candidatos ao cargo de Diretor-Presidente, cabendo ao segundo maior
acionista individual (sempre consideradas apenas as AÇÕES VINCULADAS)
eliminar um dos candidatos e ao maior acionista individual escolher, dentre os
dois candidatos restantes, aquele que será o Diretor-Presidente.
8.12 Durante o período de escolha de novo Diretor-Presidente assumirá
interinamente a função o Presidente do Conselho de Administração, ou, na
ausência, impedimento ou impossibilidade deste, o Diretor Vice-Presidente
Financeiro.22
8.13 Impasse na Escolha de Outros Diretores - Na hipótese de, após 3 (três)
meses da escolha do Diretor-Presidente, remanescer vago qualquer dos cargos
de Diretor (da COMPANHIA ou de CONTROLADA) em razão de não haver
nenhum dos candidatos apresentados pelo Diretor-Presidente obtido aprovação
22
34
do Conselho de Administração, por maioria simples, estará caracterizado o
impasse, cuja solução se dará pelo seguinte mecanismo:
O Diretor-Presidente indicará ao menos dois candidatos para cada cargo
em aberto (podendo incluir nome anteriormente não eleito), devendo o
Conselho de Administração eleger o candidato que for escolhido em votação,
por maioria simples, das PARTES em REUNIÃO PRÉVIA.
8.14 Os membros da Diretoria serão avaliados anualmente pelo Comitê de
Remuneração, que apresentará ao Conselho de Administração seu parecer sobre
o desempenho dos Diretores.
8.15 A destituição do Diretor-Presidente ou de qualquer outro membro da
Diretoria, por desempenho insatisfatório, requer decisão do Conselho de
Administração por maioria qualificada (subcláusula 7.4).
8.16 O Diretor-Presidente pode afastar qualquer membro da Diretoria,
devendo informar sua decisão, e os motivos que a fundamentam, ao Comitê de
Remuneração, e para os efeitos legais, a formalização da demissão ocorrerá na
próxima Reunião do Conselho de Administração, devendo o substituto ser
escolhido e eleito na forma das subcláusulas 8.10.1 e 8.13. As funções do
Diretor afastado serão, até a nomeação do substituto, desempenhadas pelo
Diretor designado pelo Diretor-Presidente.
8.17 As regras de que tratam as subcláusulas 8.13 a 8.16 são aplicáveis aos
Diretores de CONTROLADAS.
35
CLÁUSULA
NONA
–
ÓRGÃOS
DE
ADMINISTRAÇÃO
DAS
CONTROLADAS E COLIGADAS
9.1.
A
composição,
funcionamento
e
deliberação
do
Conselho
de
Administração e Diretoria das CONTROLADAS obedecerá ao disposto neste
ACORDO, devendo ser eleitos para integrar os Conselhos de Administração das
CONTROLADAS os diretores estatutários da COMPANHIA.23
9.1.1. No que se refere, especificamente, aos Conselhos de Administração da
Companhia Paulista de Força e Luz, da Companhia Piratininga de Força e Luz,
da CPFL Geração de Energia S.A. e da Rio Grande Energia S.A., enquanto estas,
nos termos do art. 138 §2º, da Lei 6.404/76 mantiverem-se como companhias
abertas, os mesmos serão compostos por 3 (três) membros, cabendo:
a)
à COMPANHIA, indicar 2 (dois) membros, os quais deverão ser
diretores estatutários da COMPANHIA; e
b)
aos empregados da Companhia Paulista de Força e Luz, da
Companhia Piratininga de Força e Luz, da CPFL Geração de Energia S.A.
e da Rio Grande Energia S.A., indicar 1 (um) membro, de acordo com as
disposições estatutárias aplicáveis.
23
Cláusula e Subcláusulas alteradas pelo 3º Termo Aditivo
36
9.2
As Diretorias das CONTROLADAS serão compostas pelo número de
membros que melhor atenda às suas necessidades, conforme deliberado pelas
PARTES, tendo em conta proposta do Diretor-Presidente da COMPANHIA.
9.3
No que couber, as mesmas regras serão
aplicadas em relação às
COLIGADAS em que a COMPANHIA eleja Conselheiros.
9.4.
É condição prévia à sua eleição como representante da COMPANHIA no
Conselho de Administração de CONTROLADAS e COLIGADAS que a pessoa
indicada assine termo de adesão ao presente ACORDO, no qual (i) declare ter
pleno conhecimento de seu teor e se obrigue a cumpri-lo, especialmente quanto
à obrigação de voto uniforme e em bloco conforme decidido nas REUNIÕES
PRÉVIAS.24
CLÁUSULA DÉCIMA – CONSELHO FISCAL
10.1 A COMPANHIA terá um Conselho Fiscal que funcionará em caráter
permanente, e será composto de 03 (três) ou 05 (cinco) membros efetivos e
respectivos suplentes, com mandato até a Assembléia Geral ordinária seguinte à
de sua eleição, podendo ser reeleitos.
10.2 A composição, competência e funcionamento do Conselho Fiscal
obedecerão aos termos do ESTATUTO e da lei.
24
Incluída pelo 3º Termo Aditivo
37
10.3. O número de membros do Conselho Fiscal que cada PARTE tem direito
a indicar deverá observar a participação das PARTES no BLOCO DE
CONTROLE, cabendo:25
a) à VBC, indicar 2 (dois) membros;
b) à 521, indicar 2 (dois) membros;
c) à BONAIRE, indicar 1 (um) membro.
10.3.1 O número de membros do Conselho Fiscal que cada PARTE tem, na
forma da subcláusula 10.3 acima, direito de indicar leva em conta a atual
participação das PARTES no BLOCO DE CONTROLE. Na hipótese de haver
alteração na participação de qualquer das PARTES no total das AÇÕES
VINCULADAS, o número de conselheiros fiscais que a PARTE em questão
terá direito de indicar será adaptado para refletir essa modificação,
permanecendo, contudo, inalterado o número de conselheiros fiscais que tem
direito de indicar a PARTE cuja participação relativa no total das AÇÕES
VINCULADAS não for alterado.
10.3.2 Caso os acionistas minoritários, exercendo os direitos que lhes são
conferidos pelo art. 161, § 4º (a) da Lei 6.404/76:
a) elejam um membro para o Conselho Fiscal, VBC, 521 e BONAIRE, indicarão
cada uma um membro e VBC e 521, de comum acordo, indicarão o outro
membro;
25
Cláusula e Subcláusulas incluídas pelo 3º Termo Aditivo
38
b) elejam dois membros para o Conselho Fiscal, VBC e 521 indicarão cada uma
um membro e VBC, 521 e Bonaire, de comum acordo, indicarão o outro
membro.
CLÁUSULA
DÉCIMA
PRIMEIRA
–
LIMITAÇÕES
À
TRANSFERÊNCIA DE AÇÕES
11.1 As PARTES outorgam-se mutuamente direito de preferência para, em
igualdade de condições com terceiros e observado o procedimento previsto na
subcláusula 11.3, adquirir as AÇÕES VINCULADAS que uma delas pretenda
alienar.
11.2 A PARTE OFERTANTE se obriga a não
alienar suas AÇÕES
VINCULADAS a não ser através de uma das seguintes modalidades de negócio
jurídico:
I - compra e venda, hipótese em que a oferta às demais PARTES deverá ser nas
mesmas condições de preço e pagamento da oferta a terceiro;
II - dação em pagamento, hipótese em que a oferta às outras PARTES será de
venda por preço igual ao valor da dívida a ser paga com dação das AÇÕES
VINCULADAS.
11.2.1 A alienação de AÇÕES VINCULADAS da PARTE OFERTANTE
poderá se dar por modalidade de negócio jurídico diversa das indicadas na
subcláusula 11.2 acima desde que com ela concordem as demais PARTES, a seu
exclusivo critério.
39
11.3 A PARTE OFERTANTE deverá oferecer às outras PARTES a alienação
das AÇÕES VINCULADAS ofertadas, nas mesmas condições da proposta do
terceiro interessado, observadas as seguintes normas:
I - a oferta às outras PARTES será feita por escrito, mediante carta entregue ao
Presidente do Conselho de Administração da COMPANHIA, acompanhada de
cópia de proposta incondicional do terceiro interessado, com prazo de validade
não inferior a 45 (quarenta e cinco) dias;
II - o Presidente do Conselho de Administração da COMPANHIA, nos 5
(cinco) dias subseqüentes de seu recebimento, enviará às outras PARTES cópia
da oferta;
III - dentro de 30 (trinta) dias a contar do recebimento da cópia da oferta, as
outras PARTES terão o direito de preferência para adquirir as AÇÕES
VINCULADAS ofertadas nas mesmas condições da proposta do terceiro
interessado, sem qualquer modificação ou aditamento, e a preferência deverá ser
exercida sobre todas as AÇÕES VINCULADAS objeto da oferta. Se mais de
uma PARTE aceitar a oferta, as AÇÕES VINCULADAS ofertadas serão
rateadas na proporção das AÇÕES VINCULADAS possuídas por cada uma,
desconsiderando-se no rateio as AÇÕES VINCULADAS da PARTE
OFERTANTE;
IV - o exercício do direito de preferência deverá (a) abranger todas as AÇÕES
VINCULADAS ofertadas e (b) ser comunicado por escrito ao Presidente do
Conselho de Administração da COMPANHIA dentro do prazo previsto no
inciso anterior, findo o qual o direito de preferência decairá;
40
V - exercido o direito de preferência e observado o disposto no inciso VI, o
Presidente do Conselho de Administração da COMPANHIA comunicará de
imediato à PARTE OFERTANTE se a(s) outra(s) PARTE(s) exerceu (ram)
aquele direito, e a alienação das ações objeto da oferta será efetivada dentro de
60 (sessenta) dias do término do prazo do exercício de preferência previsto no
item III;
VI - se a(s) PARTE(s) recebedora(s) da oferta não exercer(erem) seu direito de
preferência, ou se decair (decaírem) desse direito, a PARTE OFERTANTE
poderá alienar as AÇÕES VINCULADAS ao terceiro proponente nos exatos
termos da proposta, desde que essa alienação se complete dentro de 90 (noventa)
dias do término do prazo previsto no inciso III desta subcláusula;
VII - qualquer modificação nas condições de alienação indicadas na proposta do
terceiro proponente, ou o decurso do prazo referido no inciso VI sem que tenha
sido completada a alienação ao terceiro, configurará nova e distinta alienação,
que somente poderá ser contratada após nova oferta à(s) outra(s) PARTE(s), nos
termos desta subcláusula, para que estes possam exercer seu direito de
preferência.
11.4 Qualquer das PARTES que receber a oferta nos termos da subcláusula
11.3 poderá optar por alienar, juntamente com a PARTE OFERTANTE, suas
AÇÕES VINCULADAS ao terceiro proponente, ficando ajustado que:
I - se a oferta do terceiro não for extensível a todas as AÇÕES VINCULADAS,
cingindo-se apenas a determinada quantidade de AÇÕES, as PARTES que
resolverem não exercer seu direito de preferência e optarem por vender em
41
conjunto suas ações, terão direito de alienar ao terceiro, em conjunto com a
PARTE OFERTANTE, parcela de suas ações proporcional à participação de
cada uma no total de AÇÕES VINCULADAS (desconsideradas as AÇÕES da
PARTE que não desejar vendê-las);
II - nada obstante o disposto no item I acima, na hipótese de a compra de
AÇÕES VINCULADAS por terceiro (que não seja PARTE deste ACORDO)
resultar em que este terceiro se torne o maior acionista individual do bloco de
controle, as demais PARTES poderão optar por vender a totalidade de suas
AÇÕES ao terceiro, hipótese em que a oferta do terceiro deverá
obrigatoriamente prever esta possibilidade e compreender a obrigação de
adquirir as AÇÕES das demais PARTES;
III - as demais PARTES que receberem a oferta nos termos desta subcláusula
11.4 deverão manifestar, no prazo do exercício do direito de preferência
(subcláusula 11.3, inciso III), a opção de alienar, conforme o caso, (itens I e II
acima), parte ou todas suas AÇÕES VINCULADAS, sob pena de decaírem
desse direito, liberando assim o terceiro proponente da obrigação de adquirí-las;
mas, se exercida a opção de alienação, as AÇÕES VINCULADAS das PARTES
que aderirem à oferta e as das PARTES OFERTANTES serão transferidas ao
terceiro proponente pelo mesmo instrumento.
IV - no caso de que trata o item II acima, a oferta do terceiro proponente não
terá validade e eficácia, para os fins e efeitos da subcláusula 11.3, se não contiver
a obrigação de aquisição de todas as ações das demais PARTES.
42
11.4.1 O disposto na subcláusula 11.4 não se aplica à alienação de AÇÕES
VINCULADAS pela BONAIRE enquanto esta detiver menos de 20% (vinte
por cento) de participação no BLOCO DE CONTROLE.
11.5 O direito de preferência mutuamente outorgado na subcláusula 11.1. não
se aplicará ao caso de transferência de AÇÕES VINCULADAS para
AFILIADA, desde que:
I - a AFILIADA declare previamente e por escrito à(s) outra(s) PARTE(s) e à
Diretoria da COMPANHIA sua adesão irrestrita ao ACORDO;
II - sendo a AFILIADA controlada pela PARTE alienante, esta se obrigue
previamente e por escrito para com a(s) outra(s) PARTE(s) a não transferir, a
qualquer título ou sob qualquer forma, inclusive em razão de operação societária
de fusão, incorporação ou cisão, o controle da AFILIADA, salvo se previamente
readquirir as AÇÕES VINCULADAS que tenha transferido à AFILIDA nos
termos desta subcláusula;
III - sendo a AFILIADA controladora da PARTE ou sociedade sob controle
comum, o acionista controlador final da AFILIADA se obrigue previamente e
por escrito para com a(s) outra(s) PARTE(s) a não transferir, a qualquer título ou
sob qualquer forma, inclusive em razão de operação societária de fusão,
incorporação ou cisão, o controle da AFILIADA, salvo se prévia e formalmente
(a) adquirir da AFILIADA todas as AÇÕES que ela possuir e (b) aderir de forma
irrestrita ao ACORDO mediante carta à(s) outra(s) PARTE(s) e à Diretoria da
COMPANHIA.
43
11.6 A exclusão do direito de preferência previsto na subcláusula 11.5 não
abrange a transferência, a qualquer título, de AÇÕES VINCULADAS para
AFILIADA de cujo capital social participe, direta ou indiretamente, mais de uma
das PARTES, hipóteses em que serão aplicáveis as disposições das subcláusulas
11.1 a 11.3.
11.7 A PARTE que transferir AÇÕES VINCULADAS para AFILIADA ficará
de pleno direito, independentemente de qualquer formalidade adicional,
responsável solidariamente com a AFILIADA pelo cumprimento de suas
obrigações previstas no ACORDO ou resultantes de sua execução.
11.8 As disposições das subcláusulas 11.1 a 11.3 aplicam-se ao direito de
preferência das PARTES à subscrição de AÇÕES em aumento do capital social
da COMPANHIA, os quais terão preferência para subscrição de tal aumento de
capital na proporção do número de AÇÕES que possuírem.
11.9 Na hipótese de AÇÕES VINCULADAS de qualquer das PARTES virem
a ser objeto de arresto, seqüestro ou penhora judicial, tal fato importará oferta
irrevogável da PARTE titular das AÇÕES LITIGIOSAS à(s) outra(s) PARTE(s)
para a venda das AÇÕES LITIGIOSAS, observadas as seguintes disposições:
I - o preço de venda das AÇÕES LITIGIOSAS será igual ao seu VALOR
ECONÔMICO determinado (no que couber) nos termos das subcláusulas 12.4
e 12.5;
44
II - efetuado o arresto, seqüestro ou penhora judicial, mediante sua intimação à
COMPANHIA, considerar-se-á efetuada a oferta de venda de que trata esta
subcláusula, aplicando-se, em conseqüência, as seguintes regras:
a) dentro de 10 (dez) dias da intimação do arresto, seqüestro ou
penhora judicial, será iniciada a determinação do VALOR ECONÔMICO das
AÇÕES LITIGIOSAS (correndo o custo dessa avaliação por conta da PARTE
que delas for proprietária), o qual, uma vez determinado, será comunicado pela
COMPANHIA às demais PARTES;
b) nos 15 (quinze) dias subseqüentes à comunicação do VALOR
ECONÔMICO das AÇÕES LITIGIOSAS, a(s) outra(s) PARTE(s) deverá(ão)
comunicar à PARTE titular das AÇÕES LITIGIOSAS e à COMPANHIA o
exercício do direito de preferência, que somente será validamente exercido se
envolver o total das AÇÕES LITIGIOSAS. Se mais de uma PARTE exercer
seu direito de preferência, as AÇÕES LITIGIOSAS serão rateadas na proporção
das AÇÕES possuídas por cada uma;
c) exercido o direito à aquisição das AÇÕES LITIGIOSAS, o
pagamento do preço será efetuado na forma e no local determinados pelo juiz
que ordenou a constrição judicial das AÇÕES LITIGIOSAS, observado o
seguinte procedimento:
(i) se o crédito garantido pela constrição das AÇÕES
LITIGIOSAS, incluindo custas e honorários judiciais, for inferior ao
VALOR ECONÔMICO das AÇÕES LITIGIOSAS, o excedente do
45
preço de compra das AÇÕES LITIGIOSAS será pago diretamente à
PARTE alienante;
(ii) se o crédito garantido pela constrição das AÇÕES
LITIGIOSAS, incluindo custas e honorários judiciais, for superior ao
VALOR ECONÔMICO das AÇÕES LITIGIOSAS, a PARTE titular
das AÇÕES LITIGIOSAS deverá complementar o numerário suficiente
para garantia do Juízo, sob pena de não o fazendo, tal complemento ser
feito pela(s) PARTE(s) que exercer(em)o direito de preferência. Nesta
hipótese a PARTE titular das AÇÕES LITIGIOSAS ficará obrigada a
restituir a quantia paga a título de complemento acrescida de multa
compensatória irredutível de 20% sobre o valor corrigido pela variação
do IGP-M e juros moratório de 1% ao mês ou fração.
d) efetivado o pagamento do preço das AÇÕES LITIGIOSAS, se a
transferência das AÇÕES não for feita por ato do juiz, as PARTES firmarão o
instrumento jurídico de transferência de sua propriedade;
III - se a ordem judicial de arresto, seqüestro ou penhora judicial das AÇÕES
LITIGIOSAS for revogada (inclusive por substituição do bem objeto da
constrição judicial) dentro de 60 (sessenta) dias contados da data da intimação da
COMPANHIA referida no item II acima, será considerada cancelada e sem
efeito a oferta de venda regulada nesta subcláusula, cabendo à PARTE titular das
AÇÕES LITIGIOSAS (a) provar a revogação da medida judicial, mediante
entrega à(s) outra(s) PARTE(s) de cópia autenticada do despacho revogatório,
no ou até o sexagésimo primeiro dia após a data da intimação da COMPANHIA
46
do arresto, seqüestro ou penhora judicial e (b) reembolsar a COMPANHIA ou
as demais PARTES, conforme o caso, pelos custos razoavelmente incorridos, até
então, para a determinação do VALOR ECONÔMICO.
11.10 No caso de qualquer das PARTES transferir, nos termos da subcláusula
11.5, parte de suas AÇÕES VINCULADAS a AFILIADA, observar-se-ão as
seguintes regras: (I) para os efeitos e fins do disposto nas subcláusulas 11.1 a
11.4, inclusive, a PARTE que transferir as AÇÕES VINCULADAS e sua
AFILIADA serão considerados um único acionista da COMPANHIA, e, no
caso de alienação de AÇÕES VINCULADAS por esta PARTE ou por sua
AFILIADA,
a oferta regulada na subcláusula 11.3 será efetivada às outras
PARTES, que serão as titulares do direito de preferência assegurado na
subcláusula 11.1;
(II) a aquisição de ações, na hipótese da oferta de venda
regulada na subcláusula 11.9, será efetuada pela PARTE ou AFILIADA que for
titular da maior quantidade de AÇÕES VINCULADAS na data da intimação da
COMPANHIA do arresto, seqüestro ou penhora judicial.
11.11 Na hipótese de venda, cessão ou transferência, por parte de 521 e de VBC,
das AÇÕES VINCULADAS de sua propriedade, que resultem, após a referida
operação, em percentual de participação inferior a 20% e 30%, respectivamente,
das AÇÕES VINCULADAS e, desde que BONAIRE não tenha exercido seu
direito de preferência na aquisição de tais ações nos termos desta cláusula 11,
ficará resguardado à BONAIRE o direito de, a seu exclusivo critério, vender a
totalidade das AÇÕES VINCULADAS que sejam de sua propriedade em
conjunto com as AÇÕES VINCULADAS de propriedade de 521 ou de VBC
objeto da venda, cessão ou transferência, pelo mesmo preço, prazo e demais
47
condições pactuadas. Para dar efeito ao disposto nesta subcláusula, 521 e VBC
deverão, sempre que objetivarem vender AÇÕES VINCULADAS de sua
propriedade, incluir as AÇÕES VINCULADAS de propriedade da BONAIRE
na respectiva negociação.
11.12 As restrições estipuladas nesta cláusula não se aplicam às transferências de
1(uma) AÇÃO a cada pessoa a ser indicada para membro do Conselho de
Adminstração da COMPANHIA, que não seja seu acionista, desde que o
beneficiário se obrigue a devolver a AÇÃO recebida assim que deixar de ser
administrador da COMPANHIA.
As AÇÕES assim transferidas
serão
computadas no lote de AÇÕES da PARTE alienante, que ficará responsável
perante as outras PARTES pelo cumprimento das obrigações decorrentes deste
ACORDO pelo adquirente da AÇÃO nos termos desta subcláusula.
11.13 É condição prévia de qualquer transferência de AÇÕES VINCULADAS
que o respectivo adquirente adira incondicionalmente ao presente ACORDO,
mantendo as AÇÕES adquiridas vinculadas ao presente ACORDO.
11.14
As PARTES estarão impedidas de vender AÇÕES no mercado,
após o início da distribuição pública de ações ordinárias da COMPANHIA, pelo
prazo definido em conjunto com o Coordenador Global da oferta primária de
ações.
48
CLÁUSULA DÉCIMA
SEGUNDA - MUDANÇA DE CONTROLE
SOCIETÁRIO DE PARTE
12.1 No caso de mudança, direta ou indireta, do controle societário de
qualquer PARTE (a PARTE OFERTANTE), as demais PARTES terão o direito
de adquirir todas as AÇÕES VINCULADAS pertencentes, direta ou
indiretamente, à PARTE OFERTANTE pelo VALOR ECONÔMICO.
12.1.1 Para os fins desta cláusula, configura mudança de controle societário a
aquisição -- por qualquer forma e a qualquer título -- por terceiro (que na data
da assinatura deste ACORDO não faça parte do grupo de controle da PARTE)
de ações, quotas ou direitos de sócio que lhe assegurem a preponderância nas
deliberações sociais da PARTE.
12.2 O disposto na subcláusula 12.1 aplica-se, inclusive, à mudança de controle
societário resultante de:
a) entrada de novo sócio em aumento do capital social da PARTE
OFERTANTE ou de sociedade que detenha, direta ou indiretamente, o seu
controle;
b) fusão, incorporação ou cisão de PARTE OFERTANTE ou de sociedade que
detenha, direta ou indiretamente, o seu controle;
c) alienação de ações do capital social de PARTE OFERTANTE, de sociedade
que detenha, direta ou indiretamente, o seu controle, ou de sociedade controlada
por PARTE OFERTANTE que for proprietária de AÇÕES VINCULADAS.
49
12.3 No caso da 521 e da BONAIRE cujos controles societários são detidos
por Fundos de Investimentos -- a saber, Fundo de Investimento em Ações BB
Carteira Livre I e Fundo de Investimento Financeiro BB Renda Fixa IV (521) e
Mellon Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações (BONAIRE) -- as
disposições desta cláusula são aplicáveis a qualquer mudança que implique em
que terceiro(s) passe(m) a ser titular(es) da maioria absoluta de suas quotas. As
composições acionárias da 521 e da BONAIRE e as composições dos Fundos
de Investimentos que as controlam constituem os anexos 1 e 2 a este
ACORDO.26
12.4 Ocorrendo mudança de controle societário da PARTE OFERTANTE,
inclusive nos termos das subcláusulas 12.2 e 12.3, observar-se-ão as seguintes
normas:
(a)
a PARTE OFERTANTE deverá comunicar por escrito o fato às
demais PARTES e ao Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA no prazo máximo de 30 (trinta) dias contados da data da
mudança do controle, informando na comunicação (i) a identidade de novo
controlador e (ii) o VALOR ECONÔMICO das AÇÕES, determinado por
empresa especializada de sua escolha (a seguir referido como PRIMEIRA
AVALIAÇÃO); no caso de mudança de controle resultante de operação
societária de fusão, incorporação ou cisão, a comunicação de que trata este item
deverá ser feita pelo sucessor;
26
50
(b) as demais PARTES deverão, no prazo de 30 (trinta) dias após o
recebimento da comunicação referida na letra (a) acima, notificar por escrito a
PARTE OFERTANTE e o Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA se aceitam ou não o valor da PRIMEIRA AVALIAÇÃO das
AÇÕES e caso o aceitem, tal aceitação implicará no exercício do direito que lhes
é assegurado nesta Cláusula;
(c)
caso não aceitem o valor da PRIMEIRA AVALIAÇÃO, poderão
requerer a instalação do procedimento de determinação de novo
VALOR
ECONÔMICO das AÇÕES VINCULADAS da PARTE OFERTANTE (esta
nova avaliação doravante referida como SEGUNDA AVALIAÇÃO), conforme
previsto na subcláusula 12.5 abaixo;
(d) exercido o direito de preferência, a compra e venda das AÇÕES
VINCULADAS será contratada nos 15 (quinze) dias seguintes à data do
exercício, e o preço será pago à vista simultaneamente com o ato de transferência
da propriedade das AÇÕES;
(e)
se a PARTE OFERTANTE, ou seu novo controlador, obrigado a
vender suas AÇÕES VINCULADAS em razão da mudança de seu controle, não
efetuar a transferência da propriedade destas AÇÕES, a(s) outra(s) PARTE(S)
que tiver(em) exercido seu direito de preferência nos termos desta Cláusula
poderá(ão) (i) depositar judicialmente o preço das AÇÕES VINCULADAS e (ii)
pedir decisão arbitral ou sentença judicial que produza o mesmo efeito de
contrato de compra e venda.
51
12.4.1 O atraso superior a 60 (sessenta) dias na comunicação de que trata a letra
"a" da subcláusula 12.4 implicará na cobrança de multa no valor de 0,5% (meio
por cento) do VALOR ECONÔMICO das AÇÕES por cada mês de atraso,
sendo a multa descontada do preço a ser pago pela(s) PARTE(s) que exercer(em)
o direito de preferência.
12.5 O procedimento de determinação do valor da SEGUNDA AVALIAÇÃO
das AÇÕES será realizado da seguinte maneira:
(a) as PARTES interessadas nomearão sociedade especializada em
avaliação de empresas, com reputação nacional, para determinar o valor da
SEGUNDA AVALIAÇÃO, cujo laudo deverá ser entregue no prazo de 60
(sessenta) dias da comunicação de que trata a letra “a” da subcláusula 12.4. O
preço de compra das AÇÕES VINCULADAS será a média dos valores da
PRIMEIRA AVALIAÇÃO e da SEGUNDA AVALIAÇÃO, desde que não haja
entre as duas avaliações uma diferença superior a 20% (vinte por cento). Caso as
duas avaliações apresentem valores discrepantes em mais de 20%, o preço de
compra das AÇÕES VINCULADAS será determinado por uma terceira
empresa especializada de primeira linha, escolhida pelas que elaboraram os
laudos correspondentes à PRIMEIRA AVALIAÇÃO e à SEGUNDA
AVALIAÇÃO, e o valor apurado no laudo desempatador será o preço definitivo
de venda das AÇÕES VINCULADAS. Em caso de impasse na escolha da
empresa que deva elaborar o laudo desempatador, a questão será resolvida por
arbitragem, na forma da cláusula 16ª.
52
(b) cada PARTE interessada arcará com o custo da avaliação que tiver
encomendado; e o custo do laudo desempatador será suportado em partes iguais
pela PARTE OFERTANTE (50%) e pelas demais PARTES interessadas (50%).
(c) uma vez determinado o preço de compra das AÇÕES VINCULADAS
nos termos desta subcláusula, o Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA notificará as PARTES interessadas para que exerçam o seu
direito de preferência no prazo de 15 (quinze dias).
12.5.1
As PARTES interessadas decairão do direito de preferência
regulado nesta Cláusula se não providenciarem o seu laudo de avaliação do preço
de compra das AÇÕES VINCULADAS no prazo previsto na subcláusula 12.5,
“a”, nem exercerem seu direito de preferência nos prazos e condições definidos
nesta Cláusula.
12.6 As disposições das subcláusulas acima não se aplicam às reestruturações
societárias em que a propriedade de AÇÕES VINCULADAS seja transferida,
por sucessão singular ou universal, para os atuais acionistas ou quotistas de
qualquer das PARTES, desde que os respectivos sucessores declarem por escrito
às outras PARTES e à Diretoria da COMPANHIA sua adesão irrestrita ao
ACORDO nos 30 (trinta) dias seguintes à aquisição das AÇÕES
VINCULADAS, mas sempre antes do exercício de qualquer direito decorrente
deste ACORDO. Ocorrendo a hipótese de que trata esta subcláusula os
sucessores da PARTE serão considerados, para fins do exercício dos direitos e
cumprimento das obrigações estipuladas neste ACORDO, em conjunto como
formando uma única PARTE.
53
12.6.1 Na falta da comunicação prevista na subcláusula anterior, no prazo
definido, as PARTES interessadas em exercer o direito de preferência deverão
notificar o sucessor da PARTE que passou por reorganização societária para
que, no prazo de 15 (quinze) dias após notificado, se manifeste sobre sua adesão
irrestrita ao ACORDO. Decorrido o prazo de que trata esta subcláusula sem
que haja manifestação, por escrito, de adesão, as PARTES interessadas poderão
exercer o direito de preferência a qualquer momento de acordo com o seguinte
procedimento:
(a)
qualquer
das
PARTES
interessadas
notificará
a
PARTE
OFERTANTE (como tal entendido, para os fins desta subcláusula, o sucessor
singular ou universal de PARTE que deixar de aderir ao ACORDO nos termos
da subcláusula 12.6), o Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA e as demais PARTES de sua intenção de adquirir as AÇÕES
VINCULADAS e pedindo que a COMPANHIA encomende um laudo de
avaliação do VALOR ECONÔMICO que será o preço definitivo de compra das
AÇÕES VINCULADAS;
(b) dentro de 30 dias do recebimento de notificação da COMPANHIA
informando o valor de venda da AÇÕES VINCULADAS, as PARTES
interessadas deverão confirmar ao Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA e à PARTE OFERTANTE sua decisão de comprar as AÇÕES
OFERTADAS.
(c) exercido o direito de preferência, a compra e venda das AÇÕES
VINCULADAS será efetivada nos 15 (quinze) dias seguintes à data do exercício,
54
e o preço será pago à vista simultaneamente com o ato de transferência da
propriedade das AÇÕES.
CLÁUSULA DÉCIMA TERCEIRA - ONERAÇÃO DAS AÇÕES
VINCULADAS
13.1 As AÇÕES VINCULADAS não poderão ser oneradas a qualquer título,
salvo nas seguintes hipóteses:
(a) se o credor for o BNDES e/ou o BNDESPAR e a dívida garantida
decorrer, direta ou indiretamente, de financiamentos concedidos (i) a
investimentos nas CONTROLADAS ou COLIGADAS ou (ii) à própria
COMPANHIA; ou
(b) se o credor, mediante carta dirigida à Diretoria da COMPANHIA e às
outras PARTES, antes da constituição do ônus real, (i) subordinar seu direito de
excutir a garantia ao direito de preferência das PARTES regulado na Cláusula 11ª
e (ii) comprometer-se a não interferir no direito de voto das ações oneradas,
mesmo na hipótese de inadimplemento da dívida garantida ; ou
(c) se todas as demais PARTES comunicarem à COMPANHIA que
concordam com a oneração pretendida por uma delas.
13.2 No caso de constituição de ônus real, a favor do BNDES/BNDESPAR
efetuado nos termos da letra (a) da subcláusula anterior, as PARTES concordam
em subordinar o direito de voto das AÇÕES VINCULADAS oneradas às
condições ajustadas com o BNDES/BNDESPAR pela PARTE interessada.
55
13.3 Não terá validade, nem produzirá efeito perante a COMPANHIA e as
outras PARTES, a constituição de ônus reais sobre as AÇÕES VINCULADAS
sem a observância do disposto nesta Cláusula.
13.4 A 521 e a BONAIRE têm conhecimento de que:
a) a VBC contraiu dívidas no âmbito do programa federal de
desestatização mediante diferentes emissões de debêntures (3a, 6a e 8a emissões),
que foram subscritas pela BNDESPAR (a seguir referida como "debêntures "),
com o objetivo de participar da privatização de empreendimentos do setor
elétrico;
b) atualmente, ações de emissão da CPFL-D e CPFL-G de
propriedade da VBC estão dadas em garantia do pagamento das "debêntures" ,
e/ou vinculadas ao exercício do direito da BNDESPAR de “transformar” parte
de suas "debêntures" em ações daquelas companhias;
c) para viabilizar a distribuição pública de ações da COMPANHIA
(como referido no Considerando (iv)) é necessária a liberação das ações da
CPFL-D e CPFL-G dos gravames acima aludidos ;
d) para esse fim, a VBC : (i) substituirá as ações CPFL-D e CPFL-G
dadas em garantia ao pagamento das "debêntures", por AÇÕES VINCULADAS
de propriedade da VBC, as quais estarão sujeitas às limitações à transferência de
ações reguladas na cláusula 11ª; e, (ii) substituirá, por ações da COMPANHIA
não vinculadas a este ACORDO, as ações CPFL-D e CPFL-G bloqueadas para
56
atender ao exercício (eventual) do direito da BNDESPAR de transformar parte
de suas "debêntures" em ações daquelas sociedades anônimas.
CLÁUSULA DÉCIMA QUARTA - PRAZO
14.1 O prazo de duração deste ACORDO é de 25 (vinte e cinco) anos,
ficando renovado automaticamente por períodos iguais e sucessivos de 5 (cinco)
anos, caso nenhuma das PARTES o denuncie com a antecedência mínima de 6
(seis) meses antes do término do prazo contratual então em vigor.
CLÁUSULA DÉCIMA-QUINTA - EXECUÇÃO ESPECÍFICA
15.1 As PARTES reconhecem e declaram que o simples pagamento de perdas
e danos não constituirá compensação adequada para o inadimplemento de
obrigação assumida neste ACORDO.
15.2
As PARTES terão o direito de requerer ao Presidente de Assembléia
Geral e os conselheiros eleitos por indicação das PARTES terão direito de
requerer ao Presidente do Conselho de Administração que declare a invalidade
de voto proferido contra ou em desacordo com disposição deste ACORDO.
CLÁUSULA DÉCIMA-SEXTA – DIVERGÊNCIAS E ARBITRAGEM
16.1 Qualquer controvérsia decorrente da execução ou interpretação do
ACORDO que não seja resolvida de forma amigável no prazo de 30 (trinta) dias
após uma das PARTES ter informado, por escrito, às outras PARTES sobre a
existência de tal controvérsia, será submetida ao julgamento da Câmara Arbitral
do Mercado, instituída pela BOVESPA (doravante referida simplesmente como
57
"Tribunal de Arbitragem"). O Tribunal de Arbitragem será composto de tantos
árbitros quanto forem as PARTES divergentes e de mais um árbitro, que atuará
como Presidente do Tribunal de Arbitragem, a ser escolhido pelos outros
árbitros. A escolha dos árbitros será feita pelas PARTES envolvidas na disputa,
cabendo a cada PARTE que sustente uma posição divergente a indicação de um
representante no Tribunal de Arbitragem. O Presidente do Tribunal de
Arbitragem terá, além de seu voto, o de qualidade, em caso de empate.
16.2 O Tribunal de Arbitragem deverá observar as regras procedimentais do
Regulamento da Câmara Arbitral do Mercado instituída pela BOVESPA. O
Tribunal de Arbitragem se reunirá na Cidade de São Paulo, SP, e sua decisão será
definitiva, obrigando as PARTES e seus sucessores a qualquer título. A decisão
arbitral constituirá título executivo extrajudicial, para fins de execução de seu
conteúdo contra a(s) PARTE(s) que recusar(em) cumprir suas determinações.
16.3 A decisão arbitral determinará que os custos da arbitragem ou de qualquer
procedimento judicial relativo a arbitragem ou decorrente da mesma, incluindo
honorários de advogados, perito, árbitros e as custas judiciais serão suportados
pela(s) PARTE(s) perdedora(s).
Em sendo a decisão arbitral parcialmente
favorável a todas as PARTES, o Tribunal de Arbitragem deverá especificar a
forma e proporção como cada PARTE arcará quanto aos custos e despesas.
16.4 Sem prejuízo do disposto nesta Cláusula, as PARTES reconhecem e
declaram reciprocamente seu legítimo interesse em exercer direito de ação
perante o Poder Judiciário, desde que objetivando, exclusivamente, tutela
acautelatória de urgência a fim de, mediante a coercitividade do provimento
58
judicial, garantir a efefividade da instância arbitral sempre que se fizer necessário,
através de medidas impeditivas ou restritivas estritamente cautelares, em caráter
preparatório ou incidental.
CLÁUSULA DÉCIMA- SÉTIMA - DISPOSIÇÕES GERAIS
17.1 Comprometem-se as PARTES, por si e por seus sucessores a qualquer
título, a cumprir o presente ACORDO tal como nele se contém.
17.2 O não exercício, no todo ou em parte, dos direitos atribuídos pelo
presente ACORDO a qualquer das PARTES não implicará renúncia, desistência
ou novação, caracterizando-se como ato de mera liberalidade.
17.3 Qualquer alteração ao presente ACORDO somente será válida se feita
mediante instrumento escrito, firmado por todas as PARTES.
17.4 Caso qualquer dispositivo do presente ACORDO seja considerado
inexigível em virtude de decisão arbitral ou judicial, as PARTES se
comprometem a proceder à substituição de tal dispositivo por outro que
conduza a resultado equivalente, de modo a preservar, na máxima extensão
possível, a integridade dos compromissos reciprocamente assumidos neste
instrumento.
17.5 Os valores monetários expressos neste ACORDO serão atualizados no
dia 1º de janeiro de cada ano, segundo a variação do Índice Geral de Preços do
Mercado - IGP-M, publicado pela Fundação Getúlio Vargas ou, à falta deste, de
outro índice publicado pela mesma Fundação que reflita a perda do poder de
compra da moeda nacional ocorrida no período.
59
17.5.1 Na eventualidade de que os índices aqui referidos deixem de refletir a
evolução dos preços relativos no país, as PARTES deverão proceder à revisão
dos valores monetários expressos no presente instrumento, com o propósito de
adequá-los à evolução real dos preços.
17.6 Todas as comunicações previstas neste ACORDO serão feitas por escrito
e consideradas como devidamente feitas quando transmitidas via telegrama, facsímile ou por transmissão eletrônica de dados (em cada caso sujeitas ao
recebimento de código apropriado de recepção ou qualquer confirmação de
recebimento pela PARTE recipiente), ou quando entregue por portador
mediante protocolo de recebimento ou enviada mediante carta registrada ao
endereço das PARTES, abaixo indicados:27
Se para VBC
VBC Energia S.A.
Avenida Engenheiro Luís Carlos Berrini nº 1297/1307, 14º andar, conj.142
CEP 04571-010, Brooklin - São Paulo, SP
At: Luiz Aníbal de Lima Fernandes (Diretor Superintendente)
Tel: (11) 5102.7050
Fax: (11) 5505.9161
Email: [email protected]
27
Endereços e nomes das Partes alterados pelo 3º Termo Aditivo
60
At: Nelson Koichi Shimada (Diretor Financeiro)
Tel: (11) 5102.7050
Fax: (11) 5505.9161
Se para 521
521 Participações S.A.
Rua Senador Dantas nº 105, 37º andar
20031-204 Rio de Janeiro, RJ
At.: José Ricardo do Carmo
Tel: (21) 3808-3211
Fax: (21) 3808-3193
Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil – PREVI
Diretoria de Participações
Praia de Botafogo nº 501, 4º andar
22250-040 Rio de Janeiro, RJ
Tel: (21) 3870-1006
Fax: (21) 3870-1951
Email: [email protected] e [email protected]
61
Se para a BONAIRE
BONAIRE PARTICIPAÇÕES S.A.
At.: Carlos Eduardo Reich
Av. Presidente Wilson, 231 - 11º andar
CEP 20030-021, Centro - Rio de Janeiro, RJ
Tel: (21) 3974-4540
Fax: (21) 3974-4501
At.: Presidente da Fundação CESP
Sr. Martin Roberto Glogowsky
Alameda Santos, 2477 - 10º andar
CEP 01419-907 - São Paulo, SP
Tel: (11) 3068-3100
Fax: (11) 3068-3049
At.: Presidente da PETROS – Fundação Petrobrás de Seguridade Social
Sr. Wagner Pinheiro de Oliveira
Rua do Ouvidor, 98 - 8º andar
CEP 20040-030, Centro - Rio de Janeiro, RJ
Tel: (21) 2506-0577
Fax: (21) 2506-0570
62
At.: Presidente da Fundação SISTEL
Sr. Wilson Carlos Duarte Delfino
SEPS EQ 702/902 - 1º andar
CEP 70390-025 - Brasília - DF
Tel: (61) 3317-7242
Fax: (61) 3317-7109
17.7 Nos termos do artigo 118 da Lei nº 6.404 de 1976, este ACORDO será
arquivado na sede da COMPANHIA e registrado nos livros da instituição
financeira depositária das ações escriturais da COMPANHIA, que anotará na
conta de depósito relativa a AÇÕES VINCULADAS e no respectivo extrato
fornecido às PARTES o seguinte texto:
"As ações representadas pelo presente certificado ou objeto da
presente conta de depósito, estão sujeitas ao regime do Acordo de
Acionistas celebrado entre VBC Energia S.A., 521 Participações
S.A. e Bonaire Participações S.A. em [dia] de [mês] de [ano], que
regula a alienação e a oneração destas ações e dos direitos de
subscrição delas decorrentes. Este acordo de acionistas encontra-se
arquivado na sede da COMPANHIA para todos os fins e efeitos do
artigo 118 da Lei n.º 6.404/76.”
63
17.7.1 As PARTES se obrigam a não celebrar, salvo em conjunto, qualquer outro
contrato de mesma natureza (acordo de voto) enquanto este ACORDO estiver
vigente.28
17.8 Após o registro para negociação de ações da COMPANHIA em Bolsas de
Valores, se vier a ser posteriormente deliberado o cancelamento de seu registro
de companhia aberta para negociação de ações no mercado,
os acionistas
minoritários terão direito de vender suas ações pelo seu valor econômico
conforme regulado nos arts. 4º e 4º-A da Lei 6.404/76, com a redação dada pela
Lei 10.303/2001.
17.9 A COMPANHIA comparece ao presente ACORDO para tomar
conhecimento dos seus termos, obrigando-se a observá-lo e a arquivá-lo na sua
sede.
17.10 As CONTROLADAS serão, para os fins e efeitos do art. 118 da Lei
6.404/76, notificadas da existência deste ACORDO, sendo-lhes dele enviada
uma cópia autêntica para fins de arquivamento em suas sedes.
17.11 Toda e qualquer questão oriunda da execução deste ACORDO será
decidida no foro da sede da COMPANHIA.
28
Subcláusula incluída pelo 1º Termo Aditivo
64
E, por assim estarem justas e acertadas, as PARTES assinam o presente
ACORDO em 6 (seis) vias de igual teor e para um só efeito, na presença de duas
testemunhas abaixo assinadas.
São Paulo, 22 de março de 2002
VBC ENERGIA S.A.
521 PARTICIPAÇÕES S.A.
BONAIRE PARTICIPAÇÕES S.A.
CPFL ENERGIA S.A.
Testemunhas
Apêndice 8.1
SUBSIDIÁRIAS DA CPFL ENERGIA S.A.
Jurisdição
Companhia Paulista de Força e Luz
Brasil
Companhia Piratininga de Força e Luz
Rio Grande Energia S.A. (RGE)
Brasil
Brasil
Companhia Luz e Força Santa Cruz (CPFL Santa Cruz)
Brasil
Companhia Paulista de Energia Elétrica (CPFL Leste Paulista)
Companhia Sul Paulista de Energia (CPFL Sul Paulista)
Brasil
Brasil
Companhia Jaguari de Energia (CPFL Jaguari)
Brasil
Companhia Luz e Força Mococa (CPFL Mococa)
CPFL Geração de Energia S.A.
Brasil
Brasil
Paulista Lajeado Energia S.A. ("Paulista Lajeado")
Brasil
BAESA – Energética Barra Grande S.A.
ENERCAN – Campos Novos Energia S.A.
Brasil
Brasil
CERAN – Companhia Energética Rio das Antas
Brasil
Foz do Chapecó Energia S.A.
Centrais Elétricas da Paraíba S.A. – EPASA
Brasil
Brasil
CPFL Energias Renováveis S.A.
Brasil
Atlântica I Parque Eólico S.A.
Brasil
Atlântica II Parque Eólico S.A.
Brasil
Atlântica IV Parque Eólico S.A.
Atlântica V Parque Eólico S.A.
Brasil
Brasil
Bio Coopcana S.A.
Brasil
Campo dos Ventos I Energias Renováveis S.A
Campo dos Ventos II Energias Renováveis S.A.
Brasil
Brasil
Campo dos Ventos III Energias Renováveis S.A
Brasil
Campo dos Ventos IV Energias Renováveis S.A
Campo dos Ventos V Energias Renováveis S.A.
Brasil
Brasil
Chimay Empreendimentos e Participações Ltda.
Brasil
CPFL Bio Buriti S.A.
CPFL Bio Formosa S.A.
Brasil
Brasil
CPFL Bio Ipê S.A.
Brasil
CPFL Bio Pedra S.A.
CPFL Bionergia S.A.
Brasil
Brasil
CPFL Sul Centrais Elétricas Ltda.
Brasil
Curral Velho Geração e Comercialização de Energia Ltda.
Eólica Formosa Geração e Comercialização de Energia S.A.
Brasil
Brasil
Eólica Holding S.A.
Brasil
Eolica Icarazinho Geração e Comercialização de Energia S.A.
Eólica Paracuru Geração e Comercialização de Energia S.A.
Brasil
Brasil
Eólica Quintanilha Machado Geração e Comercialização de Energia S.A.
Brasil
Eurus V Energias Renováveis S.A
Brasil
Eurus VI Energias Renováveis Ltda.
Brasil
Jantus SL
Jayaditya Empreendimentos e Participações Ltda.
Brasil
Brasil
Mohini Empreendimentos e Participações Ltda.
Brasil
PCH Holding 2 S.A.
PCH Holding S.A.
Brasil
Brasil
PCH Participações S.A.
Brasil
Pontal das Falésias Geração e Comercialização de Energia Ltda.
Praia de Atalaia Geração e Comercialização de Energia S.A.
Brasil
Brasil
Praia de Atalaia II Geração e Comercialização de Energia S.A.
Brasil
Praia de Atalaia III Geração e Comercialização de Energia S.A.
Praia de Atalaia IV Geração e Comercialização de Energia S.A.
Brasil
Brasil
Praia de Atalaia V Geração e Comercialização de Energia S.A.
Brasil
Praia de Atalaia VI Geração e Comercialização de Energia S.A.
Santa Clara I Energias Renováveis Ltda.
Brasil
Brasil
Santa Clara II Energias Renováveis Ltda.
Brasil
Santa Clara III Energias Renováveis Ltda.
Santa Clara IV Energias Renováveis Ltda.
Brasil
Brasil
Santa Clara V Energias Renováveis Ltda.
Brasil
Santa Clara VI Energias Renováveis Ltda.
Santa Luzia Energética S.A.
Brasil
Brasil
Santa Mônica Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Santa Ursula Energias Renovaveis S.A.
São Benedito Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Brasil
São Domingos Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Siif Cinco Geração e Comercialização de Energia S.A.
Siif Desenvolvimento de Projetos de Energia Eólica Ltda.
Brasil
Brasil
Siif Energies do Brasil Ltda.
Brasil
SPE Aiuruoca Energia S.A.
SPE Alto Irani Energia S.A.
Brasil
Brasil
SPE Arvoredo Energia S.A.
Brasil
SPE Baixa Verde Energia S.A.
SPE Barra da Paciência Energia S.A.
Brasil
Brasil
SPE Bio Alvorada S.A.
Brasil
SPE Boa Vista 1 Energia S.A.
SPE Boa Vista 2 Energia S.A.
Brasil
Brasil
SPE Cachoeira Grande Energia S.A.
Brasil
SPE Cajueiro Energia S.A.
SPE Cocais Grande Energia S.A.
Brasil
Brasil
SPE Corrente Grande Energia S.A.
Brasil
SPE Costa Branca Energia S.A.
SPE Costa das Dunas Energia S.A.
Brasil
Brasil
2
SPE Farol de Touros Energia S.A.
Brasil
SPE Figueira Branca Energia S.A.
Brasil
SPE Gameleira Energia S.A.
SPE Juremas Energia S.A.
Brasil
Brasil
SPE Macacos Energia S.A.
Brasil
SPE Navegantes Energia S.A.
SPE Ninho da Águia Energia S.A.
Brasil
Brasil
SPE Paiol Energia S.A.
Brasil
SPE Pedra Preta Energia S.A.
SPE Penedo Energia S.A.
Brasil
Brasil
SPE Plano Alto Energia S.A.
Brasil
SPE Salto Góes Energia S.A.
SPE Santa Cruz Energia S.A.
Brasil
Brasil
SPE São Gonçalo Energia S.A.
Brasil
SPE Tombo Energia S.A.
SPE Turbina 14 Energia S.A.
Brasil
Brasil
SPE Turbina 15 Energia S.A.
Brasil
SPE Varginha Energia S.A.
SPE Várzea Alegre Energia S.A.
Brasil
Brasil
Ventos de Santo Dimas Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Ventos de São Martinho Energias Renovaveis S.A.
Brasil
CPFL Comercialização Brasil S.A.
Clion Assessoria e Comercialização de Energia Elétrica Ltda (CPFL
Meridional)
CPFL Comercialização Cone Sul S.A.
Brasil
CPFL Planalto Ltda.
Brasil
CPFL Atende Centro de Contatos e Atendimentos Ltda.
CPFL Serviços, Equipamentos, Indústria e Comércio S.A.
Brasil
Brasil
Chumpitaz Serviços S.A.
Brasil
CPFL Jaguariúna S.A.
Companhia Jaguari de Geração de Energia
Brasil
Brasil
Chapecoense Geração S.A. (Chapecoense)
Brasil
Sul Geradora Participações S.A.
CPFL Bio Anicuns S.A.
Brasil
Brasil
CPFL Bio Itapaci S.A.
Brasil
3
Brasil
Brasil
Apêndice 12.1
CERTIFICADO EM CONFORMIDADE COM AS NORMAS 13a-14(a) e 15d-14(a) do Securities and
Exchange Act, de 1934, e alterações.
Eu, Wilson Ferreira Junior, certifico que:
1. Revisei este relatório anual no Formulário 20-F da CPFL Energia S.A. (a “Sociedade”);
2. Na medida de meu conhecimento, este relatório não contém nenhuma declaração inverídica de um fato
relevante, nem omite fato relevante algum necessário para evitar que as declarações prestadas, à luz das
circunstâncias em que foram preparadas, pudessem induzir a erro com respeito ao período coberto por este
relatório;
3. Na medida de meu conhecimento, as demonstrações financeiras e outras informações financeiras incluídas
neste relatório representam razoavelmente, em todos os aspectos relevantes, a situação financeira, os
resultados das operações, fluxos de caixa, mutação do patrimônio liquido e os resultados abrangentes da
Sociedade em suas respectivas datas e para os períodos apresentados neste relatório;
4. O outro diretor da Sociedade que apresenta o certificado e eu somos responsáveis por estabelecer e manter
os controles e procedimentos de divulgação (conforme o disposto nas Normas da Lei da Bolsa de Valores
13a-15(e) e 15d-15(e)) para a Sociedade, bem como que:
(a) desenhamos ou fizemos desenhar, sob nossa supervisão, tais controles e procedimentos de divulgação para
assegurar que as informações relevantes referentes à Sociedade, inclusive suas subsidiárias consolidadas, nos
fossem transmitidas por outros dentro dessas entidades, particularmente durante o período em que este
relatório estava sendo preparado;
(b) avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Sociedade e apresentamos neste
relatório nossas conclusões sobre a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação, no fim do período
coberto por este relatório com base em tal avaliação; e
(c) divulgamos neste relatório qualquer mudança no controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras colhidas durante o período coberto pelo relatório anual que tenham afetado ou sejam
razoavelmente passíveis de afetar de modo substancial o controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras;
5. O outro diretor da Sociedade que apresenta o certificado e eu divulgamos, com base em nossa avaliação
mais recente do controle interno sobre as informações financeiras, aos auditores da Sociedade e ao comitê de
auditoria do conselho de administração da Sociedade (ou pessoas que desempenhem funções equivalentes):
(a) todas as deficiências significativas e pontos fracos substanciais no projeto ou operação do controle interno
sobre as informações financeiras que sejam razoavelmente passíveis de afetar adversamente a capacidade da
Sociedade de registrar, processar, resumir e reportar as informações financeiras; e
(b) qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que tenham um
papel significativo no controle interno da Sociedade sobre as informações financeiras.
Data: 30 de março de 2012.
/s/ Wilson Ferreira Junior
Wilson Ferreira Junior
Diretor Presidente
Apêndice 12.2
CERTIFICADO EM CONFORMIDADE COM AS NORMAS 13a-14(a) e 15d-14(a) do Securities and
Eu, Wilson Ferreira Junior, certifico que:
1. Revisei este relatório anual no Formulário 20-F da CPFL Energia S.A. (a “Sociedade”);
2. Na medida de meu conhecimento, este relatório não contém nenhuma declaração inverídica de um fato
relevante, nem omite fato relevante algum necessário para evitar que as declarações prestadas, à luz das
circunstâncias em que foram preparadas, pudessem induzir a erro com respeito ao período coberto por este
relatório;
3. Na medida de meu conhecimento, as demonstrações financeiras e outras informações financeiras incluídas
neste relatório representam razoavelmente, em todos os aspectos relevantes, a situação financeira, os
resultados das operações, fluxos de caixa, mutação do patrimônio liquido e os resultados abrangentes da
Sociedade em suas respectivas datas e para os períodos apresentados neste relatório;
4. O outro diretor da Sociedade que apresenta o certificado e eu somos responsáveis por estabelecer e manter
os controles e procedimentos de divulgação (conforme o disposto nas Normas da Lei da Bolsa de Valores
13a-15(e) e 15d-15(e)) para a Sociedade, bem como que:
(a) desenhamos ou fizemos desenhar, sob nossa supervisão, tais controles e procedimentos de divulgação para
assegurar que as informações relevantes referentes à Sociedade, inclusive suas subsidiárias consolidadas, nos
fossem transmitidas por outros dentro dessas entidades, particularmente durante o período em que este
relatório estava sendo preparado;
(b) avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Sociedade e apresentamos neste
relatório nossas conclusões sobre a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação, no fim do período
coberto por este relatório com base em tal avaliação; e
(c) divulgamos neste relatório qualquer mudança no controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras colhidas durante o período coberto pelo relatório anual que tenham afetado ou sejam
razoavelmente passíveis de afetar de modo substancial o controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras;
5. O outro diretor da Sociedade que apresenta o certificado e eu divulgamos, com base em nossa avaliação
mais recente do controle interno sobre as informações financeiras, aos auditores da Sociedade e ao comitê de
auditoria do conselho de administração da Sociedade (ou pessoas que desempenhem funções equivalentes):
(a) todas as deficiências significativas e pontos fracos substanciais no projeto ou operação do controle interno
sobre as informações financeiras que sejam razoavelmente passíveis de afetar adversamente a capacidade da
Sociedade de registrar, processar, resumir e reportar as informações financeiras; e
(b) qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que tenham um
papel significativo no controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras.
/s/ Lorival Nogueira Luz Junio
Lorival Nogueira Luz Junior
Diretor Vice-Presidente Financeiro
e de relações com investidores
Apêndice 13.1
CERTIFICADO EM CONFORMIDADE COM A CLÁUSULA 18 U.S.C. 1350 do Securities and
Em conformidade com a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002 (incisos (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo
63 do Título 18, Código dos Estados Unidos), os diretores abaixo assinados da CPFL Energia S.A. (a
“Sociedade”), por meio do presente certificam que, na medida do conhecimento dos diretores: O Relatório
Anual no Formulário 20-F para o exercício financeiro da Sociedade encerrado em 31 de dezembro de 2011
atende inteiramente às exigências da Seção 13(a) ou 15(d) do Securities and Exchange Act de 1934, bem
como que as informações constantes no Formulário 20-F representam razoavelmente, em todos os aspectos
relevantes, a situação financeira e resultados das operações da Sociedade.
/s/ Wilson Ferreira Junior
Wilson Ferreira Junior
Diretor Presidente
O original assinado desta declaração em forma escrita, exigido pela Seção 906, foi entregue à
Companhia e por ela será mantido e disponibilizado à Comissão de Valores e Câmbio ou seu pessoal
mediante solicitação.
Apêndice 13.2
CERTIFICADO EM CONFORMIDADE COM A CLÁUSULA 18 U.S.C. 1350 do Securities and
Em conformidade com a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002 (incisos (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo
63 do Título 18, Código dos Estados Unidos), os diretores abaixo assinados da CPFL Energia S.A. (a
“Sociedade”), por meio do presente certificam que, na medida do conhecimento dos diretores: O Relatório
Anual no Formulário 20-F para o exercício financeiro da Sociedade encerrado em 31 de dezembro de 2011
atende inteiramente às exigências da Seção 13(a) ou 15(d) do Securities and Exchange Act de 1934, bem
como que as informações constantes no Formulário 20-F representam razoavelmente, em todos os aspectos
relevantes, a situação financeira e resultados das operações da Sociedade.
/s/ Lorival Nogueira Luz Junior
Lorival Nogueira Luz Junior
Diretor Vice-Presidente Financeiro e
de Relações com Investidores
O original assinado desta declaração em forma escrita, exigido pela Seção 906, foi entregue à
Companhia e por ela será mantido e disponibilizado à Comissão de Valores e Câmbio ou seu pessoal
mediante solicitação.

Relatório Anual

Transcrição

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