FR Eletropaulo 22.04.10 - para atualização pelo IPE

Transcrição

Formulário de Referência
Conforme Anexo 24 da Instrução da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) nº 480, de 7 de dezembro de 2009 (“Instrução CVM 480”)
Data base: 31 de dezembro de 2010
ELETROPAULO METROPOLITANA ELETRICIDADE DE SÃO PAULO S.A.
Identificação
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., sociedade por
ações inscrita no CNPJ/MF sob o nº 61.695.227/0001-93, com seus atos
constitutivos devidamente arquivados na Junta Comercial do Estado de
São Paulo – JUCESP sob o NIRE nº 35300050274, registrada como
companhia aberta na CVM sob o nº 01417-6 (“Companhia” ou “AES
Eletropaulo”).
Sede
A sede da Companhia está localizada na cidade de São Paulo, Estado de
São Paulo, na Rua Lourenço Marques, 158, CEP 04547-100.
Data de registro da Companhia na CVM como
companhia aberta
19 de agosto de 1993.
Diretoria de Relações com Investidores
A diretoria de relações com investidores da Companhia está localizada na
sede da Companhia. O Diretor de Relações com Investidores é o Sr.
Rinaldo Pecchio Junior. O telefone do departamento de relações com
investidores da Companhia é (55**11) 2195-7048, o fax é (55**11) 21952503 e o e-mail é [email protected].
Auditores Independentes da Companhia
Ernst & Young Terco Auditores Independentes S.S.
Acionistas Controladores
Companhia Brasiliana de Energia, por meio da AES Elpa S.A.
Títulos e Valores Mobiliários Emitidos nos
Mercados Doméstico e Internacional
Ações ordinárias e preferenciais listadas na BM&FBOVESPA S.A. – Bolsa
de Valores, Mercadorias e Futuros (“BM&FBOVESPA”) sob os símbolos
“ELPL3” e “ELPL4”, no segmento especial de listagem denominado Nível
2, bonds e debêntures. Depositary Receipts admitidos à negociação no
mercado de balcão americano de títulos lastreados em ações ordinárias e
preferenciais de emissão da Companhia nos segmentos de negociação
Rule 144A e Regulation S. Para informações adicionais ver a seção 18 “Valores Mobiliários” deste Formulário de Referência.
Jornais nos quais se realizam as Divulgações de
Informações
As publicações determinadas pela Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de
1976, conforme alterada (“Lei das Sociedades por Ações”), são realizadas
no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal “Valor Econômico”.
Site na Internet
www.aeseletropaulo.com.br/ri
As informações constantes da página da rede mundial de computadores
(website na Internet) da Companhia não fazem parte deste Formulário de
Referência.
Atendimento aos Acionistas
O atendimento aos acionistas da Companhia é efetuado nas seguintes
agências do Banco Itaú S.A. e com os seguintes responsáveis: Belo Horizonte
- MG (Avenida João Pinheiro, 195, térreo; Sra. Jussara M. F. Souza; tel:
(55**31) 3249.3524/3534); Brasília – DF (SCS Quadra 3, Edifício Dona Ângela,
Sobreloja; Sra. Constância M. S. Oliveira; tel: (55**61) 316.4849/4850); Curitiba
– PR (Rua João Negrão, 65, Sra. Márcia N. Machado; tel: (55**41)
320.4128/4129); Porto Alegre – RS (Rua Sete de Setembro, 746, Térreo; Sra.
Sandra Ferreira da Silva/ Neiva Rosani Birkhan; tel: (55**51) 3210.9150/9151);
Rio de Janeiro (Rua Sete de Setembro, 99, Subsolo, Sr. Paulo Tranchez; tel:
(55**21) 2202.2592); Salvador – BA (Avenida Estados Unidos, 50, 2° andar,
Edifício Sesquicentenário; Sr. Watson Carlos P. Barreto; tel: (55**71)
319.8010/8067); e São Paulo – SP (Rua Boa Vista, 180, 1° Subsolo, Centro;
Sra. Aparecida Procópio; tel: (55**11) 3247.3138/3139).
Informações Adicionais
Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a AES
Eletropaulo poderão ser obtidos com a Companhia, em sua sede social ou
no site (www.aeseletropaulo.com.br/ri).
ÍNDICE
1.
2.
3.
4.
5.
Identificação das pessoas responsáveis pelo conteúdo do formulário
9
1.1.
Declaração do Diretor Presidente e do Diretor de Relações com Investidores
9
Auditores
9
2.1.
Em relação aos auditores independentes
9
2.2.
Informar montante total de remuneração dos auditores independentes no último exercício social,
discriminando os honorários relativos a serviços de auditoria e os relativos a quaisquer outros serviços prestados
9
2.3.
Outras informações relevantes
10
Informações Financeiras Selecionadas
10
3.1.
Informações Contábeis
10
a. Patrimônio Líquido (em R$ milhões)
10
b. Ativo Total (em R$ milhões)
10
c. Receita Líquida (em R$ milhões)
10
d. Resultado Bruto(em R$ milhões)
10
e. Resultado Líquido (em R$ milhões)
10
f. Número de Ações, ex-tesouraria
10
g. Valor Patrimonial da Ação (R$)
10
h. Resultado Líquido por Ação (R$)
10
i. Outras informações contábeis selecionadas pela Companhia
10
3.2.
Informações Não Contábeis: a) medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último
exercício social; b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras
auditadas; e c) explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta
compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações
10
3.3.
Eventos Subseqüentes
11
3.4.
Política de Destinação dos Resultados dos 3 últimos exercícios sociais
11
3.5.
Lucro líquido ajustado, distribuições de dividendos e retenções de lucros
13
3.6.
Dividendos Declarados a Conta de Lucros Retidos e Reservas Constituídas em exercícios sociais
anteriores
13
3.7.
Nível de Endividamento da Companhia
13
3.8
Obrigações da Companhia de acordo com a espécie de garantia e o prazo de vencimento
13
3.9.
Outras Informações Relevantes
14
Fatores de Risco
14
4.1.
Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão
da Companhia
14
a.
Relacionados à Companhia
14
b.
Relacionados ao seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle
17
c.
Relacionados aos seus acionistas
17
d.
Relacionados a suas controladas e coligadas
18
e.
Relacionados a seus fornecedores
18
f.
Relacionados a seus clientes
18
g.
Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua
19
h.
Relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua
19
i.
Relacionados aos países estrangeiros onde o emissor atue
23
4.2
Expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a riscos relevantes
23
4.3
Processos judiciais, administrativos e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são
parte (processos não sujeitos a segredo de justiça)
23
4.4.
Processos judiciais, administrativos e arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Companhia ou
suas controladas são parte e cujas partes contrárias são administradores ou ex-administradores, controladores
ou ex-controladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas
39
4.5.
Impactos em caso de perda e valores envolvidos em processos sigilosos (não divulgados nos itens 4.3
e 4.4 acima) relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte
39
4.6.
Processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas
jurídicas semelhantes, que não estão sob sigilo e em conjunto são relevantes, em que a Companhia ou suas
controladas são parte
39
4.7.
Outras contingências relevantes
39
4.8.
Informações sobre as regras do país de origem de emissor estrangeiro e as regras do país no qual os
valores mobiliários do emissor estrangeiro estão custodiados
39
Riscos de Mercado
39
5.1
Riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos cambiais e a taxa de
juros
39
5.2.
Política de gerenciamento de riscos de mercado adotada pela Companhia, incluindo objetivos,
estratégias e instrumentos
43
a.
riscos para os quais se busca proteção
43
b.
estratégia de proteção patrimonial (hedge)
44
c.
instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge)
44
d.
parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos
44
e.
se a Companhia opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial
(hedge) e quais são esses objetivos
44
f.
estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos
44
g.
adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política
adotada
44
5.3.
Alterações significativas nos principais riscos de mercado em que a Companhia está exposta ou na
política de gerenciamento de riscos adotada no último exercício social
45
5.4.
45
2
6.
7.
8.
9.
10.
Histórico da Companhia
45
6.1.
Constituição da Companhia
45
6.2.
Prazo de duração
46
6.3.
Breve histórico da Companhia
46
6.4.
Data de registro da Companhia na CVM como companhia aberta
47
6.5.
Principais eventos societários, tais como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações,
alienações e aquisições de controle societário, aquisições de ativos importantes, pelos quais tenham passado a
Companhia ou qualquer de suas controladas ou coligadas, indicando: (a) evento; (b) principais condições do
negócio; (c) sociedades envolvidas; (d) efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente
sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da
Companhia; (e) quadro societário antes e depois da operação
47
6.6.
Pedidos de falência, desde que fundados em valor relevante ou de recuperação judicial ou
extrajudicial da Companhia, e o estado atual de tais pedidos
50
Atividades da Companhia
50
7.1
Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e suas controladas
50
7.2
Segmentos operacionais que tenham sido divulgados nas 3 últimas demonstrações financeiras de
encerramento do exercício social ou, quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas
51
a.
produtos e serviços comercializados
51
b.
receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia
51
c.
lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia.
51
7.3.
Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima 51
a.
características do processo de produção
51
b.
características do processo de distribuição
51
c.
características do mercado de atuação
59
d.
eventual sazonalidade
61
e.
principais insumos e matérias primas, informando (i) descrição das relações mantidas com
fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos
órgãos e da respectiva legislação aplicável; ii) eventual dependência de poucos fornecedores; iii) eventual
volatilidade de seus preços
61
7.4.
Clientes relevantes (responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia), com
informação sobre a) montante total de receitas provenientes do cliente; e b) segmentos operacionais afetados
pelas receitas provenientes do cliente
63
7.5.
Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia
64
a.
necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação
com a administração pública para obtenção de tais autorizações
64
b.
política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental e, se
for o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões internacionais de proteção ambiental
79
c.
dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes
para o desenvolvimento das atividades da Companhia
81
7.6.
Informações acerca dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes: a) receita
proveniente dos clientes atribuídos ao país sede da Companhia e sua participação na receita líquida total da
Companhia; b) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na receita
líquida total da Companhia; c) receita total proveniente de países estrangeiros e sua participação na receita
líquida total da Companhia
82
7.7.
Regulação dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes e influência nos negócios da
Companhia
82
7.8.
Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia que não figurem em outra parte deste
Formulário
82
7.9.
83
Grupo Econômico da Companhia
84
8.1.
Descrição do grupo econômico da Companhia
84
a.
controladores diretos e indiretos
84
b.
controladas e coligadas
85
c.
participações da Companhia em sociedades do grupo
85
d.
participações de sociedades do grupo na Companhia
85
e.
sociedades sob controle comum
85
8.2.
Organograma do grupo econômico
85
8.3.
Operações de reestruturação ocorridas no grupo nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social
corrente
86
8.4.
Outras informações que a Companhia julgue relevantes
86
Ativos Relevantes
86
9.1.
Bens do ativo não-circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia
86
a.
ativos imobilizados
86
b.
patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia
87
c.
sociedades em que a Companhia tenha participação
89
9.2.
90
Comentários dos Diretores
90
10.1.
Comentários dos Diretores sobre
90
a.
condições financeiras e patrimoniais gerais
90
b.
estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas, indicando: (i) hipóteses de resgate;
(ii) fórmula de cálculo do valor de resgate
90
d.
fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas
91
e.
fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que
pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez
91
3
11.
f.
níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo: (i) contratos de empréstimo
e financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo prazo com instituições financeiras; (iii) grau de
subordinação entre as dívidas; e (iv) eventuais restrições impostas à Companhia, em especial, em relação a
limites de endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos, à alienação de ativos,
à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de controle societário
92
g.
limites de utilização dos financiamentos já contratados
94
h.
alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras
95
10.2.
Comentários dos diretores sobre
104
a.
resultado das operações da Companhia, em especial: i) descrição de quaisquer componentes
importantes da receita; e ii) fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais
104
b.
variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação, alterações de
volumes e introdução de novos produtos e serviços
104
c.
impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos e produtos, do câmbio e da taxa de
juros no resultado operacional e no resultado financeiro da Companhia
104
10.3.
Comentários dos diretores sobre efeitos relevantes que os eventos abaixo tenham causado ou se
espera que venham a causar nas demonstrações financeiras e nos resultados da Companhia
105
a.
introdução ou alienação de segmento operacional
105
b.
constituição, aquisição ou alienação de participação societária
105
c.
eventos ou operações não usuais
105
10.4.
Comentários dos diretores sobre
105
a.
mudanças significativas nas práticas contábeis
105
b.
efeitos significativos das alterações em práticas contábeis
107
c.
ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor
113
10.5.
Políticas contábeis críticas adotadas pela Companhia (inclusive estimativas contábeis feitas pela
administração sobre questões incertas e relevantes para a descrição da situação financeira e dos resultados, que
exijam julgamentos subjetivos ou complexos, tais como: provisões, contingências, reconhecimento da receita,
créditos fiscais, ativos de longa duração, vida útil de ativos não-circulantes, planos de pensão, ajustes de
conversão em moeda estrangeira, custos de recuperação ambiental, critérios para teste de recuperação de
ativos e instrumentos financeiros)
114
10.6.
Comentários dos diretores sobre controles internos adotados para assegurar a elaboração de
demonstrações financeiras confiáveis
124
a.
grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências adotadas para
corrigi-las
124
b.
deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor
independente
124
10.7.
Comentários dos diretores sobre aspectos referentes a eventuais ofertas públicas de distribuição de
valores mobiliários
125
a.
como os recursos resultantes da oferta foram utilizados
125
b.
se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação
divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição
125
c.
caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios
125
10.8.
Descrição dos itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia 125
a.
os ativos e passivos detidos pela Companhia, direta ou indiretamente, que não aparecem no seu
balanço patrimonial (off-balance sheet items), tais como: i) arrendamentos mercantis operacionais, ativos e
passivos; ii) carteiras de recebíveis baixadas sobre as quais a entidade mantenha riscos e responsabilidades,
indicando respectivos passivos; iii) contratos de futura compra e venda de produtos ou serviços; iv) contratos
de construção não terminada; e v) contratos de recebimentos futuros de financiamentos
125
b.
outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras
125
10.9.
Comentários dos diretores sobre cada um dos itens não evidenciados nas demonstrações financeiras
indicados no item 10.8, indicando: a. como tais itens alteram ou poderão vir a alterar as receitas, as despesas, o
resultado operacional, as despesas financeiras ou outros itens das demonstrações financeiras da Companhia; b.
a natureza e o propósito da operação; e c. natureza e montante das obrigações assumidas e dos direitos
gerados em favor da Companhia em decorrência da operação
125
10.10.
Comentário dos diretores sobre principais elementos do plano de negócios da Companhia
125
a.
investimentos, incluindo: i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e dos
investimentos previstos; ii) fontes de financiamento dos investimentos; iii) desinvestimentos relevantes em
andamento e desinvestimentos previstos
125
b.
aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que devam influenciar materialmente a
capacidade produtiva da Companhia
126
c.
novos produtos e serviços, indicando: i) descrição das pesquisas em andamento já divulgadas; ii)
montantes totais gastos pela Companhia em pesquisas para desenvolvimento de novos produtos ou serviços;
iii) projetos em desenvolvimento já divulgados; iv) montantes totais gastos pela Companhia no
desenvolvimento de novos produtos ou serviços
126
10.11.
Comentários dos diretores sobre outros fatores que influenciaram de maneira relevante o
desempenho operacional e que não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens desta seção 126
Projeções
126
11.1.
Projeções relativas aos 3 últimos exercícios sociais a ao exercício social corrente
127
a.
objeto da projeção
127
b.
período projetado e o prazo de validade da projeção
127
c.
premissas da projeção, com a indicação de quais podem ser influenciadas pela administração da
Companhia e quais escapam ao seu controle
127
d.
valores dos indicadores que são objeto da previsão
127
11.2.
Projeções sobre a evolução de seus indicadores durante os 3 últimos exercícios sociais
128
a.
projeções que estão sendo substituídas pelas novas projeções incluídas neste formulário
128
b.
comparativo dos dados projetados para períodos já transcorridos com o efetivo desempenho dos
indicadores, indicando com clareza as razões que levaram a desvios nas projeções
128
4
c.
projeções relativas a períodos ainda em curso que permanecem válidas na data de entrega do
formulário e, em caso de substituição, explicar por que elas foram abandonadas ou substituídas
128
12.
Assembleia geral e administração
128
12.1.
Estrutura administrativa da Companhia, conforme estabelecido no seu estatuto social e regimento
interno
128
a.
atribuições de cada órgão e comitê
128
b.
data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês
130
c.
mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê
130
d.
em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais
130
e.
mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos comitês e
da diretoria
131
12.2.
Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais
131
a.
prazos de convocação
131
b.
competências
131
c.
endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembleia geral estarão à
disposição dos acionistas para análise
131
d.
identificação e administração de conflitos de interesses
131
e.
solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto
131
f.
formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por acionistas,
indicando se o emissor admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico
131
g.
manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e
compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias
132
h.
transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembleias
132
i.
mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por
acionistas
132
12.3.
Datas e jornais de publicação
132
12.4.
Regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração
133
Dentre os membros efetivos do conselho de administração será escolhido o Presidente da Companhia.
133
a.
frequência das reuniões
134
b.
disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito
de voto de membros do conselho, se aplicável
134
c.
regras de identificação e administração de conflitos de interesses
135
12.5.
Cláusula compromissória inserida no estatuto para a resolução dos conflitos entre acionistas e entre
estes e o emissor por meio de arbitragem, se aplicável
136
12.6.
Administradores e membros do conselho fiscal da Companhia
136
12.7.
Membros dos comitês estatutários, comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração
138
12. 8.
Administradores e membros do conselho fiscal
138
a.
currículos dos administradores e membros do conselho fiscal
138
12.9.
Informação sobre existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau
entre
146
a.
administradores da Companhia
146
b.
(i) administradores da Companhia e (ii) administradores de controladas, diretas ou indiretas, da
Companhia
146
c.
(i) administradores da Companhia ou de suas controladas, diretas ou indiretas e (ii) controladores
diretos ou indiretos da Companhia
146
d.
(i) administradores da Companhia e (ii) administradores das sociedades controladoras diretas e
indiretas da Companhia
146
12.10.
Informação sobre relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas, nos 3
últimos exercícios sociais, entre administradores da Companhia
146
a.
sociedade controlada, direta ou indiretamente, da Companhia
146
b.
controlador direto ou indireto da Companhia
146
c.
caso seja relevante, fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia, de sua controlada ou
controladoras ou controladas de alguma dessas pessoas
146
12.11.
Descrição das disposições de quaisquer acordos, inclusive apólices de seguro, que prevejam o
pagamento ou o reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação de danos
causados a terceiros ou ao emissor, de penalidades impostas por agentes estatais, ou de acordos com o objetivo
de encerrar processos administrativos ou judiciais, em virtude do exercício de suas funções
146
12.12.
146
13.
Remuneração dos administradores
147
13.1.
Política e prática de remuneração do conselho de administração, da diretoria estatutária e não
estatutária, do conselho fiscal, dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, de risco, financeiro e de
remuneração
147
a.
objetivos da política ou prática de remuneração
147
Os integrantes do Comitê de Gestão não são remunerados.
147
b.
composição da remuneração
147
c.
principais indicadores de desempenho levados em consideração na determinação de cada elemento
da remuneração
148
d.
como a remuneração é estruturada para refletir a evolução dos indicadores de desempenho;
148
e.
como a política ou prática de remuneração se alinha aos interesses do emissor de curto, médio e
longo prazo
148
f.
existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou
indiretos
149
g.
existência de qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado evento
societário, tal como a alienação do controle societário da Companhia.
149
13.2.
Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício
social corrente do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal
149
5
14.
15.
13.3.
Remuneração variável dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social corrente do
conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal
151
13.4.
Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária em
vigor no último exercício social e previsto para o exercício social corrente
151
O plano de remuneração baseado em ações previsto para o exercício social corrente é idêntico àquele em vigor
no último exercício social, descrito na tabela acima.
152
13.5.
Ações ou cotas direta ou indiretamente detidas, no Brasil ou no exterior, e outros valores mobiliários
conversíveis em ações ou cotas, emitidos pela Companhia, seus controladores diretos ou indiretos, sociedades
controladas ou sob controle comum, por membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do
conselho fiscal agrupados por órgão, na data de encerramento do último exercício social
152
13.6.
Remuneração baseada em ações reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e à
prevista para o exercício social corrente, do conselho de administração e da diretoria estatutária
153
13.7.
Opções em aberto do conselho de administração e da diretoria estatutária ao final do último exercício
social: a) órgão; b) número de membros; c) em relação às opções não exercíveis; (i) quantidade; (ii) data que se
tornarão exercíveis; (iii) prazo máximo para exercício das opções; (iv) prazo de restrição à transferência das
ações; (v) prazo médio ponderado de exercício; (vi) valor justo das opções no último dia do exercício social; e d)
em relação às opções exercíveis; (I) quantidade; (II) prazo máximo para exercício das opções; (III) prazo de
restrição à transferência das ações; (IV) preço médio ponderado de exercício; (V) valor justo das opções no
último dia do exercício social; (VI) valor justo do total das opções no último dia do exercício social
153
13.8.
Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de
administração e da diretoria estatutária, nos 3 últimos exercícios sociais: a) órgão; b) número de membros; c) em
relação às opções exercidas: (i) número de ações; (ii) preço médio ponderado de exercício; e (iii) valor total da
diferença entre o valor de exercício e o valor de mercado das ações relativas às opções exercidas; e d) em
relação às ações entregues informar: (I) número de ações; (II) preço médio ponderado de aquisição; e (III) valor
total da diferença entre o valor de aquisição e o valor de mercado das ações adquiridas
153
13.9.
Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a 13.8 (inclusive
método de precificação do valor das ações e das opções), indicando: a) modelo de precificação; b) dados e
premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo o preço médio ponderado das ações, preço de
exercício, volatilidade esperada, prazo de vida da opção, dividendos esperados e a taxa de juros livre de risco; c)
método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos esperados do exercício antecipado; e d)
forma de determinação da volatilidade esperada; (e) se alguma outra característica da opção foi incorporada na
mensuração de seu valor justo
154
13.10.
Planos de previdência em vigor conferidos aos membros do conselho de administração e aos
diretores estatutários, incluir as seguintes informações
155
a.
órgão
155
b.
número de membros
156
c.
nome do plano
156
d.
quantidade de administradores que reúnem as condições para se aposentar
156
e.
condições para se aposentar antecipadamente
156
g.
valor total acumulado das contribuições realizadas durante o último exercício social, descontada a
parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores
156
h.
se há possibilidade de resgate antecipado e quais as condições
156
13.11.
Conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal (3 últimos exercícios sociais) 156
13.12.
Arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos que estruturam mecanismos de
remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria
(inclusive conseqüências financeiras para a Companhia)
158
13.13.
Percentual da remuneração total de cada órgão reconhecida no resultado da Companhia referente
a membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal que sejam partes
relacionadas aos controladores, diretos ou indiretos, conforme definido pelas regras contábeis que tratam desse
assunto
158
13.14.
Valores reconhecidos no resultado da Companhia como remuneração de membros do conselho de
administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal, agrupados por órgão, por qualquer razão que não a
função que ocupam, como por exemplo, comissões e serviços de consultoria ou assessoria prestados
158
13.15.
Valores reconhecidos no resultado dos três últimos exercícios sociais de controladores, diretos ou
indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas da Companhia, como remuneração de membros
do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal da Companhia, agrupados por órgão,
especificando a que título tais valores foram atribuídos a tais indivíduos
158
13.16.
158
Recursos Humanos
159
14.1.
Recursos humanos da Companhia
159
a.
número de empregados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização
geográfica)
159
b.
número de terceirizados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização
geográfica)
159
c.
índice de rotatividade
159
d.
exposição da Companhia a passivos e contingências trabalhista
159
14.2.
Alterações relevantes ocorridas com relação aos números divulgados no item 14.1 acima
160
14.3.
Políticas de remuneração dos empregados da Companhia, informando
160
a.
política de salários e remuneração variável
160
b.
política de benefícios
160
c.
características dos planos de remuneração baseados em ações dos empregados não-administradores
160
14.4.
Relações entre a Companhia e sindicatos
160
Controle
161
15.1.
Acionista ou grupo de acionistas controladores
161
a. Acionista
161
6
16.
17.
18.
b. Nacionalidade
161
c. CNPJ/CPF
161
d. Quantidade de ações
161
e. %
161
f. % detido em relação ao capital social
161
g. Participante do acordo de acionistas
161
i. Data da última alteração
161
h.
se o acionista discriminado na tabela acima for pessoa jurídica, lista contendo as informações
referidas nos subitens “a” a “d” acerca de seus controladores diretos e indiretos, até os controladores que
sejam pessoas naturais, ainda que tais informações sejam tratadas como sigilosas por força de negócio
jurídico ou pela legislação do país em que forem constituídos ou domiciliados o sócio ou controlador
161
15.2.
Grupos de acionistas que agem em conjunto ou que representam o mesmo interesse, com
participação igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de ações e que não estejam listados no
item 15.1.
163
15.3.
Distribuição do capital, conforme apurado na última assembleia geral de acionistas
163
15.4.
Organograma dos acionistas da Companhia, identificando todos os controladores diretos e indiretos,
bem como os acionistas com participação igual ou superior a 5% de uma classe ou espécie de ações, desde que
compatível com as informações apresentadas nos itens 15.1 e 15.2 (item facultativo)
164
15.5.
Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte, regulando o
exercício do direito de voto ou a transferência de ações de emissão da Companhia
164
a.
partes
164
b.
data de celebração
164
c.
prazo de vigência
164
d.
descrição das cláusulas relativas ao exercício do direito de voto e do poder de controle
165
e.
descrição das cláusulas relativas à indicação de administradores
166
f.
descrição das cláusulas relativas à transferência de ações e à preferência para adquiri-las
167
g.
descrição das cláusulas que restrinjam ou vinculem o direito de voto de membros do conselho de
administração
167
15.6.
Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores da
Companhia
168
15.7.
Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes
168
Transações com partes relacionadas
168
16.1.
Regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas,
conforme definidas pelas regras contábeis que tratam desse assunto
168
16.2.
Transações com partes relacionadas que, segundo as normas contábeis, devam ser divulgadas nas
demonstrações financeiras individuais ou consolidadas da Companhia e que tenham sido celebradas nos 3
últimos exercícios sociais ou estejam em vigor no exercício social corrente
169
16.3.
Em relação a cada uma das transações ou conjunto de transações mencionados no item 16.2 acima
ocorridas no último exercício social:
174
(a) identificar as medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses
174
(b) demonstrar o caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou o pagamento compensatório
adequado
174
Capital Social
174
17.1.
Capital social
174
17.2.
Aumentos de capital da Companhia
175
17.3.
Desdobramentos, grupamentos e bonificações
175
17.4.
Reduções de capital da Companhia
175
17.5.
Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes
175
Valores mobiliários
175
18.1.
Direitos de cada classe e espécie de ação emitida
175
a.
direito a dividendos
175
b.
direito de voto
176
c.
conversibilidade em outra classe ou espécie de ação, indicando (i) condições e (ii) efeito sobre o
capital social
176
d.
direitos no reembolso do capital
176
e.
direito a participação em oferta pública por alienação de controle
176
f.
restrições à circulação
176
g.
condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários
176
h.
outras características relevantes
177
i.
emissores estrangeiros devem identificar as diferenças entre as características descritas nos itens “a”
a “i” e aquelas normalmente atribuídas a valores mobiliários semelhantes emitidos por emissores nacionais,
diferenciando quais são próprias do valor mobiliário descrito e quais são impostas por regras do país de
origem da Companhia ou do país em que seus valores mobiliários estão custodiados.
177
18.2.
Regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a
realizar oferta pública
177
18.3.
Exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto
179
18.4.
Volume de negociações bem como maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados
em bolsa de valores ou mercado de balcão organizado, em cada um dos trimestres dos 3 últimos exercícios
sociais
180
18.5
Outros valores mobiliários emitidos que não sejam ações, indicando: (a) identificação do valor
mobiliário; (b) quantidade; (c) valor; (d) data de emissão; (e) restrições à circulação; (f) conversibilidade em
ações ou conferência de direito de subscrever ou comprar ações do emissor, informando: (i) condições; (ii)
efeitos sobre o capital social; (g) possibilidade de resgate, indicando: (i) hipóteses de resgate ; (ii) fórmula de
cálculo do valor de resgate; (h) quando os valores mobiliários forem de dívida, indicar, quando aplicável; (I)
vencimento, inclusive as condições de vencimento antecipado; (II) juros; (III) garantia e, se real, descrição do
7
19.
20.
21.
22.
bem objeto; (IV) na ausência de garantia, se o crédito é quirografário ou subordinado; (V) eventuais restrições
impostas ao emissor em relação à distribuição de dividendos, à alienação de determinados ativos, à contratação
de novas dívidas, à emissão de novos valores mobiliários; (VI) o agente fiduciário, indicando os principais termos
do contrato; (i) condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários; e (j) outras
características relevantes
181
18.6.
Mercados brasileiros nos quais valores mobiliários do emissor são admitidos à negociação
194
18.7.
Classes e espécies de valores mobiliários admitidos à negociação em mercados estrangeiros,
incluindo: a) país; b) mercado; c) entidade administradora do mercado no qual os valores mobiliários são
admitidos à negociação; d) data de admissão à negociação; e) se houver, indicar o segmento de negociação; f)
data de início de listagem no segmento de negociação; g) percentual do volume de negociações no exterior em
relação ao volume total de negociações de cada classe e espécie no último exercício; h) se houver, proporção de
certificados de depósito no exterior em relação a cada classe e espécie de ações; i) se houver, banco
depositário; e j) se houver, instituição custodiante
194
18.8.
Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e
sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor
194
18.9.
Ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiro
195
18.10.
195
Planos de recompra e valores mobiliários em tesouraria
195
19.1.
Planos de recompra de ações da Companhia nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social
corrente
195
19.2.
Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria por tipo, classe e espécie, e indicando
a quantidade, valor total e preço médio ponderado de aquisição
195
19.3.
Valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social
195
19.4.
196
Política de negociação de valores mobiliários
196
20.1.
Política de negociação de valores mobiliários de emissão da Companhia pelos acionistas
controladores, diretos ou indiretos, diretores, membros do conselho de administração, do conselho fiscal e de
qualquer órgão com funções técnicas ou consultivas, criado por disposição estatutária
196
a.
data de aprovação
196
b.
pessoas vinculadas
196
c.
principais características
196
d.
previsão de períodos de vedação de negociações e descrição dos procedimentos adotados para
fiscalizar a negociação em tais períodos
196
20.2.
197
Política de divulgação de informações
197
21.1.
Normas, regimentos ou procedimentos internos adotados pela Companhia para assegurar que as
informações a serem divulgadas publicamente sejam recolhidas, processadas e relatadas de maneira precisa e
tempestiva
197
21.2.
Política de divulgação de ato ou fato relevante adotada pela Companhia, com indicação dos
procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca de informações relevantes não divulgadas
198
21.3.
Administrador responsável pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de
divulgação de informações
200
21.4.
200
Negócios extraordinários
200
22.1.
Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos
negócios do emissor
200
22.2.
Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor
200
22.3.
Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com
suas atividades operacionais
201
22.4.
201
8
1.
1.1.
Identificação das pessoas responsáveis pelo conteúdo do formulário
Declaração do Diretor Presidente e do Diretor de Relações com Investidores
Eu, Britaldo Pedrosa Soares, Diretor Presidente da Companhia, declaro que: revi o Formulário de Referência, que
todas as informações contidas neste formulário atendem ao disposto na Instrução CVM 480, em especial aos artigos
14 a 19; e que o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação
econômico-financeira da Companhia e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ela
emitidos.
Eu, Rinaldo Pecchio Júnior, Diretor Vice Presidente e de Relações com Investidores da Companhia, declaro que: revi o
Formulário de Referência, que todas as informações contidas neste formulário atendem ao disposto na Instrução CVM
480, em especial aos artigos 14 a 19; e que o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e
completo da situação econômico-financeira da Companhia e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores
mobiliários por ela emitidos.
2.
2.1.
Auditores
Em relação aos auditores independentes
a. Nome empresarial
b. Nome das pessoas
responsáveis, CPF e dados
para contato (telefone e email)
c. Data de contratação dos
serviços
d. Descrição dos serviços
contratados
Exercício social
encerrado em 31 de dezembro
de 2010
Ernst & Young Terco Auditores
Independentes S.S.
José Antônio de A. Navarrete
CPF: 120.817.178-08
Tel: (55**19)3322-0550
E-mail:
[email protected]
Exercício social
de 2009
Ernst & Young Auditores
Independentes S.S.
CPF: 120.817.178-08
Tel: (55**19)2117-6450
E-mail:
[email protected]
Exercício social
de 2008
Ernst & Young Auditores
Independentes S.S.
CPF: 120.817.178-08
Tel: (55**19)2117-6450
E-mail:
[email protected]
13/05/2010
06/02/2009
01/04/2008
Auditoria das demonstrações
financeiras anuais e revisões das
informações trimestrais (ITRs),
preparadas de acordo com as
práticas contábeis adotadas no
Brasil e auditoria para fins de
consolidação pela controladora
indireta, The AES Corporation
(“AES Corporation”) sediada nos
Estados Unidos da América,
asseguração limitada do balanço
social da Companhia, auditoria de
procedimentos acordados de
Custos Variáveis da Parcela A
(CVA)*, e emissão de carta
conforto para emissão de
debêntures.
Não aplicável
Não aplicável
financeiras preparadas de acordo
com as práticas contábeis adotadas
no Brasil, incluindo revisões
trimestrais (ITRs), e auditoria
para fins de consolidação pela
controladora indireta sediada nos
Estados Unidos da América e
auditoria de Custos Variáveis da
Parcela A (CVA).
financeiras preparadas de acordo
com as práticas contábeis adotadas
no Brasil, incluindo revisões
trimestrais (ITRs), e auditoria
para fins de consolidação pela
controladora indireta sediada nos
Estados Unidos da América.
e. Substituição do Auditor
Não aplicável
i.
Justificativa
da
Não aplicável
Substituição
ii. Razões do Auditor
Não aplicável
Não aplicável
* a contratação dos serviços descritos no item “d” acima encerrou-se em 30 de abril de 2011.
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Os serviços descritos no subitem 2.1 (d) abrangem todos e quaisquer serviços prestados pela Ernst & Young Terco
Auditores Independentes S.S.
A contratação dos serviços de auditoria para o exercicio social findo em 31 de dezembro de 2010 encerrou-se em 29
de abril de 2011, data da realização da assembléia geral da Companhia.
A contratação dos serviços de auditoria para o exercício social a findar-se em 31 de dezembro de 2011 já concluída e
submetida às devidas aprovações. A Ernst & Young Terco Auditores Independentes S.S. foi contratada para auditar as
Demonstrações Financeiras da Companhia ao custo total de R$ 2.402,1 mil e para auditoria de procedimentos
acordados sobre os Custos Variáveis da Parcela A (CVA) ao custo de R$ 84,7 mil..
2.2. Informar montante total de remuneração dos auditores independentes no último exercício social,
discriminando os honorários relativos a serviços de auditoria e os relativos a quaisquer outros serviços
prestados
A remuneração dos auditores independentes relativa ao último exercício social, findo em 31 de dezembro de 2010
corresponde ao montante de R$ 2.729,1 mil e refere-se aos serviços de auditoria (R$ 2.404,1 mil), à auditoria de
procedimentos acordados sobre os Custos Variáveis da Parcela A (R$83 mil), à asseguração limitada do balanço social
da Companhia (R$ 45 mil) e à emissão de carta conforto sobre emissão de debêntures (R$ 197 mil), conforme
9
prestados descritos no item 2.1.d acima. As políticas da Companhia vetam a contratação de seus auditores
independentes para prestação de serviços que acarretem conflito de interesses ou perda de independência.
2.3.
Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima.
3.
3.1.
Informações Financeiras Selecionadas
Informações Contábeis
Exercício social
encerrado em 31 de
dezembro
de 2010
3.737,4
Exercício social
encerrado em 31 de
dezembro
de 2009
3.721,7
Exercício social
encerrado em 31 de
dezembro
de 2008
Não aplicável
11.396,0
11.178,3
Não aplicável
9.697,2
8.785,6
Não aplicável
1.913,0
1.277,7
Não aplicável
1.347,7
1.156,5
Não aplicável
167.343.887
167.343.887
Não aplicável
22,33
22,24
Não aplicável
8,05
6,91
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
a. Patrimônio Líquido (em R$ milhões)
b. Ativo Total (em R$ milhões)
c. Receita Líquida (em R$ milhões)
d. Resultado Bruto(em R$ milhões)
e. Resultado Líquido (em R$ milhões)
f. Número de Ações, ex-tesouraria
g. Valor Patrimonial da Ação (R$)
h. Resultado Líquido por Ação (R$)
i. Outras informações contábeis selecionadas
pela Companhia
3.2.
Informações Não Contábeis: a) medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último
exercício social; b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras
auditadas; e c) explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta
compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações
EBITDA e EBITDA Ajustado
O EBITDA é o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme apresentado nas
demonstrações contábeis consolidadas da Emissora na linha “Resultado Operacional” (excluindo as receitas e
despesas financeiras), (ii) todos os montantes de depreciação e amortização, e (iii) o resultado com equivalência
patrimonial.
O EBITDA é calculado utilizando-se o lucro antes do imposto de renda e contribuição social e adicionando as receitas
(despesas) financeiras líquidas e depreciação e amortização. O EBITDA não é uma medida de acordo com princípios e
práticas contábeis adotadas no Brasil (“IFRS”), não representa o fluxo de caixa para os períodos apresentados e não
deve ser considerado como substituto para o lucro líquido como indicador do desempenho operacional da Companhia
ou como substituto para o fluxo de caixa como indicador de liquidez. O EBITDA não possui significado padronizado e a
definição de EBITDA utilizada pela Companhia pode não ser comparável àquelas utilizadas por outras empresas.
O EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP é o EBITDA acrescido todos os montantes relativos a despesas com
entidade de previdência privada classificado na conta de “custo de operação”
Como as receitas e despesas financeiras, depreciação e amortização não são incorporadas ao cálculo do EBITDA,
este se apresenta como um indicador do desempenho econômico operacional obtido pela Companhia e que, portanto
não é afetado por (i) flutuações nas taxas de juros, (ii) alterações da carga tributária do imposto de renda e da
contribuição social, bem como (iii) pelos níveis de depreciação e amortização.
O EBITDA, no entanto, apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida da lucratividade em razão
de não considerar determinados custos decorrentes dos negócios da Companhia, que poderiam afetar de maneira
significativa os lucros, tais como (i) resultado financeiro, (ii) impostos, (iii) depreciação e amortização e (iv) despesas de
capital.
10
R$ milhões
Lucro antes do IRPJ e CSSL
(-/+) Receitas / Despesas Financeiras
(+) Depreciação e Amortização
(-/+) Equivalencia Patrimonial
Ebitda
2010
2009
2008
2.016,6
1.548,1
103,0
270,4
(499,7)
(497,6)
-
-
-
2.412,8
1.775,3
Não
aplicável
161,6
175,2
2.574,3
1.950,5
Não
aplicável
Não
aplicável
Não
aplicável
Ajustes
Desp. Passivo - FCESP
1
EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP
Não
aplicável
Não
aplicável
1 – não inclui a contribuição como patrocinadora do plano de previdência
A administração ajusta no EBITDA as despesas referentes ao passivo com a entidade de previdência privada Fundação CESP para melhor refletir sua geração de caixa operacional, uma vez que para fins de análise a Companhia
inclui a obrigação com a Fundação CESP como uma obrigação financeira.
3.3.
Eventos Subseqüentes
Distribuição de Dividendos
A administração da Companhia propôs ao Conselho de Administração em 23 de março de 2011, a distribuição de
Dividendos Complementares, referentes aos resultados do 2º semestre de 2010, no total de R$ 843,6 milhões. Após
aprovação do Conselho, os proventos foram submetidos à deliberação da assembleia geral ordinária e extraordinária
que ocorreu em 29 de abril de 2011. Além disso, na mesma assembleia, foi ratificado o dividendo já distribuído
referente ao 1º semestre de 2010 no montante de R$ 625,5 milhões e os juros sobre capital próprio deliberados na
reunião do Conselho de Administração de 02 de dezembro de 2010 no montante de R$ 72,8 milhões.
Emissão de Debêntures
Em reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em de 11 de março de 2010 foram aprovadas a
12ª emissão de debêntures da Companhia, no valor de R$ 400 milhões, a ser distribuída por meio de oferta pública,
nos termos da Instrução da CVM nº 400, de 29 de dezembro de 2003, e a 13ª emissão de debêntures da Companhia,
no valor de R$ 400 milhões, a ser distribuída por meio de oferta pública com esforços restritos, nos termos da Instrução
da CVM nº 476, de 16 de janeiro de 2009.
3.4.
Política de Destinação dos Resultados dos 3 últimos exercícios sociais
Período
a) Regras
sobre
retenção de
lucros
b) Regras
sobre
distribuição
de dividendos
Exercício Social
Encerrado em
31.12.2010
Cabe à assembleia geral da
Companhia deliberar sobre retenção
de lucros nos termos da legislação
aplicável e do estatuto social. Exceto
pela constituição de reserva legal,
neste
exercício
não
houve
deliberação de retenção dos lucros
da Companhia.
Exercício Social
Encerrado em
31.12.2009
neste
exercício
não
houve
da Companhia.
Exercício Social
Encerrado em
31.12.2008
neste
exercício
não
houve
da Companhia.
De acordo com o estatuto social da
Companhia, além das normas legais
específicas, as seguintes regras
aplicam-se quanto à distribuição de
dividendos:
Do
resultado
do
exercício serão deduzidos os
prejuízos acumulados e a provisão
para
o
imposto
de
renda,
destinando-se: (i) 5% (cinco por
cento) para a constituição de reserva
legal, até o máximo previsto em lei;
(ii) 25% (vinte e cinco por cento)
para o pagamento do dividendo
obrigatório nos termos do Artigo 202
da Lei n° 6.404/76, (iii) Poderá ainda,
o conselho de administração,
De acordo com o estatuto social ,
além das normas legais específicas,
as seguintes regras aplicam-se
quanto à distribuição de dividendos:
Do resultado do exercício serão
deduzidos os prejuízos acumulados
e a provisão para o imposto de
renda, destinando-se: (i) 5% (cinco
por cento) para a constituição de
reserva legal, até o máximo previsto
em lei; (ii) 25% (vinte e cinco por
cento) para o pagamento do
dividendo obrigatório nos termos do
Artigo 202 da Lei n° 6.404/76, (iii) Poderá ainda, o conselho de
administração,
deliberar
o
De acordo com o estatuto social,
além das normas legais específicas,
as seguintes regras aplicam-se
quanto à distribuição de dividendos:
Do resultado do exercício serão
deduzidos os prejuízos acumulados
e a provisão para o imposto de
renda, destinando-se: (i) 5% (cinco
por cento) para a constituição de
reserva legal, até o máximo previsto
em lei; (ii) 25% (vinte e cinco por
cento) para o pagamento do
dividendo obrigatório nos termos do
Artigo 202 da Lei n° 6.404/76, (iii) Poderá ainda, o conselho de
administração,
deliberar
o
11
c)
Periodicidade
das
distribuições
de dividendos
d) Restrições
à distribuição
de dividendos
deliberar o pagamento de juros
sobre o capital próprio, previstos no
artigo 9º da Lei 9.249/95, alterado
pelo artigo 78 da Lei 9.430/96, e na
respectiva
regulamentação,
em
substituição total ou parcial dos
dividendos
intermediários
cuja
declaração lhe é facultada pelo
parágrafo anterior ou, ainda, em
adição aos mesmos, e (iv) mediante
proposta da Diretoria, ouvido o
conselho de administração e o
conselho fiscal, será distribuído o
saldo remanescente aos acionistas
conforme aprovado pela assembleia
geral de acionistas. Os acionistas
titulares de ações preferenciais terão
direito a dividendos prioritários, nãocumulativos, 10% maiores do que os
atribuídos aos acionistas detentores
das ações ordinárias. O saldo
remanescente do lucro terá a sua
destinação integral proposta nas
demonstrações
financeiras,
no
pressuposto de sua aprovação pela
assembleia geral. Vale ressaltar que,
nos termos do § 6º do art. 202, da
Lei
n°
6.404/76,
o
saldo
remanescente do lucro líquido
ajustado que não for destinado às
reservas previstas na legislação ou
retidos para execução e implemento
de orçamento de capital ou projeto
de investimento (conforme artigo 196
da Lei n° 6.404/76) deve ser
integralmente
distribuído
aos
acionistas como dividendo".
pagamento de juros sobre o capital
próprio, previstos no artigo 9º da Lei
9.249/95, alterado pelo artigo 78 da
Lei 9.430/96, e na respectiva
regulamentação, em substituição
total ou parcial dos dividendos
intermediários cuja declaração lhe é
facultada pelo parágrafo anterior ou,
ainda, em adição aos mesmos, e (iv)
mediante proposta da Diretoria,
ouvido o conselho de administração
e o conselho fiscal, será distribuído o
demonstrações
financeiras,
no
assembleia
geral.
O
saldo
demonstrações
financeiras,
no
Lei
n°
6.404/76,
o
saldo
integralmente
distribuído
aos
pagamento de juros sobre o capital
próprio, previstos no artigo 9º da Lei
9.249/95, alterado pelo artigo 78 da
Lei 9.430/96, e na respectiva
regulamentação, em substituição
total ou parcial dos dividendos
intermediários cuja declaração lhe é
facultada pelo parágrafo anterior ou,
ainda, em adição aos mesmos, e (iv)
mediante proposta da Diretoria,
ouvido o conselho de administração
e o conselho fiscal, será distribuído o
demonstrações
financeiras,
no
assembleia
geral.
O
saldo
demonstrações
financeiras,
no
Lei
n°
6.404/76,
o
saldo
integralmente
distribuído
aos
A política de distribuição de
dividendos da Companhia segue a
regra da Lei n° 6.404/76, ou seja, de
distribuição de Lucro Líquido uma
vez no ano. Porém, a prática tem
sido a distribuição semestral de
dividendos.
dividendos.
dividendos.
De acordo com as debêntures
emitidas, a Companhia não poderá
efetuar declaração de dividendos
acima do mínimo obrigatório sempre
que estiver em descumprimento com
qualquer
obrigação
pecuniária
prevista na escritura de emissão, no
contrato de distribuição e/ou nos
demais documentos da oferta.
qualquer
obrigação
pecuniária
qualquer
obrigação
pecuniária
Adicionalmente, de acordo com as
cédulas de crédito bancário emitidas
em favor do Banco Citibank S.A., a
Companhia não poderá distribuir
dividendos em montante superior ao
mínimo
obrigatório
durante
a
ocorrência e enquanto perdurar um
evento
de
inadimplemento
relacionado às cédulas de crédito
bancário.
mínimo
obrigatório
durante
a
De acordo com os Euro Real Bonds,
evento
de
inadimplemento
a Companhia também não poderá
distribuir dividendos (i) durante a
bancário.
evento
de
inadimplemento
relacionado aos bonds, ou (ii) se não
estiver adimplente com os índices
financeiros
estabelecidos
na
escritura de emissão dos bonds.
12
mínimo
obrigatório
durante
a
evento
de
inadimplemento
bancário.
De acordo com os Euro Real Bonds,
a Companhia também não poderá
distribuir dividendos (i) durante a
evento
de
inadimplemento
relacionado aos bonds, ou (ii) se não
estiver adimplente com os índices
financeiros
estabelecidos
na
escritura de emissão dos bonds.
3.5.
Lucro líquido ajustado, distribuições de dividendos e retenções de lucros
Exercício social
encerrado em
31 de dezembro de
2010
Exercício social
encerrado em
31 de dezembro de
2009
Exercício social
encerrado em
31 de dezembro de
2008
a. Lucro líquido ajustado para fins de dividendos (R$ mil)
1.541.903
1.079.836
1.042.975
b. Dividendos distribuídos
1.541.903
1.079.836
1.042.975
72.764
1.469.139
70.799
1.009.037
68.813
974.162
100%
100,00%
100,00%
8,69
6,09
5,88
Juros sobre capital próprio
Dividendos
c.
Percentual do dividendo distribuído em relação ao
lucro líquido ajustado
d. Dividendos distribuídos - Ações ordinárias (R$)
0,41
0,40
0,39
Dividendos
8,28
5,69
5,49
9,56
6,71
6,47
0,45
0,44
0,43
Dividendos
9,11
6,26
6,04
Dividendos distribuídos - Ações preferenciais* (R$)
e. Data de pagamento dos dividendos
Dividendos intercalares
15.09.2010 /
07.12.2010
17.05.2011
Dividendos complementares
24.09.2009
28.08.2008
17.05.2011
19.05.2010
19.05.2010 /
15.09.2010
14.05.2009
14.05.2009 /
10.12.2009
41,26%
32,91%
31,62%
g. Lucro líquido retido
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
h. Data da aprovação da retenção
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
f.
Taxa de retorno em relação ao Patrimônio Líquido
* Em 20 de dezembro de 2010, em Assembleia Geral Extraordinária foi aprovada a conversão mandatória da totalidade das ações
preferenciais classe A (PNA) em ações preferenciais classe B (PNB), sendo que cada 1 (uma) ação PNA, obrigatoriamente, convertida
em 1 (uma) ação PNB. Em virtude da conversão, as ações PNA foram extintas e as ações PNB passarão a ser denominadas
simplesmente como “ações preferenciais” e negociadas na BM&FBOVESPA sob o código de negociação ELPL4.
3.6.
Dividendos Declarados a Conta de Lucros Retidos e Reservas Constituídas em exercícios sociais
anteriores
Exercício social
de 2010
Não aplicável
Não aplicável
Lucros Retidos
Reservas Constituídas
3.7.
Exercício social
de 2009
Não aplicável
Não aplicável
Exercício social
de 2008
Não aplicável
Não aplicável
Nível de Endividamento da Companhia
a. Montante total de dívida, de qualquer natureza ( em R$ milhões)[1]
[2]
b. Índice de endividamento
c. Outro índice de endividamento
Exercício social
encerrado em
31 de dezembro
de 2010
Exercício social
encerrado em 31
de dezembro de
2009
Exercício social
encerrado em 31
de dezembro de
2008
7.658,6
7.456,6
Não aplicável
205%
200%
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
1 – Montante total da dívida é igual a soma do Passivo Circulante e não Circulante.
2 – Índice de Endividamento é Passivo Circulante mais não Circulante dividido pelo Patrimônio Líquido.
3.8
Obrigações da Companhia de acordo com a espécie de garantia e o prazo de vencimento
13
A Companhia possuía R$ 7.658,6 milhões como total de obrigações (soma do Passivo Circulante e Passivo Não
Circulante) referente ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, de acordo com prazo e tipo de
garantia da obrigação, conforme tabela abaixo.
As obrigações relacionadas à Fundação Cesp e Reluz foram classificadas como garantia real de acordo com o tipo de
garantia definido em seus contratos. O prazo relacionado a esses pagamentos reflete o cronograma de amortização
das respectivas obrigações.
As demais obrigações da Companhia são classificadas como quirografárias por não possuírem garantia real. No caso
dos CCBs e das debêntures, o prazo foi definido de acordo com os respectivos cronogramas de amortização, enquanto
que para as outras obrigações foi mantida a classificação contábil presente no Balanço Patrimonial da Companhia,
bem como considerada a expectativa da Administração para realizar essas obrigações.
Para maiores informações sobre as obrigações da Companhia, ver o item 10.1.f deste Formulário de Referência.
Saldo contábil do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010
Com garantia
real
Com garantia
flutuante
71,0
Não aplicável
2.435,5
2.506,5
134,2
Não aplicável
841,6
975,8
152,3
Não aplicável
1.179,7
1.332,0
1.018,7
Não aplicável
1.825,6
2.844,3
1.376,2
Não aplicável
6.282,4
7.658,6
a. inferior a 1 ano (em R$
milhões)
b. superior a 1 ano e inferior
a 3 anos (em R$ milhões)
c. superior a 3 anos e
inferior a 5 anos (em R$
milhões)
d. superior a 5 anos (em R$
milhões)
TOTAL
Quirografárias
TOTAL
* Informações individuais da Companhia. Não há que se falar em informações consolidadas uma vez que a Companhia não possui
controladas.
3.9.
Outras Informações Relevantes
Os itens 3.1, 3.2 e 3.7, não incluem os valores de 2008 uma vez que as Demonstrações Financeiras de 2010 e 2009
adotam as normas internacionais de contabilidade (IFRS) e não teriam efeito de comparação com o ano de 2008, que
segue os padrões contábeis adotados anteriormente no Brasil.
4.
4.1.
Fatores de Risco
Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão da
Companhia
a.
Relacionados à Companhia
A construção, expansão, manutenção e funcionamento de instalações e equipamentos de distribuição de
energia da Companhia envolve riscos significativos que poderão causar perda de receitas ou aumento de
despesas.
A construção, expansão e funcionamento das instalações e equipamentos de distribuição de energia da Companhia
envolvem diversos riscos, inclusive:
•
a incapacidade de obter alvarás e licenças do governo;
•
problemas ambientais e de engenharia imprevistos;
•
interrupção do fornecimento;
•
greves e outras disputas trabalhistas;
•
agitações sociais;
•
interferências meteorológicas e hidrológicas;
•
aumentos das perdas de energia, incluindo perdas técnicas e comerciais;
•
atrasos operacionais e de construção ou custos excedentes não previstos; e
•
falhas do sistema comercial e de operação.
14
Se a Companhia enfrentar quaisquer desses problemas poderá não conseguir distribuir energia em montante
consistente com o plano de negócios, e isso poderá causar um efeito adverso em sua condição financeira e resultados
operacionais.
Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos,
esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora
para garantir a execução de decisões judiciais.
Uma parte significativa dos bens da Companhia, inclusive a sua rede de distribuição de energia elétrica, está vinculada
à prestação de serviços públicos. Esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora
para garantir a execução de decisões judiciais, uma vez que devem ser revertidos ao poder concedente, de acordo
com os termos da sua concessão e com a legislação. A Companhia tem direito de receber indenização do poder
concedente em caso de extinção antecipada de sua concessão, porém o valor a ser indenizado pode ser menor do que
o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos
seus credores em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo em sua capacidade de obter
financiamentos.
O grau de endividamento da Companhia, bem como as disposições restritivas de seus contratos financeiros
(covenants) poderão afetar adversamente sua capacidade de operar seus negócios e de efetuar o pagamento
de sua dívida.
Em 31 de dezembro de 2010 o saldo contábil da dívida bruta da Companhia somava R$ 4.116,1 milhões, das quais
apenas R$ 75 mil em moeda estrangeira. A geração de caixa da Companhia pode não ser suficiente para pagar o
principal, juros ou outros montantes devidos em relação às suas dívidas. A Companhia poderá necessitar de
financiamentos adicionais para pagar parte das suas dívidas, quando se tornarem devidas, conforme sua estratégia de
financiamento. Adicionalmente, a Companhia poderá contrair empréstimos adicionais para financiar investimentos ou
ara outras finalidades, sujeitos a restrições aplicáveis de suas dívidas atuais. Se a Companhia vier a contrair novos
empréstimos, os riscos associados ao seu endividamento, incluindo o risco de não ser capaz de pagar suas dívidas,
poderão aumentar.
Os contratos que regem a dívida da Companhia contêm disposições que poderão limitar a maneira como ela opera
seus negócios. Por exemplo, a Companhia é obrigada a observar diversos índices financeiros que restringem a
capacidade da Companhia de contratar novas dívidas ou de obter linhas de crédito. Esses índices financeiros baseiamse no EBITDA da Companhia, despesas com juros e endividamento total. Em vista disso, tais limitações e
impedimentos poderão afetar adversamente as estratégias de negócios e os resultados financeiros da Companhia.
Para mais informações, veja o item 10.1 deste Formulário de Referência.
A perda da concessão da Companhia pode gerar prejuízos em seus resultados.
Nos termos da Lei de Concessões, uma concessão está sujeita à extinção antecipada em determinadas circunstâncias,
quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial, anulação do Contrato de Concessão, falência ou
extinção da concessionária, existindo ainda a previsão de indenização e intervenção em determinadas situações
descritas no Contrato de Concessão. Em quaisquer dos casos descritos, os ativos vinculados à concessão serão
revertidos ao Poder Concedente. No caso de perda da concessão, o contrato prevê a indenização dos ativos
reversíveis ainda não depreciados ou amortizados, porém, não se pode garantir que essa indenização seja em valores
compatíveis com o valor residual desses ativos.
A extinção antecipada do Contrato de Concessão, assim como a imposição de penalidades à Companhia associadas a
tal extinção, poderá gerar significativos impactos nos resultados da Companhia e afetar sua capacidade de pagamento
e cumprimento de obrigações financeiras. Para informações sobre a concessão, ver os itens 7.5.a e 7.5.c deste
Formulário de Referência.
Se a Companhia não conseguir controlar com sucesso as perdas de energia, os resultados de suas operações
e sua condição financeira poderão ser adversamente afetados.
Há dois tipos de perdas de energia: perdas técnicas e perdas não técnicas, denominadas também de perdas
comerciais. As perdas são calculadas com base no “Critério de Perdas Físicas”, que considera o total de suprimento de
energia medido na fronteira nos últimos 12 meses (49.185 GWh em 31 de dezembro de 2010 1). O total de perdas é um
percentual desse montante, deduzindo-se energias retroativas faturadas relativas à recuperação de fraudes. Com base
nessa metodologia, a perda física apurada em 2010 foi de 10,92%, comparada a 11,81% em 2009 e 11,58% em 2008.
Além disso, a ANEEL atribui a cada distribuidora um percentual de perdas, incluído na tarifa. No caso da AES
Eletropaulo as perdas regulatórias projetadas, homologadas pela ANEEL no processo de revisão tarifária de 2007
foram de 12,51%, 12,32% e 12,13%, respectivamente, para os ciclos, 2008/2009, 2009/2010 e 2010/2011. Caso a AES
Eletropaulo venha a apresentar perdas superiores aos limites regulatórios, o referido montante não poderá ser
repassado por meio de aumento das tarifas, o que afetaria a condição financeira e o resultado operacional da AES
Eletropaulo. Já a energia recuperada pela AES Eletropaulo com as ações de combate a fraudes, furto de energia,
projetos de regularização de ligações clandestinas e recuperação de instalações cortadas foi de 295 GWh, 477GWh e
1
O total de energia medida na fronteira entre os sistemas de transmissão e distribuição inclui a energia para os clientes livres
existentes na área de concessão da Companhia. Este montante não pode ser comparado com a energia vendida pela AES
Eletropaulo que reflete apenas a energia faturada aos seus clientes cativos.
15
558 GWh nos anos de 2008, 2009 e 2010, respectivamente. Para maiores informações, veja o item 7.3.b. deste
Formulário de Referência da AES Eletropaulo (http://www.aeseletropaulo.com.br/ri).
O compromisso da Companhia de atender às obrigações com o plano de pensão de seus funcionários,
administrado pela Fundação CESP, poderão ser superiores aos atualmente previstos e, conseqüentemente, a
Companhia poderá ser obrigada a realizar aportes de recursos adicionais ao referido plano de pensão.
Em setembro de 1997, a Companhia firmou um contrato de ajuste de reserva matemática e um contrato de confissão
de dívida com a Fundação CESP, assumindo a cobertura do déficit atuarial do plano de previdência privada vigente até
aquele momento, o que garante os benefícios de aposentados e pensionistas e os futuros benefícios dos empregados
ativos, na data de sua aposentadoria, proporcionais aos serviços prestados até o mencionado período.
Em 31 de dezembro de 2010 o saldo relativo a este contrato de ajuste de reserva matemática era de R$1.957,3
milhões a ser pago, em parcelas mensais consecutivas que incluem juros anuais de 6,0% e ajuste mensal das parcelas
por IGP-DI, até abril de 2028. No final de cada exercício é feita uma avaliação atuarial e eventuais déficits ou superávits
do plano vigente até 1997 são acrescidos ou subtraídos ao saldo do contrato, promovendo um recálculo das parcelas
remanescentes até o ano de 2028.
Portanto, podem ocorrer eventuais déficits resultantes dessas avaliações atuariais, e nesse caso, o valor será
repassado ao saldo do contrato acima mencionado, sendo amortizado mensalmente até 2028, ano em que o referido
contrato se encerrará.
Ademais, há ainda um saldo contábil a pagar em 31 de dezembro de 2010 de R$585,6 milhões, referente a 2 (dois)
contratos de confissão de dívida, em que não há qualquer tipo de reavaliação atuarial do valor a pagar.
Em 31 de dezembro de 2010, o passivo atuarial reconhecido nas demonstrações financeiras da Companhia, totalizava
R$ 1.372,8 milhão, o qual é calculado conforme Deliberação CVM n º 600/2009.
Para maiores informações, veja a descrição dos contratos com a Fundação CESP no item 10.1.f deste Formulário de
Referência.
Qualquer dificuldade na obtenção de novos financiamentos poderá ter um efeito adverso nas operações da
Companhia e no desenvolvimento de seu negócio.
O programa de investimento da Companhia foi de R$1.655 milhões no período de 2008 a 2010, sendo o valor estimado
para 2011 de aproximadamente R$784,3 milhões. A Companhia investiu R$682,3 milhões no ano de 2010, e planeja
financiar os próximos investimentos e outras necessidades de liquidez com os recursos gerados por suas operações e
eventuais empréstimos se necessário.
A Companhia não poderá assegurar que será capaz de obter recursos suficientes para completar seu programa de
investimento ou para satisfazer suas demais obrigações de liquidez e recursos de capital. A dificuldade na obtenção de
recursos necessários poderá adiar ou impedir que complete seu programa de investimento e outros projetos, o que
poderá ter um efeito adverso em suas operações e no desenvolvimento de seu negócio.
Além disso, é apresentado à ANEEL um plano de investimento válido para cada ciclo de revisão tarifária. No caso da
Companhia, o atual plano é válido pelo período que vai de julho de 2007 a junho de 2011, com previsão de
investimentos da ordem R$1,7 bilhão a preços de julho de 2007. Este investimento foi considerado pela ANEEL na
definição do Fator Xe aplicado nos reajustes tarifários anuais. Caso esse plano não seja cumprido, a Companhia terá
uma redução na sua receita calculada na Revisão Tarifária de 2011, com a finalidade de compensar a remuneração e
depreciação recebidas maior através do “Fator Xe”. Para maiores informações, veja a seção 7.5.a. deste Formulário de
Referência.
A Companhia é parte em diversos processos judiciais e administrativos. Decisões adversas em um ou mais
dos processos judiciais e administrativos poderão afetar negativamente os negócios e resultados
operacionais.
A Companhia está atualmente envolvida em processos judiciais e administrativos sobre diversas questões legais,
regulatórias e administrativas, inclusive processos relacionados a aumentos de tarifa, responsabilidade civil,
responsabilidade fiscal, obrigações trabalhistas e previdenciárias, e questões ambientais, sendo que a maioria destes
processos originou-se do curso regular dos negócios da Companhia. Em 31 de dezembro de 2010 a Companhia
figurava em 16.844 demandas judiciais, sendo: (i). 15.328 como ré, das quais 1.625 são processos judiciais fiscais,
5.523 são processos judiciais trabalhistas e 8.181 são processos judiciais cíveis (incluindo imobiliário e plano cruzado),
e (ii). 1.516 processos como autora, dos quais 91 são processos judiciais fiscais, 8 processos judiciais trabalhistas e
1.416 processos judiciais cíveis.
Em 31 de dezembro de 2010, as provisões relativas a esses processos representavam R$539,8 milhões, dos quais
R$76,7 milhões se relacionaram a disputas fiscais, R$64,9 milhões a processos judiciais cíveis, R$367,2 milhões a
processos judiciais trabalhistas, R$9,4 milhões relativos a processos administrativos ambientais e questões ambientais,
e R$21,7 milhões relativos a provisões para outras contingências
O cálculo dos valores a serem provisionados reflete a melhor expectativa de perda das ações judiciais, apurado
conjuntamente pelos advogados externos e internos, responsáveis pela condução dos processos. Somente encontramse provisionados valores relativos aos processos cujo prognóstico apurado conjuntamente com os advogados internos
e externos é provável. Com relação aos casos cujo prognóstico apurado em conjunto com os advogados internos e
externos é de perda possível, ressalta-se nas demonstrações financeiras tão somente aqueles apontados como
relevantes, seguindo os critérios estipulados pela Companhia. Não há como assegurar que o valor provisionado será
16
suficiente para cobrir eventuais condenações. Ademais, há ações cujo valor não pode ser estimado, cuja provisão não
foi realizada. O efeito de uma decisão desfavorável nessas ações pode ter um impacto prejudicial sobre o negócio da
Companhia.
Não se pode assegurar que uma decisão adversa proveniente de qualquer processo judicial e administrativo existente
ou a ser iniciado futuramente não terá um efeito adverso significativo sobre os resultados das operações ou da
condição financeira da Companhia. Para mais informações, vide itens 4.3 a 4.6 abaixo.
A Companhia é demandada atualmente e poderá ser demandada no futuro pelo sindicato que representa seus
empregados, sendo que uma condenação nestes processos poderá afetar adversamente os resultados da
Companhia
A Companhia foi processada, e poderá vir a ser processada novamente no futuro, pelo sindicato que representa seus
empregados, atualmente o Sindicato das Indústrias de Energia Elétrica do Estado de São Paulo – SIEESP. As
demandas apresentadas envolvem diversas questões de natureza trabalhista. O sindicato pode mover processos
contra a Companhia como representante dos empregados da mesma e, portanto, a amplitude dessas demandas
poderá alcançar todos os empregados da Companhia. A Companhia não tem como prever quais demandas serão
feitas pelo sindicato no futuro e quais serão os montantes envolvidos numa eventual condenação nestes processos.
Uma condenação a pagamentos ou obrigações de fazer (que envolvam um investimento adicional por parte da
Companhia para atendê-las) poderão impactar adversamente as atividades e resultados da Companhia
b.
Relacionados ao seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle
A aprovação de certas matérias pelo Conselho de Administração e pelos acionistas está sujeita à prévia
aprovação por parte do BNDES, por meio da BNDESPAR, e da AES Corporation.
Em virtude de acordo de acionistas da Companhia Brasiliana de Energia (“Brasiliana”), celebrado entre a AES Holdings
Brasil Ltda. (“AES Holdings Brasil”) e a BNDES Participações S.A. (“BNDESPAR”), a aprovação de certas matérias pelo
conselho de administração e pelos acionistas da Companhia, incluindo, entre outras, a implantação de planos e
orçamentos comerciais, a emissão de ações ou de títulos representativos de dívida e a aprovação de certos
instrumentos de empréstimo ou de financiamento pelo conselho de administração e pelos acionistas da Companhia
está sujeita à aprovação prévia do Banco Nacional de Desenvolvimento Social (“BNDES”), por meio da BNDESPAR e
da The AES Corporation, por meio da AES Holdings Brasil. Assim sendo, a Companhia pode sofrer atrasos na
condução de suas atividades em função dessa necessidade de obtenção de certas aprovações societárias. A
Companhia não tem como garantir que conseguirá aprovar todas as matérias para as quais necessita de autorização
societária prévia. Atrasos na obtenção dessas aprovações ou sua ausência poderão afetar adversamente as atividades
e resultados da Companhia. Para maiores informações, veja o item 15.5 deste Formulário de Referência.
Além disso, a The AES Corporation, por meio da AES Holdings Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, têm
poderes para (i) eleger a maioria dos membros do conselho de administração; (ii) impedir negociações significativas
que demandem a aprovação dos acionistas; (iii) impedir uma mudança do controle da Companhia, ainda que a
mudança de controle seja de interesse dos demais acionistas; (iv) impedir uma fusão estratégica com outra Companhia
que poderia criar benefícios significativos para as empresas participantes da fusão; (v) limitar a oportunidade dos
demais acionistas de receber um ágio por suas ações em virtude de eventual reorganização societária, incluindo
incorporações, fusões, cisões e incorporação de ações; e (vi) influenciar a política de dividendos da Companhia.
Se a Brasiliana, acionista controlador da Companhia, deixar de efetuar qualquer pagamento de suas
debêntures, parcialmente garantidas por ações de emissão da Companhia detidas pela Brasiliana, as ações
dadas em garantia poderão ser transferidas, no todo ou em parte, a terceiros, o que poderá acarretar eventual
mudança de controle da Companhia e descontinuidade da administração atual.
Em 30 de outubro de 2006, a Brasiliana realizou a sua 3ª emissão de debêntures, que teve como garantia de
pagamento a alienação fiduciária das ações de emissão da Companhia detidas pela AES Elpa, controlada da
Brasiliana, que representam 50,8% das ações da AES Eletropaulo detidas pela AES Elpa, bem como os proventos
decorrentes do fluxo de dividendos e juros sobre o capital próprio subjacentes às referidas ações dadas em garantia.
Caso a Brasiliana deixe de efetuar o pagamento dessas debêntures, as ações dadas em garantia nesta emissão
poderão ser transferidas, no todo ou em parte, a terceiros, o que poderá acarretar eventual mudança de controle da
Companhia e descontinuidade da administração atual. Nesta hipótese, deve-se observar que, de acordo com o
Contrato de Concessão, qualquer alteração no controle acionário da Companhia deverá passar pela prévia aprovação
da ANEEL (cláusula décima segunda do Contrato de Concessão da AES Eletropaulo). Caso seja descumprida alguma
obrigação contratual, como a supramencionada, o Poder Concedente poderá aplicar as penalidades previstas no
contrato, bem como intervir na concessão e se, depois de instaurado o processo administrativo, for constatado que o
descumprimento persiste, poderá ser declarada a caducidade. Mudanças no controle ou na administração atual da
Companhia, a aplicação de penalidades ou intervenção em sua concessão poderão afetar adversamente seus
resultados.
c.
Relacionados aos seus acionistas
A Companhia pode vir a precisar de capital adicional no futuro, que poderá ser captado com a emissão de
valores mobiliários, o que poderá resultar em uma diluição da participação do investidor em suas ações
A Companhia poderá vir a precisar de capital adicional no futuro e esta captação de capital poderá ser feita por meio da
emissão de valores mobiliários, que poderão constituir participação acionária ou dívida. Caso a Companhia emita
valores mobiliários que constituam participação acionária ou opção para sua aquisição, a participação societária dos
investidores já existente em seu capital social poderá ser diluída.
17
Os proprietários das ações da Companhia podem não receber dividendos ou juros sobre o capital próprio
De acordo com as regras sobre a distribuição de dividendos e para o pagamento de juros sobre o capital próprio
estabelecidas pela Lei das Sociedades por Ações e pelo Estatuto Social da Companhia, a Companhia poderá não
distribuir dividendos ou pagar juros sobre o capital próprio aos detentores de suas ações. Para mais informações sobre
as regras de distribuição de dividendos e de pagamento de juros sobre o capital próprio da Companhia vide item 3.4
deste Formulário de Referência.
A volatilidade e falta de liquidez do mercado de valores mobiliários brasileiro poderão limitar a capacidade de
venda dos valores mobiliários da Companhia pelo preço e no momento desejado
Não há garantias de que haverá um mercado de negócios ativo e líquido para os valores mobiliários da Companhia.
Mercados de negócios ativos e líquidos, normalmente, resultam em menor volatilidade de preço e maior eficácia em
efetuar as ordens de compra e venda dos investidores. O preço de mercado dos valores mobiliários da Companhia
poderá variar significativamente em decorrência de inúmeros fatores, alguns dos quais estão fora de seu controle,
como eventual falta de atividade e de liquidez. Em caso de queda do preço de mercado dos valores mobiliários da
Companhia, o investidor poderá perder grande parte ou todo o seu investimento.
d.
Relacionados a suas controladas e coligadas
Não aplicável.
e.
Relacionados a seus fornecedores
Não aplicável.
f.
Relacionados a seus clientes
Há um volume de contas vencidas e não pagas, e se não forem recuperadas tais contas, o resultado financeiro poderá
ser negativamente afetado.
Em 31 de dezembro de 2010, o saldo das contas a receber (valores a receber de consumidores, concessionárias,
permissionárias e acordos) foi de R$1.836,2 milhões conforme demonstrado no quadro abaixo:
Descrição (Em R$ milhões)
Ativo Circulante
Consumidores
Residencial
Industrial
Comercial e Serviços
Rural
Poder Público
Federal
Estadual
Municipal
Total Poder Público
Iluminação Pública
Serviço Público
Total Consumidores
Não faturado
Outros
Total Circulante
Saldos Vencidos
Até 90 Dias Mais de 90 Dias
Saldos Vincendos
PCLD*
2010
Saldos
2010
182,8
38,6
131,2
0,1
221,1
32,8
54,7
0,1
63,3
47,4
37,7
0,0
467,1
118,8
223,6
0,2
(135,3)
(43,6)
(42,5)
(0,0)
331,9
75,2
181,1
0,2
2,6
8,6
13,7
24,9
14,3
10,8
402,7
559,7
3,4
965,8
1,7
1,2
2,8
5,7
1,2
11,4
327,0
327,0
0,3
2,3
4,2
6,7
1,2
1,9
158,2
(0,5)
(0,1)
(8,0)
(8,6)
(1,0)
(2,5)
(233,5)
158,2
4,7
12,1
20,6
37,3
16,7
24,1
887,9
559,7
3,4
1.450,9
(233,5)
4,2
11,9
12,6
28,7
15,7
21,7
654,4
559,7
3,4
1.217,5
346,8
Totais
385,3
PCLD*
(248,6)
Saldos
136,7
832,0
Totais
1.836,2
PCLD*
(482,1)
Saldos
1.354,2
Saldos Vincendos
38,5
Saldos Vencidos
Saldos Vincendos
TOTAL
1.004,3
*PCLD – Provisão pra créditos de liquidação duvidosa
Saldos Vencidos
Acordos Prefeitura e Outros
Totais
2010
O tempo médio que foi aplicado para conversão de créditos vencidos, para provisão para créditos de liquidação
duvidosa (PCLD) é de 90, 180 e 360 dias para clientes residenciais, comerciais e outros, respectivamente, após o
vencimento do pagamento.
Se esses débitos vencidos e sem PCLD não forem recuperados, poderão ser registrados valores adicionais na PCLD,
o que afetará adversamente o resultado da Companhia. Para mais informações, vide item 10.1.h. – “Comentários dos
Diretores“– Análise das Contas Patrimoniais” deste Formulário de Referência.
A provisão para devedores duvidosos, relativa a consumidores, concessionárias, permissionárias e acordos, em 31 de
dezembro de 2010 era de R$482,1 milhões.
18
A PCLD, para os valores relevantes, foi constituída com base na análise criteriosa da perspectiva de recebimento dos
montantes em atraso, combinada com as ações implementadas pela Companhia para recuperação desses créditos,
levando-se em consideração o histórico das negociações de créditos a receber realizadas.
Para os demais casos, foi constituída provisão para os créditos enquadrados nas seguintes situações:
(a) Consumidores residenciais vencidos há mais de 90 dias;
(b) Consumidores comerciais vencidos há mais de 180 dias; e
(c) Consumidores industriais, rurais e outros vencidos há mais de 360 dias.
A Companhia mantém a PCLD em níveis compatíveis com a expectativa de sua Administração em relação ao
recebimento dos créditos vencidos junto ao poder público, em especial aqueles devidos pelos municípios (classe
iluminação pública), cujo vencimento ocorreu há mais de um ano.
A Administração da Companhia continua implementando ações específicas com várias classes de consumidores e, em
especial, com o poder público, inclusive na esfera judicial, para a recuperação dos valores em atraso e condicionando
as negociações aos recebimentos dos débitos vincendos. Os encargos a receber por atraso são calculados de acordo
com as condições contratuais estabelecidas com os consumidores.
g.
Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua
O impacto de uma potencial falta de energia elétrica e o conseqüente racionamento da energia elétrica, como
ocorrido em 2001 e 2002, bem como um problema no sistema interligado de transmissão da energia gerada,
poderão ter um efeito relevante e adverso sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia.
A energia hidrelétrica é a maior fonte de energia elétrica no Brasil, representando aproximadamente 66% da
capacidade de geração instalada no Brasil em 2010 e aproximadamente 89% da energia efetivamente gerada, de
acordo com dados da ONS. Nos anos anteriores a 2001, a ocorrência de chuvas em volumes substancialmente
menores que as médias históricas e a falta de expansão da capacidade instalada do SIN (em particular devido a
entraves legais e regulatórios verificados no programa de expansão da capacidade termelétrica), resultaram na
redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do país. De forma a
evitar a interrupção no suprimento de energia elétrica no Brasil, em 15 de maio de 2001, o Governo Federal implantou
um programa de redução do consumo de energia, que ficou conhecido como Programa de Racionamento. O Programa
de Racionamento estabeleceu índices de redução de consumo de energia para consumidores industriais, comerciais e
residenciais, que variavam de 15% a 25%, e durou de junho de 2001 a fevereiro de 2002. Se o Brasil passar por mais
um período de potencial ou efetiva escassez de energia elétrica ou por um problema no sistema de interligação e
transmissão de energia, o Governo Federal poderá implementar políticas e medidas que poderão ter efeito substancial
e adverso na condução dos negócios, resultados operacionais e condição financeira da Companhia.
Previsões equivocadas sobre a necessidade de energia elétrica na área de concessão poderão afetar
adversamente a Companhia. – Regulatório
De acordo com a Lei 10.848/04, as distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a contratar previamente, por meio
de leilões públicos, 100% de sua necessidade futura de suprimento. As distribuidoras de energia elétrica enfrentam o
risco de serem proibidas de repassar os custos de aquisição de energia elétrica aos seus clientes caso contratem
previamente menos de 100% ou mais de 103% da demanda total de seu suprimento de sua área de concessão. Os
leilões públicos ocorrem 5 anos, 3 anos e 1 ano antes da data de entrega da energia elétrica. As distribuidoras também
têm a opção de reduzir a energia contratada mediante leilão público implementado pela referida lei.
Considerando os vários fatores que afetam a necessidade da Companhia de suprir a sua demanda, incluindo
crescimento da economia e da população, não é possível assegurar que esta demanda contratada de energia elétrica
seja precisa.
O MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits) implica em verificar as distribuidoras que estão com
sobras contratuais de energia e aquelas que estão com insuficiências contratuais, promovendo a cessão de direitos
contratuais de compra de energia, sendo rateada proporcionalmente entre todos os Contratos de Comercialização de
Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) dos Agentes de distribuição. Mesmo após a aplicação do MCSD, a compra
de energia poderá manter-se abaixo de 100% ou acima de 103% do total da demanda contratada. Caso isso ocorra, a
Companhia poderá não conseguir repassar aos consumidores a totalidade dos custos de aquisição de energia elétrica
podendo resultar também na imposição de multas, que poderão afetar os seus negócios.
h.
Relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua
O governo pode alterar a legislação tributária vigente, o que poderá acarretar aumento da carga tributária para
as empresas brasileiras.
O Governo Federal já implementou e pode voltar a implementar alterações no regime fiscal que afetem os participantes
do setor elétrico em particular. Caso o governo implemente mudanças na legislação fiscal, essas modificações poderão
acarretar aumento nas alíquotas de alguns tributos incidentes sobre as empresas brasileiras. Com relação às
empresas do setor elétrico, aumentos de carga tributária são usualmente repassados aos consumidores mediante
aumento das tarifas cobradas. Caso o aumento das tarifas em virtude desse repasse seja considerável, poderá haver
uma retratação no consumo de energia elétrica o que afetaria negativamente as receitas das empresas do setor,
inclusive da Companhia. Caso esse aumento não possa, por qualquer motivo, ser repassado aos consumidores de
energia elétrica, os resultados e a condição financeira da Companhia poderão ser afetados negativamente.
19
As tarifas cobradas pela Companhia são determinadas pela ANEEL, conforme seu contrato de concessão.
A ANEEL estabelece as tarifas que cobradas dos consumidores da Companhia, de acordo com uma fórmula já
estabelecida no contrato de concessão e, eventualmente, alterada por novas metodologias de cálculo implementadas
por leis e/ou resoluções homologadas pelo referido órgão regulador.
O contrato de concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de limite de preço que permite três tipos
de ajustes tarifários:
• Reajuste tarifário anual. Com o objetivo de restabelecer anualmente o poder de compra da receita obtida
pelo concessionário, a ANEEL aplica, para os anos compreendidos entre as revisões tarifárias periódicas, o
procedimento de reajuste tarifário anual, com base na fórmula paramétrica estabelecida no contrato de
concessão. Esta fórmula define o Índice de Reajuste Tarifário (IRT). Para maiores informações, veja a Seção
7.3.b. – “Atividades da Companhia – Características do processo de produção - Tarifas” deste Formulário de
Referência.
• Revisão tarifária periódica (RTP). O processo de Revisão tarifária periódica tem como principal objetivo
analisar, após um período previamente definido no contrato de concessão (4 em 4 anos no caso da AES
Eletropaulo), o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
Destaca-se que enquanto nos reajustes tarifários anuais a “Parcela B” da Receita é atualizada
monetariamente pelo Índice Geral de Preços do Mercado, conforme divulgado pela Fundação Getúlio Vargas
(IGP-M) reduzido do Fator X, no momento da revisão tarifária periódica é calculada a receita necessária para
cobertura dos custos operacionais eficientes e a remuneração adequada sobre os investimentos realizados
com prudência. Para maiores informações, veja a Seção 7.3.b. – “Atividades da Companhia – Características
do processo de produção - Tarifas” deste Formulário de Referência.
• Revisão extraordinária. Além dos processos de Reajuste Tarifário Anual (IRT) e Revisão Tarifária Periódica
(RTP) o contrato de concessão estabelece também o mecanismo da Revisão Tarifária Extraordinária, por
meio do qual a ANEEL, poderá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando
devidamente comprovada, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro
do contrato, caso haja alterações significativas nos custos das empresas de distribuição. Para maiores
informações, veja a Seção 7.3.b. – “Atividades da Companhia – Características do processo de produção Tarifas” deste Formulário de Referência.
Não há como assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas adequadas que permitam repassar aos consumidores todos
os custos, ou que todos os investimentos e ativos sejam remunerados. Além disso, na medida em que quaisquer
desses ajustes não sejam concedidos pela ANEEL em tempo hábil, a condição financeira e resultados operacionais da
Companhia poderão ser adversamente afetados.
A Companhia poderá não conseguir repassar integralmente, por meio das tarifas, os custos das compras de
energia aos consumidores.
A Lei do Modelo do Setor Elétrico restringe, em certas modalidades de compra de energia em leilões públicos, a
capacidade de repassar aos consumidores o custo das compras de energia caso os custos ultrapassem o Valor Anual
de Referência estabelecido pela ANEEL. Este valor é baseado no preço médio ponderado pago por todas as empresas
de distribuição nos leilões públicos de energia gerada por novas empresas, e a ser entregue em três a cinco anos da
data do leilão, e será aplicado somente durante os 3 primeiros anos após o início da entrega da energia comprada.
Considerando os vários fatores que afetam a necessidade da Companhia de suprir a sua demanda, incluindo
crescimento da economia e da população, não é possível assegurar que esta demanda contratada de energia elétrica
seja precisa. Se ocorrerem variações significativas entre a demanda e o volume das compras de energia, os resultados
das operações poderão ser adversamente afetados.
A ANEEL pode punir a Companhia por descumprimento do contrato de concessão e da regulamentação
aplicável, bem como a Companhia pode perder a concessão antes do término do contrato de concessão.
As atividades de distribuição são realizadas de acordo com um contrato de concessão firmado com a União por
intermédio da ANEEL, com vigência até 2028. Com base nas disposições do contrato de concessão ou da legislação
aplicável à Companhia, a ANEEL poderá aplicar penalidades se qualquer disposição do contrato de concessão for
descumprida. Dependendo da gravidade do descumprimento, tais penalidades, mediante processo administrativo
específico e garantido o direito ao contraditório e à ampla defesa, poderão incluir:
• advertência;
• multas;
• interdição de instalações;
• suspensão temporária da participação em processos de licitação para novas concessões;
• intervenção administrativa; e
• caducidade da concessão.
Parte das receitas advém de clientes qualificados como consumidores “potencialmente livres” que têm a
liberdade de procurar fornecedores alternativos de energia.
20
Dentro da área de concessão, a Companhia não enfrenta concorrência na distribuição de energia. Entretanto, em
virtude da Lei 9.074/1995 e regulamentação posterior, desde 1995 os clientes classificados como potencialmente livres
podem adquirir energia diretamente dos agentes de mercado (comercializadores e geradores). Além disso, clientes
com uma demanda contratada igual ou superior a 500 kW podem se tornar consumidores livres caso optem por
energia de fontes renováveis, como energia eólica, solar, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas. Os clientes de
alta tensão que compravam energia de Distribuidores no Ambiente de Contratação Regulado o faziam a preços
subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser reduzido gradualmente a partir de julho
de 2003, e foi totalmente eliminado em julho de 2007.
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia fornecia energia a 277 unidades de consumo de clientes livres que
representavam 5,3% da receita bruta total e 18,2% do volume total da energia do ano. Em 2009, era fornecida energia
a 229 unidades de consumo de clientes livres que representavam 5,2% da receita bruta total e 16,5% do volume total
da energia. Em 31 de dezembro de 2010 e 31 de dezembro de 2009 a Companhia possuía, respectivamente, um total
de 1.248 e 1.316 consumidores potencialmente livres de fonte Convencional e Alternativa, e que representavam
aproximadamente 1,0% e 1,2% da receita líquida, e aproximadamente, 1,4% e 1,2% do volume total de energia
vendida.
Os equipamentos, instalações e operações estão sujeitos a ampla regulamentação ambiental que podem se
tornar mais rigorosos no futuro e resultar em maiores responsabilidades e investimentos de capital.
As atividades de distribuição estão sujeitas a uma abrangente legislação ambiental no âmbito federal, estadual e
municipal. Essas normas incluem a obrigação de obtenção de licenças ambientais para a construção de novas
instalações ou a instalação de novos equipamentos necessários às operações da Companhia. É possível que as regras
de proteção ambiental forcem a Companhia a alocar investimentos de capital para a observância de normas e,
consequentemente, realocar recursos de outros investimentos planejados. Isso poderá ter um efeito adverso
significativo sobre a condição financeira e resultados operacionais.
Adicionalmente, as regulamentações ambientais poderão ficar mais rigorosas no futuro, resultando em um aumento de
investimentos necessários que poderá gerar um efeito adverso nos negócios, resultados operacionais e condição
financeira.
A Companhia é legalmente responsável por quaisquer danos resultantes do fornecimento inadequado de
serviços de distribuição de energia, e as apólices de seguro contratadas poderão não ser suficientes para
garantir o pagamento integral de tais danos
De acordo com a legislação brasileira, a Companhia é responsável por danos diretos e indiretos resultantes do
fornecimento inadequado de serviços de distribuição de energia, como interrupções repentinas e variações de
voltagem. Das solicitações de ressarcimento de aparelhos elétricos recebidas em 2010, 35% foram julgadas
procedentes. Além disso, participará do rateio entre os agentes no ressarcimento dos danos causados a terceiros em
virtude de interrupções ou distúrbios resultantes do Sistema Interligado Nacional, caso o agente causador das
interrupções ou distúrbios não seja identificado pelo ONS, na proporção de 60% para as distribuidoras, 20% para as
transmissoras e 20% para as geradoras. .A Companhia não contrata apólices de seguro específicas para tais situações
e não pode garantir que as apólices de seguros contratados serão suficientes para garantir a indenização integral de
quaisquer danos pelos quais seja responsabilizada no curso de suas atividades. Além disso, não pode garantir que as
apólices de seguro atualmente contratadas continuarão disponíveis no futuro e nem que conseguirá contratá-las
novamente. Para maiores informações, veja a seção: 7.9. – “Outras informações relevantes – Seguro” deste Formulário
de Referência.
Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do
setor de energia elétrica, inclusive os negócios e resultados da Companhia.
A atividade da Companhia é regulamentada e supervisionada pela ANEEL e pelo MME. A ANEEL, o MME e outros
órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre seus negócios, incluindo a
influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de venda de energia que a Companhia está
autorizada a celebrar, uma vez que são contratos vinculados a Editais de Leilão e, portanto, não passíveis de
negociação. Nos últimos anos, o Governo Federal implantou novas políticas para o setor de energia. Por exemplo, em
15 de março de 2004, foi aprovada a Lei do Modelo do Setor Elétrico, que alterou substancialmente as diretrizes até
então vigentes e as regras aplicáveis à venda de energia elétrica no Brasil.
A constitucionalidade da Lei do Modelo do Setor Elétrico foi contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio
de ações diretas de inconstitucionalidade. Em 11 de outubro de 2006, o Supremo Tribunal Federal indeferiu as
medidas cautelares das ações diretas de inconstitucionalidade, por 7 votos a 4, declarando que, em princípio, a Lei do
Modelo do Setor Elétrico não viola a Constituição Federal. O mérito das ações diretas de inconstitucionalidade ainda
não foi julgado, sendo que, em 6 de janeiro de 2009, a Procuradoria Geral da República deu parecer favorável pela
improcedência do pedido. Caso a Lei do Modelo do Setor Elétrico seja declarada inconstitucional, os agentes do setor
elétrico, incluindo a Companhia, poderão ser adversamente afetados.
O efeito integral das reformas introduzidas pela Lei do Modelo do Setor Elétrico e sua continuidade, o resultado final da
ação perante o Supremo Tribunal Federal e reformas futuras na regulamentação do setor elétrico são difíceis de
prever, sendo que as mesmas poderão ter um impacto negativo sobre os negócios e resultados operacionais da
Companhia.
Além disso, está em discussão sob o âmbito da Audiência Pública 040/2010, aberta em setembro de 2010 pela
ANEEL, a metodologia a ser utilizada no 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas. No inicio de 2011 a Companhia e
vários participantes do mercado enviaram contribuições para o regulador objetivando o aperfeiçoamento da
21
metodologia proposta pela ANEEL. Até o momento, não houve a publicação da metodologia final para o 3º ciclo de
revisão tarifária, que deverá ocorrer apenas no 2º semestre de 2011. O efeito da nova metodologia e das novas regras
ainda não pode ser mensurado devido à sua complexidade, e eventuais alterações podem afetar adversamente a
Companhia e as demais empresas do setor de distribuição de energia elétrica no país.
Eventuais alterações na regulamentação das agências reguladoras podem ter um efeito prejudicial no setor de
energia elétrica, inclusive nos negócios e resultados da Companhia
Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social
das agências reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos,
a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem
vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e
acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da
Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo
Presidente da República.
Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL,
passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME – ao qual a ANEEL é vinculada –, a ter maior atuação
e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão
negativamente as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Companhia.
Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do
setor de energia elétrica, inclusive a Companhia
As empresas do setor elétrico estão sujeitas a uma rigorosa legislação ambiental nas esferas federal, estadual e
municipal no tocante, dentre outros, às emissões atmosféricas e às intervenções em áreas especialmente protegidas.
Tais empresas necessitam de licenças e autorizações de agências governamentais para a condução de suas
atividades. Na hipótese de violação ou não cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, as
empresas podem sofrer sanções administrativas, tais como multas, interdição de atividades, cancelamento de licenças
e revogação de autorizações, ou estarem sujeitas a sanções criminais (inclusive seus administradores). O Ministério
Público poderá instaurar inquérito civil e/ou desde logo promover ação civil pública visando o ressarcimento de
eventuais danos ao meio ambiente e terceiros. As agências governamentais ou outras autoridades podem também
editar novas regras mais rigorosas ou buscar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que
podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica, incluindo a Companhia, a gastar recursos adicionais na
adequação ambiental, inclusive obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos que não
necessitavam anteriormente dessas licenças ambientais. As agências governamentais ou outras autoridades podem,
ainda, atrasar de maneira significativa a emissão das licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento dos
negócios de empresas do setor elétrico, inclusive da Companhia, causando atrasos em cronogramas de implantação
de projetos. Qualquer ação neste sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os
negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os negócios e resultados da Companhia.
O Decreto 7.390/10 regulamentou a Lei que cria o PNMC – Plano Nacional de Mudanças Climáticas. Referido decreto
indicou os planos que serão usados como referência, como por exemplo, o PDE - Plano Decenal de Energia. Também
instituiu quais seriam os planos de ação para atingir as metas voluntárias de redução de emissão de Gases Efeito
Estufa - GEE no Brasil para o ano 2020.
A ocorrência de danos ambientais envolvendo as atividades da Companhia pode sujeitar-nos ao pagamento de
substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os negócios
da Companhia e o valor de mercado dos valores mobiliários por ela emitidos.
As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos negativos e danos ao meio ambiente. A
legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de reparar ou
indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de culpa. A
legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, bem como
responsabilidade pessoal dos administradores para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do
meio ambiente. Como conseqüência, os sócios e administradores da empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar
com o custo da reparação ambiental. O pagamento de substanciais despesas para recuperação do meio ambiente e
indenizações ambientais pode obrigar a Companhia a retardar ou redirecionar investimentos em outras áreas e ter um
efeito adverso sobre os resultados da Companhia.
Qualquer dificuldade na satisfação de garantias exigidas para Compras de Energia de acordo com a regulação
da Aneel poderá impedir a Companhia de adquirir a energia necessária para o atendimento de seu mercado
consumidor e conseqüentemente poderá ter um efeito adverso nas operações da Companhia
De acordo com a regulação expendida pela ANEEL, a Companhia deve oferecer garantias específicas relativas à
compra de energia em leilões. O montante destas garantias é variável conforme o montante de energia a ser adquirida
e consistem em tipos diferentes. Um tipo de garantia diz respeito à habilitação da Companhia à participação dos
leilões, o que é feito mediante depósito bancário além de outros procedimentos regulados necessários a habilitação. O
valor depositado é posteriormente devolvido à Companhia. Realizado o leilão, a Companhia deve apresentar garantias
específicas aos vendedores para fins da efetiva contratação da energia. Esta garantia tem vigência ao longo da
duração do contrato de compra de energia e pode ser: (i) Cartas de Fiança Bancária, (ii) Certificado de Depósito
Bancário (CDB), (iii) Títulos Federais, (iv) Seguro Garantia e (v) Quotas de Fundo de investimento extra mercado. A
eventual não satisfação dessas garantias pode impedir a Companhia de adquirir a energia necessária ao atendimento
de seu mercado. A Companhia não pode assegurar que terá condições de satisfazer tempestivamente essas
exigências regulamentares.
22
i.
Relacionados aos países estrangeiros onde o emissor atue
Não aplicável, pois a Companhia atua somente em território brasileiro.
4.2
Expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a riscos relevantes
São monitorados, constantemente, os riscos do negócio que possa impactar de forma adversa as operações e
resultados, inclusive mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam influenciar as atividades, analisando
índices de preços e de atividade econômica, assim como a oferta e demanda de energia elétrica. Administra-se de
forma conservadora a posição de caixa e o capital de giro. Atualmente, não foi identificado o cenário de aumento ou
redução dos riscos mencionados acima.
4.3
Processos judiciais, administrativos e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são
parte (processos não sujeitos a segredo de justiça)
A Companhia está atualmente envolvida em processos judiciais e administrativos sobre diversas questões legais,
regulatórias e administrativas, inclusive processos relacionados a aumentos de tarifa, responsabilidade civil,
responsabilidade fiscal, obrigações trabalhistas e previdenciárias, e questões ambientais, sendo que a maioria destes
processos originou-se do curso regular dos negócios da Companhia. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia
figurava em 16.844 demandas judiciais, sendo: (i). 15.328 como ré, dos quais 1.625 são processos judiciais fiscais,
5.523 são processos judiciais trabalhistas e 8.181 são processos judiciais cíveis, e (ii). 1.516 processos como autora,
dos quais 91 são processos judiciais fiscais, 8 processos judiciais trabalhistas e 1.416 processos judiciais cíveis.
Em 31 de dezembro de 2010, as provisões relativas a esses processos foram de R$539,8 milhões, dos quais R$76,7
milhões se relacionaram a disputas fiscais, R$64,9 milhões a processos judiciais cíveis, que incluem os processos
relativos ao “Plano Cruzado - Reajuste de Tarifa”, R$367,2 milhões a processos judiciais trabalhistas, R$9,4 milhões
relativos a processos administrativos ambientais e questões ambientais, e R$21,7 milhões relativos a provisões para
outras contingências.
A tabela a seguir apresenta as provisões da Companhia e valores depositados judicialmente em 31 de dezembro de
2010:
Em 31 de dezembro de 2010
Provisão
Depósitos Judiciais
76,7
158,3
(em R$ milhões)
Tributárias
Cíveis
Trabalhistas
Administrativo
Ambiental
Outros
Total
Ambiental
/
64,9
367,2
22,9
293,4
9,4
21,7
539,8
474,6
Questão
O cálculo dos valores a serem provisionados reflete a melhor expectativa de perda das ações judiciais, apurado
conjuntamente pelos advogados externos e internos, responsáveis pela condução dos processos. Somente encontramse provisionados valores relativos aos processos cujo prognóstico apurado conjuntamente com os advogados internos
e externos é provável. Ressalta-se que alguns processos tributários são provisionados independente do seu
prognóstico, em razão de obrigação legal. Com relação aos casos cujo prognóstico apurado em conjunto com os
advogados internos e externos é possível, ressalta-se nas demonstrações financeiras tão somente aqueles apontados
como relevantes, seguindo os critérios estipulados pela Companhia, em ações tributárias em que há obrigação legal.
Não há como assegurar que o valor provisionado será suficiente para cobrir eventuais condenações. Ademais, há
ações cujo valor não pode ser estimado, cuja provisão não foi realizada. O efeito de uma decisão desfavorável nessas
ações pode ter um impacto prejudicial sobre o negócio da Companhia.
Abaixo se encontra uma descrição dos processos mais relevantes.
Contingências Tributárias
A Companhia é parte em aproximadamente 1.716 disputas tributárias, sendo 91 ações em que a Companhia figura
como autora e 1.625 ações em que a Companhia figura como ré, cuja provisão em 31 de dezembro de 2010 era de R$
76,7 milhões.
COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social)
A Companhia está envolvida em dois processos relacionados ao pagamento da COFINS.
Processo n°
a) juízo
b) instância
c) data de instauração
d) partes no processo
e) valores, bens ou direitos
envolvidos
92.0054247-6
Justiça Federal, Seção Judiciária de São Paulo
STJ e STF
26/12/2007
Autor: AES Eletropaulo
Réu: Fazenda Nacional
A Companhia efetuou um depósito em juízo de R$334 milhões
com relação a montantes vencidos da COFINS, livres de juros e
multas, e ingressou com um pedido em juízo para ter o direito de
23
f) principais fatos
g) chance de perda
h) impacto em caso de
perda
i) valor provisionado
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
pagar os montantes vencidos ao amparo da Lei nº 9.779
reconhecido pelo Tribunal.
Em outubro de 2004, esse auto de infração, cujo valor em 31 de
dezembro de 2010 era de R$685,5 milhões, foi cancelado pelo
Conselho Administrativo de Recursos Fiscais.
A Companhia moveu este processo por entender ter direito a um
benefício de não pagamento de juros e multas sobre montantes
vencidos da COFINS, baseado na interpretação de que empresas
de distribuição de energia não estariam sujeitas ao pagamento
deste tributo. Em 1999, o Supremo Tribunal Federal confirmou
que estas empresas estão sujeitas à COFINS e, portanto, a
obrigação da Companhia de pagar a COFINS também foi
confirmada. Em 1999, a Lei nº 9.779 concedeu certos benefícios
a contribuintes com respeito ao pagamento da COFINS, segundo
os quais seria permitido o pagamento de montantes vencidos
sem cobrança de juros e multas. A Companhia solicitou estes
benefícios em julho de 1999, porém as autoridades fiscais
indeferiram o pedido com base no argumento de que a
Companhia deixou de cumprir as exigências da legislação
aplicável. É importante notar que, em 2000, a Secretaria da
Receita Federal lavrou contra a Companhia auto de infração com
o objetivo de cobrar tais encargos não recolhidos. Em outubro de
2004, esse auto de infração foi cancelado pelo Conselho
Administrativo de Recursos Fiscais. Esta decisão na esfera
administrativa corrobora a tese de que a Companhia aproveitou
validamente o beneficio estabelecido pela Lei nº 9.779, motivo
pelo qual as chances de perda envolvidas na ação consignatória
podem ser classificadas como remotas.
Remota
Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que
desembolsar o valor de R$685,5 milhões (atualizado até
dezembro de 2010).
Não aplicável
2004.61.00.016246-8
2ª instância
11/06/2004
Réu: União Federal
R$21,9 milhões (atualizado até dezembro de 2010).
A Lei nº 10.865/2004 revogou o dispositivo da Lei nº 10.833/2003
que permitia a dedução das despesas financeiras, inclusive
variação cambial, da base de cálculo da COFINS - sem
observância do princípio constitucional de que qualquer alteração
na disciplina de recolhimento da COFINS somente pode surtir
efeito 90 dias após a publicação da respectiva lei. A AES
Eletropaulo obteve liminar que a permitiu continuar deduzindo as
despesas financeiras pelo referido período. Conforme
entendimento dos assessores legais da Companhia, além do
prognóstico de perda da ação ser remoto, concluiu-se que não
havia obrigação legal instituída pela Lei 10.865/2004 que
impedisse a dedutibilidade de despesas financeiras da base de
cálculo da COFINS durante os três primeiros meses posteriores
de sua publicação, tendo em vista o princípio constitucional da
anterioridade nonagesimal. Por essa razão, a provisão constituída
para essa ação foi revertida no terceiro trimestre de 2010.
Neste momento, o processo se encontra no aguardo de
apresentação de recurso pela Fazenda Nacional
Remota
desembolsar o valor de R$21,9 milhões (atualizado até dezembro
de 2010).
Não aplicável
24
Contribuições ao PIS
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
2000.61.00.021355-0
Instância Superior (STJ)
16/08/2006
R$39,1 milhões (atualizado até dezembro de 2010), relativo à
eventual aplicação de multa de mora de 20%.
A Companhia é parte de um processo que visa assegurar o
direito de compensar pagamentos de PIS feitos entre 1988 e
1995, período durante o qual os Decretos-Lei nº 2.445 e nº 2.449
aumentaram a base de cálculo do PIS. O montante total do
crédito da AES Eletropaulo é de R$276 milhões, dos quais já
compensou R$247 milhões que correspondiam a R$513,1.
milhões em 31 de dezembro de 2010, com base numa decisão
inicial favorável proferida em setembro de 2002. Em fevereiro de
2003, o Governo Federal ingressou com recurso, que foi julgado
e teve o respectivo acórdão publicado em 1º de fevereiro de
2006, por meio do qual restou reconhecido o direito da AES
Eletropaulo aos aludidos créditos, porém com a observância de
prazo prescricional de apenas cinco anos. Como a decisão de
Segunda Instância continha vícios a AES Eletropaulo opôs
embargos de declaração, recebidos no efeito suspensivo. Tal
decisão reduz drasticamente o crédito da Companhia. Todavia,
considerando a jurisprudência dominante no Superior Tribunal de
Justiça - STJ, no sentido de que o prazo prescricional, em casos
como esse é de 10 anos, a AES Eletropaulo interpôs recurso
especial ao STJ, visando a resgatar a integralidade de seu
crédito. O recurso foi julgado parcialmente favorável,
reconhecendo que a AES Eletropaulo poderá retroceder 10 anos
em busca dos pagamentos indevidos para compensar créditos de
PIS com débitos do próprio PIS. Com base em precedente do
Supremo Tribunal Federal, os Decretos-Leis mencionados acima
foram considerados inconstitucionais e os pagamentos a maior
foram devolvidos como créditos aos contribuintes. As chances de
perda envolvidas nesse processo são remotas, no que tange ao
reconhecimento do crédito, e como possíveis quanto à
compensação já ocorrida entre parte de tal crédito e outros
tributos.
Possível
de 2010), relativo à eventual aplicação de multa de mora de 20%.
Não aplicável
2008.61.82.011529-0
Execuções Fiscais Federais
1ª instância
06/05/2008
Autor: União Federal
Réu: AES Eletropaulo
R$225,6, milhões (atualizado até dezembro de 2010).
Discussão judicial relativa aos débitos de PIS decorrentes das
modificações na base de cálculo deste tributo impostas pela
Medida Provisória n° 1.407/1996. Em abril de 1996, a Companhia
apresentou ação judicial visando à inaplicabilidade das normas
instituídas por esta Medida Provisória, discussão que terminou
somente em 2008 com decisão favorável à Fazenda Nacional.
Valendo-se desta decisão, a Receita Federal, por meio de
Execução Fiscal, exigiu o pagamento dos valores de PIS que
deixaram de ser recolhidos em razão da não aplicação da
mencionada legislação. Contudo, em oposição às pretensões da
Receita Federal, a Companhia apresentou defesa sustentando
que os valores pretendidos pela Fazenda Nacional encontram-se
atingidos pela decadência, uma vez que durante os anos de 1996
e 2008, os débitos tributários não haviam sido formalmente
constituídos, conforme prevê o artigo 142 do Código Tributário
Nacional. Até o momento, aguarda-se decisão de 1ª Instância. Os
25
g) chance de perda
perda
assessores legais da AES Eletropaulo consideram como
possíveis as chances de perda desta discussão, razão pela qual
não foi constituída provisão.
Possível
desembolsar o valor de R$225,6, milhões (atualizado até
dezembro de 2010).
Não há
Contribuições ao PASEP
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
2006.61.00.024465-2
Justiça Federal
1ª instância
09/11/2006
Trata-se de Mandado de Segurança apresentado com o objetivo
de suspender a exigibilidade de supostos débitos de PASEP
apurados no Processo Administrativo n° 10880.036851/90-51,
bem como afastar todo e qualquer procedimento tendente à
inscrição dos mesmos no CADIN e na Dívida Ativa da União
Federal e, portanto, sua cobrança judicial. A liminar foi indeferida
e o crédito inscrito na Dívida Ativa da União. Diante disto, a AES
Eletropaulo distribuiu Ação Cautelar, na qual foi deferida a
medida liminar que suspendeu a exigibilidade do crédito mediante
apresentação de fiança bancária.
Possível
de 2010).
Não aplicável
Discussões Administrativas - PIS
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
19515.000233/2005-53
Administrativo
Conselho Administrativo de Recursos Federais
17/10/1999
Em abril de 2005 a AES Eletropaulo recebeu 2 (dois) autos de
infração (cujas defesas e recursos cabíveis já foram
apresentados), no valor de R$25,1 milhões, em 31 de dezembro
de 2010, referente ao não recolhimento do PIS nos termos da Lei
9.718/98, nos meses de outubro a dezembro de 1999 e a suposto
descumprimento de obrigação tributária acessória. A impugnação
foi julgada improcedente em primeira instância administrativa,
tendo a AES Eletropaulo recorrido ao Conselho Administrativo de
Recursos Fiscais, em 4 de julho de 2006. Tal recurso foi julgado
em favor da AES Eletropaulo. Contra essa decisão a Fazenda
Nacional apresentou recurso à Câmara Superior do Conselho
Administrativo de Recursos Fiscais, o qual foi julgado
improcedente. As chances de perda em ambos os casos são
remotas.
Remota
de 2010).
Não há
26
IRPJ (Imposto de Renda Pessoa Jurídica) e CSLL (Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido)
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
13808.001185/2002-04 e 19515.000234/2005-06
Delegacia da Receita Federal de Administração Tributária
Conselho de Contribuintes
27/09/2002 e 20/04/2005
Os
montantes
envolvidos
nestes
processos
eram,
respectivamente, de R$164,4 milhões e de R$122,2 milhões em
31 de dezembro de 2010
A Receita Federal lavrou dois autos de infração em face da
Companhia em que alega que a Companhia deixou de efetuar
pagamentos de IRPJ e CSLL no período entre 1998 e 2002,
como resultado de uma dedução total da qual retirou quantias
transferidas à FUNCESP (Fundação CESP), sem a limitação de
20% exigida pela Lei nº 9.532/97. Os montantes envolvidos
nestes processos eram, respectivamente, de R$164,4 milhões e
de R$122,2 milhões em 31 de dezembro de 2010. No primeiro
auto de infração, a Companhia obteve decisão favorável em
segunda instância administrativa e aguarda decisão sobre o
recurso interposto pela Receita Federal. Já no segundo auto de
infração a decisão de primeira instância administrativa foi
desfavorável, decisão contra a qual a Companhia recorreu ao
Conselho de Contribuintes e ainda aguarda julgamento.
Remota
dezembro de 2010).
Não há
Ação Declaratória CSLL – Base Negativa
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
2005.61.00.025272-3
Justiça Federal
2ª instância
16/08/2006
A Companhia propôs Ação Declaratória visando afastar a
aplicação da Medida Provisória n° 2.158-35/2001, que determinou
que as empresas objeto de cisão não poderiam utilizar créditos
de base negativa de CSLL. Ocorre que a Companhia já realizou a
compensação dos créditos de base negativa de CSLL, no
montante de R$100,6 milhões até 31 de dezembro de 2010, certa
de que a Medida Provisória acima mencionada não teria efeito
sobre tais créditos em razão do princípio da irretroatividade das
normas. A sentença proferida em primeira instância foi favorável
à Companhia. Atualmente aguarda julgamento do Recurso
interposto pela Fazenda Nacional.
Possível
dezembro de 2010).
Não aplicável
Auto de Infração CSLL – Base Negativa
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
19515.002923/2010-12
Delegacia da Receita Federal de Adm. Tributária
2ª instância
16/08/2006
R$ 87,8 milhões
27
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
A Receita Federal lavrou um Auto de Infração em face da
Companhia com vistas à exigência dos eventuais valores de
CSLL compensados nos 3º e 4º trimestre de 2005 e anos
calendários de 2006 e 2007 com o saldo negativo da base de
cálculo da CSLL remanescente, após a cisão parcial da empresa
ocorrida em 1997, o qual se encontra em discussão nos autos da
ação ordinária nº 2005.61.00.025272-3. Segundo o entendimento
da Receita Federal, a referida Ação Ordinária não suspende a
possibilidade da lavratura do auto de infração.
Possível
desembolsar o valor de R$ 87,8 milhões
Não há
Ações de Execução Fiscal referentes ao IPTU, TAXAS E MULTAS MUNICIPAIS
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
N/A
Fazenda Pública Municipal
N/A
N/A
Autor: Prefeituras Municipais
R$ 21,8 milhões (atualizado até dezembro de 2010)
A AES Eletropaulo figura no pólo passivo em diversas execuções
fiscais promovidas por diversas Municipalidades que buscam o
recolhimento de supostos débitos relativos à IPTU, Taxa de
Fiscalizações, Taxa de Anúncio e outros tributos contemplados
nas legislações dos respectivos municípios.
Possível
Caso sobrevenha decisão desfavorável, em todos os processos
mencionados, a Companhia terá que desembolsar o valor total de
Não há
Contribuição Previdenciária
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
2004.61.82.050718-6
(embargos
n°
2005.6182000188-0);
2004.61.82.030088-9 (embargos n° 2005.61.82000187-8) e
2007.61.82.001769-0 (embargos n° 2007.6182006923-8)
Justiça Federal
1ª instância
13/09/2004; 23/06/2004 e 07/02/2007
Autor: INSS
O valor total das ações representam o montante de R$
46,2milhões.
Referem-se a execuções fiscais promovidas pelo INSS visando o
pagamento de suposta falta de recolhimento de contribuições
previdenciárias, que totalizam o valor total de R$46,1 milhões (31
de dezembro de 2010). A Companhia apresentou embargos à
execução para todos os processos, realizando depósito em
garantia judicial. Não houve até o presente momento o
julgamento das execuções. Os processos se referem aos
seguintes aspectos, segregadamente: (i) o processo nº
2004.61.82.030088-9 se refere à suposta falta de recolhimento de
contribuição previdenciária relativa ao período de jan/1998 até
dez/2001: (ii) o processo nº 2007.61.82.001769-0 se refere à
suposta falta de recolhimento de contribuições previdenciárias
relativas à folha de salário; (iii) o processo nº 2004.61.82.0507186 se refere à suposta falta de recolhimento da contribuição
previdenciária relativa ao período de abr/2001 a ago/2001, assim
como o mês de jul/2002. O Valor total das ações representam o
montante de R$ 46,2 milhões, sendo que R$ 16,8 milhões estão
provisionados por se tratar de uma obrigação legal
Possível
de 2010).
R$ 16,8 milhões
28
Recolhimento de FGTS
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
2007.61.00.005931-2
Justiça Federal
1ª instância
23/03/2007
Autor: CEF
R$81,5 milhões (atualizado até dezembro de 2010)
Em 5 de novembro de 1998, foram lavradas pela Caixa
Econômica Federal três notificações referentes ao período de
janeiro de 1993 a setembro de 1998 por suposta ausência de
recolhimento do FGTS. A fiscalização identificou que a
Companhia teria deixado de computar parcelas integrantes da
remuneração dos empregados, não efetuando recolhimentos
fundiários e identificando empregados em situação irregular. A
AES Eletropaulo apresentou defesa e recurso administrativo
alegando, em resumo, nulidade e afronta ao princípio da
legalidade, eis que as notificações se limitam às diferenças dos
lançamentos contábeis no livro razão em relação à folha de
pagamento para extrair o fato gerador da obrigação contributiva
do FGTS, constituindo, ademais, verdadeira presunção. A defesa
e o recurso administrativos, no entanto, foram indeferidos. Assim,
com o encerramento do processo administrativo, em 22 de março
de 2007, esses débitos foram inscritos na dívida ativa no valor
total de R$81,5 milhões (valores atualizados até 31 de dezembro
de 2010). Em 23 de março de 2007, a Companhia ajuizou ação
cautelar e obteve liminar suspendendo a exigibilidade deste
débito até decisão final. Os assessores legais da Companhia
classificam como possíveis as chances de perda.
Possível
de 2010)
Não há
Contingências Trabalhistas
A Companhia é parte em 5.531 disputas trabalhistas, sendo 8 ações em que a Companhia figura como autora e 5.523
ações em que a Companhia figura como ré, cuja provisão em 31 de dezembro de 2010 era de R$367,2 milhões. De
uma maneira geral, os processos de natureza trabalhista em que a Companhia figura no pólo passivo envolvem
pedidos de ex-empregados próprios, empregados ativos e ex-empregados de empresas prestadoras de serviços. Em
geral, os pedidos versam sobre: equiparação salarial, horas extras, horas de sobreaviso, adicional de periculosidade,
multa de 40% sobre o Fundo de Garantia por Tempo de Serviço – FGTS decorrente de expurgos de planos
econômicos e responsabilidade subsidiária da AES Eletropaulo em razão de inadimplemento das obrigações
trabalhistas devidas pelas empresas prestadoras de serviços, dentre outras matérias.
Ademais, existem ações com pedido de diferença da multa sobre o saldo de FGTS de 40%, incidente sobre dos
expurgos inflacionários, bem como ações de indenizações por dano moral ou patrimonial decorrentes da relação de
trabalho, as quais foram transferidas da Justiça Comum para a Justiça do Trabalho em razão da Emenda 45 de 31 de
dezembro de 2004.
A Companhia já procedeu ao depósito judicial total de R$293,4 milhões, para garantia do pagamento de execuções
trabalhistas. Para constituição da provisão relacionada às contingências trabalhistas, a Companhia adotou o critério de
calcular individualmente os processos com decisão e em relação aos processos sem decisão, aplicar o percentual de
procedência sobre a média das condenações, a partir de casos julgados envolvendo matérias semelhantes.
A Companhia foi processada, e poderá a vir a ser processada novamente no futuro, pelo sindicato que representa seus
empregados, atualmente o Sindicato das Indústrias de Energia Elétrica do Estado de São Paulo – SIEESP. As
demandas apresentadas envolvem diversas questões de natureza trabalhista. O sindicato pode mover processos
contra a Companhia como representante dos empregados da mesma e, portanto, a amplitude dessas demandas
poderá alcançar todos os empregados da Companhia. A Companhia não tem como prever quais demandas serão
feitas pelo sindicato no futuro e quais serão os montantes envolvidos numa eventual condenação nestes processos.
Uma condenação a pagamentos ou obrigação de fazer (que envolvam um investimento adicional por parte da
Companhia para atendê-las) poderão impactar adversamente as atividades e resultados da Companhia.
Contingências Cíveis
A Companhia é parte em aproximadamente 9.597 disputas cíveis, sendo 1.416 ações em que a Companhia figura
como autora e 8.181 ações em que a Companhia figura como ré, cuja provisão em 31 de dezembro de 2010 era de
R$64,9 milhões. De uma maneira geral, os processos de natureza cível em que a Companhia figura no pólo passivo
envolvem ações de natureza consumerista, vinculadas ao contrato de fornecimento de energia elétrica, ações
29
indenizatórias decorrentes de acidentes na rede elétrica e de danos em geral, e ações discutindo a ilegalidade das
majorações das tarifas de energia elétrica realizadas pelas Portarias do Departamento Nacional de Águas e Energia
Elétrica (DNAEE) n° 38/86 e 45/86 durante o chamado “Plano Cruzado”. Por outro lado, as ações em que a Companhia
figura como Autora consistem em execuções e ações de cobrança em virtude do inadimplemento do contrato de
fornecimento de energia elétrica.
Além disso, a Companhia também é parte em alguns processos iniciados alguns anos atrás em relação à sua
privatização. Naquela ocasião, determinados segmentos da população brasileira se opuseram à privatização de
empresas de infra-estrutura e diversas privatizações foram questionadas em juízo. Com base no fato de que nenhuma
das empresas privatizadas sofreu consequencias relevantes como resultado desse litígio, acredita-se que o efeito final
destes processos não terá, da mesma forma, um impacto prejudicial relevante sobre a situação financeira ou sobre os
resultados das operações da Companhia.
Eletrobrás – Contrato de Financiamento
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
89.001.010.266-6
5ª Vara Cível da Comarca do Rio de Janeiro
1ª instância
1º de fevereiro de 1989
Autor: Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás
Réu: AES Eletropaulo e CTEEP – Companhia de Transmissão de
Energia Elétrica de São Paulo S.A.
Aproximadamente R$1,1 bilhão (atualizado até dezembro de
2010)
Em novembro de 1986 a Eletropaulo Eletricidade de São Paulo
S.A. (Eletropaulo Estatal), obteve através do Contrato de
Financiamento ECF 1046/86 empréstimo das Centrais Elétricas
Brasileiras S.A. (Eletrobrás).
Tendo em vista os questionamentos que surgiram acerca da
periodicidade da correção monetária incidente sobre o valor
financiado e a impossibilidade de se chegar a um entendimento
com a Eletrobrás, em dezembro de 1988 a Eletropaulo Estatal
propôs Ação de Consignação em Pagamento contra a Eletrobrás.
Ao propor a demanda acima mencionada, a Eletropaulo Estatal
realizou o depósito judicial do valor que apurou como
representativo do saldo devedor, qual seja, aquele que era
composto pelo valor principal acrescido de correção monetária
anual.
Após apresentar a sua defesa na Ação de Consignação em
Pagamento, em abril de 1989 a Eletrobrás ajuizou Ação de
Cobrança contra a Eletropaulo Estatal perante a 5ª Vara Cível da
Comarca do Rio de Janeiro (5ª Vara Cível), fundamentando seu
pedido de cobrança na alegação de que os valores depositados
na Ação de Consignação não estavam de acordo com os termos
do Contato de Financiamento ECF 1046/86, já que este, de
acordo com a interpretação da Eletrobrás, previa correção
monetária mensal do valor principal e não anual conforme
sustentado pela Eletropaulo Estatal.
Durante o andamento de ambas as ações, foi firmado o Protocolo
de Cisão em 22 de dezembro de 1997, onde a Eletropaulo Estatal
foi cindida em 4 empresas, quais sejam: atual Eletropaulo
Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (Companhia),
Bandeirante Energia S.A. (Bandeirante), Empresa Metropolitana
de Águas e Energia S/A. (EMAE) e Empresa Paulista de
Transmissão de Energia S/A. (EPTE), sendo que esta última
acabou por ser incorporada pela Companhia de Transmissão de
Energia Elétrica Paulista (CTEEP).
Em abril de 1999, a 5ª Vara Cível, em decisão de primeira
instância, julgou tanto a Ação de Cobrança como a Ação de
Consignação em Pagamento em favor da Eletrobrás,
reconhecendo, na primeira ação, que a correção monetária do
Contrato de Financiamento ECF 1046/86 é mensal e, na segunda
ação, que o valor depositado pela Eletropaulo Estatal não estava
de acordo com os termos do mencionado Contrato,
reconhecendo que a Eletropaulo Estatal estava em mora com a
Eletrobrás.
Ao não enviar os termos da Sentença para uma re-análise do
Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro (TJRJ), na
30
medida em que não apresentou quaisquer dos Recursos cabíveis
à época em que as ações foram sentenciadas, a Eletropaulo
Estatal sagrou-se perdedora em todas as questões referentes à
correção monetária do referido Contrato de Financiamento.
Em setembro de 2001, a Eletrobrás iniciou Ação de Execução,
também na 5ª Vara Cível, e, com base no seu entendimento dos
termos constantes do Protocolo de Cisão da Eletropaulo Estatal
exigiu, em termos proporcionais da Companhia (90,11%) e da
CTEEP (9,89%) os valores que lhes teriam sido transferidos
como passivo.
Por conta de tal posicionamento, foi exigido da CTEEP o
pagamento de valor correspondente ao depositado na Ação de
Consignação em Pagamento (valor principal do Contrato de
Financiamento acrescido de correção monetária anual) e da
Companhia de valor que corresponde aos atuais R$1,1 bilhão,
quantia que representa a diferença entre a correção anual e a
correção mensal do Contrato de Financiamento, devidamente
atualizado até dezembro de 2010.
Em novembro de 2002, em decisão de primeira instância, a 5ª
Vara Cível não acolheu os argumentos da Companhia e a
manteve como parte do processo, sendo que desta decisão foi
apresentado Recurso perante o Tribunal de Justiça do Rio de
Janeiro (TJRJ).
Em setembro de 2003 o TJRJ acolheu todos os argumentos
levados pela Companhia, acabando por reconhecer, com base no
Protocolo de Cisão da Eletropaulo Estatal, que a Companhia não
seria responsável pela quitação do Contrato de Financiamento
ECF 1046/86, já que o passivo por ele representado teria sido
vertido à EPTE, empresa incorporada pela CTEEP.
Tendo em vista a decisão que lhes foi desfavorável a Eletrobrás,
em dezembro de 2003, e a CTEEP em março de 2004,
apresentaram Recursos ao Superior Tribunal de Justiça (STJ) e
ao Supremo Tribunal Federal (STF) com vistas à cassação da
decisão do TJRJ.
Sem adentrar nos mérito dos processos ou nas disposições do
Contrato de Financiamento, em junho de 2006, o STJ reverteu a
decisão que eximia a Companhia de qualquer responsabilidade
pelos débitos discutidos no processo e, mais importante, a
excluía da relação litigiosa. De acordo com a mencionada Corte
Superior, o litígio entre as partes requer a apreciação de questões
através de procedimento que não a Exceção de PréExecutividade interposta e, por tal motivo, o processo deveria
retornar à primeira instância (5ª Vara Cível) para uma completa
análise das questões que envolvem as três empresas (AES
Eletropaulo, CTEEP e Eletrobrás), o Contrato de Financiamento e
o Protocolo de Cisão da Eletropaulo Estatal.
Contra esta decisão perante o STJ foram apresentados, em
dezembro de 2006, “Embargos de Declaração” e, em abril de
2007, “Embargos de Divergência” e “Recurso Extraordinário”,
sendo que todos os recursos foram decididos contra a controlada
Eletropaulo.
Tendo sido apresentados todos os recursos cabíveis, tanto no
STJ como no STF, e não cabendo qualquer outra medida, o
processo foi devolvido à primeira instância (5ª Vara Cível).
Paralelamente, em fevereiro de 2008, a CTEEP ajuizou Ação
Ordinária contra a Companhia e a Eletrobrás perante a 5ª Vara
Cível, sendo que o referido processo visa à obtenção de decisão
que reconheça a CTEEP como não responsável pelo pagamento
de qualquer quantia que esteja sendo cobrada pela Eletrobrás em
virtude das ações que tiveram por objeto a discussão dos termos
do Contrato de Financiamento ECF 1046/86. Em setembro de
2008, a Companhia apresentou sua defesa, sendo que tal
demanda no momento se encontra suspensa para análise de
questões referentes ao local correto para julgamento do feito.
No dia 17 de abril de 2009, com base no Código de Processo
Civil Brasileiro (CPC), a Eletrobrás solicitou que seja iniciado o
31
procedimento judicial de “Liquidação de Sentença por
Arbitramento” perante a 5ª Vara Cível, procedimento este que
visa auferir o valor em discussão através de trabalho a ser
realizado por perito judicial.
Em 26 de maio de 2009 a Companhia apresentou manifestação
concordando com a apuração de valores através de cálculos por
Liquidação de Sentença, mas ressalvando que neste processo a
forma mais adequada para apuração de valores seria a
Liquidação de Sentença por Artigos, e não por Arbitramento,
como sugerido pela Eletrobrás, na medida em que diversos dos
pontos do Protocolo de Cisão da Eletropaulo Estatal devem ser
analisados em sua plenitude, já que não foram observados pela
sentença de 1999, em especial toda e qualquer questão relativa a
qual das empresas cindidas (AES Eletropaulo e/ou CTEEP) cabe
a responsabilidade pelo pagamento.
Em 25 de fevereiro de 2010 a D. Juíza da 5ª Vara Cível acolheu o
pedido de Liquidação de sentença por Arbitramento, sendo que
em vista dos termos da mencionada decisão, a controlada
Eletropaulo apresentou Embargos de Declaração à 5ª Vara Cível
postulando que a liquidação de sentença seja processada na
modalidade de Artigos, e a Eletrobrás apresentou impugnação à
nomeação do perito, sendo que ambos foram rejeitados pela D.
Juíza da 5ª Vara Cível em 4 de Março de 2010.
Contra a rejeição de seu recurso, em 31 de Março de 2010, a
AES Eletropaulo apresentou Agravo de Instrumento perante o
TJRJ, o qual foi acolhido em 15 de Abril de 2010, para determinar
a ampla produção de provas acerca dos fatos que norteiam a
responsabilidade pelo pagamento do débito, restando decidido
que a liquidação da sentença seja processada na modalidade de
Artigos, conforme requerido pela AES Eletropaulo.
Em 28 de Abril de 2010, a Eletrobrás apresentou recurso perante
TJRJ objetivando o reconhecimento da suspeição do perito,
sendo tal recurso reconhecido como prejudicado pelo TJRJ em
14 de maio de 2010, em virtude da decisão que acolheu o recurso
apresentado pela AES Eletropaulo. Isso se deu em virtude do fato
de que o procedimento de liquidação de sentença deverá ser
reiniciado perante a 5ª Vara Cível.
Em março de 2011 a Companhia tomou conhecimento que, em 6
de dezembro de 2010, a Eletrobrás teria solicitado a iniciação do
processo de liquidação e que por tal motivo, o processo teria sido
submetido à análise da 5ª Vara Cível.
Em vista do fato de que até 31 de março de 2011 a Companhia e
a CTEEP não tinham sido intimadas sobre o pedido apresentado
pela Eletrobrás, estima-se que a resposta das mesmas às
considerações apresentadas deve ocorrer durante o segundo
trimestre de 2011. Estima-se ainda, que os mencionados
trabalhos periciais se estendam durante o ano de 2011 e que o
procedimento judicial de Liquidação de Sentença por Artigos não
se encerre em um prazo inferior a 6 meses a ser contado do
início dos trabalhos periciais, sendo certo que, ao final dos
trabalhos, caberá ao perito apontar o montante da dívida e o(s)
responsável(is) pelo pagamento.
Encerrado o Procedimento Judicial de Liquidação de Sentença, e
se forem apurados valores a serem pagos pela Companhia, a
Eletrobrás poderá reiniciar o processo de execução contra a
Companhia, sendo que, quando tal fato acontecer, para que a
Companhia possa se defender, será necessário apresentar
garantia nos termos do Código do Processo Civil Brasileiro.
Ainda de acordo com o disposto no Código do Processo Civil
Brasileiro, a Eletrobrás terá o direito de solicitar ao juízo da causa
o levantamento da garantia ofertada pela Companhia, mesmo
antes da decisão final. Na eventualidade da solicitação da
Eletrobrás ser deferida, a Companhia poderá ter um desembolso
de caixa e impacto negativo em seu resultado, uma vez que o
referido desembolso passará a ser tratado como um ativo
contingente em vista da possibilidade de sua recuperação quando
da decisão final do mérito da causa.
32
g) chance de perda
perda
Os assessores legais da Companhia mantém a classificação de
êxito como possível. Desta forma, de acordo com o que preceitua
o Pronunciamento Técnico CPC 25, aprovado pela Deliberação
CVM në 594, de 15 de setembro de 2009, não é requerida
qualquer provisão.até 31 de dezembro de 2010
Possível
Como mencionado, de acordo com os advogados externos da
Companhia, o prognóstico dessa ação é possível. Caso
sobrevenha decisão final (irrecorrível) desfavorável, a Companhia
terá que desembolsar o valor de aproximadamente R$1,1 bilhão
(atualizado até dezembro de 2010).
Não há
AIT – Santo Amaro – Pedido de Compra nº 500042010091
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
583.00.2002.121520-8
6ª Vara Cível do Foro Regional de Santo Amaro da Comarca de
São Paulo
1ª instância
26 de junho de 2002
Autor: AIT – Automação Industrial e Telecomunicações Ltda.
R$51,0 milhões (atualizado até 31 de dezembro de 2010)
A AIT ajuizou ação indenizatória, por meio da qual requereu o
pagamento de indenização em razão de suposta perda de
participação no mercado de informática que teria sido ocasionada
pelo descumprimento e posterior rompimento do contrato firmado
com a Eletropaulo Estatal. A autora pleiteia ainda o
ressarcimento: a) dos valores que teria pago nas rescisões
trabalhistas de seus funcionários; b) dos juros e encargos de
mora relativos aos tributos que não foram pagos nas datas de
seus vencimentos; e, c) dos encargos decorrentes de
empréstimos contraídos em virtude do inadimplemento do
contrato pela AES Eletropaulo. Proferida decisão pela 1ª
instância, com base em um dos cenários apresentados pelo
perito judicial, decidindo que a AIT deveria receber R$51 milhões
pelos danos sofridos. A decisão ainda será publicada, contudo a
Companhia discutirá a questão em sede recursal. Conforme
informações dos assessores legais da Companhia, as chances de
perda da ação são possíveis, não tendo sido constituída provisão.
Possível
Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a controlada
Eletropaulo terá que desembolsar aproximadamente o valor de
R$51,0 milhões (atualizado até 31 de dezembro de 2010)
Não há
Processos envolvendo o Ministério Público Federal
Ação Civil Pública – Recomposição Tarifária – Contrato Bilateral
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
2003.61.00.035723-8
Tribunal Regional Federal da Terceira Região
2ª instância
Autor: Ministério Público Federal
Réu: AES Eletropaulo e ANEEL – Agência Nacional de Energia
Elétrica
Desconsiderar valores do contrato firmado entre a AES
Eletropaulo e a AES Tietê na composição tarifária, bem como o
reembolso aos clientes por tarifas supostamente cobradas a
maior em 2003
O Ministério Público Federal instaurou ação civil pública contra a
AES Eletropaulo e a ANEEL visando à desconsideração dos
valores do contrato firmado entre a AES Eletropaulo e a AES
Tietê na composição tarifária, bem como o reembolso aos
clientes por tarifas supostamente cobradas a maior em 2003. A
liminar foi indeferida e contra esta decisão foi interposto recurso
ao Tribunal Regional Federal da 3ª região, ao qual foi negado
provimento. Após a apresentação das contestações e
consequentes réplicas, a demanda foi julgada improcedente.
33
g) chance de perda
perda
Contra a decisão que lhe foi desfavorável, o Ministério Público
Federal interpôs recurso de apelação, o qual aguarda julgamento.
O valor econômico envolvido não pode ser estimado, por se tratar
de ação civil pública e os eventuais desembolsos em caso de
condenação da AES Eletropaulo deverão ser requeridos pelos
usuários supostamente lesados. Conforme informações dos
assessores legais da Companhia, as chances de perda desta
ação são possíveis.
Possível
Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá
que desembolsar valores inestimáveis.
Não há
Ação Civil Pública – Recomposição Tarifária – Juros sobre Capital Próprio
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
2004.61.00.031792-0
11ª Vara Cível Federal da Seção Judiciária de São Paulo
1ª instância
16 de novembro de 2004
Elétrica
Indevida contabilização dos benefícios gerados pelo pagamento
de juros sobre capital próprio na composição tarifária
Por conta da análise da Revisão Tarifária de 2003, o Tribunal de
Contas da União emitiu parecer desfavorável à ANEEL e à
Companhia, fazendo constar em seu acórdão que a Companhia
teria sido beneficiada indevidamente em razão da indevida
contabilização dos benefícios gerados pelo pagamento de juros
sobre capital próprio na composição tarifária. Em vista de tais
argumentos, o Ministério Público Federal propôs ação civil pública
contra a AES Eletropaulo e a ANEEL, visando o reconhecimento
e consequente extinção do benefício que alega ter sido gerado de
forma indevida, bem como a devolução aos clientes dos valores
supostamente cobrados a maior. O processo foi julgado
improcedente em 1ª instância, com a apresentação de recurso
pelo Ministério Público Federal, sendo que em 31 de dezembro
de 2010 o processo aguardava a apresentação das contra-razões
dos réus à apelação. Conforme informações dos assessores
legais da Companhia, as chances de perda da ação são
possíveis.
Possível
que desembolsar valores ainda inestimáveis.
Não há
Ação Civil Pública - Baixa Renda
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
2005.61.00.009796-1
Tribunal Regional Federal da 3ª Região
2ª instância
1º de junho de 2005
Autor: Ministério Público Federal e Pro Teste – Associação
Brasileira de Defesa do Consumidor
Elétrica
Enquadramento de consumidores no baixa renda
O Ministério Público Federal e a Pro Teste ingressaram com uma
ação civil pública contra a AES Eletropaulo e a ANEEL
requerendo o enquadramento de todos os consumidores na subclasse baixa renda, e que fossem assim faturadas as contas das
unidades consumidoras incluídas nos empreendimentos
habitacionais de interesse social. O pedido de tutela antecipada
para determinar o imediato enquadramento dos mencionados
consumidores na sub-classe baixa renda foi indeferido e esta
decisão foi objeto de recurso da Pro-Teste para o Tribunal
Regional Federal da 3ª Região, sendo mantida a decisão de
indeferimento. Em outubro de 2008 a demanda foi julgada
improcedente. Contra a decisão que lhes foi desfavorável, os
autores apresentaram recursos perante o Tribunal Regional
34
g) chance de perda
perda
Federal da 3ª Região. O valor envolvido nesta ação não pode ser
estimado, uma vez que se trata de ação civil pública e, em sendo
alterado o teor da decisão que foi favorável à AES Eletropaulo, os
usuários deverão requerer individualmente o cumprimento e os
benefícios decorrentes da decisão. Conforme informações dos
assessores legais da Companhia, as chances de perda da ação
são possíveis.
Possível
que desembolsar valores, os quais, dado o atual andamento do
processo não são passíveis de quantificação.
Não há
Ação Civil Pública - Suspensão do Fornecimento
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
554.01.2006.000987-3
2ª Vara da Fazenda Pública da Comarca de Santo André
1ª instância
11 de janeiro de 2006
Autor: Departamento de Assistência Judiciária e Defesa do
Consumidor de Santo André
Ação do Departamento de Assistência Judiciária e Defesa do
Consumidor de Santo André
Foi ajuizada pelo Departamento de Assistência Judiciária e
Defesa do Consumidor de Santo André ação civil pública
objetivando (i) impedir a suspensão do fornecimento de energia
elétrica dos usuários do Município de Santo André em virtude da
apuração de fraude nas instalações de medição, (ii) a declaração
de nulidade dos termos de confissão de dívida firmados com os
munícipes de Santo André, com a consequente devolução em
dobro dos valores eventualmente recebidos indevidamente e,
ainda, (iii) que no caso de apuração de fraudes, seja a
Companhia obrigada a demonstrar a autoria e materialidade das
eventuais fraudes apuradas bem como estipular critérios objetivos
para sua apuração. Decisão parcialmente procedente em 1ª
instância, declarando nula as confissões de dívidas firmadas pela
ameaça de corte, determinando ainda que o prazo para a
cobrança por motivo de corte não exceda em um ano e que os
cortes não mais ocorram, além de condenação por danos morais.
Em 31 de dezembro de 2010 o processo aguardava discussão
em 2ª instância. Os valores envolvidos são inestimáveis e,
conforme opinião dos assessores legais da Companhia, as
chances de perda nesta ação são possíveis.
Possível
que desembolsar valores, os quais ainda não são passíveis de
quantificação.
Não há
Ação Civil Pública – Contas Vencidas
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
2005.61.00.901778-0
23ª Vara Federal da Seção Judiciária de São Paulo
1ª instância
15 de abril de 2005
Cobrança de contas vencidas
O Ministério Público Federal ajuizou ação civil pública contra a
controlada Eletropaulo objetivando (1) definir o prazo de
prescrição da cobrança de valores referentes a contas de
consumo em atraso para 90 dias, de acordo com o Código de
Defesa do Consumidor (CDC), (2) também de acordo com o
CDC, a restituição em dobro de qualquer quantia que tenha sido
erroneamente cobrada de consumidores que assinaram
confissões de dívida que eram parcialmente ou totalmente
compostas de débitos de terceiros (ex proprietários, inquilinos ou
ocupantes), e, por fim, (3) que ANEEL fiscalize o cumprimento de
tais determinações pela controlada Eletropaulo. Pela 1ª Instância
35
g) chance de perda
perda
foi proferida sentença parcialmente procedente, determinando
que seja procedido o reembolso dos valores erroneamente
cobrados de consumidores que assinaram confissões de dívida
que eram parcialmente ou totalmente compostas de débitos de
terceiros. Contra tal decisão a controlada Eletropaulo apresentou
recurso perante o Tribunal Regional Federal da 3ª Região, o qual
aguarda julgamento. Pelo Ministério Público Federal foi requerido
o imediato cumprimento da decisão de 1ª instância, sendo que no
momento é aguardada manifestação para que o prazo de
cumprimento provisório possa ser definido. Conforme
informações dos assessores legais da controlada Eletropaulo, as
chances de perda da ação são possíveis.
Possível
A AES Eletropaulo ainda está apurando o valor a ser
desembolsado, caso haja uma decisão final desfavorável.
Não há
Plano Cruzado
Alguns grandes consumidores industriais iniciaram processo judicial contra a Companhia contestando aumentos de
tarifa concedidos pelo DNAEE, o antecessor da ANEEL, em 1986, durante o período em que o plano de estabilização
econômica do Governo Federal (Plano Cruzado) estabeleceu o controle governamental de todos os preços de produtos
e serviços. Atualmente a Companhia é parte em 288 processos desta natureza, representando uma contingência total,
no valor de R$23,8 milhões, totalmente provisionada, uma vez que a Companhia entende que o prognóstico de perda
das referidas ações é provável
Plano Cruzado – Nitro Química
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
95.0037383-1
20ª Vara Cível Federal da Seção Judiciária de São Paulo
1ª instância
13 de maio de 1995
Autor: Companhia Nitro Química Brasileira
R$ 2,4 milhões
A Nitro Química ajuizou ação de repetição de indébito
pretendendo a restituição dos valores pagos a maior a partir de
março de 1986, em razão da ilegalidade das majorações das
tarifas de energia elétrica realizadas pelas Portarias DNAEE n°
38/86 e 45/86 durante o chamado “Plano Cruzado”, época em
que também deveria ter vigorado o congelamento das tarifas
cobradas pelo setor elétrico. Ocorreu o trânsito em julgado da
decisão desfavorável à AES Eletropaulo que determinou a
restituição dos valores pagos indevidamente a partir de 1º de
março de 1986, devidamente corrigidos e acrescidos de juros de
mora. Ao iniciar a liquidação de sentença, a Nitro Química
requereu apresentação de faturas e cálculo do valor devido. Em
vista do reconhecimento do chamado “efeito cascata” contra a
AES Eletropaulo, foi proposta ação rescisória sob o argumento de
que o aumento ocorrido em 1986 não é refletido nas tarifas dos
anos posteriores, já que as mesmas não são corrigidas através
da aplicação de índices inflacionários, mas sim revisadas por
critérios próprios. Em 31 de dezembro de 2010 aguardava-se
julgamento da ação rescisória, bem como manifestação judicial
acerca do valor incontroverso de R$3 milhões a ser restituído
(aumento indevido notado nas faturas do ano de 1986). Conforme
informações dos assessores legais da Companhia, as chances de
perda desta ação são prováveis para a restituição dos valores
indevidamente cobrados pela Companhia em 1986
Provável
Em 31 de dezembro de 2010 aguardava-se julgamento da ação
rescisória, bem como manifestação judicial acerca do valor
incontroverso de R$3 milhões a ser restituído
R$ 2,4 milhões
Processos Ambientais
LTA Pirituba-Bandeirante – City Boaçava
36
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
679.208-5/5-00
Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo
2ª instância
28 de fevereiro de 2001
Autor: Sociedade de Amigos do Bairro City Boaçava
Impedir o reforço na linha de transmissão LTA PiritubaBandeirante 3-4,
A Sociedade Amigos do Bairro City Boaçava moveu ação civil
pública que visa impedir o reforço na linha de transmissão LTA
Pirituba-Bandeirante 3-4, sob a alegação de que as radiações
oriundas dos campos eletromagnéticos gerados pela referida
linha produzem efeitos danosos aos seres humanos que residem
em suas imediações. Foi proferida sentença parcialmente
procedente determinando que a controlada Eletropaulo reduza o
campo eletromagnético gerado pela linha a 1 (um) micro-tesla a
uma altura de um metro e meio do solo, sob pena de multa diária
de R$500 e, ainda, ao custeio da medição diária do referido
campo. Contra a mencionada decisão, foi interposto recurso de
apelação, o qual foi julgado em desfavor da controlada
Eletropaulo. Em vista das questões constitucionais contidas na
decisão, foi interposto recurso extraordinário, o qual aguarda
julgamento perante o Supremo Tribunal Federal. Caso a
controlada Eletropaulo não consiga suspender os efeitos da
decisão (o pedido de suspensão foi reiterado em ação cautelar
distribuída em novembro de 2010 junto ao Supremo Tribunal
Federal), o prazo para aplicação da multa, conforme mencionado
anteriormente, se iniciará a partir de 26 de setembro de 2011.
Conforme informações dos assessores legais da controlada
Eletropaulo, as chances de perda da ação são possíveis
Possível
Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a controlada
Eletropaulo terá que desembolsar valores, os quais, dado o atual
andamento do processo não são passíveis de quantificação.
Não há
ETD Panorama – Cidade Jardim
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
583.11.2000.020846-0
2ª instância
Autor: Sociedade Amigos da Cidade Jardim
Impedir a construção da ETD Panorama
A Sociedade Amigos da Cidade Jardim moveu uma ação civil
pública que visa impedir a construção da ETD Panorama, sob a
alegação de que as radiações oriundas dos campos
eletromagnéticos gerados pela referida ETD produzem efeitos
danosos aos seres humanos que residem em suas imediações. A
ação foi julgada improcedente e foram opostos embargos de
declaração pela parte contrária, que foram rejeitados. Em 31 de
dezembro de 2010, aguardava-se julgamento do recurso
interposto pela Sociedade perante o Tribunal de Justiça do
Estado de São Paulo. Os assessores legais da Companhia
consideram as chances de perda possíveis
Possível
que desembolsar valores, os quais, dado o atual andamento do
processo não são passíveis de quantificação
Não há
Represa Guarapiranga
Processo n°
a) juízo
b) instância
583.53.1996.409787-1 (953/96)
Supremo Tribunal Federal
Superior
20 de setembro de 1996
37
envolvidos
f) principais fatos
g) chance de perda
perda
Autor: Ministério Público do Estado de São Paulo
Réu: AES Eletropaulo e Associação Desportiva Cultural
Eletropaulo
Reparação de supostos danos ambientais que teriam sido
ocasionados pela construção de um clube esportivo e recreativo
às margens da Represa de Guarapiranga
O Ministério Público Estadual moveu ação civil pública em face
da AES Eletropaulo e da Associação Desportiva Cultural
Eletropaulo visando à reparação de supostos danos ambientais
que teriam sido ocasionados pela construção de um clube
esportivo e recreativo às margens da Represa de Guarapiranga.
A ação foi julgada procedente condenando as Rés,
solidariamente, ao cumprimento de obrigação de fazer visando a
implementação de medidas de reparação ambiental, bem como à
demolição total das obras e construções situadas na área
denominada de "primeira categoria", com a implementação do
plantio de árvores indicado na perícia técnica realizada. As Rés
terão 90 dias, a contar da notificação da fase de execução, para
adimplir a referida obrigação de fazer, sob pena de multa diária
de R$1 mil, sem prejuízo da possibilidade do MP providenciar o
cumprimento da obrigação às expensas das Rés. As Rés também
foram condenadas ao pagamento da quantia de R$10,2 milhões
(atualizados até 31 de dezembro de 2010) pelos danos
ambientais irreversíveis, sendo que alternativamente ao
pagamento da condenação, as Rés poderão optar por uma das
alternativas trazidas pelo perito no laudo técnico. Essas
alternativas consistem (i) na implantação imediata de um projeto
ambiental devidamente aprovado junto ao órgão ambiental
competente, avaliado na ordem de R$306 mil (atualizado equivale
a aprox. R$923 mil), ou (ii) na cessão ao Estado de uma área
verde desocupada, localizada em zona de mananciais e também
avaliada em R$306 mil (desde que devidamente aprovada pelo
órgão ambiental competente). A sentença condenatória foi
integralmente mantida em 2ª instância, tendo a AES Eletropaulo
interposto recursos especial e extraordinário em face de tal
acórdão, os quais tiveram seguimento negado. Em junho de
2007, a AES Eletropaulo apresentou agravos em face dos dois
despachos denegatórios. Tendo-se em vista a manutenção da
decisão denegatória de seguimento ao recurso especial
apresentado pela AES Eletropaulo, em 31 de dezembro de 2010,
aguardava-se julgamento do agravo interposto contra o despacho
que denegou seguimento ao recurso extraordinário da AES
Eletropaulo. Conforme informações dos assessores legais da
Companhia, as chances de perda desta ação são prováveis, no
que concerne a provisão do valor de R$923 mil, relativo à
condenação alternativa e à demolição total das obras e
construções situadas na área denominada de "primeira
categoria", com a implementação do plantio de árvores indicado
na perícia técnica realizada.
Provável
(i) na implantação imediata de um projeto ambiental devidamente
aprovado junto ao órgão ambiental competente, avaliado na
ordem de R$306 mil (atualizado equivale a aprox. R$923 mil), ou
(ii) na cessão ao Estado de uma área verde desocupada,
localizada em zona de mananciais e também avaliada em R$306
mil (desde que devidamente aprovada pelo órgão ambiental
competente)
R$ 923 mil
Represa Billings
Processo n°
a) juízo
b) instância
envolvidos
583.053.1993.409237-6 (1.045/93)
2ª instância
20 de julho de 1993
Autor: Ministério Público do Estado de São Paulo
Réu: AES Eletropaulo, Estado de São Paulo, do Departamento de
Águas e Energia Elétrica, da Companhia de Saneamento Básico
do Estado de São Paulo (SABESP) e da Companhia de
Tecnologia de Saneamento Ambiental (CETESB)
R$669,7 milhões (atualizado em dezembro de 2010) para os 5
réus
f) principais fatos
O Ministério Público Estadual moveu ação civil pública em face
38
g) chance de perda
perda
da AES Eletropaulo, do Estado de São Paulo, do Departamento
de Águas e Energia Elétrica, da Companhia de Saneamento
Básico do Estado de São Paulo (SABESP) e da Companhia de
Tecnologia de Saneamento Ambiental (CETESB), visando à
reparação de supostos danos ambientais que teriam sido
ocasionados pelo bombeamento das águas do Rio Pinheiros para
a Represa Billings. Em 30 de julho de 2007 a Companhia foi
condenada juntamente com os demais réus ao pagamento da
quantia de R$285,5 milhões. Em 12 de março de 2009 a Câmara
Especial do Meio Ambiente do Tribunal de Justiça do Estado de
São Paulo reverteu a sentença revogando a condenação outrora
imposta. Em 31 de dezembro de 2010 aguardava-se julgamento
dos recursos interpostos contra o acórdão do Tribunal de Justiça
do Estado de São Paulo pelo Ministério Público do Estado de São
Paulo. Conforme informações dos assessores legais da
Companhia, as chances de perda desta ação são remotas. sendo
que o valor envolvido para os 5 réus é de R$669,7 milhões
(atualizado em dezembro de 2010).
Remota
Valor envolvido para os 5 réus é de R$669,7 milhões (atualizado
em dezembro de 2010).
Não há
Processos Administrativos Regulatórios
A Companhia possui 5 processos administrativos regulatórios, nenhum deles com valor relevante.
Para mais informações sobre os procedimentos judiciais e administrativos, vide nota explicativa nas demonstrações
financeiras referentes ao período encerrado em 31 de dezembro de 2010.
4.4.
Processos judiciais, administrativos e arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Companhia ou suas
controladas são parte e cujas partes contrárias são administradores ou ex-administradores,
controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas
A Companhia não é parte de quaisquer processos judiciais, administrativos e arbitrais cujas partes contrárias sejam
administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia.
4.5.
Impactos em caso de perda e valores envolvidos em processos sigilosos (não divulgados nos itens 4.3 e
4.4 acima) relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte
A Companhia não é parte em nenhum processo sigiloso relevante.
4.6.
Processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas
jurídicas semelhantes, que não estão sob sigilo e em conjunto são relevantes, em que a Companhia ou
suas controladas são parte
A Companhia não é parte de processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos
e causas jurídicas semelhantes, que não estejam sob sigilo e em conjunto sejam relevantes, além dos processos
judiciais ou administrativos mencionados no item 4.3 acima.
4.7.
Outras contingências relevantes
A Companhia não possui outras contingências judiciais relevantes além daquelas listadas nos itens anteriores.
4.8.
Informações sobre as regras do país de origem de emissor estrangeiro e as regras do país no qual os
valores mobiliários do emissor estrangeiro estão custodiados
Não aplicável, pois a Companhia é uma empresa nacional.
5.
Riscos de Mercado
A Companhia está sujeita a riscos de mercado no curso normal de suas atividades. Tais riscos estão relacionados
principalmente às alterações adversas em taxas de juros e câmbio, à indústria em geral, às atividades e à
regulamentação do setor em que atuam, bem como às licenças ambientais necessárias para o desenvolvimento das
atividades.
5.1 Riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos cambiais e a taxa de
juros
39
O governo brasileiro exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Essa
influência, bem como a conjuntura econômica e política brasileira, podem nos afetar adversamente.
O governo brasileiro poderá intervir na economia nacional e realizar modificações significativas em suas políticas e
normas monetárias, fiscais, creditícias e tarifárias. As medidas tomadas no passado pelo governo brasileiro para
controlar a inflação, além de outras políticas e normas, implicaram aumento das taxas de juros, mudança das políticas
fiscais, controle de salários e preços, bloqueio ao acesso a contas bancárias, desvalorização cambial, controle de
capital e limitação às importações, entre outras medidas. Não se tem controle sobre quais medidas ou políticas o
governo brasileiro poderá adotar no futuro, e não há como prevê-las. Os negócios da Companhia a situação financeira,
o resultado de das operações e as perspectivas poderão ser prejudicados de maneira significativa por modificações
relevantes nas políticas ou normas que envolvam ou afetem fatores, tais como:
● instabilidade social e política;
● expansão ou contração da economia global ou brasileira;
● controles cambiais e restrições a remessas para o exterior;
● flutuações cambiais relevantes;
● alterações no regime fiscal e tributário;
● liquidez dos mercados financeiros e de capitais domésticos;
● taxas de juros;
● inflação;
● política monetária;
● política fiscal;
● risco de preço;
● risco hidrológico
• racionamento de energia; e
● outros acontecimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos que venham a ocorrer no Brasil ou
que o afetem.
A incerteza quanto à implementação de mudanças por parte do governo brasileiro nas políticas ou normas que venham
a afetar esses ou outros fatores no futuro pode contribuir para a incerteza econômica no Brasil e pode aumentar a
volatilidade do mercado brasileiro de valores mobiliários e dos valores mobiliários emitidos no exterior por companhias
brasileiras. Tais incertezas e outros acontecimentos futuros na economia brasileira poderão nos afetar adversamente.
A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como os negócios da Companhia
Em decorrência de diversas pressões, a moeda brasileira tem sofrido desvalorizações recorrentes com relação ao
Dólar e outras moedas fortes ao longo das últimas quatro décadas. Durante todo esse período, o governo brasileiro
implementou diversos planos econômicos e utilizou diversas políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas,
minidesvalorizações periódicas (durante as quais a frequência dos ajustes variou de diária a mensal), sistemas de
mercado de câmbio flutuante, controles cambiais e mercado de câmbio duplo. De tempos em tempos, houve flutuações
significativas da taxa de câmbio entre o Real e o Dólar e outras moedas.
Por exemplo, segundo o Banco Central do Brasil, o Real desvalorizou 18,7% em 2001 e 52,3% em 2002 frente ao
Dólar, embora o Real tenha valorizado 11,8%, 8,7% e 17,2% com relação ao Dólar em 2005, 2006 e 2007,
respectivamente. Em 2008, em decorrência do agravamento da crise econômica mundial, o Real se desvalorizou 32%
frente ao Dólar, tendo fechado em R$2,336 por US$1,00 em 31 de dezembro. Em 31 de dezembro de 2009, com a
recuperação do país frente à crise, observou-se a valorização de 33,8% da moeda brasileira frente ao Dólar. Em 2010,
o Real teve valorização de 4,3% frente ao dólar e, em 31 de dezembro de 2010, a taxa de câmbio entre o Real e o
Dólar era de R$1,6662 por US$1,00. Não se pode garantir que o Real não será desvalorizado em relação ao Dólar
novamente.
A eventual desvalorização do Real em relação ao dólar aumentará os custos das obrigações da Companhia em moeda
estrangeira, particularmente suas obrigações de compra de energia de Itaipu, um dos maiores fornecedores da
Companhia, e dessa forma impactando seu custo. Porém, as variações da taxa de câmbio desse contrato são
reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA, e que por sua vez, serão repassadas aos
consumidores no próximo reajuste e/ou revisão tarifária. Uma grande desvalorização do Real pode afetar de forma
significativa a liquidez e fluxo de caixa da Companhia no curto prazo. A desvalorização do Real também cria pressão
inflacionária que pode nos afetar negativamente. Usualmente, a desvalorização do Real limita o acesso da Companhia
aos mercados de capitais internacionais e pode favorecer a intervenção do estado na economia, incluindo a imposição
de políticas recessivas.
O aumento ou a manutenção de elevadas taxas de juros reais pode causar um efeito adverso à economia
brasileira e à Companhia.
As altas taxas de juros têm afetado adversamente a economia brasileira e podem afetar negativamente os negócios da
Companhia. Durante o ano de 2002, o Banco Central aumentou a taxa de juros base do Brasil, de 19% para 25%,
como resultado da crescente crise econômica da Argentina, um dos maiores parceiros comerciais do Brasil, como
também do menor nível de crescimento da economia dos EUA e da incerteza econômica causada pelas eleições
presidenciais brasileiras, dentre outros fatores. Durante o ano de 2003, o Banco Central reduziu a taxa de juros base
do Brasil de 25,5% para 16,5%, refletindo um período favorável e taxas de inflação em linha com a política de metas de
inflação do Banco Central. De forma geral, a taxa de juros de curto prazo do Brasil, em decorrência da determinação
pelo Banco Central das taxas de juros de curto prazo, foi mantida em altos níveis nos últimos anos. . Em 31 de
dezembro de 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 e 2010, as taxas de juros de curto prazo foram 18,00%, 13,25%, 11,25%,
13,75%, 8,75% e 10,75% ao ano, respectivamente, conforme o Comitê de Política Monetária – COPOM.
40
Taxas de juros reais elevadas, se mantidas por um período relevante de tempo, tendem a inibir o crescimento
econômico e em conseqüência a demanda agregada. Uma redução do nível de atividade tende a reduzir o consumo
industrial de energia elétrica tendo potencial de afetar, no longo prazo, os preços de venda de energia elétrica. Neste
contexto, futuros investimentos que, devido ao seu estágio inicial, ainda não tenham tido sua energia futura vendida em
contratos de longo prazo poderiam obter preço de venda de sua produção futura inferior ao atualmente esperado
reduzindo o retorno esperado de investimentos futuros.
A inflação e os esforços do governo brasileiro de combate à inflação podem contribuir significativamente para
a incerteza econômica no Brasil, o que pode nos afetar adversamente.
No passado, o Brasil registrou índices de inflação extremamente altos. A inflação e algumas medidas tomadas pelo
governo brasileiro no intuito de controlá-la, combinada com a especulação sobre eventuais medidas governamentais a
serem adotadas, tiveram efeito negativo significativo sobre a economia brasileira, contribuindo para a incerteza
econômica existente no Brasil e para o aumento da volatilidade do mercado de valores mobiliários brasileiro. Mais
recentemente, a taxa anual de inflação medida pelo IGPM, apurado pela Fundação Getúlio Vargas, caiu de 20,10% em
1999 para 1,7% em 2009 e 11,32% em 2010, e o índice anual de preços, por sua vez, conforme medida pelo Índice
Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), calculado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, caiu de
8,9% em 1999 para 4,3% em 2009 e 5,91% em 2010. As medidas do governo brasileiro para controle da inflação
frequentemente têm incluído a manutenção de política monetária restritiva com altas taxas de juros, restringindo assim
a disponibilidade de crédito e reduzindo o crescimento econômico. Como consequência, as taxas de juros oficiais no
Brasil no final de 2006, 2007, 2008, 2009 e 2010 foram de 13,25%, 11,25%, 13,75%, 8,75% e 10,75% ao ano,
respectivamente, conforme estabelecido pelo COPOM.
Eventuais futuras medidas do governo brasileiro, inclusive redução das taxas de juros, intervenção no mercado de
câmbio e ações para ajustar ou fixar o valor do Real poderão desencadear aumento de inflação. Se o Brasil
experimentar inflação elevada no futuro, a Companhia pode não seja capaz de reajustar os preços que cobra dos seus
clientes e pagadores, para compensar os efeitos da inflação sobre a estrutura de seus custos, o que poderá resultar
em aumento dos custos da Companhia e afetá-la adversamente.
Acontecimentos e a percepção de riscos em outros países, sobretudo em países de economia emergente e nos
Estados Unidos, podem prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros, inclusive o preço
de mercado dos valores mobiliários da Companhia.
O valor de mercado de valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras é influenciado, em diferentes graus,
pelas condições econômicas e de mercado de outros países, incluindo países da América Latina, outros países de
economia emergente, os Estados Unidos e a Europa. Embora a conjuntura econômica desses países possa ser
significativamente diferente da conjuntura econômica do Brasil, a reação dos investidores aos acontecimentos nesses
outros países pode causar um efeito adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários de companhias
brasileiras. Crises nesses países podem reduzir o interesse dos investidores nos valores mobiliários das companhias
brasileiras, inclusive os valores mobiliários de emissão da Companhia.
No passado, o desenvolvimento de condições econômicas adversas em outros países do mercado emergente resultou,
em geral, na saída de investimentos e, consequentemente, na redução de recursos externos investidos no Brasil. A
crise financeira originada nos Estados Unidos no terceiro trimestre de 2008 resultou em um cenário recessivo em
escala global, com diversos reflexos, que, direta ou indiretamente, afetaram, e afetam, de forma negativa o mercado
acionário e a economia do Brasil, tais como oscilações nas cotações de valores mobiliários de companhias abertas,
falta de disponibilidade de crédito, redução de gastos, desaceleração generalizada da economia mundial, instabilidade
cambial e pressão inflacionária.
Qualquer dos acontecimentos acima mencionados poderá prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários da
Companhia, além de dificultar seu acesso ao mercado de capitais e ao financiamento de suas operações no futuro, em
termos aceitáveis ou absolutos.
A desvalorização do Real em relação ao Dólar pode criar pressão inflacionária adicional no Brasil e acarretar aumentos
das taxas de juros, podendo afetar de modo negativo a economia brasileira como um todo, bem como afetar
adversamente a Companhia.
Alterações na legislação tributária do Brasil poderão afetar adversamente os resultados operacionais da
Companhia.
O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal que afetam a Companhia. Estas alterações
incluem mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada
a determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em aumento da
carga tributária, o que poderá, por sua vez, influenciar a lucratividade e afetar adversamente os preços de energia,
podendo impactar, conseqüentemente, o resultado financeiro da Companhia. Não há garantias de que a Companhia
será capaz de manter seus preços, seu fluxo de caixa projetado ou sua lucratividade se ocorrerem aumentos
significativos nos tributos aplicáveis às suas operações e atividades.
Riscos de mercado diretamente relacionados aos negócios da Companhia
As operações da Companhia compreendem a distribuição de energia elétrica em 24 municípios, predominantemente
da Grande São Paulo, incluindo a capital do Estado, atendendo a aproximadamente 6,0 milhões de consumidores. Os
principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio da Companhia podem ser assim descritos:
Risco de crédito
41
A Companhia está obrigada, por força de regulamentação do setor de energia elétrica e por cláusula incluída no
contrato de concessão, a fornecer energia elétrica para todos os clientes localizados na sua área de concessão. De
acordo com a regulamentação do setor de energia elétrica, a Companhia tem o direito de cortar o fornecimento de
energia elétrica dos consumidores que não efetuem o pagamento das faturas.
Risco de preço
Revisão Tarifária Periódica
Em conformidade ao contrato de concessão, a Companhia passa pelo processo de revisão tarifária periódica a cada 4
anos. A 3ª revisão tarifária da Companhia ocorrerá em julho de 2011. Nos processos de revisão tarifária, a Parcela B
deixa de ser apurada pela variação do IGP-M ajustado pelo Fator X e passa a ser calculada através de metodologias a
serem definidas pela ANEEL. A metodologia para o 3º Ciclo de Revisões Tarifárias está em discussão no âmbito da
Audiência Pública nº 040/2010. O período de contribuições dos agentes e da sociedade se encerrou em 10 de janeiro
de 2011. No atual momento os agentes e sociedade aguardam as análises das contribuições por parte de ANEEL.
Reajuste Tarifário Anual
No reajuste anual, que ocorre entre as revisões tarifárias, as empresas distribuidoras de energia elaboram os pleitos
para reajuste das tarifas de energia elétrica, com base em fórmula definida no contrato de concessão, que considera
para os custos não gerenciáveis (Parcela A), as variações incorridas no período entre reajustes e, para os custos
gerenciáveis (Parcela B), a variação do IGP-M, ajustado pela aplicação do Fator X, conforme mencionado no parágrafo
anterior. Em novembro de 2009, a ANEEL instituiu processo de Audiência Pública nº 043/2009 (“AP 043”) para obter
subsídios e informações para adequação da metodologia de cálculo do reajuste tarifário anual, mediante Aditivo ao
Contrato de Concessão das Distribuidoras, visando à neutralidade dos itens da Parcela A (captura dos efeitos
econômico-financeiros decorrentes das variações de mercado sobre Energia Comprada, Transmissão e Encargos
Setoriais).
O processo da AP 043 culminou na aprovação do Modelo Padrão do Aditivo ao Contrato de Concessão das
Distribuidoras por parte da ANEEL, nos termos do Despacho nº 245/2010. No Modelo Padrão, a metodologia de
cálculo do reajuste tarifário anual foi alterada de modo a capturar os efeitos econômico-financeiros das variações de
mercado sobre os Encargos Setoriais a partir de fevereiro de 2010 (Neutralidade da Parcela A).
No dia 16 de abril de 2010, as administrações da Companhia e da AES Elpa S.A. (“AES Elpa”) deliberaram pela
assinatura do Segundo Aditivo ao Contrato de Concessão para Prestação do Serviço Público de Distribuição
de Energia Elétrica nº 162/1998 - ANEEL entre a Companhia e a União Federal, com a interveniência da AES Elpa. Em
30 de abril de 2010 a matéria foi deliberada na Assembléia Geral de Acionistas da Companhia e da AES Elpa.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) estabeleceu através da Resolução Homologatória nº 1025, de 29 de
junho de 2010, as tarifas de fornecimento de energia elétrica e de uso dos sistemas de distribuição da Companhia
resultantes do processo de reajuste tarifário de 2010, cujo reajuste médio foi de 8,00%, correspondendo a um efeito
médio de 1,62% percebido pelos consumidores.
Paralelamente, em maio de 2010, a ANEEL instituiu o processo de Audiência Pública nº 033/2010 (“AP 033”) para
obter subsídios e informações para a análise e decisão da ANEEL acerca do reconhecimento da legalidade da
aplicação da fórmula de Reajuste Anual das Tarifas constante dos contratos de concessão de serviço público de
distribuição.
Em 14 de dezembro de 2010 a diretoria da ANEEL resolveu arquivar a AP033 por (i) reconhecer a legalidade da
aplicação da fórmula de Reajuste Anual das Tarifas constante dos contratos de concessão de serviço público de
distribuição; (ii) negar tratamento regulatório retroativo da metodologia de tratamento das variações de mercado no
repasse dos custos não gerenciáveis da Parcela "A", referentes aos encargos setoriais dos ciclos tarifários já
incorridos; e (iii) conhecer e negar provimento aos pedidos de invalidação da metodologia de reajuste tarifário de tarifas
de distribuição de energia elétrica.
Em 22 de dezembro de 2010, o deputado federal Eduardo da Fonte apresentou à ANEEL o pedido de reconsideração
da decisão da ANEEL sobre este tema.
Risco de mercado
O portfólio de contratos de energia de 2010 consiste nos seguintes componentes: Contratos Bilaterais da controlada
Eletropaulo com AES Tietê ; Contrato de Itaipu e PROINFA (Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia
Elétrica); e Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEARs decorrentes do 1º, 2º,
4º e 8º Leilões Públicos de Energia Existente realizados em dezembro/2004, abril/2005, outubro/2005 e
novembro/2009, e do 1º, 2º e 4º Leilões de Energia Nova realizados em dezembro/2005,junho/2006 e julho/2007,
respectivamente. De acordo com o Decreto MME nº 5.163/2004, as distribuidoras devem efetuar contratos regulados
de compra de energia somente através de leilões, com duração estabelecida pelo próprio MME.
Os custos associados à compra de energia são compostos por itens não gerenciáveis. A legislação atual estabelece
que as empresas de distribuição devam garantir o atendimento a cem por cento dos seus mercados de energia e prevê
que a ANEEL deverá considerar, no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica, até cento e três por cento do
montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento da Distribuidora. Os principais
fatores de incerteza na compra de energia estão relacionados à previsão de 5 anos da carga e à expectativa de preços
futuros. Tais fatores podem implicar em penalidades por insuficiência de contratação, quando a contratação for inferior
a 100%, e em custos não repassáveis às tarifas de fornecimento quando a contratação for superior a 103%. Para
mitigação desses riscos, há instrumentos de contratação de energia elétrica previstos pela regulamentação tais como
leilões de ajuste, MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits), opção por redução dos CCEAR’s de
energia existente devido a (i) migração de clientes ao mercado livre, (ii) acréscimos na aquisição de energia
decorrentes de contratos celebrados antes da edição da Lei nº 10.848/2004, e (iii) outras variações de mercado.
A estratégia de suprimento de energia busca assegurar que o nível de contratação permaneça na faixa entre 100% e
103%, minimizando os custos com a compra de energia requerida para atender todos os clientes cativos. Adotou-se,
dessa forma, uma abordagem de gestão de risco na compra de energia focada na identificação, mensuração e gestão
42
dos riscos de volume e preços, além da utilização de ferramentas de otimização para suporte na decisão de
contratação de energia.
Conforme disposto na Portaria MME nº 45, de 9 de março de 2007 e nas regras estabelecidas pela Resolução
Normativa ANEEL nº 305, de 18 de maio de 2008, a eventual exposição no nível de contratação a qual as
Distribuidoras possam ser submetidas, por fatos alheios a sua vontade, poderá ser repassada à tarifa da Distribuidora.
Este repasse deverá ser concedido, desde que atendidas as condições dispostas na portaria anteriormente
mencionada. Adicionalmente, caberá à ANEEL analisar a isenção da aplicação de penalidade por eventual não
atendimento à obrigação de contratação da totalidade de seu mercado.
As incertezas do cenário macroeconômico e meteorológico impactam significativamente as projeções da carga para
contratação. Apesar dos esforços da empresa em investimentos na área, os modelos não conseguem capturá-los na
sua totalidade. Os modelos norteiam as contratações com níveis de riscos aceitáveis e no decorrer do tempo há a
necessidade de ajustes sobre as previsões. Outro fator que impacta fortemente as projeções na área de concessão da
Companhia é mudança de perfil das atividades dos clientes, onde tem ocorrido uma tendência de redução na
participação da classe Industrial e aumento nas classes Residencial e Comercial.
Risco de aceleração de dívidas
A Companhia tem contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures, com cláusulas restritivas (“covenants”)
normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros,
geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e não limitam a capacidade de condução do
curso normal das operações.
5.2.
Política de gerenciamento de riscos de mercado adotada pela Companhia, incluindo objetivos,
estratégias e instrumentos
A Companhia adota como política de gerenciamento de risco: (i) manter um nível mínimo de caixa como forma de
assegurar a disponibilidade de recursos financeiros e minimizar riscos de liquidez; (ii) estabelecer diretrizes para
contratação de operações de hedge para mitigação dos riscos financeiros da Companhia, bem como a
operacionalização e controle destas posições. As estratégias e instrumentos utilizados estão especificados nos itens
abaixo.
a.
riscos para os quais se busca proteção
O principal risco de mercado para o qual a Companhia busca proteção é o risco de crédito. Ademais, o preço da
energia comprada de Itaipu é estabelecido em dólares americanos, sendo as variações das taxas de câmbio desse
contrato reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA.
A Companhia também monitora potenciais necessidades de contratação de instrumentos para proteção de risco de
liquidez, taxa de juros e risco cambial referente a eventuais obrigações atreladas à moeda estrangeira, mas no
momento nenhum instrumento é utilizado diante da inexistência de risco efetivo.
Quanto à proteção à sua exposição ao risco de crédito presente em instrumentos financeiros, selecionando instituições
financeiras pelos critérios de reputação no mercado (instituições sólidas, seguras e de boa reputação) e pelo fato de
poderem ou não prover um tratamento diferenciado nas operações, seja em custos, qualidade de serviços, termos e
inovação. As operações também deverão atender aos requisitos de compliance e as instituições financeiras deverão
enquadrar-se em classificação de risco conforme tabela abaixo:
Ratings em escala nacional e moeda local
Fitch Atlantic Rating
Moody’s Investor
Standard & Poor’s
AA-, AA, AA+, AAA
Aa3, Aa2, Aa1, Aaa
AA-, AA, AA+, AAA
Quaisquer instituições financeiras que apresentem, em uma das agências de risco rating inferior ao estabelecido (AA-)
não poderão fazer parte da carteira de investimentos da AES Eletropaulo.
Quanto aos valores de exposição máxima por instituições financeiras, a Companhia definiu os seguintes critérios:
• Critério de Caixa: Aplicações de no máximo 20% do total da carteira por instituição financeira;
• Critério de Patrimônio Líquido (PL) da Companhia: Aplicações de no máximo 20% de seu PL por instituição
financeira; e
43
• Critério de PL da Instituição Financeira recebedora de recursos: Cada instituição financeira poderá receber recursos
de no máximo 5% de seu PL.
b.
estratégia de proteção patrimonial (hedge)
Uma vez identificados os riscos a serem mitigados, a Companhia buscará os instrumentos mais adequados para
contratar o hedge.
Os principais fatores que deverão direcionar a decisão do instrumento a ser utilizado estão listados a seguir:
• Situação de liquidez da Companhia;
• Condição de crédito junto ao mercado financeiro;
• Cenário de mercado.
Os instrumentos financeiros a serem utilizados visando a proteção patrimonial são:
• SWAP, Juros Máximos (Cap) e Floor Agreements para proteção (Hedge) contra exposição a dívidas de taxa
flutuante sem direito a reclamações (non-recourse).
• SWAP e Contratos a Termo para proteção (Hedge) contra o risco de moeda estrangeira em certas obrigações
atreladas à moeda não funcional.
• Instrumentos derivativos de energia elétrica, incluindo SWAP, Opções, Contratos a Termo e Futuros para gestão do
risco relacionado a compra e venda de energia elétrica.
Definido o objeto do hedge e o instrumento a ser utilizado, a Companhia precifica tais operações sempre seguindo as
metodologias de mercado vigentes.
O valor de mercado do hedge é calculado com base nos preços médios divulgados diariamente pela BM&FBOVESPA
e considera a variação cambial do período com base na PTAX- V (câmbio médio divulgado diariamente pelo BACEN
após o fechamento do mercado) do dia imediatamente anterior da data inicial e do período analisado.
c. instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge)
Resumo das operações de Swap
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia não possuía qualquer instrumento de hedge ou qualquer outro visando a
eventual proteção da sua receita ou despesas operacionais.
d.
parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos
Definido o objeto do hedge e o instrumento a ser utilizado, a Companhia precificará tais operações sempre seguindo as
metodologias de mercado vigentes.
O valor de mercado do hedge é calculado com base nos preços médios divulgados diariamente pela BM&FBOVESPA
e considera a variação cambial do período com base na PTAX- V (câmbio médio divulgado diariamente pelo BACEN
após o fechamento do mercado) do dia imediatamente anterior à data inicial e do período analisado.
e.
se a Companhia opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial
(hedge) e quais são esses objetivos
Não aplicável.
f.
estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos
A Companhia possui uma Gestão Integrada de Riscos que permite uma visão consolidada de todos os riscos ainda que
eles sejam gerenciados nas áreas de origem em que há a exposição.
Os riscos empresariais mais significativos que possam vir a afetar financeiramente a Companhia, bem como sua
imagem e a capacidade da organização de alcançar os objetivos estratégicos e do negócio são classificados,
analisados e tratados por meio de ações estruturantes, tendo como base o Modelo COSO ERM (Comitê das
Organizações Patrocinadoras, ERM- Enterprise Risk Management).
A partir da identificação dos riscos empresariais, estes são classificados nas seguintes categorias: Estratégico,
Financeiro, Operacional e Regulatório, e posteriormente analisado por meio de sua prioridade, onde são levados em
consideração o horizonte de tempo (curto, médio e longo prazos), a importância relativa (qualitativa) e financeira
(quantitativa) da exposição do risco. Os riscos com exposição alta, muito alta e extrema são deliberados em um Comitê
de Risco, o qual é composto por diretores que representam diversas áreas da Companhia.
g.
adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da
44
política adotada
Conforme citado acima, a Companhia executa o monitoramento da gestão dos riscos e os testes de verificação da
efetividade desta gestão são efetuados pelas áreas de controles internos e auditoria interna. Para mais informações
sobre o tema, consultar o item 10.6 deste Formulário de Referência.
Análise de sensibilidade das aplicações financeiras
Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas aplicações financeiras ao qual a Companhia estava
exposta na data base de 31 de dezembro de 2010, foram definidos 05 cenários diferentes. Com base no relatório
FOCUS de 31 de dezembro de 2010 foi extraída a projeção do indexador SELIC/CDI para o ano de 2011 e este
definido como o cenário provável; a partir deste calculadas variações de 25% e 50%.
Para cada cenário foi calculada a receita financeira bruta não levando em consideração incidência de tributos sobre os
rendimentos das aplicações. A data base utilizada da carteira foi 31 de dezembro de 2010 projetando para um ano e
verificando a sensibilidade do CDI com cada cenário.
Indexador
Selic/CDI
Cenário I
6,03
Cenário II
9,05
Cenário Provável
12,06
Saldo de Aplicações Financeiras em 31/12/2010 (R$)
Operação
Aplicações Financeiras
Risco
CDI
Cenário I
97.706.116
Cenário III
15,08
Cenário IV
18,09
Cenário III
244.265.290
Cenário IV
293.118.348
1.620.333.600,99
Cenário II
146.559.174
Cenário Provável
195.412.232
Análise de sensibilidade das dívidas
Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas dívidas ao qual a Companhia estava exposta na data
base de 31 de dezembro de 2010, foram definidos 05 cenários diferentes. Com base no relatório FOCUS de 31 de
dezembro de 2010, foi extraída a projeção dos indexadores CDI / IGP-DI / IGP-M / DOLAR e com base na curva futura
da BM&FBOVESPA de 31 de dezembro de 2010, foi extraída a projeção da LIBOR, todos para o ano de 2011 e assim
definindo-os como o cenário provável; a partir deste foram calculadas variações de 25% e 50%.
Para cada cenário foi calculada a despesa financeira bruta não levando em consideração incidência de tributos e o
fluxo de vencimentos de cada contrato programado para 2011. A data base utilizada da carteira foi 31 de dezembro de
2010, projetando os índices para um ano e verificando a sensibilidade dos mesmos em cada cenário.
5.3.
Alterações significativas nos principais riscos de mercado em que a Companhia está exposta ou na
política de gerenciamento de riscos adotada no último exercício social
Não houve alterações nos principais riscos financeiros.
5.4.
6.
6.1.
Histórico da Companhia
Constituição da Companhia
a) data
08 de setembro de 1971
b) forma
Constituída sob a forma de sociedade por ações
45
c) país de constituição
6.2.
Brasil
Prazo de duração
Indeterminado.
6.3.
Breve histórico da Companhia
A Companhia foi constituída em 08 de setembro de 1971 com a denominação social de Emissor de Passagens,
Serviços e Turismo S.A. – Emitur. Em 31 de julho de 1973, sua denominação social foi alterada para Banespa S.A.
Turismo, Passagens e Serviços, devido ao fato de que empresas ligadas ao Banco do Estado de São Paulo S/A
adquiriram o controle acionário da Companhia. Em 13 de fevereiro de 1973 o objeto social da Companhia foi alterado e
a mesma passou a denominar-se Pesquisa e Planejamento de Transportes do Estado de São Paulo – TRANSESP.
Em 20 de março de 1981, em seguida ao plano que o Governo do Estado de São Paulo desenvolvia na área de
energia elétrica e aos entendimentos mantidos com o Governo Federal, o objeto social da Companhia foi alterado para
operar usinas produtoras de energia elétrica e linhas de transmissão, bem como operar linhas de distribuição de
energia elétrica, dentre outras atividades, passando a denominação social a ser Eletropaulo – Eletricidade de São
Paulo S.A.
Em 19 de agosto de 1993, a Companhia obteve seu registro como companhia aberta junto à CVM.
Em 31 de dezembro de 1997, a reestruturação decorrente do programa de privatização deu origem a quatro empresas:
duas distribuidoras de energia elétrica (Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A., atual Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A.) e EBE (Empresa Bandeirante de Energia S.A.), uma transmissora de energia elétrica
(EPTE - Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica, atual CTEEP) e uma geradora de energia elétrica
(EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A.).
Em 15 de abril de 1998, a AES Eletropaulo foi adquirida por meio de leilão público pela Lightgás Ltda. (“Lightgás”), com
participação de capital entre a The AES Corporation (“AES Corporation”), Companhia Siderúrgica Nacional (“CSN”),
Eletricité de France (“EDF”) e Reliant Energy. Sua então acionista controladora, a LightGás, subsidiária da Light
Serviços de Eletricidade S.A. (“Light”) adquiriu 74,9% de ações ordinárias da Companhia, representando 29,9% de seu
capital social, por R$2.030 milhões.
Em junho de 1999, por meio de compras conduzidas na BM&FBOVESPA, a The AES Corporation adquiriu,
indiretamente, mais 4,4% do seu capital social total. Em janeiro de 2000, a AES Transgás Ltda. (“AES Trangás”),
subsidiária da AES Corporation, adquiriu da BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (“BNDESPAR”), em leilão
realizado na BM&FBOVESPA, mais 35,5% do seu capital social. Em maio de 2000, a AES Transgás realizou Oferta
Pública de Compra, na qual adquiriu da BNDESPAR mais 3,1% do seu capital social.
Em dezembro de 2000, a Reliant Energy vendeu sua participação na Light à The AES Corporation e à EDF, e em
janeiro de 2001, a CSN vendeu sua participação na Light à AES Corporation e à EDF. Em 31 de dezembro de 2001,
subsidiárias da AES Corporation detinham 71,5% das ações preferenciais sem direito a voto, representando um total
de 43,1% do capital social da Companhia e detinham 23,9% do capital social da Light, que possuía, indiretamente por
meio da LightGás, 77,8% das ações ordinárias da Companhia, ou 31% do capital social total da Companhia. Em
dezembro de 2000, a EDF detinha 64,3% do capital social da Light.
Em 12 de janeiro de 2001, a AES Corporation e a EDF reestruturaram suas participações na Light e em suas
subsidiárias, inclusive na Companhia e, em consequência, a AES Corporation passou a ser a única acionista
controladora da Companhia e a EDF passou a ser a única acionista controladora da Light. Em 29 de outubro de 2001,
a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL (“ANEEL”) aprovou, por meio da Resolução n° 448, o desdobramento
do controle acionário da Light e da AES Eletropaulo. Em 2002, a AES Corporation e a EDF efetuaram uma troca de
ações da Light e da AES Eletropaulo: subsidiárias da AES Corporation trocaram suas ações da Light, representativas
de 23,9% do capital social da Light, por 88,21% de ações detidas pela EDF na sucessora da LightGás, a AES Elpa S.A.
(“AES Elpa”). Através dessa troca de ações com a EDF, a AES Corporation aumentou sua participação no capital
social da Companhia de 18,6% de suas ações ordinárias e 50,5% de seu capital social total para 68,6% de suas ações
ordinárias e 70,4% de seu capital social total.
Em 22 de dezembro de 2003, a AES Corporation e várias de suas controladas, inclusive a AES Eletropaulo, e a
BNDESPAR, celebraram diversos contratos pelos quais a AES Corporation transferiu todas as ações que detinha direta
e indiretamente por meio da AES Elpa e da AES Transgás Empreendimentos S.A. (“AES Transgás”) na Companhia e
todas as suas participações diretas e indiretas na AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (“AES Uruguaiana”) e na
AES Tietê S.A. (“AES Tietê”) para uma nova controladora denominada Brasiliana Energia S.A. (atual Companhia
Brasiliana de Energia (“Brasiliana”)), em troca de 50% mais uma ação das ações ordinárias da Brasiliana. O Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES (“BNDES”), por meio da BNDESPAR adquiriu todas as
ações com direito a voto restantes da Brasiliana além de substancialmente todas as ações preferenciais emitidas pela
companhia em virtude da renegociação da dívida da AES Elpa e a AES Transgás perante ela e de todas as suas
participações diretas e indiretas na AES Uruguaiana e na AES Tietê. Como resultado, 53,9% do capital social total da
Brasiliana é atualmente detido pelo BNDES, através da BNDESPAR e 46,2% é detido pela AES Corporation através da
holding AES Holdings Brasil Ltda. (“AES Holdings Brasil”).
Desde 2003, portanto, o BNDES, por meio da BNDESPAR é sócio da AES Holdings Brasil no capital da Companhia,
por meio da criação da holding Brasiliana.
46
Em 13 de dezembro de 2004 a Companhia passou a ter suas ações negociadas no Nível 2 de Governança Corporativa
da BM&FBOVESPA.
Em 2005, a Companhia obteve aprovação da ANEEL para a prorrogação do prazo concedido à AES Eletropaulo para a
segregação da sua participação acionária em suas controladas Metropolitana Overseas II, Ltd. e Eletropaulo Comercial
Exportadora Ltda. até 31 de dezembro de 2006, nos termos da Resolução Autorizativa da ANEEL nº 311, de 12 de
setembro de 2005. Ademais, houve a transferência da Eletropaulo Telecomunicações Ltda., sociedade constituída em
1998 como sociedade de responsabilidade limitada para prestar serviços de telecomunicação em geral, e para fornecer
serviços técnicos, de consultoria e manutenção, além de investir em outras sociedades como sócia ou acionista, para a
AES Transgás, atual Brasiliana, nos termos do Despacho ANEEL nº 1.363, de 28 de setembro de 2005.
Em 13 de novembro de 2006 foi concluído o encerramento da Eletropaulo Comercial Exportadora Ltda. e em 31 de
dezembro de 2007 o encerramento da Metropolitana Overseas II Ltd
6.4.
Data de registro da Companhia na CVM como companhia aberta
O registro de companhia aberta da Companhia na CVM foi obtido em 19 de agosto de 1993.
6.5.
Principais eventos societários, tais como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações,
alienações e aquisições de controle societário, aquisições de ativos importantes, pelos quais tenham
passado a Companhia ou qualquer de suas controladas ou coligadas, indicando: (a) evento; (b)
principais condições do negócio; (c) sociedades envolvidas; (d) efeitos resultantes da operação no
quadro acionário, especialmente sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do
capital social e dos administradores da Companhia; (e) quadro societário antes e depois da operação
A Companhia é controlada direta e indiretamente pela Brasiliana, que detém direta e indiretamente (i) 7,4% das ações
preferenciais da Companhia e (ii) 98,3% de ações ordinárias da AES Elpa que, por sua vez, detém 77,8% das ações
ordinárias da Companhia. A AES Corporation detém indiretamente 50% mais uma ação ordinária de emissão da
Brasiliana e uma ação preferencial, e o BNDES (por meio de sua subsidiária BNDESPAR), detém 50% menos uma
ação ordinária de emissão da Brasiliana e 100,00% das ações preferenciais.
Em 2006, os principais acionistas da Companhia (Brasiliana, AES Corporation e BNDES, por meio de sua subsidiária, a
BNDESPAR realizaram uma reorganização societária com o intuito de fortalecer a estrutura de capital do grupo, por
meio da redução de seu endividamento e da reestruturação do endividamento remanescente, bem como eliminar
ineficiências decorrentes da existência de empresas holding ou de participação intermediárias, algumas sediadas no
exterior.
A referida reorganização societária compreendeu os seguintes principais eventos:
(i) Oferta secundária de ações preferenciais classe “B” de emissão da AES Eletropaulo ocorrida em 11 de julho
de 2006
Em 21 de setembro de 2006 a AES Transgás ofertou 13.764.513.000 Ações Preferenciais Classe “B” de emissão da
AES Eletropaulo, por R$85,00 por lote de mil Ações Preferenciais Classe “B”. O valor total da oferta foi de
R$1.169.983.605,00. Todas as Ações Preferenciais eram nominativas, escriturais e sem valor nominal e foram
distribuídas no âmbito de uma oferta global com a distribuição simultânea em mercado de balcão não-organizado, no
Brasil e no exterior, inclusive sob a forma de global depositary shares, que correspondiam a 500 Ações Preferenciais
Classe “B” cada.
(ii) Incorporação da Brasiliana de Energia S.A. pela AES Transgás Empreendimentos S.A. em 30 de setembro
de 2006
No âmbito da reorganização societária e financeira envolvendo as sociedades controladas direta ou indiretamente pela
Brasiliana (“Reorganização”), cujos termos foram divulgados em fato relevante publicado em 30 de maio de 2006, foi
aprovada nas assembleias gerais extraordinárias da Brasiliana Energia S.A. e AES Transgás, realizadas em 30 de
setembro de 2006, a incorporação da Brasiliana Energia S.A. pela Transgás, sua sociedade controlada.
Em decorrência da incorporação da Brasiliana Energia S.A., o capital social da AES Transgás foi aumentado para
R$5.583.777.970,01, com o cancelamento das 2.801.550.253 ações de emissão da AES Transgás detidas pela
Brasiliana Energia S.A. e posterior emissão, pela AES Transgás, em substituição das ações canceladas, de
650.000.007 ações, sendo 600.000.001 ações ordinárias e 50.000.006 ações preferenciais, todas nominativas e sem
valor nominal, sendo que a AES Holdings Brasil passou a ser titular de 300.000.001 ações ordinárias e 6 ações
preferenciais e a BNDESPAR passou a ser titular de 300.000.000 ações ordinárias e 50.000.000 ações preferenciais.
Ademais, o estatuto social da AES Transgás foi reformado de forma que passou a adotar essencialmente a redação do
estatuto social da Brasiliana Energia S.A.
Nenhuma das companhias envolvidas apresentava acionistas minoritários, de forma que não se aplicaram à
incorporação as disposições do art. 264 da Lei das Sociedades por Ações e não houve direito de recesso.
O mercado foi devidamente informado sobre a incorporação da Brasiliana Energia S.A. pela Transgás, conforme fatos
relevantes publicados em 14 de setembro de 2006 e 02 de outubro de 2006.
(iii) incorporação da AES Transgás pela Energia Paulista Participações S.A., ocorrida em 31 de outubro de
2006, sendo que após esta incorporação a Energia Paulista Participações S.A. passou a ser designada
Companhia Brasiliana de Energia
47
Ainda no âmbito da reorganização, em 31 de outubro de 2006, foi aprovada em assembleias gerais extraordinárias da
Transgás e Energia Paulista Participações S.A. (“Energia Paulista”) a incorporação da Transgás pela Energia Paulista,
sociedade controlada pela AES Transgás. Em consequência desta incorporação, o capital social da Energia Paulista foi
aumentado para R$3.389.584.422,72 com o cancelamento das 43.253.284 ações de emissão da Energia Paulista de
titularidade da AES Transgás e posterior emissão, pela Energia Paulista, em substituição às ações canceladas, de
650.000.007 ações, sendo 600.000.001 ações ordinárias e 50.000.006 ações preferenciais. Deste montante, a AES
Holdings Brasil passou a ser titular de 300.000.001 ações ordinárias e 6 ações preferenciais e a BNDESPAR passou a
ser titular de 300.000.000 ações ordinárias e 50.000.000 ações preferenciais.
Adicionalmente, o estatuto social da Energia Paulista foi reformulado para adotar o estatuto social da AES Transgás,
com algumas adaptações. Dentre as alterações realizadas, a Energia Paulista passou a ser denominada “Companhia
Brasiliana de Energia”, denominação esta que vigora até a presente data.
Nenhuma das companhias envolvidas apresentava acionistas minoritários, de forma que não se aplicaram à
incorporação as disposições do art. 264 da Lei das Sociedades por Ações e não houve direito de recesso.
O mercado foi devidamente informado sobre a incorporação da AES Transgás pela Energia Paulista, conforme fatos
relevantes publicados em 13 de outubro de 2006 e 01 de novembro de 2006.
(iv)
Incorporação da AES Tietê Empreendimentos S.A. pela Brasiliana em 28 de dezembro de 2006.
Conforme assembleias gerais extraordinárias da AES Tietê Empreendimentos S.A. (“TE”) e da Brasiliana, realizadas
em 28 de dezembro de 2006, a TE foi incorporada pela Brasiliana, incorporação essa que passou a ser considerada
válida e eficaz a partir de 31 de dezembro de 2006.
A TE era uma companhia de capital fechado, sendo que 100% das ações de sua emissão eram detidas pela Brasiliana,
no momento da incorporação. Por este motivo, a incorporação não ensejou qualquer alteração no capital social da
Brasiliana, tampouco no número de ações emitidas e sua distribuição entre os acionistas da Brasiliana. Da mesma
forma, não se aplicaram a esta incorporação as disposições do art. 264 da Lei das Sociedades por Ações e não houve
direito de recesso.
O mercado foi devidamente informado sobre a incorporação da TE pela Brasiliana, conforme fatos relevantes
publicados em 13 de dezembro de 2006 e 28 de dezembro de 2006
(v) Cisão Parcial da AES Tietê Participações S.A. com incorporação de parcela do acervo cindido pela
Brasiliana em 28 de setembro de 2007
Em 28 de setembro de 2007 foi aprovada em assembleias gerais extraordinárias da AES Tietê Participações S.A.
(“TP”) e Brasiliana, a cisão parcial da TP com versão de parcela do acervo cindido da TP à Brasiliana, válida e eficaz a
partir de 30 de setembro de 2007.
Em decorrência da cisão parcial, foram transferidos para a Brasiliana todos os elementos que compunham o ativo da
TP, exceto: (i) 4.750.059.067 ações representativas de 4,98% do capital social da AES Tietê S.A.; (ii) saldo de ágio e
da provisão realizada nos moldes da Instrução Normativa CVM nº 319; e (iii) ativo fiscal diferido constituído sobre
parcela do ágio já amortizado contabilmente.
A TP era uma companhia de capital fechado, sendo que 100% das ações de sua emissão eram detidas pela Brasiliana,
no momento da cisão parcial. Por este motivo, a cisão não ensejou qualquer alteração no capital social da Brasiliana,
tampouco no número de ações emitidas e sua distribuição entre os acionistas da Brasiliana.
O mercado foi devidamente informado sobre a cisão da TP, com incorporação do acervo cindido pela Brasiliana,
conforme fatos relevantes publicados em 12 de setembro de 2007 e 28 de setembro de 2007.
Antes da Reorganização Societária:
48
A ES C orp.
V: 99. 99%
T : 99. 99%
A ES Ho ld i ng s
V: 5 0. 01 %
P: 0. 00 %
V: 5 0.01%
T : 46.15 %
P: 0.00%
T : 4 6.15%
BN DES
V: 4 9. 99 %
P: 100 .0%
49.99%
T: 5 3.84 %
P: 1 00.0%
T: 53 .84%
V – ord inária / votant e
V:
Bra silia na En ergia S.A.
P – p ref eren cial / não- vota nte
T – T ota l
Acion istas
M in or itár ios
V: 98 .26 %
T: 98 .26 %
V: 1.7 4%
T: 1.7 4%
Acio ni sta s
M ino rit ár ios
V: 100.0 % T : 1 00 .0 %
V: 1 00 .0 %
AES Transgas
Ltda
AES Elpa
V: 1 00,0 %
V: 2 2. 19%
P: 2 9.7 7%
V: 77. 8 1% V: 0.00 %
P: 0. 00 % P:62 .8 5%
T : 26. 75 %
T: 30. 97%
T: 37.8 4%
T : 10 0. 0 %
V: 1 00.0 % T : 100.0%
AES Uruguaiana
Inc
T : 9 9.99 %
V: 9 9.99 %
V: 0 .00 %
P: 7 .38 %
T : 1 00,0 %
El etro pau lo
Tel ecom. Ltda
AESTietê Hol ding
Ltd
V: 1 00.0 %
V: 100 .0 %
T: 10 0. 0%
V: 99 .9 9%
T: 99. 9 9%
T: 10 0.0%
T : 4 .44%
T: 0.01 %
V: 0.01 %
V: 1 00 .0 %
AESTietê Hol ding
II Ltd
T: 1 00. 0 %
V: 0.01%
T: 0 .0 1%
Urugu aia na S.A.
Eletr op aul o
S.A.
AES Comm. RJ
S.A.
AE STietê Empr.
V: 1 00.0%
T: 10 0.0%
V: 10 0. 0%
T: 10 0. 0%
V: 9 6,76%
V: 10 0,0%
T: 9 6,7 6%
T : 10 0,0 %
AES Su l S .A.
V: 1 00 ,0 %
AES Tietê Part.
V: 61.6 5%
P: 14.0 8%
T: 3 8.8 0%
V: 9.62 %
P: 0. 00 %
T : 5. 00 %
Energia Paulist a
Ac in istas
Mi nor itá r io s
V: 0. 00 %
P: 18 1
. 5%
T: 8.72 %
V: 28. 7 3%
P: 67. 7 7%
T: 47. 4 9%
T: 100 ,0%
Me tropolitan a
Eletropaul o
Overseas II L td.
Comerci al Exp . Ltda
IHB
A ES Tie t ê
Após a Reorganização Societária:
AES Corp .
T 99,99%
AES Holdings
Brasil
O – Ordin ária
P – Preferencial
T – Total
BNDES
O 50,00% - 1 ação
P 100,00%
T 53,85%
O 50,00% + 1 ação
P 0,00%
T 46,15%
Cia. Brasiliana de
Energia
O 98,26%
T 98,26%
AES
Elpa
T 99,70%
AES
Sul
O 99,99%
T 99,99%
AES
Infoenergy
O 99,00%
T 99,00%
AES
Uruguaiana, Inc
O 100,00%
T 100,00%
AES
Com RJ
O 71,35%
P 32,34%
T 52,55%
O 77,81%
T 30,97%
AES
Tietê
AES
Eletropaulo
O 99,99%
T 99,99%
O 100,00%
T 100,00%
AES Minas
PCH
AES
Uruguaiana
Empreendim .
49
O 99,99 %
T 99,99 %
AES
Eletropaulo
Telecom
O 99,99%
T 99,99%
AES Rio
PCH
6.6.
Pedidos de falência, desde que fundados em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial
da Companhia, e o estado atual de tais pedidos
A Companhia não tem conhecimento de nenhum pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação
judicial ou extrajudicial da Companhia.
6.7. Outras informações relevantes
7.
7.1
Atividades da Companhia
Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e suas controladas
O objeto social da Companhia é descrito da seguinte forma: I) a exploração de serviços públicos de energia,
principalmente a elétrica, nas áreas referidas no Contrato de Concessão e nas outras em que, de acordo com a
legislação aplicável, for autorizada a atuar; II) estudar, elaborar, projetar, executar, explorar ou transferir planos e
programas de pesquisa e desenvolvimento que visem qualquer tipo ou forma de energia, bem como de outras
atividades correlatas à tecnologia disponível, quer diretamente, quer em colaboração com órgãos estatais ou
particulares; III) participar nos empreendimentos que tenham por finalidade a distribuição e o comércio de energia,
principalmente a elétrica, bem como a prestação de serviços que, direta ou indiretamente, se relacionem com esse
objeto, tais como: uso múltiplo de postes, mediante cessão onerosa a outros usuários; transmissão de dados, através
de suas instalações, observada a legislação pertinente; prestação de serviços técnicos de operação, manutenção e
planejamento de instalações elétricas de terceiros; prestação de serviços de otimização de processos energéticos e
instalações elétricas de consumidores; cessão onerosa de faixas de servidão de linhas e áreas de terra exploráveis de
usinas e reservatórios; IV) prestar outros serviços de natureza pública ou privada, inclusive serviços de informática
mediante a exploração de sua infra-estrutura, com o fim de produzir receitas alternativas complementares ou
acessórias; V) contribuir para a preservação do meio ambiente, no âmbito de suas atividades, bem como participar em
programas sociais de interesse comunitário; VI) participar, em associação com terceiros, de empreendimentos que
propiciem melhor aproveitamento de seu patrimônio imobiliário; e VII) participação em outras sociedades como sócia,
acionista ou quotista.
A Companhia é a maior distribuidora de energia elétrica no Brasil em termos de receita de fornecimento de energia
elétrica 2. A atividade da Companhia envolve a compra e venda de energia elétrica para consumidores finais na região
metropolitana da cidade de São Paulo. Em 31 de dezembro de 2010, a área de concessão da Companhia abrangia
4.526 quilômetros quadrados, incluindo a capital e outros 23 municípios da região metropolitana da Grande São Paulo
e regiões adjacentes, sem que houvesse qualquer concessão ou prestação de serviços pela Companhia em outros
países. Em 2008, de acordo com o IBGE, a atividade econômica dentro da área de concessão da Companhia
representava 17,0% do produto interno bruto brasileiro e continha uma população estimada em aproximadamente 16,6
milhões de pessoas, segundo dados do Censo Demográfico de 2010 divulgado pelo IBGE. A rede da Companhia
consiste em 149 subestações distribuição de energia, com uma capacidade de transformação de 13.118 MVA, 1.734
km de linhas de sub-transmissão de 138kV e 88kV, uma rede de distribuição com extensão de 40.696 km de circuitos
aéreos, 3.037 km de circuitos subterrâneos e 1,14 milhão de postes.
As tabelas abaixo apresentam algumas das principais informações operacionais consolidadas da Companhia para os
exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 2008.
Distribuição de Energia (GWh)
Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2010
2010*
%
2009*
%
2008*
%
Residencial
15.546
36
15.014
36
14.427
35
Comercial
11.081
26
10.752
26
10.301
25
Industrial
6.137
14
6.032
15
6.559
16
1
Livres
7.911
18
6.832
17
7.383
18
Outros 2
2.671
6
2.638
6
2.573
6
Total
43.345
100
41.269
100
41.243
100
(1)
“Livres” são os clientes livres que compram energia de outros participantes do mercado fora do ambiente regulado, mas que se
utilizam do serviço de distribuição e da rede para adquirir a energia comprada da Companhia.
(2)
“Outros” significa consumidores rurais, poderes públicos federal, estadual e municipal, iluminação pública e serviço público.
* Números não auditados.
Número de Clientes
2010
%
2009
%
Residencial
5.749.408
93,6
5.594.375
93,2
Comercial
345.682
5,6
357.050
6,0
Industrial
29.020
0,5
29.983
0,5
1
Livres
277
0,0
229
0,0
2
Outros
17.954
0,3
18.098
0,3
Total
6.142.341
100
5.999.735
100
(1)
“Livres” são os clientes livres que compram energia de outros participantes do mercado fora do
utilizam do serviço de distribuição e da rede para adquirir a energia comprada da Companhia.
2
Conforme o ranking da ANEEL atualizado em 26 de janeiro de 2011.
50
2008
%
5.419.310
92,9
364.638
6,3
31.192
0,5
216
0,0
16.953
0,3
5.832.309
100
ambiente regulado, mas que se
(2)
“Outros” significa consumidores rurais, poderes públicos federal, estadual e municipal, iluminação pública e serviço público.
A Companhia adquire praticamente toda a sua energia por meio de (i) obrigação de compra de energia de Itaipu; (ii)
contrato de longo prazo celebrado com a AES Tietê; e (iii) compra em leilões de energia. Em 2010, a Companhia
adquiriu energia das seguintes fontes:
Total de GWh
% total da energia elétrica adquirida
Itaipu
10.079
23,89
AES Tietê
11.108
26,82
Leilões públicos
19.808
46,95
Outros1
1.192
2,33
Total
42.187
100
“Outros” representa a energia comprada por meio de pequenos contratos bilaterais e Proinfa.
(1)
Como regra geral, a Companhia repassa aos seus clientes, por meio de suas tarifas, todo o seu custo de compra de
energia, com exceção de situações excepcionais previstas da regulamentação aplicável.
O negócio da Companhia, incluindo os serviços fornecidos e as tarifas cobradas, está sujeito à regulamentação da
ANEEL e do MME. Para mais informações, veja o item 7.5. abaixo. A Companhia também está sujeita aos termos de
seu contrato de concessão, celebrado com a ANEEL em 15 de junho de 1998, que lhe concede o direito de distribuir
energia na sua área de concessão até 15 de junho 2028
7.2
Segmentos operacionais que tenham sido divulgados nas 3 últimas demonstrações financeiras de
encerramento do exercício social ou, quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas
a.
produtos e serviços comercializados
A Companhia tem como atividade principal a distribuição de energia elétrica.
b.
receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia
Em 2010, a receita oriunda de fornecimento e distribuição de energia elétrica foi de R$12.907,9 milhões, referentes à
distribuição de 43.345 GWh de energia elétrica para aproximadamente 6,1 milhões de clientes. Ou seja, a receita
oriunda de fornecimento e distribuição de energia elétrica 87,7% da receita operacional bruta da Companhia.
c.
lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia.
A segregação do lucro ou prejuízo por segmentos de atuação não é aplicável, considerando que as receitas da
Companhia advêm de um único segmento, qual seja, a distribuição de energia elétrica. De toda forma, a tabela abaixo
demonstra o lucro da Companhia nos últimos 3 exercícios sociais:
Exercício Social encerrado em 31
de dezembro de 2010 com
de dezembro de 2009 com
de dezembro de 2008
ajustes de IFRS
ajustes de IFRS
Lucro em milhões
1.347,7
1.156,5
Não aplicável*
* O exercício de 2008 não contemplavam os ajustes de IFRS. Dessa forma foram excluídos da base de comparação.
7.3.
Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima
a.
características do processo de produção
A Companhia não produz a energia que distribui. A Companhia adquire praticamente toda a sua energia por meio de (i)
quotas de compra de energia de Itaipu e PROINFA; (ii) contrato de longo prazo celebrado com a AES Tietê; e (iii)
compra em leilões de energia.
b.
características do processo de distribuição
Área de Concessão
A área de concessão da Companhia cobre 4.526 km² incluindo a cidade de São Paulo e outros 23 municípios na região
metropolitana da Grande São Paulo e regiões adjacentes, conforme demonstrado no mapa abaixo:
51
Regional Oeste
Regional Leste
Regional Sul
Regional Norte
Regional ABC
Rede de Distribuição
A Companhia distribui energia numa área de concessão que engloba aproximadamente 8,8% da população do Brasil.
Em 2008, sua área de concessão representou aproximadamente 17,0% do Produto Interno Bruto (PIB). A área de
concessão da Companhia cobre aproximadamente 16,6 milhões de habitantes.
A energia é transferida de geradoras de energia para clientes por meio de sistemas de transmissão, sub-transmissão e
distribuição. A transmissão é a transferência em grande volume de energia em voltagens de 230kV ou superiores a
partir de instalações de geração e estações de energia a sistemas de sub-transmissão e distribuição por meio de uma
rede de transmissão. Sub-transmissão é a transferência em grande volume de energia que foi transformada de
voltagens de 230kV ou superiores para voltagens de 138kV ou 88kV a partir de sistemas de transmissão para os
sistemas de distribuição. Distribuição é a transferência de energia que foi transformada de voltagens de 138kV ou 88kV
para voltagens de 34,5kV ou inferiores a partir de sistemas de transmissão e sub-transmissão a clientes finais. OS
sistemas de sub-transmissão e distribuição da Companhia são integrados à rede de transmissão para as regiões Sul,
Sudeste e Centro-Oeste do Brasil, que serve aproximadamente 75,0% do mercado brasileiro de energia, incluindo sua
área de concessão.
A Companhia vendeu 35.434 GWh de energia para o mercado cativo por meio de sua rede em 2010. A Companhia é a
maior distribuidora de energia elétrica no Brasil em termos de receita de fornecimento de energia elétrica
A maior parte da energia comprada pela Companhia é de usinas localizadas distante da sua área de concessão e essa
energia é transportada através do sistema de transmissão composto por linhas de transmissão e outros equipamentos
de alta voltagem, com tensões iguais ou superiores a 230 KV, de propriedade das empresas transmissoras. Em São
Paulo as instalações de transmissão são basicamente de propriedade das empresas Furnas Centrais Elétricas S.A. e
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. – CTEEP (“CTEEP”), sendo que o sistema da AES
Eletropaulo está conectado em 19 pontos de conexão de propriedade da CTEEP e em um ponto de conexão de
propriedade da empresa de geração EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia. Estas duas empresas
entregam energia em voltagens de 88kV e 138kV à Companhia, que transporta para seu sistema de distribuição
através de linhas de sub-transmissão e estações transformadoras de distribuição (ETD´s).
Sub-transmissão (138kV e 88kV)
A Companhia realiza estudos para atendimento do mercado de energia em condições normais de operação e
condições de emergência, de forma a garantir o atendimento ao mercado de energia. O sistema de sub-transmissão da
Companhia consiste em 1553 km de linhas suspensas e 181 km de linhas subterrâneas. A este sistema são
conectadas as 149 subestações de distribuição de energia da Companhia. Seu sistema de sub-transmissão opera de
forma radial em condições normais de operação, com circuitos duplos, limitando eventuais restrições à transferência de
carga.
Distribuição (3,8kV a 34,5kV)
A Companhia opera 1.643 circuitos de distribuição (aérea) nas tensões de 3,8kV, 13,8kV, 23kV e 34,5kV, e 84 circuitos
de distribuição subterrânea (rede primária) que estão conectados às subestações. O sistema de distribuição da
Companhia consiste em 18.196 km de redes aéreas e 1.161 km de redes subterrâneas. Parte dos seus consumidores
é suprida diretamente por esse sistema (consumidores de média tensão).
O restante dos seus consumidores é atendido pela rede secundária (consumidores de baixa tensão), através de 120
mil estações transformadoras de distribuição, que transformam energia da rede primária, para a rede secundária, que
consiste em 22.500 km de cabos aéreos e 1.876 km de cabos subterrâneos (secundários), operando nas tensões de
115/230 V ou 127/220 V.
52
A Companhia opera 149 subestações de distribuição com uma capacidade de transformador de 13.361 MVA. As
subestações da Companhia, como aquelas em todo o setor de energia, estão projetadas para transportar mais carga
do que a usualmente necessária durante operações normais. Cada subestação de transformação de distribuição
possui vários transformadores instalados, que são alimentados por dois circuitos de sub-transmissão, um circuito
preferencial e um circuito reserva.
Na eventualidade de uma subestação perder um circuito alimentador, automaticamente será transferida a carga deste
alimentador para o outro circuito de sub-transmissão dentro de 30 segundos, de forma a assegurar que a perda de
qualquer elemento não resulte numa perda permanente de fornecimento.
A Companhia elaborou um plano de contingência para restaurar instalações com a finalidade de prevenir interrupções
de linha de sub-transmissão. Em caso de interrupções mais sérias, tais como falhas de transformador, a Companhia
posicionou transformadores e equipamentos sobressalentes em subestações estratégicas para tentar minimizar os
tempos de interrupções. Estes planos foram preparados para evitar ou limitar inconveniência a clientes.
Portanto, o sistema da Companhia foi desenhado a partir de um critério de contingência conhecido por “N-1”, o qual
visa garantir a continuidade do fornecimento em caso de perda de um elemento importante do sistema, como por
exemplo, uma linha de sub-transmissão ou um transformador de subestação.
A manutenção e expansão da rede de distribuição da Companhia em geral exigem a construção de novas instalações
e a instalação de novos equipamentos. Esta expansão pode sofrer atrasos por diversas razões, inclusive problemas
ambientais e de engenharia imprevistos. Entretanto, eventuais perdas resultantes de insuficiências na rede de
distribuição da Companhia devidas a atrasos na construção e instalação de equipamentos são em geral reduzidas
porque seu sistema de distribuição está projetado para suportar sobrecargas temporárias dentro de limites prédefinidos e monitorados, e seus planos de manutenção e expansão em geral contemplam soluções de construção
alternativas.
Investimentos em Serviços ao Consumidor, Expansão e Melhoria
Nos últimos anos a AES Eletropaulo vem aumentando continuamente o montante do investimento em serviços ao
consumidor, expansão e melhoria, de maneira a atender ao mercado crescente com a qualidade requerida no
fornecimento de energia.
No ano de 2008, a Companhia investiu R$287,4 milhões em serviços ao consumidor, manutenção e expansão do seu
sistema. Em 2009, esse investimento foi de R$347,0 milhões, enquanto que em 2010 alcançou R$534,5 milhões.
Em 2010 foram investidos R$ 216,6 milhões em obras de expansão, com destaques para as obras em andamento da
Linha de Transmissão Subterrânea Anhanguera – Casa Verde e a Linha de Distribuição Subterrânea - Parque
Ibirapuera, objetivando a melhoria na qualidade de fornecimento de energia, atendendo aproximadamente 1,2 milhões
de habitantes. Outras importantes obras foram as ampliações de 9 subestações que resultou no aumento da
capacidade instalada do sistema para 13.361 MVA, um acréscimo de 2 % em relação a 2009.
A Companhia também investiu na melhoria da qualidade do fornecimento de energia, com objetivo de proporcionar a
continuidade do fornecimento, evitar acidentes com a população e modernizar a rede de distribuição, no qual
destacam-se as principais ações:
- manutenção em circuitos primários;
- reforma de circuitos secundários;
- expansão da rede compacta;
- incremento e modernização no parque de equipamentos de automação na distribuição e subtransmissão; e
- modernização dos equipamentos da rede subterrânea.
534
600
500
347
400
287
121
300
84
200
100
186
217
96
105
98
130
132
2008
2009
2010
0
Serviços ao Consumidor
Expansão do Sistema
53
Manutenção
Desempenho do Sistema
A tabela a seguir mostra informações a respeito das perdas de energia elétrica da Companhia, não incluindo perdas de
transmissão (Rede Básica) relacionadas à sua rede, e a freqüência e duração de interrupções de energia por cliente
por ano, nos períodos indicados:
Perdas técnicas
Perdas comerciais
Total de perdas de energia elétrica
Interrupções
Freqüência de interrupções por cliente por ano (em número de vezes)
Duração média de interrupções por cliente por ano (em horas)
TMA (em minutos)
2010
6,49%
4,43%
10,92%
2009
6,49%
5,32%
11,81%
2008
6,49%
5,09%
11,58%
5,42
10,60
286
6,13
11,85
177
5,20
9,20
161
Perdas de Energia
Costuma-se classificar as perdas de energia em dois tipos: técnicas e comerciais. As técnicas são aquelas que
ocorrem no curso regular da distribuição de energia da Companhia (perdas por aquecimento), incluindo perdas em
todos os equipamentos e rede elétrica, enquanto as comerciais resultam de ligações ilegais e furto, erros de cadastro e
medição. As perdas técnicas da Companhia são obtidas através de cálculos. As perdas são calculadas com base no
“Critério de Perdas Físicas”, que considera o total de suprimento de energia medido na fronteira nos últimos 12 meses
(49.185 GWh). O total de perdas é um percentual desse montante, deduzindo-se energias retroativas faturadas
relativas à recuperação de fraudes. Com base nessa metodologia, a perda física apurada em 2010 foi de 10,92%,
comparada a 11,81% em 2009 e 11,58% em 2008. A redução do indicador de perdas em 2010 decorre principalmente
uma forte aceleração do programa de redução de perdas a partir do segundo semestre de 2009 e início de 2010 nas
iniciativas de regularização de ligações clandestinas, substituição de medidores obsoletos, recuperação de instalações
cortadas e combate a fraudes e defeitos na medição de Clientes dos segmentos não residenciais; aumento da eficácia
dos controles de acuracidade e proteção da receita implementados no novo sistema comercial (CCS) em 2008 e
ajustados durante o ano de 2009.
A taxa de perda de energia da Companhia é baixa se comparada à média de outras grandes distribuidoras de energia
brasileiras, que possuem um índice de complexidade social equivalente ao da área de concessão da AES Eletropaulo.
Como resultado do Programa de Racionamento implantado em 2001, a Companhia obteve um significativo aumento
em perdas comerciais resultantes de fraudes de clientes que tentavam evitar o limite de gasto de energia imposto pelo
racionamento através do uso de conexões clandestinas. Em função deste aumento, a partir de 2003 a Companhia
intensificou seu programa de redução de perdas, atuando fortemente no combate as fraudes de energia. No período de
2008 a 2010, foram realizadas cerca de 1,1 milhão de inspeções, onde foram identificadas aproximadamente 141 mil
irregularidades nos sistemas de medição. Nesse período foram regularizadas 211,2 mil ligações clandestinas que
estavam conectadas na rede de distribuição da concessionária sem que sua energia consumida fosse faturada pela
Companhia. Além disso, a Companhia substituiu 213,4 mil medidores obsoletos e recuperou mais 59,7 mil instalações
que se encontravam cortadas no sistema comercial da Companhia, porém ligadas em campo e consumindo energia
indevidamente. O programa de redução de perdas da AES Eletropaulo consiste em medidas relacionadas ao
mapeamento da perda de energia, uso de novas tecnologias de detecção e coibição de fraudes, treinamento de
equipes, disponibilização de canais de denúncias, regularização de instalações que estão consumindo energia
indevidamente, blindagem de centros de medições, entre outras. Com esse programa a Companhia faturou, em média,
98,9 GWh/ano de energia retroativa e arrecadou mais de R$175 milhões neste período. Além disso, adicionou ao
mercado da Companhia aproximadamente 1,8 TWh de energia nesses últimos 3 anos.
Interrupções de Energia
Desde a privatização, os indicadores de qualidade da Companhia têm apresentado significativas melhorias, reflexo de
uma atuação focada e forte sobre os problemas que causam as interrupções no fornecimento de energia elétrica e da
aplicação de tecnologia e soluções de engenharia mais eficientes.
Comparando-se os valores de DEC - Duração Equivalente por Consumidor, que indica o tempo total anual de
interrupção, que, em média, cada consumidor sofreu durante o período de um ano, e os valores de FEC - Freqüência
Equivalente por Consumidor, que mostra quantas vezes no ano houve interrupções, a Companhia obteve indicadores
de qualidade e confiabilidade. Desde 1998, ano da privatização, com os valores verificados, até 2010, é possível ter-se
a dimensão exata de quanto a Companhia conseguiu evoluir na qualidade do seu serviço.
Em 1998, a Companhia possuía um DEC de 18,21 horas e um FEC de 10,19 vezes, enquanto que em 2010, os valores
foram respectivamente de 10,60 horas e 5,42 vezes, uma melhora de 42% do DEC e de 47% do FEC. De acordo com
os dados da ANEEL, a média nacional em 1998 para o DEC foi de 24,05 horas enquanto a do FEC apresentava um
valor de 19,88 vezes, sendo que em 2009 estes foram respectivamente 18,78 horas e 11,66 vezes, melhora de 22% e
42%, respectivamente.
Vale ressaltar que o ano de 2010 foi impactado por chuvas e descargas atmosféricas muito acima da média histórica,
causando inclusive diversos alagamentos na área de concessão, aumentando, consequentemente, o número de
desligamentos e o tempo de restabelecimento do fornecimento. Para mitigar o efeito da variação climática e piora no
trânsito a Companhia tem aumentado a intensidade de seus programas de qualidade de fornecimento de energia,
conforme detalhado abaixo.
54
Em 2010, 54% das interrupções nos circuitos de distribuição foram causadas por galhos de árvores que caíram sobre a
rede. Para tentar minimizar tais paralisações, a Companhia implementou na sua área de concessão programas de
poda e remoção de árvores além da substituição da rede convencional por rede compacta (Spacer Cable), que tem por
objetivo reduzir a quantidade de desligamentos, ao mesmo tempo que possibilita uma convivência mais harmoniosa da
rede elétrica com a arborização.
Em 2009, 61% das interrupções nos circuitos de distribuição foram causadas por galhos de árvores que caíram sobre a
rede. Para tentar minimizar tais paralisações, a Companhia implementou na sua área de concessão programas de
poda e remoção de árvores além da substituição da rede convencional por rede compacta (Spacer Cable), que tem por
objetivo reduzir a quantidade de desligamentos, ao mesmo tempo que possibilita uma convivência mais harmoniosa da
rede elétrica com a arborização.
Os principais pontos que contribuíram de forma mais significativa para a melhoria destes indicadores em 2010 foram:
•
Plano Verão - ações especiais aplicadas no período de outubro a março e que visam à agilização do
atendimento, pelo aumento de equipes de manutenção e estratégia de alocação destas;
•
Constante monitoramento meteorológico visando à identificação de condições climáticas desfavoráveis e que
possam ter impacto direto sobre o desempenho do sistema, permitindo a antecipação de estratégias de
atendimento e dimensionamento de turmas de emergência;
•
Aumento de poda de árvores – Foram contratadas 92 turmas para execução de poda de árvores. Foram
podadas 320 mil árvores em 2010, um aumento de 105% em relação ao ano anterior;
•
Aumento do número de equipes – Foram contratadas 212 novas equipes para atuar no atendimento de
emergências
•
Instalação de Religadoras Automáticas – Foram instaladas 226 religadoras na rede de distribuição
•
Readequação da proteção – Foram readequados os sistemas de proteção em 1.671 Bases Fusíveis.
•
Instalação de espaçadores – Foram instalados 33.122 espaçadores de fase nos circuitos de distribuição.
•
Incremento do programa de manutenção preventiva em circuitos com maior impacto nos indicadores.
•
Redução dos deslocamentos improdutivos
Tarifas
As tarifas que a Companhia cobra por vendas de energia a clientes finais são determinadas de acordo com o contrato
de concessão da Companhia e com a regulamentação estabelecida pela ANEEL. O contrato de concessão da
Companhia e a regulamentação estabelecem um teto para as tarifas e prevê ajustes anuais, periódicos e
extraordinários.
Para determinar as tarifas aplicáveis, cada cliente é colocado em um grupo específico de tarifa, definido por lei.
Clientes do Grupo A são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação a partir de 2,3 kV ou mais, e
clientes do Grupo B são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação inferior a 2,3 kV (220 V e 127 V). O
quadro abaixo mostra informações sobre tarifas médias do Grupo A e Grupo B nos períodos indicados, sem considerar
a RTE, o ECE e o Imposto sobre Circulação de Mercadorias (ICMS).
Tarifas Médias – R$/MWh
Nível de Tensão
2010
2009
2008
A2 – consumidores industriais de alta voltagem
231,3
226,6
249,1
A3a – consumidores comerciais e industriais de alta voltagem
234,6
222,9
216,2
A4 – consumidores comerciais, industriais e residenciais de
alta voltagem
271,9
258,8
249,0
AS – consumidor servido pela rede subterrânea
302,6
351,6
312,5
B1 – consumidores residenciais de baixa voltagem
309,8
294,1
270,5
B2 – consumidores rurais de baixa voltagem
198,8
109,7
157,6
B3 – consumidores comerciais e industriais de baixa voltagem
318,6
298,9
281,5
B4 – consumidores públicos de baixa voltagem
164,2
152,6
141,8
Média Total
293,6
278,9
261,7
As tarifas para clientes do Grupo A baseiam-se na tensão de atendimento, período do ano que ocorre o fornecimento e
na hora do dia da utilização da energia. As tarifas deste grupo apresentam duas componentes: uma “tarifa de
demanda” e uma “tarifa de energia”. A tarifa de demanda, refere-se à capacidade do sistema alocada a cada cliente,
expressa em Reais por kW, sendo faturada pelo maior valor entre (1) demanda firme contratada ou (2) demanda
efetivamente registrada. A tarifa de energia, expressa em Reais por MWh, se baseia no volume de energia
efetivamente consumido durante um período de fornecimento, que geralmente é de 30 dias. Clientes do Grupo A são
aqueles que na sua maior parte se qualificam como consumidores livres nos termos da Lei do Modelo do Setor Elétrico.
55
No Grupo B, as tarifas são cobradas com base em apenas um componente: a energia efetivamente consumida
expressa em Reais por MWh. O Grupo B é subdividido em: clientes residenciais, residenciais baixa renda, rurais, de
iluminação pública e outras classes (comerciais, industriais, etc.) tendo cada um dos subgrupos uma tarifa específica.
A tabela abaixo mostra informações sobre tarifas médias de energia relativas às vendas de energia da Companhia
durante os períodos indicados.
Tarifas Médias de Vendas de Energia(1)(2)
Ano
2010
309,84
2009
294,12
2008
270,57
275,10
263,11
247,41
293,57
279,12
267,34
241,24
226,30
216,87
293,56
278,81
261,02
10.402,3
9.601,3
8.838,2
Tarifas residenciais (R$/MWh)
Tarifas industriais (R$/MWh)
Tarifas comerciais (R$/MWh)
Outras tarifas (R$/MWh)
Tarifa média (R$/MWh)
Total de receitas de vendas de energia elétrica a clientes
cativos (em milhões de Reais)
(1)
As tarifas de vendas de energia elétrica foram calculadas dividindo-se as vendas faturadas sem o ICMS por MWh de energia
elétrica vendida.
(2)
As tarifas incluem um reajuste extraordinário de 2,9% para clientes residenciais e rurais (excluindo clientes de baixa renda) e
um reajuste extraordinário de 7,9% para todas as demais classes de clientes, a partir de 07 de dezembro de 2001.
Clientes residenciais de baixa renda são considerados um subgrupo de clientes residenciais e não estão sujeitos a
pagamento de taxas emergenciais e de capacidade emergencial ou qualquer tarifa extraordinária imposta pela ANEEL.
De acordo com as regras atuais, um cliente residencial de baixa renda é qualquer cliente monofásico que consome
menos de 30 kWh por mês e apresentou requerimento para receber benefícios comprovando ser beneficiário de
qualquer dos programas sociais do governo.
Reajuste Tarifário de 2010 Tarifas
No dia 29 de Junho de 2010, a Aneel autorizou reajuste tarifário médio de 8,00% à AES Eletropaulo, aplicado em sua
tarifa desde 4 de Julho de 2010, conforme publicações da Resolução Homologatória nº 1.025/2010 e Nota Técnica nº
212/2010. Este reajuste consistiu em Reajuste Base e efeitos financeiros de acordo com a composição na tabela
abaixo:
Reajuste Tarifário 2010
Encargos Setoriais
Energia Comprada
Parcela A
Encargos de Transmissão
Parcela A
Parcela B
Reajuste Base
CVA Total
Custos financeiros da Parcela A
Subsídios Tarifários
Reajuste Total
3,31%
2,08%
-0,28%
5,11%
0,87%
5,97%
0,63%
-0,13%
1,53%
8,00%
O aumento aplicado nas diversas classes de consumo apresentou os seguintes impactos percebidos pelos clientes:
Classe de Consumo
Alta Tensão Cativos
Baixa Tensão Cativos
Consumidores Livres
Média Total
56
Índice
1,11%
0,80%
14,06%
1,62%
Parcela A
A Parcela A foi corrigida em 7,12%, representando 5,11% no reajuste econômico com os seguintes componentes:
(i) Encargos Setoriais – R$ 1.595 milhões. Aumento de 24,80%. Com destaque para a elevação de 117% na Conta de
Consumo de Combustível – CCC, que totalizou R$ 597 milhões, devido às alterações na sistemática de reembolso dos
custos de geração do Sistema Isolado introduzidas pela Medida Provisória 466/09, convertida pela Lei 12.111/09.
Somente a variação desse encargo representou 3,37% do aumento tarifário deste ano, que compensado pela redução
de outros encargos, explica o efeito de 3,31% referente aos encargos setoriais no reajuste tarifário de 2010, de 8%.
(ii) Energia Comprada – R$ 4.714 milhões. O aumento de 4,40% decorre principalmente do incremento de 12% no
preço médio ponderado dos leilões de energia contratada para os próximos 12 meses. O incremento foi compensado
pela redução da taxa do dólar considerado no Reajuste Tarifário de 2010 - R$ 1,8125 - diante do considerado no
reajuste tarifário de 2009 - R$ 1,9301.
(iii) Encargos de Transmissão – R$ 1.042 milhões. A redução de 2,49% reflete sobretudo o resultado da 2ª revisão
tarifária das transmissoras finalizada em junho de 2010 com efeitos retroativos a julho de 2009.
Parcela B
O índice de ajuste da Parcela B foi de 3,06%, que representa uma participação positiva de 0,87% no reajuste
econômico, resultado da combinação dos seguintes componentes:
1.
2.
IGP-M de 5,17%, no período de 12 meses findos em 29 de junho de 2010, e
Fator X equivalente a 2,11%, composto por:
• Xa de 0,003%, calculado conforme a metodologia da Aneel e impactado principalmente pela diferença
positiva entre o IGP-M (5,167%) e o IPCA (5,156%) no período tarifário; e
• Xe de 2,00%, definido na 2ª Revisão Tarifária da AES Eletropaulo.
Componentes Financeiros
Os componentes financeiros aplicados a este Reajuste Tarifário totalizam R$ 205 milhões, entre os quais destacamos:
(i) R$ 155 milhões de subsídios tarifários; (ii) R$ 64 milhões de CVA; e (iii) efeito negativo de R$ 16 milhões da
neutralidade dos Encargos Setoriais de fevereiro à junho de 2010.
Revisão Tarifária
As principais alterações efetuadas pela ANEEL em relação à revisão provisória de 2007 são apresentadas a seguir:
a)
b)
c)
d)
Empresa de Referência de R$786 milhões;
Receitas Irrecuperáveis de 0,90% sobre a receita bruta;
Base de Remuneração Regulatória bruta de R$10.880 milhões e Base de Remuneração Regulatória liquida
de R$4.822 milhões;
Perdas Regulatórias de energia conforme apresentado a seguir:
Perdas Técnicas
(sobre energia injetada)
Perdas não técnicas
(sobre mercado baixa tensão)
e)
2007/2008
2008/2009
2009/2010
2010/2011
4,91%
4,91%
4,91%
4,91%
17,47%
17,47%
16,98%
16,50%
Fator Xe de 2,00%, que contempla o Plano de Investimentos Regulatórios de R$1.652 milhões ente julho de
2007 e junho de 2011.
Procedimentos de Faturamento
Os clientes da Companhia são faturados de acordo com as seguintes Tarifas, as do Grupo A e do Grupo B.
O Grupo A é dividido em Sub-Grupos (AS, A2, A3a e A4) para cada Tipo de Tarifa.
No Tipo de Tarifa Convencional aplica-se a sua única tarifa, independente do horário ou dia do mês.
No tipo de tarifa horo-sazonal Azul e Verde leva-se em conta as variações do dia (horário) e mês (estações), onde os
meses de maio a novembro compõem o período Seco e os meses de dezembro a abril compõem o período Úmido.
O Grupo B é dividido em Sub-Grupos, Residencial Baixa Renda, Residencial B1, Rural B2, Demais Classes B3, B4a e
B4b.
Os Clientes enquadrados como Residencial Baixa Renda, possuem uma tarifa escalonada por faixa de consumo, e
para os demais Sub-Grupos aplica-se a sua uma única tarifa.
57
Os clientes do Grupo A são todos aqueles que recebem energia na Rede de Tensão igual ou superior de 2,3 kV, com a
característica de possuírem Cabine Primária (Média Tensão) ou Estação de Transformação (Alta Tensão).
Os clientes do Grupo B são todos aqueles que recebem energia na Rede de Tensão inferior a 2,3 kV (Tensão Nominal
de 115 / 230 V).
As leituras de medidores e a emissão das faturas são feitas mensalmente para clientes de baixa tensão. As faturas são
preparadas a partir de leituras de medidores ou com base no valor estimado quando ocorre impedimento à leitura ou
deficiência no equipamento de medição. Clientes de baixa tensão recebem as faturas dentro de três dias úteis após a
leitura do medidor, com vencimento em cinco dias úteis após a data da apresentação da fatura. Em caso de falta de
pagamento, um aviso de falta de pagamento é incluído na fatura do mês seguinte enviada ao cliente e é concedido um
prazo de 15 dias para o pagamento do montante vencido. Caso o pagamento não seja recebido nesse prazo, o cliente
fica sujeito a suspensão do fornecimento. Clientes atendidos em média ou alta tensão recebem faturas mensalmente,
com vencimento em cinco dias úteis após a data de entrega da fatura. Em caso de falta de pagamento, um aviso é
enviado ao cliente três dias úteis após a data de vencimento, concedendo um prazo de 15 dias para que seja efetuado
o pagamento. Caso o pagamento não seja efetuado nesse prazo, o cliente fica sujeito à suspensão do serviço.
Diariamente são identificados pelo sistema de gestão comercial (CCS) os clientes passíveis de suspensão do
fornecimento de energia devido à inadimplência e que tenham sido notificados quanto ao débito existente há pelo
menos 15 dias, a fim de que as ordens de suspensão do fornecimento de energia sejam programadas. A programação
do desligamento das instalações inadimplentes é realizada com base na capacidade de execução das equipes e busca
da melhor logística versus montante de dívida.
Em 31 de dezembro de 2008, a provisão para devedores duvidosos de curto prazo da Companhia era de R$210
milhões que representava 1,78% de sua receita bruta do exercício findo naquela data. Em 31 de dezembro de 2009, a
provisão para devedores duvidosos de curto prazo da Companhia era de R$326 milhões que representava 2,58% de
sua receita bruta do exercício findo naquela data. Em 31 de dezembro de 2010, a provisão para devedores duvidosos
de curto prazo da Companhia era de R$344 milhões que representava 2,34% de sua receita bruta do exercício findo
naquela data.
Tarifas de Transmissão e Ligação
As Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST tem por objetivo cobrir os custos associados ao serviço de
transporte da energia elétrica no sistema elétrico brasileiro, ou seja, desde os parques geradores de energia elétrica
até os centros de consumo.
Sendo o Brasil um país com geração predominantemente hidráulica, as usinas, por via de regra, encontram-se
afastadas dos centros de carga, tornando-se necessário que uma extensa rede de linhas de transmissão e de
subestações em tensão igual ou superior a 230 kV, denominada Rede Básica, transportem essa energia.
A operação, coordenação e controle desta rede de transmissão é de responsabilidade do ONS (Operador Nacional do
Sistema), pessoa jurídica de direito privado, autorizado do Poder Concedente, regulado e fiscalizado pela ANEEL.
As concessionárias de transmissão são remuneradas através de uma Receita Anual Permitida - RAP, definida e
homologada pela ANEEL por meio dos Leilões de Transmissão ou de Resoluções Autorizativas. Esta RAP deve ser
suficiente para remunerar os investimentos das transmissoras, cobrir os custos de operação e manutenção das
instalações, inclusive os custos relativos aos centros de operação do sistema, aos serviços de telecomunicação e da
transmissão de dados, além dos tributos e encargos setoriais.
Assim, as tarifas de transmissão (TUST) têm a finalidade de arrecadar os montantes associados a RAP de cada
transmissora, sendo que estas tarifas são estabelecidas anualmente pela ANEEL na mesma data em que ocorre o
reajuste da RAP das transmissoras, ou seja, em 1o julho de cada ano. A TUST é aplicada a todos os usuários do
sistema de transmissão, neste caso: Distribuidoras, geradores, consumidores livres e agentes
importadores/exportadores de energia, exceto os diretamente conectados à DIT.
O cálculo destas tarifas é realizado a partir de simulação de um programa computacional, chamado Programa Nodal,
que utiliza como dados de entrada: a configuração da rede, representada por suas linhas de transmissão, subestações;
as demandas de geração e de carga do sistema; a receita total a ser arrecadada e de alguns parâmetros estabelecidos
pela ANEEL. Cabe informar que a receita total do sistema a ser paga às concessionárias de transmissão, além de ser
composta pela RAP, é formada também por parte do orçamento do ONS, por uma Parcela de Ajuste, que
correspondente às diferenças de arrecadação do período anterior, e por uma previsão de receita para pagamento de
instalações de transmissão que irão entrar em operação ao longo do período considerado.
Desta forma, pela metodologia utilizada pela ANEEL as tarifas de transmissão são aplicadas proporcionalmente ao uso
que cada agente faz deste sistema, ou seja, são estabelecidas tarifas específicas para cada ponto de conexão com
este sistema de transmissão, à razão da demanda contratada pelos agentes em cada um destes pontos de conexão.
Pesquisa e Desenvolvimento – Programa de Eficiência Energética (PEE)
A Lei 9.991 de 2000 exige que a Companhia implante Programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência
Energética (EE) nos quais deve aplicar 1% de suas receitas anuais (ROL-Receita Operacional Líquida). Mais do que
uma exigência regulatória, o investimento nesses programas é a oportunidade e o caminho para alcançar a excelência
operacional, a excelência em gestão e fortalecer o relacionamento com os clientes. Os percentuais de aplicação pela
empresa são de 0,2% em projetos de P&D e 0,5% em projetos de EE e os percentuais de recolhimento de encargos
são de 0,2% ao MCT-Ministério de Ciência e Tecnologia (FNDCT) e 0,1% ao MME-Ministério de Minas e Energia
(EPE), regidos pela Lei 9.991 de 2000 e pelas Resoluções 300 e 316 de 2008. Foi instituído um recolhimento adicional
ao Tesouro Nacional de 0,3% pela Lei 12.111 de 2010, até dezembro de 2012.
58
A Lei 12.212 de 2009 exige que 60% da verba destinada a EE seja aplicada em consumidores com tarifa social. O
programa de Eficiência Energética da Companhia destina-se a beneficiar seus clientes através de projetos de
substituição por equipamentos e lâmpadas eficientes em instalações de hospitais, escolas, prédios públicos e túneis,
projetos educacionais e de responsabilidade social e atendimento a comunidades de baixo poder aquisitivo,
contribuindo para o processo de inclusão social, além de melhorar a prestação do serviço público de distribuição de
energia elétrica da população. Todas essas ações, além de contribuir para economia de energia elétrica e,
conseqüentemente, ajudar os orçamentos de órgãos públicos, melhoram a qualidade de vida e de segurança das
pessoas beneficiadas e contribuem para a diminuição da inadimplência. Foram incorridos custos em Programas de
Eficiência Energética de R$43,3 milhões em 2007, R$55,0 milhões em 2008, R$53,1 milhões em 2009 e R$62,8
milhões em 2010. O programa de Pesquisa e Desenvolvimento da Companhia é alinhado à sua estratégia e investe em
tecnologias inovadoras nos processos técnicos, comerciais e operacionais para a Companhia e para o setor elétrico,
adicionando valor como ativo intangível da Companhia e trazendo resultados em várias linhas de pesquisa, como
segurança, redes inteligentes, geração distribuída, operação otimizada, meio ambiente, equipamentos e sistemas
inovadores e na melhoria contínua da prestação do serviço. Anualmente, a Companhia investe em projetos
relacionados aos processos técnicos, comerciais e operacionais; no desenvolvimento de tecnologias mais eficazes; na
redução de impactos ambientais; na segurança de colaboradores e empregados terceirizados e na promoção de
iniciativas sustentáveis para as comunidades. Foram incorridos custos em Programas de Pesquisa e Desenvolvimento
de R$7,5 milhões em 2007, R$15,5 milhões em 2008, R$25,3 milhões em 2009 e R$41,1 milhões em 2010.
Sistemas
A Diretoria de Tecnologia da Informação e Telecomunicações tem a missão de assegurar a integridade e segurança
das informações corporativas e suportar à tomada de decisão e operação dos processos de negócios, buscando a
melhor relação entre inovação, custo e eficácia operacional, através de soluções sistêmicas. Sua estrutura
organizacional atende as áreas de negócios da Companhia e o suporte a infra-estrutura da tecnologia da informação.
Além de contar com um grupo de profissionais próprios qualificados, ela utiliza extensivamente o suporte de empresas
especializadas em serviços de infra-estrutura e desenvolvimento de sistemas. As práticas adotadas por TI estão
alinhadas com os frameworks internacionais de governança de TI, tais como PMI, COBIT, ITIL, ISO 27000 e outras. O
objetivo é a busca permanente da excelência operacional. A área promove e pratica os valores da AES Eletropaulo:
segurança, integridade, comprometimento, excelência e auto-realização dos funcionários.
Atualmente, a companhia possui 103 sistemas de aplicação, considerando os sistemas desenvolvidos internamente e
soluções de mercado, entre elas o sistema de gestão integrada SAP. Alguns sistemas são considerados extremamente
críticos pelo fato de suportarem serviços de atendimento aos clientes, tais como o sistema Atende que registra o
atendimento das chamadas de problemas na rede de distribuição. Em dias de fortes chuvas, a central de atendimento
da Companhia recebe mais de 5.000 chamadas por hora.
A Companhia consolidou uma série de sistemas de uso interno e de serviços para clientes utilizando o sistema
integrado SAP (ERP e CCS) com uma plataforma mais escalável, aumentando a capacidade de armazenamento e
servidores da Companhia e reduzindo os custos de TI à medida que reduz o custo das tecnologias no mercado, alem
de levar benefícios diretos aos clientes e aumentar os controles empresariais.
A Companhia tem um plano, denominado Plano de Recuperação de Desastre com o objetivo de garantir a continuidade
da operação dos sistemas de informação críticos da AES Eletropaulo, permitindo que a Companhia se recupere de um
evento que possa impactar o funcionamento do seu centro de dados. O Plano de Recuperação de Desastre de TI está
baseado em dois Datacenters externos e faz parte do Plano de Continuidade do negocio da empresa.
No ano de 2010 foram realizados estudos importantes os quais aprovaram alguns projetos para o ano de 2011, visando
maior eficiência operacional e redução em custos, tais como:
•
Migração do ambiente de infraestrutura e hospedagem do sistema SAP ERP e CCS para o Brasil, que terá
como principal objetivo reduzir os custos de operação com a infraestrutura deste ambiente;
•
Gestão de Identidades que tem como objetivo a adequação e a automatização dos processos de gestão de
acessos as boas práticas de mercado, a fim de aumentar da eficiência operacional de TI e partes
interessadas com a adoção de uma ferramenta para automatizar os processos, procedimentos e a integração
com sistemas.
c.
características do mercado de atuação
Para maiores informações sobre características gerais do mercado de atuação, veja o item 7.5 abaixo.
i. participação em cada um dos mercados
O contrato de concessão da Companhia prevê exclusividade para a distribuição de energia dentro de sua área de
concessão (monopólio natural da rede de distribuição), não se incluindo aí a venda de energia para os clientes livres. A
legislação do setor elétrico prevê que, sob determinadas condições, alguns de seus clientes se tornem consumidores
livres, o que lhes possibilita contratar a compra de energia elétrica diretamente de geradoras ou comercializadoras.
Quando esses clientes escolhem outro fornecedor de energia elétrica, podem negociar o preço da energia (commodity)
com o fornecedor de sua escolha e pagam uma tarifa do uso do sistema de distribuição (TUSD) e transmissão (TUST),
que são os custos referentes ao uso do sistema de transmissão, onde a Distribuidora recebe os custos envolvidos na
distribuição e a remuneração do seu ativo, uma vez que a energia apenas é repassada para o cliente na tarifa.
Devido à redução no consumo de energia após o racionamento, houve um excesso de oferta de energia em relação à
demanda, resultando em um forte declínio nos preços de mercado livre. As migrações devem ocorrer de forma bem
racional pelos clientes, uma vez que se tem regras de retorno dos clientes livres para o mercado regulado atendido
59
pela Companhia. Esse retorno somente pode ocorrer cinco anos após a comunicação formal dessa intenção por parte
do cliente à Companhia ou em prazo menor, à critério da concessionária. Para os clientes atendidos por fontes
alternativas de energia, o retorno ao mercado cativo se dará em 180 dias após a comunicação formal dessa intenção à
Companhia. Como conseqüência, o número de grandes clientes que decidiram se tornar consumidores livres
aumentou. Até 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía 216 clientes que optaram por tornar-se consumidores
livres, representando 0,005% do total de consumidores dentro da área de concessão da AES Eletropaulo. Foram
faturados para os clientes livres da Companhia R$ 772,0 milhões, R$733,4 milhões e R$562,3 milhões em tarifas pelo
uso do seu sistema de distribuição (TUSD e TUST) em 2010, 2009 e 2008, respectivamente..Com a migração de
grandes clientes (principalmente industriais) para a condição de consumidores livres, a Companhia pode mitigar a
perda de receita correspondente mediante a redução de suas compras de energia.
De forma complementar, consumidores com grande capacidade instalada podem, mediante autorização da ANEEL,
migrar sua conexão para a rede básica, afetando diretamente a rentabilidade da Companhia, pois deixariam de pagar
pela tarifa de uso do sistema de distribuição. São raros os consumidores que podem fazer essa opção. Atualmente a
Companhia está presenciando um movimento de fusão de empresas do pólo petroquímico do ABC, que com essa
reorganização passarão a ter grande capacidade instalada. No futuro, essas empresas poderão optar pela conexão
direta com a rede básica, causando perda de rentabilidade para a Companhia.
ii. condições de competição no mercado
Vantagens Competitivas
A Companhia não sofre concorrência no seu ramo de atividade, tendo em vista que sua prestação de serviços ocorre
sob o regime de concessão. A Companhia poderá enfrentar concorrência no futuro em novo processo licitatório para
renovação de tal concessão. Não obstante, a Companhia acredita ter vantagens competitivas, conforme descritas
abaixo, que facilitarão o seu sucesso em eventual licitação.
Como a maior distribuidora de energia elétrica do Brasil e da América Latina em termos de receita de fornecimento de
energia conforme dados da ABRADEE atualizados em julho de 2010, a Companhia acredita possuir um conjunto de
vantagens competitivas que lhe permitem continuamente melhorar sua performance operacional e financeira e
consistem principalmente em:
Área de Concessão Concentrada e Desenvolvida. A Companhia fornece energia elétrica para 6,1 milhões de clientes
em uma área de concessão com aproximadamente de 16,6 milhões de residentes, abrangendo a área metropolitana de
São Paulo, que é a maior área metropolitana do Estado mais desenvolvido e industrializado do Brasil. São Paulo é o
centro financeiro e comercial do Brasil, sendo a sede de diversas grandes empresas brasileiras. De acordo com o
IBGE, em 2008, a área de concessão da Companhia representava 17,0% do PIB brasileiro. Em comparação com as
áreas de concessão de outras distribuidoras do Brasil, a área de concessão da Companhia tem um alto índice de
PIB/per capita e uma alta densidade demográfica, assim como um dos maiores índices de consumo de energia elétrica
per capita.
Base de Clientes Diversificada, Crescente e Clientes Satisfeitos. A base de clientes da Companhia tem crescido
gradativamente desde a privatização, em abril de 1998, e o número de clientes na área de concessão da Companhia
tem crescido a uma média de 160 mil novos clientes nos últimos cinco anos. Essa base de clientes é diversificada e
não é dependente de nenhum segmento específico da economia brasileira. No ano de 2010, 36% da energia elétrica
transmitida na rede de distribuição da Companhia destinou-se a atender a demanda de seus clientes residenciais, 26%
de seus clientes comerciais, 14% de seus clientes industriais, 18% de clientes livres e 6% de outros clientes. A base de
clientes da Companhia reflete as mudanças na economia da região metropolitana de São Paulo, onde a
representatividade do setor de serviços tem aumentado em relação à produção industrial. A administração da
Companhia acredita que sua carteira diversificada de clientes, somada à renda média de seus clientes residenciais
superior à média nacional, reduz os riscos de diminuição do consumo em sua área de concessão, dado que o mercado
residencial tende a ser menos sensível às oscilações da economia do que o mercado industrial, que reage mais
rapidamente a reduções no ritmo de desenvolvimento e crescimento econômico.
Administração Experiente. Os conselheiros e diretores da Companhia possuem vasta experiência no segmento de
distribuição e geração de energia elétrica, tanto no setor privado como no público. Em 31 de dezembro de 2010, os
diretores estatutários da Companhia possuíam, em média, 12 anos de experiência no setor de energia elétrica.
Acionistas Importantes e Comprometidos. Os acionistas indiretos da Companhia são a AES Corporation e o BNDES,
por meio da BNDESPAR. A AES Corporation é uma companhia líder no mercado mundial de energia elétrica que, em
2010, detinha e operava mais de US$40 bilhões em ativos em 28 países, fornecendo aproximadamente 40.500 MW de
capacidade de geração, e contando com 14 distribuidoras de energia elétrica. A AES Corporation investe ativamente
no Brasil desde 1996 e tem um forte comprometimento com seus negócios na América Latina. A AES Corporation
pretende continuar focada na consolidação de suas atividades na região. Em 2010, os negócios na América Latina da
AES Corporation representaram 69% de sua receita bruta consolidada, enquanto o Brasil representou 39%. O BNDES
é o maior Banco de Desenvolvimento da América Latina, com um montante total de ativos de R$ 549 bilhões no ano de
2010, sendo a principal instituição financeira de execução das políticas de investimento do Governo Federal, auxiliando
diretamente ou por meio da BNDESPAR, programas, projetos, trabalhos e serviços relacionados ao desenvolvimento
econômico e social do Brasil. O BNDES é também a principal fonte doméstica de financiamento de longo-prazo, com
uma ênfase especial no financiamento de projetos de infra-estrutura para os setores privado e público, incluindo a
indústria de energia elétrica. A Companhia acredita que o conhecimento técnico e operacional e a importância dos seus
acionistas proporcionam vantagens significativas na administração de suas operações:
Serviço de Alta Qualidade e Confiança. A Companhia acredita fornecer um serviço de alta qualidade e uma grande
variedade de serviços de valor agregado para seus clientes, como programas de eficiência energética, gerenciamento
de carga de energia e serviços de infra-estrutura elétrica. A alta qualidade do serviço da Companhia é um importante
60
diferencial, diminui seu custo de manutenção, melhora a satisfação de seus clientes e a ajuda a reter clientes
potencialmente livres.
Estrutura de Capital Equilibrada. Nos últimos doze meses findos em 31 de dezembro de 2010, o custo médio efetivo da
dívida total da AES Eletropaulo passou de CDI + 1,35% a.a para CDI + 1,10% a.a. Essa queda é explicada pela
liquidação dos Bonds em Reais, ocorrida em 28/06/2010, no valor de R$ 474 milhões e custo de 19,13% a.a., a partir
da emissão de 2 debêntures nos meses de abril e maio de 2010, no montante total de R$ 800 milhões (mais
informações no item 10.1.h deste Formulário de Referência), e parcialmente compensado pelo maior IGP-DI no período
(-0,26% em 31/12/2009 e 0,69% em 31/12/2010) que corrige o saldo da dívida com a Fundação CESP. O prazo médio
das dívidas da Companhia passou de 7,0 anos para 7,2 anos.
Prêmios
A melhoria na performance operacional e financeira da Companhia, conforme mencionado no título “Vantagens
Competitivas” acima traduziu-se através de alguns reconhecimentos, a saber:
Vencedora do Premio Ibero- Americano de Qualidade:
•
em 2010, a AES Eletropaulo se tornou a primeira companhia do setor a ganhar o Prêmio Ouro Iberoamericano de Qualidade, que reconhece a excelência da gestão das empresas e organizações participantes.
A empresa foi campeã na categoria Empresa Privada de Grande Porte. Coordenado pelo SEGIB (Secretaria
Geral Ibero-americana) e gerido pela FUNDIBEQ (Fundação Ibero-americana para a Gestão da Qualidade),
o prêmio é um projeto ligado à Cúpula Ibero-Americana de Chefes de Estado e de Governo que reconhece a
excelência de gestão das organizações premiadas. Desde 1999, mais de 70 empresas receberam a
condecoração.
Empresa mais admirada do Brasil, categoria fornecimento de energia elétrica:
•
Promovido pela revista Carta Capital, o prêmio tem como foco premiar e destacar as empresas que
contribuem para a disseminação da ética empresarial e o desenvolvimento socioeconômico do País. Durante
o levantamento, mais de 1,1 mil executivos de 48 setores da economia foram entrevistados. O principal
objetivo desse prêmio é premiar e destacar as empresas que contribuem para (i) a disseminação da ética
empresarial, (ii) do desenvolvimento socioeconômico do País e (iii) com o desenvolvimento sustentável para
os próximos anos.
Prêmio Consumidor Moderno de Excelência em Serviços ao Cliente:
•
Promovido pela revista Consumidor Moderno, o prêmio busca identificar e difundir as melhores práticas em
serviços ao cliente no Brasil e reconhecer empresas que privilegiam a excelência no atendimento, não só
conquistando novos clientes, mas, principalmente, mantendo alto índice de satisfação e fidelidade. A AES
Eletropaulo foi a vencedora na categoria Energia Elétrica.
d.
eventual sazonalidade
O comportamento do mercado da Companhia está diretamente relacionado ao crescimento da economia. Sua área de
concessão cobre a maior parte da grande São Paulo, a maior região metropolitana do estado mais desenvolvido e
industrializado do Brasil.
Nos meses de janeiro e fevereiro, o negócio da Companhia apresenta um impacto sazonal negativo em função:
(i) do faturamento dos últimos ciclos de dezembro (que são mais fracos devido aos feriados e faturados
somente em janeiro);
(ii) de ser um período de férias onde uma parte significativa da população viaja e consequentemente, deixam
a área de concessão; e
(iii) de grande concentração de feriados, com destaque para o carnaval.
A sazonalidade pode afetar adversamente o resultado da Companhia, porém seu histórico ao longo dos últimos anos
mostrou que a redução da carga neste período não foi significativa.
e.
principais insumos e matérias primas, informando (i) descrição das relações mantidas com
fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com
indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável; ii) eventual dependência de poucos
fornecedores; iii) eventual volatilidade de seus preços
O principal insumo da Companhia é a energia elétrica, em 31 de dezembro de 2010, a fonte de suprimento de energia
da Companhia era composta da seguinte forma: 92,56% proveniente de energia hidroelétrica, 1,41% de energia
proveniente de combustíveis fósseis e 6,03% de energia proveniente de fontes alternativas (gás, energia eólica,
energia solar e etc.). Adicionalmente, conforme descrito no item 7.5.a. deste Formulário de Referência, a contratação
de energia elétrica ocorre, essencialmente, através de leilões públicos regulamentados pela ANEEL.
A Lei 10.848/04 (conhecida como Lei do Modelo do Setor Elétrico) instituiu a contratação de energia por meio de leilões
em um esforço para reestruturar o Setor de Energia Elétrica a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e
públicos para construir e manter capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas
61
moderadas por meio de processos competitivos de leilões públicos de energia. A referida Lei introduziu alterações
relevantes na regulamentação do setor elétrico brasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e
públicos para construir e manter a capacidade de geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas
módicas por meio de processos de leilões públicos de compra e venda de energia elétrica.
Dessa forma, sendo os preços regulamentados, é improvável a ocorrência de alta volatilidade.
Compras de Energia
Fornecimento de Energia
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía quatro tipos básicos de acordos de fornecimento: (i) quotas de
compra de energia de Itaipu, que se estendem até 2027 e respondiam por 23,89% de seu fornecimento de energia, (ii)
quotas de suprimento de energia de projetos do PROINFA, que correspondiam a 2,33% de seu fornecimento de
energia; (iii) acordos bilaterais (curto e longo prazo) com geradoras particulares, inclusive a AES Tietê, que respondiam
por 26,82% de seu fornecimento de energia, e (iv) compras através de Leilão que respondiam por aproximadamente
46,95% do restante de seu fornecimento de energia. Eventualmente a Companhia pode suprir pequenos volumes de
energia através de compras na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, o chamado mercado spot.
A Companhia não pode prever os eventuais efeitos da renegociação das disposições contratuais dos contratos
celebrados por ela e mencionados neste item.
As obrigações de compra da Companhia com Itaipu são vinculadas ao Dólar e, portanto, a Companhia está exposta ao
risco das taxas de câmbio em caso de valorização do Dólar frente ao Real,dessa forma impactando seu custo. Porém,
as variações da taxa de câmbio desse contrato são reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da
CVA, e que por sua vez, serão repassadas aos consumidores no próximo reajuste e/ou revisão tarifária. A fórmula de
Reajuste Anual de Tarifa estabelecida pelo Contrato de Concessão juntamente com o mecanismo de conta de
rastreamento de CVA criado em resposta ao Plano de Racionamento representam uma compensação pelos impactos
financeiros de variações de componentes da Parcela A registradas entre as datas de Reajuste Anual de Tarifa.
Fontes de Energia
Em 31 de dezembro de 2010 a carteira de contratos de comercialização de energia da Companhia era a seguinte:
2,33%
23,89%
Itaipu
Bilateral
46,95%
Leilões
26,82%
Proinfa
As tabelas abaixo estabelecem, com respeito aos períodos e datas indicados, algumas informações sobre tarifas e
volumes relativos às principais compras de energia da Companhia.
(GWh):
PROINFA
Itaipu
AES Tietê
Contratos Bilaterais
Leilão – CCEAR
Total
Fontes de Energia
2010
2009
984
873
10.079
10.436
11.108
11.108
208
232
19.808
18.604
42.187
41.254
2008
598
10.616
11.138
624
15.943
38.919
Tarifas médias de compra de energia(1)
(R$/GWh):
2010
2009
2008
PROINFA*
212,82
205,97
168,75
Itaipu
92,36
99,68
92,83
AES Tietê
155,79
150,84
140,66
Contratos Bilaterais
165,41
153,48
126,09
Leilão – CCEAR
87,30
83,98
75,20
* O PROINFA é valorado como Encargo e não é considerando
como custo de compra de energia
Acordos de Fornecimento no Ambiente Regulado
Uma das principais diretrizes do processo de implementação do novo modelo do setor elétrico consiste na obrigação
de que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição adquiram energia através do ambiente
regulado. De acordo com o Decreto nº 5163/04, os Agentes de Distribuição devem comprar energia para atendimento
62
de seus mercados de consumidores cativos por meio dos leilões de energia elétrica realizados no ambiente de
contratação regulada (ACR). Vide o item 7.5 Os leilões de energia elétrica.
7.4.
Clientes relevantes (responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia), com
informação sobre a) montante total de receitas provenientes do cliente; e b) segmentos operacionais
afetados pelas receitas provenientes do cliente
A Companhia classifica seus clientes em quatro categorias, a saber:
•
Clientes Residenciais. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 5,7 milhões de
clientes residenciais, cujo consumo representou 36%, 36% e 35% de seu volume total de energia nos anos
de 2010, 2009 e 2008, respectivamente, e 42%, 42% e 42% de suas receitas, respectivamente, durante
esses períodos.
•
Clientes Comerciais. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 346 mil clientes
comerciais, o que inclui empresas de varejo, escritórios, bancos, empresas prestadoras de serviços,
universidades e hospitais. No total, estes representaram 26%, 26% e 25% do volume total de energia
vendida nos anos de 2010, 2009 e 2008, respectivamente, e 27%, 27% e 29% de suas receitas,
respectivamente, durante esses períodos.
•
Clientes Industriais. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 29 mil clientes
industriais, que incluem usuários de grandes volumes. No total, estes representaram 14%, 15% e 16% de
seu volume total de energia vendida nos anos de 2010, 2009 e 2008, respectivamente, e 14%, 14% e 17%
de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos.
•
Clientes Livres. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 277 clientes livres. No
total, esta classe representou 18%, 17% e 18% do volume total de energia vendida nos anos de 2010, 2009
e 2008, respectivamente, bem como 5%, 6% e 5%, de suas receitas para os mesmos períodos,
respectivamente.
•
Outros Clientes. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 18 mil outros
clientes, que incluem serviços públicos e municipais, tais como iluminação de ruas e energia para edifícios
públicos, bem como clientes rurais. No total, estes representaram 6% do volume total da energia vendida nos
anos de 2010, 2009 e 2008 respectivamente, e 12%, 11% e 8% de suas receitas, respectivamente, durante
esses períodos.
A Companhia possui uma base de clientes diversificada, que consiste principalmente em clientes residenciais e
comerciais, proporcionando razoável estabilidade em caso de declínios econômicos. O segmento de energia
residencial é atualmente seu segmento mais lucrativo.
Análise da Demanda
Os quadros a seguir mostram o total de energia que a Companhia distribui, a receita proveniente de cada um dos
segmentos de clientes, a percentagem da energia que a Companhia distribui a cada um de seus principais segmentos
de clientes, o número de clientes e a extensão de sua rede de distribuição durante e no final dos períodos indicados.
Residenciais
Comerciais
Industriais
Outros
Total
Residenciais
Comerciais
Industriais
Outros
Total
Mix de Distribuição de Energia em GWh para clientes cativos
2010
2009
44
44
31
31
17
18
8
8
100
100
2010
6.145,9
3.962,6
2.058,2
741,4
12.907,9
Receita (em R$ milhões)
2009
5.564,3
3.657,3
1.931,8
686,2
11.839,6
2008
43
30
19
8
100
2008*
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
Mix de Distribuição de Energia em Receitas para clientes cativos
(% do mix total em receitas)
2010
47,6%
30,7%
15,9%
5,7%
100,0%
Residenciais
Comerciais
Industriais
Outros
Total
Unidades
de varejo
(MWh)
2009
47,0%
30,9%
16,3%
5,8%
100,0%
2008*
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
2010
2009
2008
35.434.322
34.436.298
33.859.772
distribuídas
63
Clientes (em milhares)
Residenciais
6.142,1
5.749,4
5.999,5
5.594,4
5.832,1
5.419,3
Comerciais
345,7
357,1
364,6
Industriais
29,0
30,0
31,2
Outros
18,0
18,1
17,0
* O exercício de 2008 não contemplavam os ajustes de IFRS. Dessa forma foram excluídos da base de comparação.
Nos últimos anos, a Companhia experimentou um aumento geral de consumo de energia por parte de seus clientes
comerciais e uma redução de consumo por parte de seus clientes do setor industrial. A companhia acredita que esta
tendência seja resultado de uma expansão do setor de serviços na área metropolitana de São Paulo, aliada a
processos de fabricação mais eficientes no setor industrial e à migração de determinadas empresas industriais da
região metropolitana de São Paulo.
O único segmento operacional de atuação da Companhia é o de distribuição de energia elétrica, sendo ele, portanto, o
único afetado pelas receitas provenientes dos clientes.
7.5.
Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia
a.
necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de
relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações
Fundamentos Históricos
Considera-se como marco inicial da reforma do Setor Elétrico Brasileiro a Lei n° 8.631/93, que extinguiu a equalização
tarifária vigente, e criou os chamados contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, visando estancar as
dificuldades financeiras das empresas na época.
Outro marco importante na reforma do setor foi a Lei n° 9074/95, que estimula a participação da iniciativa privada no
setor de geração de energia elétrica com a criação da figura do Produtor Independente de Energia (PIW) e estabelece
os primeiros passos rumo à competição na comercialização de energia elétrica, com o conceito de consumidor livre,
que é o consumidor que atendendo a requisitos estabelecidos na legislação vigente, tem liberdade de escolha de seu
fornecedor de energia elétrica.
Em 1996 foi implantado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (Projeto RE-SEB), coordenado pelo
Ministério de Minas e Energia. Os trabalhos do Projeto RE-SEB definiram as bases conceituais que deveriam nortear o
desenvolvimento do setor elétrico. As principais conclusões do projeto foram a necessidade de implementar a
desverticalização das empresas de energia elétrica, ou seja, dividi-las nos segmentos de geração, transmissão e
distribuição, incentivar a competição nos segmentos de geração e comercialização, e manter sob regulação os setores
de distribuição e transmissão de energia elétrica. Concluído em 1998, o Projeto RE-SEB definiu o arcabouço conceitual
e institucional do modelo a ser implantado no Setor Elétrico Brasileiro.
Acrescente-se ainda que a Lei nº 9427/96, instituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), autarquia
vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), com a finalidade de regular e fiscalizar a produção, transmissão,
distribuição e comercialização de energia elétrica. A ANEEL veio a substituir (em parte) o antigo Departamento
Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), recebendo deste o acervo técnico e patrimonial, as obrigações, os
direitos e receitas, exceto aquelas decorrentes da compensação financeira pelo uso de recursos hídricos para fins de
geração de energia elétrica (§1º do art. 20 da Constituição Federal). O acervo e a administração dos assuntos
vinculados ao uso das águas, de competência do antigo DNAEE, não foram transferidos para a ANEEL: parte foi
transferida para o MME (a rede hidrométrica e atividades de hidrologia relativas aos aproveitamentos de energia
hidráulica) e parte, posteriormente para a Agência Nacional de Águas (ANA).
As maiores diferenças entre a ANEEL e o antigo DNAEE, podem ser resumidas em: (i) Autonomia –instituída como
autarquia, a ANEEL dispõe de autonomia de ação (patrimonial, administrativa e financeira), desde que cumpridas as
determinações legais, as políticas e diretrizes setoriais; (ii) Gestão – existem dispositivos legais para a escolha e
especialmente para a destituição dos dirigentes da ANEEL, o que garante desvinculação da gestão administrativa da
Agência em relação ao Poder Executivo; e (ii) Receita – a garantia de receita própria, decorrente especialmente da
taxa de fiscalização, desvinculada a execução orçamentária da ANEEL da existência ou não de disponibilidade de
recursos no orçamento da União.
Em 1998, foi promulgada a Lei nº 9.648, ou a Lei do Setor Energético, com vistas a revisar a estrutura básica do setor
elétrico. A Lei do Setor Energético determinou:
• a criação de um órgão auto-regulador responsável pela operação do mercado de energia de curto-prazo,
ou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE (mais tarde substituído pela Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica – CCEE), que substituiu o sistema anterior de preços de geração e contratos de
fornecimento regulados;
• a exigência de que as empresas de distribuição e geração firmassem contratos de fornecimento de
energia inicial, ou os contratos iniciais, em geral compromissos do tipo take or pay, a preços e volumes
previamente aprovados pela ANEEL. O principal objetivo dos contratos iniciais era garantir que as empresas
de distribuição tivessem acesso a um fornecimento estável de energia a preços que lhes assegurassem uma
taxa mínima de retorno durante o período de transição (2002 a 2005), levando ao estabelecimento de um
mercado de energia elétrica livre e competitivo;
64
• a criação do ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, uma entidade de direito privado sem fins
lucrativos responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do SIN;
• o estabelecimento de processos de licitação pública para concessões para construção e operação de
usinas de energia elétrica e instalações de transmissão;
• a separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica
(desverticalização);
• o estabelecimento de restrições de concentração da titularidade de ativos nas áreas de geração e
distribuição; e
• a nomeação do BNDES como agente financeiro do setor, especialmente para dar suporte a novos projetos
de geração.
Em 2001, o Brasil enfrentou uma grave crise de abastecimento de energia que durou até o fim de fevereiro 2002. Como
resultado, o Governo Federal implantou medidas que incluíram:
• um programa para racionamento de consumo de energia nas regiões mais adversamente afetadas, a
saber as regiões sudeste, centro-oeste e nordeste do Brasil; e
• a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE que estabelece diretrizes para
programas de enfrentamento da crise de energia elétrica pela Medida Provisória nº 2147 de 15 de maio, com
objetivo de propor e implementar medidas de natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta
de energia elétrica, de forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia
elétrica. O CGE aprovou uma série de medidas emergenciais que estabeleceram metas para reduzir o
consumo de energia pelos consumidores residenciais, comerciais e industriais nas regiões afetadas, por
meio de regimes tarifários especiais.
Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento de energia em conseqüência do
grande aumento no fornecimento (em virtude de um aumento significativo nos níveis dos reservatórios) e de uma
redução moderada na demanda. O Governo Federal promulgou novas medidas em abril de 2002 que, entre outras
coisas, determinou um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas financeiras incorridas pelas
fornecedoras de energia como resultado do racionamento obrigatório.
Adicionalmente, o Governo Federal, por meio do BNDES, lançou o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às
Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica em novembro de 2002, e o Programa de
Apoio à Capitalização de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica, ou Programa de Capitalização, em setembro de
2003, com o objetivo de oferecer apoio financeiro ao refinanciamento das dívidas das empresas de distribuição, para
compensá-las pela perda de receitas resultantes do Racionamento, da desvalorização do Real frente ao Dólar e dos
atrasos na aplicação dos reajustes tarifários durante 2002.
Em 2002, novas mudanças foram introduzidas por meio da Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, (a) proibiu as
concessionárias de oferecerem bens vinculados à concessão, os direitos dela emergentes e qualquer outro ativo que
possa comprometer suas respectivas concessões em garantia de operação destinada a atividade distinta de sua
concessão; e (b) autorizou a criação de subvenção econômica para outorga de benefícios tarifários aos consumidores
integrantes da subclasse residencial baixa renda, dentre outras providências.
O Governo Federal estabeleceu, ainda, regras para universalização do serviço público de distribuição de energia
elétrica, o qual consiste no atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive aumento de carga, sem qualquer
ônus para o consumidor solicitante, desde que atendidas às condições regulamentares exigidas. A ANEEL estabeleceu
as condições gerais para elaboração dos planos de universalização de energia elétrica, prevendo as metas de
universalização até 2014 e estipulando multas no caso de descumprimento destas por parte da distribuidora.
Durante os anos de 2003 e 2004, o Governo Federal lançou as bases de um novo modelo para o Setor Elétrico
Brasileiro, sustentado pelas Leis nº 10.847 e 10.848/2004, e pelo Decreto nº 5163/04.
Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Modelo do Setor Elétrico em um esforço para
reestruturar o Setor de Energia Elétrica a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e
manter capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas moderadas por meio de
processos competitivos de leilões públicos de energia. Essa lei foi regulamentada por inúmeros decretos a partir de
maio de 2004 e está sujeita à regulamentação posterior emitida pela ANEEL e pelo MME, conforme detalhado mais
adiante. Para maiores informações, veja: “O Modelo para o Setor”.
Concessões
A Lei n° 8987/95 regulamentou o Art. 175 da Constituição Federal e determinou normas para a prestação de serviços
públicos. A Lei n° 9.074/95 estabeleceu regras específicas para o setor de energia elétrica e, dentre elas, permitiu a
prorrogação das concessões de distribuição.
As empresas distribuidoras, que operavam sem um formal “contrato de concessão” passaram a firmar os referidos
instrumentos. Os contratos de concessão de distribuição definem os “direitos e obrigações da concessionária”,
considerando os termos da Lei n° 8.987/95.
65
As empresas ou consórcios que desejem construir e/ou operar instalações para geração com potência acima de 30
MW, transmissão ou distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. As concessões
garantem o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em determinada área de concessão por um período
determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas concessões de geração, e 30 anos para novas concessões
de transmissão ou distribuição. Concessões existentes poderão ser renovadas a critério do poder concedente por igual
período.
A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, as condições que a concessionária deve cumprir na prestação
dos serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária. Os principais dispositivos
da Lei de Concessões estão resumidos como segue:
•
seguro.
Serviço adequado. A concessionária deve prestar adequadamente serviço regular, contínuo, eficiente e
•
Servidões (uso de terrenos). O poder concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução
de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em benefício
de uma concessionária. O poder concedente, nesse caso, fica responsável pelas indenizações cabíveis.
•
Responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretos
resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, como no caso de interrupções abruptas
no fornecimento e variações na voltagem, independentemente de sua culpa.
•
Alterações do Controle Societário. O poder concedente deve aprovar qualquer alteração direta ou indireta de
participação controladora na concessionária.
•
Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão a fim de garantir o
desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais, regulatórias e legais.
Dentro de 30 dias da data do decreto autorizando a intervenção, o poder concedente deve dar início a um processo
administrativo em que é assegurado à concessionária o direito de contestar a intervenção. Durante o processo
administrativo, um interventor nomeado pelo poder concedente passa a ser responsável pela prestação dos serviços
objeto da concessão. Caso o processo administrativo não seja concluído dentro de 180 dias da data do decreto, a
intervenção cessa e a administração da concessão é devolvida à concessionária. A administração da concessão é
também devolvida à concessionária se o interventor decidir pela não extinção da concessão e o seu termo final não
tiver expirado.
•
Término antecipado da concessão. O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio de
encampação ou caducidade. Encampação consiste na retomada do serviço pelo poder concedente durante o prazo de
uma concessão por razões relacionadas ao interesse público que devem ser expressamente declaradas por lei
autorizativa específica. A caducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME ter
emitido um despacho administrativo final indicando que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar
serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável; (2) não tem mais capacidade técnica
financeira ou econômica para fornecer serviços adequados; ou (3) que a concessionária não cumpriu as penalidades
eventualmente impostas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar a encampação ou caducidade em
juízo e tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente
amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas contratuais e danos causados pela concessionária.
•
Término por decurso do prazo. Com o advento do termo contratual, todos os ativos relacionados à prestação
dos serviços de energia revertem ao Governo Federal. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização
por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados.
Atualmente, a indefinição sobre o destino das concessões vincendas em 2015 sem possibilidade legal de prorrogação,
vem sendo um entrave para os agentes do setor elétrico, principalmente geradores e distribuidores de energia. O
assunto vem sendo debatido pelo governo, mas até o momento não há definição do modelo que será adotado. As
possibilidades são: (i) reversão dos ativos para a União e nova licitação, para novas delegações e (ii) alterar legislação
para admitir novas prorrogações.
Dependendo da opção a ser adotada, haverá um sinal de preço maior ou menor para a recontratação de energia por
parte das Distribuidoras, e conseqüente impacto nos preços praticados no mercado livre. A percepção é de que deve
prevalecer a prorrogação das atuais concessões, mantendo a exploração dos serviços, mas de forma onerosa.
Com o propósito de analisar as implicações sobre a questão das prorrogações ou licitação, o governo federal, liderado
pelo MME, formou um grupo de trabalho. Mesmo com a mudança de governo em 2011 e a necessidade de solucionar
a questão com a maior brevidade, ainda é difícil precisar uma data para a decisão final.
O quadro apresenta um resumo dos prazos de concessão por segmento e por data de outorga:
Fonte: FitchRatings
66
O Modelo Para o Setor
As leis nºs 10.847 e 10.848 que introduziram regras como a competição nos leilões de novos empreendimentos pelo
menor valor da tarifa para o consumidor. O critério substitui o anterior que privilegiava o maior ágio pago ao Governo.
As usinas passam a ser licitadas com a concessão da licença prévia. Contratos de longo prazo e a compra centralizada
contribuem para maior segurança do abastecimento. O setor público reassume o planejamento do setor elétrico e cria a
Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE) substitui os antigos
Mercado Atacadista de Energia e Mercado Brasileiro de Energia e assume a liquidação dos contratos de compra e
venda de energia elétrica e o sistema para aquisição de eletricidade em conjunto pelas distribuidoras.
A Lei 10.848/04, também denominada Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na
regulamentação do setor elétrico brasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para
construir e manter a capacidade de geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por
meio de processos de leilões públicos de compra e venda de energia elétrica. As principais características da Lei são:
•
Criação de dois ambientes paralelos que definem a comercialização de energia elétrica, quais sejam (i) o
Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e (ii) o Ambiente de contratação Livre (ACL).
•
Os agentes de geração, sejam concessionários de serviços público de geração, produtores independentes
de energia ou autoprodutores, assim como os comercializadores, podem vender energia elétrica nos dois ambientes,
mantendo o caráter competitivo da geração. Adicionalmente, todos os contratos, sejam no ACR ou no ACL, devem ser
registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação da diferenças no mercado de curto prazo.
•
Restrições a certas atividades das distribuidoras, de forma a garantir que estejam voltadas apenas a seu
principal negócio a fim de assegurar serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores, incluindo a proibição
da venda de eletricidade pelas distribuidoras aos consumidores livres a preços não regulados.
•
Cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionar
estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação.
•
Proibição de as distribuidoras de venderem eletricidade fora do ACR;
•
Exclusão da Eletrobrás e de suas subsidiárias do Plano Nacional de Desestatização (programa criado pelo
governo em 1990), visando promover o processo de privatização das empresas estatais.
Ambiente De Contratação Regulada – ACR
No Ambiente de Contratação Regulada, empresas de distribuição compram energia, visando atender à carga dos
consumidores cativos, por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras
de energia são feitas por meio de duas modalidades: (1) Contratos na modalidade “Quantidade de Energia” (CCEAR
por Quantidade), e (2) Contratos na modalidade “Disponibilidade de Energia” (CCEAR por Disponibilidade).
(1) Contratos na modalidade “Quantidade de Energia”: a vendedora compromete-se a fornecer determinado volume de
energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condições hidrológicas e níveis baixos
dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam reduzir a energia produzida ou alocada, hipótese na qual a
geradora é obrigada a comprar energia de outra fonte a fim de cumprir seu compromisso de fornecimento. Cabe
acrescentar ainda que os volumes anuais dos CCEARs são definidos no leilão que o originou, sendo necessária a
realização dos processos de sazonalização e modulação da energia para efeito de contabilização na CCEE.
(2) Contratos na modalidade “Disponibilidade de Energia”: a vendedora compromete-se a disponibilizar uma
determinada capacidade de geração ao Ambiente de Contratação Regulada. Nesse caso, a receita da geradora está
garantida e possíveis riscos hidrológicos são imputados ao grupo de distribuidoras participantes do leilão. Entretanto, a
legislação vigente prevê que eventuais custos adicionais incorridos pelas distribuidoras deverão ser repassados aos
consumidores por meio das tarifas. Acrescente-se ainda que os volumes anuais dos CCEARs por disponibilidade são
definidos nos leilões que o originou, sendo necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação para
efeito de contabilização na CCEE.
De acordo com a Lei do Modelo do Setor Elétrico, a previsão de mercado de cada Distribuidora é o principal fator na
determinação do volume de energia a ser contratado pelo sistema e as Distribuidoras são obrigadas a celebrar
contratos para garantir o atendimento de 100,0% de suas necessidades projetadas de energia, e não mais os 95,0%
estabelecidos pelo modelo anterior. O não atendimento da totalidade dos seus requisitos pode resultar em penalidades
às Distribuidoras.
Ambiente de Contratação Livre – ACL
No Ambiente de Contratação Livre a energia elétrica é comercializada entre agentes de geração, produtores
independentes de energia, autoprodutores, agentes de comercialização, importadores e exportadores de energia
elétrica e consumidores livres. Nesse ambiente há liberdade para se estabelecer algumas condições contratuais, como
volumes de compra e venda de energia e seus respectivos preços e vigência do contrato, sendo as transações
pactuadas através de contratos bilaterais.
Acrescente-se ainda a existência da figura do consumidor parcialmente livre que é o consumidor livre que exerce a
opção de contratar parte das necessidades de energia e potência das unidades consumidoras de sua responsabilidade
67
com a distribuidora local, nas mesmas condições reguladas aplicáveis a consumidores cativos, incluindo tarifas e
prazos.
Consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda excede 3 MW, em tensão, igual ou superior a 69 kV ou
em qualquer nível de tensão, se o fornecimento teve início após a edição da Lei 9.074/95. Estes consumidores
potencialmente livres poderão optar por mudar de fornecedor de eletricidade, desde que notifiquem a distribuidora a
respeito de sua intenção de rescindir o contrato, com antecedência mínima de 15 dias da data limite para a
distribuidora indicar suas necessidades para próximo leilão de energia, ressalvadas disposições contratuais em
contrário. Além disso, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW poderão ser servidos por
fornecedores, que não sua empresa local de distribuição, contratando energia de empreendimentos de geração por
fontes incentivadas, tais como eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas.
Uma vez que um consumidor tenha optado pelo Ambiente de Contratação Livre, nos termos estabelecidos pela Lei
9.074/95, este somente poderá retornar ao ambiente regulado se notificar seu distribuidor local com cinco anos de
antecedência, ou em menor prazo a critério do distribuidor. Tal exigência prévia busca garantir que, se necessário, a
distribuidora tenha tempo hábil para contratar o suprimento da energia necessária para atender o regresso de
consumidores livres ao Ambiente de Contratação Regulada. A fim de minimizar os efeitos resultantes da migração de
consumidores livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto à geradoras, por meio dos
CCEARs de energia oriunda de empreendimentos de geração existente, de acordo com o volume de energia que não
irão mais distribuir a esses consumidores.
Os agentes de geração, sejam concessionários de serviço público de geração, produtores independentes de energia
ou autoprodutores, assim como os comercializadores, podem vender energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o
caráter competitivo da geração, e todos os contratos, sejam do ACR ou do ACL, devem ser registrados na CCEE e
servem de base para a contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo.
Os clientes de alta tensão que compravam energia de Distribuidores no Ambiente de Contratação Regulado o faziam a
preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser reduzido gradualmente a partir de
julho de 2003, e foi totalmente eliminado em julho de 2007.
Atividades Restritas
Distribuidoras participantes do SIN não podem (i) desenvolver atividades relacionadas à geração e transmissão de
energia, (ii) vender energia a consumidores livres, (iii) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer
outra empresa, ou (iv) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas concessões, exceto
aquelas permitidas por lei ou constantes do contrato de concessão.
Os mais significativos riscos inerentes à atividade de distribuição de energia podem ser caracterizados por: riscos de
subcontratação na compra de energia; riscos de sobrecontratação na compra de energia; risco de falta de repasse do
custo da energia comprada para tarifas; riscos vinculados aos ressarcimentos de danos aos consumidores; riscos de
insuficiência de caixa decorrentes de inadimplência; riscos de insuficiência de receitas decorrentes de perdas
comerciais; riscos nas revisões e reajustes tarifários e riscos de perda de grandes consumidores.
Eliminação do self-dealing
Uma vez que a compra de energia para consumidores cativos passou a ser realizada no Ambiente de Contratação
Regulada, a contratação entre partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as distribuidoras podem atender até
30,0% de suas necessidades de energia por meio da aquisição de energia de empresas afiliadas, não é mais
permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ou em função de leilões de energia em que empresas afiliadas atuem
concomitantemente.
Contratos Assinados Antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que contratos assinados por empresas de distribuição e aprovados
pela ANEEL antes da edição da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não podem ser alterados em seus prazos,
preços ou volumes já contratados, com exceção dos contratos iniciais.
Compras de Energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
Em 30 de julho de 2004, o governo editou regulamentação relativa a compra e venda de energia no Ambiente de
Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, assim como a outorga de autorizações e concessões para
projetos de geração de energia. Essa regulamentação inclui regras referentes aos leilões, aos contratos de
comercialização de energia e ao método de repasse dos custos de aquisição de energia elétrica aos consumidores
finais.
De acordo com as diretrizes do novo modelo, (i) todos os agentes compradores de eletricidade devem garantir a
contratação de toda a energia (e potência) necessária para o atendimento de 100,0% de seus mercados ou cargas; e
(ii) os agentes vendedores de energia devem fornecer suporte comprobatório (lastro) por meio de garantia física de
usinas próprias ou de contratos de compra e venda de energia com terceiros. Os agentes que não cumprirem tais
exigências estão sujeito a multas impostas pela ANEEL, por meio da CCEE, conforme procedimentos vigentes.
Desde 2005, os autoprodutores, distribuidoras, comercializadoras e consumidores livres são obrigados a notificar o
MME, até 1º de agosto de cada ano, a respeito de suas necessidades de contratação de energia para cada um dos
cinco anos subseqüentes. As distribuidoras devem, ainda, definir os montantes a serem contratados por meio dos
leilões, conforme prazos e condições estabelecidos em ato do Ministro de Estado de Minas e Energia. Além disso, as
68
empresas de distribuição são obrigadas a especificar a parte do montante que pretendem contratar para atender seus
consumidores potencialmente livres, ou seja, aqueles que apresentam os requisitos para se tornarem consumidores
livres, mas ainda não exerceram essa opção.
O MME estabelece o montante total de energia a ser comercializado no Ambiente de Contratação Regulada e a lista
das instalações de geração que terão permissão para participar dos leilões a cada ano.
Os Leilões de Energia Elétrica
A nova regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações de
fornecimento de energia basicamente por meio de leilões públicos, em conformidade com os procedimentos descritos
abaixo.
Além desses leilões e de contratos celebrados anteriormente à vigência da Lei do Novo Mercado do Setor Elétrico, a
empresa de distribuição pode comprar energia de (i) geração distribuída, empresas de geração ligadas diretamente à
rede da empresa de distribuição que não sejam hidrelétricas com capacidade maior que 30 MW e algumas companhias
geradoras térmicas, e, compulsoriamente, de (ii) projetos de geração de energia participantes da fase inicial do
PROINFA, (iii) Itaipu Binacional e (iv) Angra I e II.
Os leilões de energia para novos projetos de geração serão realizados (i) cinco anos antes da data da entrega inicial
(mencionados como leilões “A-5”), e (ii) três anos antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-3”).
Haverá também leilões de energia de empreendimentos existentes de geração de energia (i) realizados um ano antes
da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-1”) e (ii) realizados no máximo quatro meses antes da data da
entrega (mencionados como “ajustes de mercado”). Os editais para os leilões serão preparados pela CCEE, em
conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no
julgamento.
Cada empresa geradora que contrate a venda de energia por meio do leilão firmará um CCEAR com cada empresa
distribuidora, proporcionalmente à demanda estimada da distribuidora. Os prazos dos CCEARs referentes aos leilões
“A-5” e “A-3” irão variar entre 15 a 30 anos, dependendo do produto ofertado; já CCEARs decorrentes de leilões “A-1”
terão duração entre 3 e 15 anos. Contratos decorrentes dos leilões de ajuste de mercado, por sua vez, ficam limitados
a prazo de dois anos.
Desde 2005, todas as geradoras, distribuidoras, comercializadoras, geradores independentes e consumidores livres
devem encaminhar à ANEEL, em 1º de agosto de cada ano, informações sobre a sobre a demanda estimada ou
geração estimada de energia, conforme o caso, para os 5 anos subseqüentes.
Importante mencionar que o MME define a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão o processo
licitatório de contratação de energia de novos empreendimentos.
Leilões de energia Existente
Os Leilões de Energia Existente estão previstos no artigo 19 do Decreto n.º 5.163/04, com redações modificadas
conforme o Decreto n.º 5.271/04 e o Decreto n.º 5.499/05.
Os leilões de energia existente complementam os contratos de energia nova para cobrir assim 100% da carga. Seu
objetivo é recontratar periodicamente a energia existente, por meio de leilões anuais de contratos com duração de 3 a
15 anos. A entrega da energia é feita a partir do ano seguinte ao leilão e por esta razão este leilão é chamado de A-1.
Os leilões A-1 possuem limites mínimos e máximos de compra de energia.
Além da duração, os contratos de energia existente têm outras características especiais que os diferenciam dos
contratos de energia nova: a quantidade de energia existente contratada pode ser reduzida, em qualquer momento, em
caso de redução da carga da distribuidora devido à migração de consumidores cativos para o mercado livre.
Adicionalmente, a quantidade de energia contratada pode ser reduzida, a critério da distribuidora, em até 4% a cada
ano para adaptação a desvios em relação às projeções de demanda.
A tabela abaixo ilustra a participação da Companhia nos leilões de energia existente realizados até 31/12/2010.
LEILÃO DE ENERGIA EXISTENTE
Data
Produto
Preço Médio
(R$/MWh)
Volume Total Negociado (R$)
MWh Negociados
Participação da EP (%)
2005-08
57,51 36,5 bilhões
634.938.912
13,77%
2006-08
67,33 32,0 bilhões
475.608.096
9,27%
2,81%
1º Leilão
7/12/2004 2007-08
75,46 6,2 bilhões
82.190.016
2º Leilão
2/4/2005 2008-08
83,13 7,7 bilhões
92.919.600
9,14%
2.683.088
0,00%
3º Leilão
11/10/2005 2006-3
4º Leilão
11/10/2005 2009-08
94,91 7,7 bilhões
81.769.248
1,50%
5º Leilão
14/2/2006 2007-08
104,74 1,5 bilhões
14.306.112
0,00%
6º Leilão
6/12/2007 2008-05
7º Leilão
28/11/2008 2009-05
8º Leilão
30/11/2009
9º Leilão
10/12/2010
62,95 168,9 milhões
2010-Q05*
99,14 360,6 milhões
2010-D05*
80,00 3,5 milhões
2011-QTDE03
105,00 267,9 milhões
2011-DISP03
109,03 2,86 milhões
* Q (Contrato na modalidade quantidade de energia) , D (Contrato na modadlidade disponibilidade de energia)
69
3.637.392
43.824
2.551.488
26.304
3,37%
0,00%
0,00%
Nota: as colunas “Volume Negociado Total (R$)” e “MWh Negociados” referem-se ao volume total negociado nos leilões. Destaca-se
que o 6° leilão foi cancelado e a Companhia não participou do 7° leilão.
Leilões de Energia Nova
Segundo a regulamentação em vigor, cabe à ANEEL promover, direta ou indiretamente, licitação na modalidade de
leilão, para a contratação de energia elétrica pelos agentes de distribuição do SIN, observando as normas gerais de
licitações e concessões e as diretrizes fixadas pelo Ministério de Minas e Energia – MME, que contemplarão os
montantes por modalidade contratual de energia a serem licitados. Os leilões de energia nova (EN) têm como objetivo
promover a construção de nova capacidade para atender ao crescimento do consumo das distribuidoras. Nestes
leilões, contratos de suprimento de energia de longo prazo (15 anos para termelétricas e 30 anos para hidrelétricas)
são oferecidos aos geradores candidatos.
A cada ano, dois tipos de leilões de EN são realizados: (i) Leilão Principal (A-5), que oferece contratos bilaterais para
nova capacidade com duração entre 15 e 30 anos, com entrada em operação em 5 anos após o leilão. Assim, com
estes prazos, este contrato viabilizará ao investidor (vencedor do leilão) obter o project finance, e oferece o tempo
necessário para construção da nova planta; (ii) Leilão Complementar (A-3), que oferece contratos bilaterais para nova
capacidade com duração entre 15 e 30 anos. Neste caso, porém, as usinas devem entrar em operação 3 anos após o
leilão. O objetivo é a criação de um complemento para o leilão A-5 realizado dois anos antes, permitindo uma correção
dos desvios causados pela incerteza na trajetória da demanda. Cabe ressaltar que o processo de leilão é conduzido
separadamente de acordo com o tipo de empreendimento: se termelétrico ou hidrelétrico.
A sistemática destes leilões de energia determina que as distribuidoras devem declarar sua demanda para os referidos
anos de suprimento, sendo as demandas individuais agregadas para a formação de um pool comprador de energia
elétrica. A alocação da quantidade de energia a ser demandada de fonte termelétrica ou hidrelétrica é estabelecida
pelo Ministério de Minas e Energia (MME), que fixa uma fração de energia elétrica mínima a ser demandada de fontes
de geração termelétrica, com o intuito de diversificar a matriz energética nacional no longo prazo de tal maneira a
atingir os objetivos de diversificação estabelecidos no Plano Decenal de Energia Elétrica. A parcela remanescente é
atendida por projetos de fonte hidrelétrica. Sendo assim, dentro de cada fonte de geração, são selecionados aqueles
projetos cujas propostas de preço de venda de energia elétrica futura sejam as menores, mas sempre respeitando o
percentual mínimo de energia advinda de cada fonte conforme estabelecido pelo MME para cada leilão. Estes projetos
vão sendo gradativamente selecionados até que o montante de oferta agregada de energia seja suficiente para atender
à demanda do pool comprador.
Especificamente, para a classificação dos empreendimentos de fonte termelétrica, os preços ofertados em leilão são
baseados em um índice custo-benefício (ICB), que leva em consideração o custo associado à previsão de despacho
das usinas. O preço efetivo da energia é composto por uma remuneração fixa (RF, em R$/ano), que compensa seu
investimento e demais custos fixos e por uma remuneração variável que inclui o reembolso dos custos operativos da
usina, quando ela é despachada pelo ONS ou os custos de compra de energia no mercado de curto prazo, quando a
usina não é acionada pelo ONS. Portanto, o ICB resultante do leilão é um preço de referência, que pode ser diferente
do valor efetivamente pago pelas distribuidoras às usinas contratadas. Como exemplo em 2008 o preço médio efetivo
de contratação de energia nova pela Companhia foi de R$168,75/MWh, refletindo um maior nível de despacho das
usinas térmicas, reflexo da política operativa do ONS. Em 2009, o preço médio efetivo foi de R$72,58/MWh
decorrentes da situação hidrológica favorável que exigiu menor utilização das usinas térmicas. Em 2010, o preço médio
efetivo foi de R$ 102,00/MWh, devido aos novos contratos de energia firmados pela Companhia.
Finalmente, independente da fonte de geração, a distribuidora conta com a possibilidade do repasse integral dos
custos de aquisição de energia às tarifas de fornecimento, desde que respeitados os limites de contratação de energia
estabelecidos pelo Decreto 5.163/2004. Até a presente data, a Companhia assegurou o repasse integral dos custos de
aquisição de energia às suas tarifas de fornecimento.
A tabela abaixo ilustra a participação da Companhia nos leilões de energia nova realizados até 31/12/2010.
70
LEILÃO DE ENERGIA NOVA
Data
1º Leilão
2º Leilão
Produto
Preço Médio
(R$/MWh)
MWh Negociados
2008-H30
106,95 1,9 bilhão
18.672.432
8,24%
2008-T15
132,26 9,8 bilhões
73.769.256
8,24%
2009-H30
114,28 1,4 bilhão
12.096.528
7,95%
2009-T15
129,26 14,5 bilhões
112.408.560
7,95%
2010-H30
115,04 27 bilhões
233.778.552
10,14%
16/12/2005 2010-T15
121,81 13,8 bilhões
113.349.552
10,14%
2009-H30
126,77 34,3 bilhões
270.331.104
2,85%
29/6/2006 2009-T15
132,39 11,4 bilhões
85.982.688
2,85%
2011-H30
120,86 18,1 bilhões
149.642.448
14,32%
14,32%
3º Leilão
10/10/2006 2011-T15
137,44 9,7 bilhões
70.350.360
4º Leilão
26/7/2007 2010-T15
134,67 23,1 bilhões
171.470.800
5,10%
2012-H30
129,14 24,3 bilhões
188.039.280
7,95%
128,37 27 bilhões
209.999.112
7,95%
128,42 18,2 bilhões
141.489.696
13,31%
98,98 3,15 bilhões
31.819.128
4,68%
145,23 57,4 bilhões
394.941.888
4,68%
262.992
0,00%
144,6 190 milhões
1.314.960
0,00%
99,48 8,5 bilhões
85.998.384
10,69%
67,31 17 bilhões
254.576.256
10,48%
5º Leilão
16/10/2007 2012-T15
2011-H30
6º Leilão
17/9/2008 2011-OF15
2013-H30
7º Leilão
30/9/2008 2013-OF15
2012-H30
8º Leilão
9º Leilão
10º Leilão
11º Leilão
144 37 milhões
27/8/2009 2012-OF15
Cancelado
30/7/2010 2015-H30
17/12/2010
2015-H30
que o produto H30 do 6° leilão não foi negociado.
Leilões de Ajuste
Esse tipo de leilão tem o objetivo fazer um “ajuste fino” entre energia contratada e a demanda. Estes leilões oferecem
contratos com duração de até 2 anos e são realizados três ou quatro vezes ao ano, com entrega para o mesmo ano.
Por esta razão, esses contratos são conhecidos como “A0”. A distribuidora poderá comprar até 1% do total de sua
energia contratada por meio dos leilões de ajuste. Da mesma forma que os contratos de geração distribuída, os custos
de aquisição desta energia também serão limitados para efeitos de repasse para os consumidores cativos pelo Valor
de Referência (VR) a ser descrito mais a frente.
A tabela abaixo ilustra a participação da Companhia nos leilões de energia nova realizados até 31/12/2010.
Leilão de Ajuste
Data
Produto
2007-04 meses
4º Leilão
29/3/2007 2007-09 meses
2007 - 03 meses
6º Leilão
27/9/2007 2008 - 12 meses
Preço Médio
(R$/MWh)
MWh Negociados
46,72
63,55 48,7 milhões
850.824
24,05%
138,35 200 milhões
1.449.426
10,03%
141,05 18,8 milhões
133.584
0%
1.104
0%
211.920
0%
127,05
2008 - 03 meses IS 01/07/08
2008 - 03 meses IS 01/10/08
139,00 153,4 mil
2008 - 06 meses IS 01/10/08
7º Leilão
19/6/2008
139,69 29,6 milhões
2008 - 03 meses IS 01/10/08
8º Leilão
23/9/2008 2009 - 12 meses IS 01/01/09
164,86 84,4 milhões
146,34 1,3 milhões
512.024
0%
8.760
0%
2009 - 04 meses IS 01/03/09
145,44 227,2 milhões
2009 - 07 meses IS 01/06/09
145,17 86,1 milhões
1.562.088
0%
593.093
0%
6.513.241
27,3%
2009 - 10 meses IS 01/03/09
9º Leilão
20/2/2009
145,77 949,5 milhões
Nota: as colunas “Volume Negociado Total (R$)” e “MWh Negociados” referem-se ao volume total negociado nos leilões.
Leilões de Energia de Fontes Alternativas
Além dos leilões de energia nova e existente, o MME pode periodicamente organizar também leilões específicos para
contratar energia de fontes alternativas (biomassa, PCH, eólica e solar). Contratos padronizados de longo prazo (10-30
anos) são oferecidos e a sistemática do leilão são similares aos dos leilões A-3 e A-5.
71
FONTES ALTERNATIVAS
Data
Produto
2010-H30
138,85 4,2 bilhões
2013-H30 - Hiidroelétrica
26/8/2010 2013-T20 Biomassa e eólica
2º Leilão
MWh Negociados
134,99
18/6/2007 2010-OF15
1º Leilão
Preço Médio
(R$/MWh)
30.505.968
5,70%
146,99
15,7 bilhões
116.798.184
16,19%
134,23
1,85 bilhões
12.648.761
16,19%
que o (i) “Volume Negociado Total (R$)” para o produto 2010-H30 é R$1,6 bilhão e para o produto 2010-OF15 é R$2,6 bilhões; e (ii) o
total de “MWh Negociados” para o produto 2010-H30 é 12.096.528 (participação da Companhia: 5,70%) e para o produto 2010-OF15 é
18.409.440 (participação da Companhia: 5,70%).
Leilões de Geração Distribuída (GD)
As distribuidoras podem fazer licitações especiais para a contratação de geração distribuída localizada em sua área de
concessão (tensões abaixo de 230 KV). Até 10% da demanda da distribuidora pode ser suprida por este tipo de
contrato. Para participar do processo, o gerador deve respeitar algumas restrições: (i) mínima eficiência para
empreendimentos termoelétricos (com exceção para fonte biomassa ou resíduos de processo), (ii) limite máximo de
capacidade de 30MW para hidrelétricas, entre outros. A Companhia não participou desse tipo de leilão até a presente
data.
Leilões Especiais
A legislação atual também permite o governo a realizar alguns leilões especiais, destinados a atender propósitos
específicos de política energética. Estes leilões são realizados para estimular competição entre tecnologias especificas,
competição para uma tecnologia especifica ou para um projeto específico. Eles são discutidos a seguir:
•
Leilão de Projeto Estruturantes
A atual legislação dá direito ao governo de promover leilões de projetos específicos que são considerados
estratégicos para o País. Este é o caso, por exemplo, dos leilões das usinas do rio Madeira, Santo Antônio e
Jirau, leiloadas em dezembro de 2007 e maio de 2008, respectivamente, além da usina de Belo Monte
licitada em 2010.
Leilão UHE Santo Antônio
Data
1º Leilão
Produto
10/12/2007 2012-H30
Preço Médio
(R$/MWh)
78,87 30 bilhões
MWh Negociados
379.236.145,674
7,959%
Leilão UHE Jirau
Data
1º Leilão
Produto
19/5/2008 2013-H30
Data
1º Leilão
Preço Médio
(R$/MWh)
71,37 24,9 bilhões
Produto
20/4/2010 2015-H30
Leilão UHE Belo Monte
Preço Médio
(R$/MWh)
77,97 61,98 bilhões
MWh Negociados
348.649.462,578
MWh Negociados
4,94%
794.925.102,709
10,70%
Nota: as colunas “Volume Negociado Total (R$)” e “MWh Negociados” referem-se ao volume total negociado nos leilões.
•
Leilões de Energia de Reserva
O governo ainda pode realizar leilões especiais para contratação de energia de reserva. Esses leilões são
totalmente definidos pelo governo (desenho, tipo de energia a ser contratada, demanda do leilão, etc.) e o
objetivo principal é aumentar a segurança e a garantia de fornecimento de eletricidade no país. O primeiro
leilão de reserva ocorreu em 30 de Abril de 2008 e contratou exclusivamente energia de biomassa de canade-açúcar para entrega em 2009 e 2010. O segundo leilão de reserva ocorreu em 14 de Dezembro de 2009 e
contratou exclusivamente energia eólica para entrega em Julho de 2012 e por um período de 20 anos. O
Leilão de Reserva 2010 foi realizado em 26 de agosto de 2010 e contratou 1.206,6 MW de potência
instalada, divididas em eólicas, biomassa (bagaço de cana) e pequenas hidrelétricas.
Redução do Nível de Energia Contratada
O Decreto n.º 5.163, de 30 de julho de 2004, que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei do Modelo
do Setor Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEARs de energia existente nos seguintes
casos: (i) para compensar a saída de consumidores potencialmente livres do Ambiente de Contratação Regulada,
conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao MME, (ii) até 4,0% ao ano do montante
inicialmente contratado devido a outras variações de mercado e (iii) na hipótese de aumentos nos montantes de
energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 de março de 2004.
As circunstâncias em que a redução do nível de energia contratada ocorrerá devem ser devidamente estabelecidas nos
CCEARs, e podem ser exercidas a critério exclusivo da empresa de distribuição e em conformidade com as
disposições descritas acima e regulamentação da ANEEL.
Limitação de Repasse
72
As regras estabelecem também limites para repasse dos custos com a compra de energia aos consumidores finais. O
Valor de Referência Anual (VR), que corresponde à média ponderada dos preços da energia nos leilões A-5 e A-3
calculado para todas as distribuidoras, é o limite para repasse dos custos de aquisição de energia proveniente de
empreendimentos existentes nos leilões de ajuste e para contratação de energia distribuída, O VR, cria um incentivo
para distribuidoras contratarem suas demandas esperadas de energia nos leilões A-5 que, acredita-se, terão preços
inferiores aos dos leilões A-3. O VR será aplicado como limite de repasse às tarifas dos consumidores nos primeiros
três anos de vigência dos contratos de energia proveniente de novos empreendimentos. Do quarto ano em diante, os
custos de aquisição da energia desses projetos serão integralmente repassados. O Decreto n.º 5.163 estabelece as
seguintes restrições na capacidade de empresas de distribuição de repassar os custos aos consumidores:
•
não repasse dos custos referentes aos volumes que excedam 103,0% da demanda real;
•
repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão “A-3”, se o volume da energia
adquirida exceder 2,0% da demanda verificada nos 2 anos anteriores (ou seja, em A-5”);
•
repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se o volume
recontratado por meio de CCEARs de instalações existentes de geração estiver abaixo do “Limite Inferior de
Contratação” definido pelo Decreto n.º 5.163;
•
de 2006 a 2009, compras de energia das instalações existentes no leilão “A-1” estavam limitadas a 1,0% da
demanda das empresas de distribuição. Se a energia adquirida no leilão “A-1” excedesse este limite de 1,0%, o
repasse de custos da parcela excedente aos consumidores finais ficaria limitado a 70,0% do valor médio de tais custos
de aquisição de energia gerada pelas instalações existentes de geração. O MME estabeleceu o preço máximo de
aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes; e
•
se as Distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratar a energia necessária para o atendimento
integral de suas demandas, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo será equivalente ao
menor valor entre o PLD e o VR.
Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu
A ANEEL determina anualmente o Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu, em Dólares. Em dezembro de
2009, o índice para o exercício de 2010 foi estabelecido em um montante igual a US$24,63/kW, aplicável aos
faturamentos realizados de 1º de janeiro a 1º de dezembro de 2010, de acordo com a Resolução Homologatória da
ANEEL n.º 919, de 15 de dezembro de 2009.
Penalidades
A regulamentação da ANEEL prevê a imposição de sanções contra os agentes do setor e classifica as penalidades
com base na natureza e severidade da infração (inclusive advertências, multas, suspensão temporária do direito de
participar de processos de licitação para novas concessões, permissões ou autorizações e caducidade).
Para cada infração que seja caracterizada como multa, os valores podem chegar a até 2,0% do faturamento da
concessionária, ou do valor estimado da energia produzida nos casos de auto-produção e produção independente,
correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, ou estimados para um período de 12
meses, caso o infrator não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a 12 meses. Algumas
infrações que podem resultar em multas referem-se à falha das concessionárias em solicitar a aprovação da ANEEL,
inclusive, sem limitação, no que se refere a:
•
celebração de contratos entre partes relacionadas;
•
venda ou cessão de ativos relacionados a serviços prestados assim como a imposição de qualquer ônus
sobre esses ativos; e
•
alterações no controle societário.
Na fixação do valor das multas deverão ser consideradas a abrangência e a gravidade da infração, os danos dela
resultantes para o serviço e para os usuários, a vantagem auferida pelo infrator e a existência de sanção anterior nos
últimos quatro anos.
Principais Autoridades
Ministério de Minas e Energia - MME
Após a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando basicamente por meio do
MME, tornou-se responsável pela condução das políticas energéticas do País
O MME é o órgão do Governo Federal responsável pela condução das políticas energéticas do país. Suas principais
obrigações incluem a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes
definidas pelo CNPE. O MME é responsável por estabelecer o planejamento do setor energético nacional, monitorar a
segurança do suprimento e definir ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de
desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia.
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
73
A ANEEL foi instituída pela Lei n° 9.427/96 e constituída pelo Decreto n° 2.335/97, com as finalidades básicas de
regular e fiscalizar as atividades setoriais de energia elétrica, estando vinculada ao MME, sucedendo o antigo
Departamento Nacional de águas e Energia Elétrica (DNAEE).
As atuais responsabilidades da ANEEL incluem entre outros: acompanhar o desenvolvimento das atividades de
geração, transmissão, distribuição, comercialização e importação de energia elétrica; avaliar as condições de
abastecimento e de atendimento; realizar periodicamente a análise integrada de segurança de abastecimento e de
atendimento; identificar dificuldades e obstáculo que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e
expansão do setor e elaborar propostas para ajustes e ações preventivas que possam restaurar a segurança no
abastecimento e no atendimento elétrico.
Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE
A Lei n° 9.478/1997 definiu os objetivos a serem perseguidos pela política energética nacional e criou o Conselho
Nacional de Política Energética (CNPE), vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministério de Minas e
Energia.
O CNPE é um órgão de assessoramento do Presidente da República, tendo como finalidade propor ao Presidente da
República, políticas nacionais e medidas específicas destinadas a: a) Promover o aproveitamento racional dos recursos
energéticos do país; b) assegurar, em função das características regionais, o suprimento de insumos energéticos às
áreas mais remotas ou de difícil acesso do País; c) rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas
regiões do País; d) estabelecer diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás natural, álcool, carvão e
da energia termonuclear; e) estabelecer diretrizes para a importação e exportação de petróleo e seus derivados, gás
natural e condensado; f) propor critérios de garantia de suprimento de energia elétrica que assegurem o equilíbrio
adequado entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços; e g) propor critérios gerais de
garantias de suprimento, a serem considerados no cálculo das energias asseguradas e em outros respaldos físicos
para a contratação de energia elétrica, incluindo importação.
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (ART. 14) autorizou a constituição do CMSE, com funções de acompanhar e
avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional. O
CMSE é presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia tendo em sua composição quatro representantes do
MME, e os titulares da ANEEL, ANP, CCEE, EPE e ONS.
O principal objetivo do Comitê é o de evitar o desabastecimento do mercado de energia elétrica. Para isto deverá
acompanhar a evolução do mercado consumidor, o desenvolvimento dos programas de obra, identificando, inclusive,
as dificuldades e obstáculos de caráter técnico, ambiental, comercial, institucional e outros que afetem, ou possam
afetar, a regularidade e a segurança do abastecimento.
O CMSE tem poderes para definir diretrizes e programas de ação, podendo requisitar, dos agentes setoriais, estudos e
informações.
Operador Nacional do Sistema - ONS
Criado em decorrência da Lei n° 9.648/98. O ONS é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos que opera
mediante autorização da ANEEL e integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e por consumidores
livres cujo papel básico é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema Elétrico Interligado
Nacional,
Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem:
•
planejamento operacional para o setor de geração e transmissão;
•
organização do uso do Sistema Elétrico Interligado Nacional e interligações internacionais;
•
garantir aos agentes do setor acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória;
•
assistência na expansão do sistema energético;
•
propor ao MME os planos e diretrizes para extensões da Rede Básica; e
•
apresentação de regras para operação do sistema de transmissão para aprovação da ANEEL.
O ONS é responsável, também, pela garantia do livre acesso aos sistemas de transmissão e pela administração dos
respectivos contratos: a) Contratos em que concessionárias de transmissão colocam seus sistemas a disposição do
Operador; e 2) Contratos em que os usuários da transmissão asseguram o direito de uso da mesma.
O ONS deve desempenhar seu papel em nome de todos os interessados no setor e não poderá desempenhar qualquer
atividade comercial de compra e venda de energia elétrica.
Mercado Atacadista de Energia (MAE) / Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
A existência de um Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) foi considerada um elemento fundamental no setor
elétrico parcialmente implantado a partir de 1998 e possuía como objetivos básicos a promoção de competitividade na
74
geração e a instituição de um mercado para operações de curto prazo de energia elétrica. O MAE foi instituído pela Lei
n° 9.648/98 (Art. 12).
A Lei n° 10.848/2004 autorizou a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para suceder ao
Mercado Atacadista de Energia (MAE).
Assim como o MAE, a CCEE é pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que opera sob autorização do
Poder Concedente e mediante regulação e fiscalização da ANEEL. Nos termos da Lei n° 10.848/2004, a CCEE é
integrada por titulares de concessão, permissão ou autorização, por outros agentes vinculados aos serviços e às
instalações de energia elétrica e pelos consumidores livres.
A CCEE absorveu as funções e estrutura do MAE. Entre suas principais atribuições estão: (i) a realização de leilões de
compra e venda de energia no Ambiente de Contratação Regulada por delegação da ANEEL; (ii) registrar o volume de
todos os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação Regulada, os contratos resultantes de
contratações no Ambiente de Contratação Livre; (iii) contabilizar e liquidar a diferença entre os montantes efetivamente
gerados ou consumidos e aqueles registrados nas transações de curto prazo e (iv) apuração do PLD, utilizado para
valorar as transações no mercado de curto prazo.
O Conselho de Administração da CCEE será integrado por cinco membros, com o seu Presidente indicado pelo
Ministério de Minas e Energia, três membros indicados pelas categorias (geração, distribuição e comercialização) e um
membro indicado pelo conjunto de todos os agentes.
Empresa de Pesquisa Energética - EPE
Instituída pela Lei n° 10.847/2004 e criada pelo Decreto n° 5.187/2004, a EPE é uma empresa vinculada ao Ministério
de Minas e Energia (MME), cuja finalidade é prestar serviços de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o
planejamento do setor energético. Suas principais atribuições incluem a realização de estudos e projeções da matriz
energética brasileira, execução de estudos que propiciem o planejamento integrado de recursos energéticos,
desenvolvimento de estudos que visem o planejamento de expansão de geração e da transmissão de energia elétrica
de curto, médio e longo prazos, realização de análises de viabilidade técnico-econômica e sócio-ambiental das usinas,
bem como a obtenção da licença ambiental prévia para aproveitamentos hidrelétricos e de transmissão de energia
elétrica.
Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - ARSESP
A Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo – ARSESP (originalmente denominada
Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE) é a agência reguladora e fiscalizadora dos serviços de energia,,
criada pelo Governo do Estado de São Paulo em 1997 para controlar e fiscalizar as concessionárias estaduais de
energia elétrica e gás canalizado. Na área de energia elétrica, a ARSESP exerce a fiscalização técnica, comercial e
econômico-financeira das 14 concessionárias de distribuição de energia elétrica, que atuam no Estado de São Paulo,
por meio de convênio de delegação e descentralização, firmado com a ANEEL.
Limitações à Participação
Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de certos serviços e atividades no setor energético. De
acordo com esses limites, com exceção de empresas que participam do Programa Nacional de Desestatização (que
precisam apenas cumprir tais limites desde que sua reestruturação societária final seja consumada), nenhuma
empresa de energia poderá (i) deter mais de 20,0% do mercado de distribuição do Brasil, 25,0% do mercado de
distribuição das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% do mercado de distribuição das regiões Norte/Nordeste,
exceto na hipótese de um aumento na distribuição de energia excedendo as taxas de crescimento nacionais ou
regionais; (ii) deter mais de 20,0% do mercado de comercialização final do sistema elétrico nacional, 20,0% do
mercado de comercialização intermediária do sistema elétrico nacional, ou 25,0% da soma das porcentagens de
participação nas comercializações final e intermediária.
Programa Prioritário de Termelétricas (PPT)
Em 2000, foi criado o Programa Prioritário de Termelétricas (“PPT”), com o objetivo de diversificar a matriz energética
brasileira e reduzir sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos a usinas termelétricas nos
termos do PPT incluem: (1) fornecimento garantido de gás por 20 anos, (2) garantia de que os custos relativos à
aquisição da energia produzida por usinas termelétricas serão transferidos aos consumidores até o limite do valor
normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para
o setor elétrico.
A Lei n° 10.438/2002, em seu Art. 3° instituiu o Programa de Incentivo às Fontes alternativas de Energia Elétrica
(PROINFA). Referida Lei resultou do processo de conversão da Media Provisória n°14 de 21 de dezembro de 2001. O
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (“PROINFA”), com o objetivo de criar certos
incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica e biomassa e
PCHs. Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás compra a energia gerada por essas fontes alternativas durante o período
de 20 anos e a repassa para consumidores livres e distribuidoras. Estes, por sua vez, incumbem-se de incluir os custos
do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores
de baixa renda. O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para projetos incluídos no PROINFA,
podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas no programa. A primeira fase do PROINFA
teve por objetivo a inserção de 3.300 MW de fontes alternativas, distribuídos igualmente por cada uma das fontes
eólica, PCHs e biomassa. A segunda fase, ainda não regulamentada, prevê que as fontes alternativas atendam a
10,0% (dez por cento) do consumo anual de energia elétrica no País em 20 (vinte) anos. A maioria dos projetos que
75
foram qualificados para os benefícios oferecidos pelo PROINFA entraram em operação a partir de 30 de dezembro de
2008.
Em 2008, o Governo Federal regulamentou a contratação de energia de reserva, instituída pela Lei do Modelo do Setor
Elétrico, destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas
especialmente contratadas para este fim, seja de novos empreendimentos de geração ou de empreendimentos
existentes. Até o momento foram realizados 2 leilões de energia de reserva, um exclusivo para energia de fonte de
biomassa e outro de fonte eólica.
TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
A TUSD, que é revisada anualmente de acordo com a variação de seus componentes, é paga por geradoras e
consumidores livres e especiais pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual tais geradoras e
consumidores livres e especiais estejam conectados. O valor a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema
de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação da demanda de energia elétrica contratada junto à
concessionária de distribuição, em kW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW, bem como pela energia
medida, em MWh, pela tarifa estabelecida pela ANEEL em R$/MWh. A TUSD é formada por diversos encargos
setoriais, bem como a remuneração da concessionária pelo uso da rede local e os custos regulatórios de pessoal,
material e serviços de terceiros.
TUST – Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e consumidores livres e especiais pelo uso da Rede Básica e é revisada
anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (que também incorpora
custos de expansão da própria rede).
Taxa de Transporte de Itaipu
A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em dois troncos (de corrente contínua e
alternada), que não é considerada como parte da Rede Básica ou do sistema de conexão intermediário. O uso deste
sistema é remunerado através de encargo específico denominado Transporte de Itaipu, cujo valor total é rateado pelas
empresas que detêm quota-parte de Itaipu na proporção de suas respectivas participações.
Reajustes e Revisões Tarifárias
Os valores das tarifas de energia elétrica (uso de rede e fornecimento) são reajustados anualmente pela ANEEL
(“Reajuste Tarifário Anual”), revistas periodicamente (“Revisão Tarifária”) a cada 4 ou 5 anos, dependendo do contrato
de concessão e, por fim, podem ser revistas em caráter extraordinário ("Revisão Extraordinária").
Ao ajustar as tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos de concessionárias de distribuição entre (1) custos fora
do controle da distribuidora (chamado de custos “não gerenciáveis”), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das
distribuidoras (chamado de custos “gerenciáveis”), ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros:
•
Custos de energia comprada para revenda;
•
Encargos setoriais: dentre os quais destacam-se: Encargo de Serviço do Sistema - ESS; Conta de Consumo
de Combustível - CCC, Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, Reserva Global de Reversão - RGR,
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas
de Energia - PROINFA; e
•
Custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição.
Quando os preços dos itens não-gerenciáveis definidos no momento do reajuste tarifário anual e/ou revisão tarifaria
oscilarem positiva ou negativamente impactarão o resultado da Companhia. Porém, as variações dos itens nãogerenciáveis são reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA, e que por sua vez, serão
repassadas aos consumidores no próximo reajuste e/ou revisão tarifária. Antes da adoção do IFRS em 2010, o
resultado da Companhia não sofria oscilação devido às variações de itens não gerenciáveis já que havia o mecanismo
denominado CVA (Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A), que não permitia tal
oscilação. Porém com a adoção do IFRS, esse mecanismo foi retirado das demonstrações financeiras apresentadas à
CVM, sendo constituído apenas para fins regulatórios.
A Parcela B, por sua vez, compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias e inclui, entre
outros:
• Retorno sobre os investimentos relacionados à concessão considerados na Base de Remuneração Regulatória
determinada por ocasião das Revisões Tarifárias Periódicas;
• Custos de depreciação regulatória; e
• Custos de operação e manutenção do sistema de distribuição, em base aos custos reconhecidos na Empresa de
Referência.
O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste de Tarifa Anual, conforme fórmula
estipulada no próprio contrato de concessão. Neste momento, busca-se que os custos da Parcela A sejam totalmente
repassados aos clientes. Os custos da Parcela B, entretanto, são corrigidos de acordo com o índice IGP-M, ajustado
por um fator X.
76
As distribuidoras de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito à revisão periódica das
tarifas com intervalos que podem variar entre três e cinco anos (no caso da Companhia, a cada quatro anos). Nestas
revisões (1) todos os custos da Parcela B são recalculados e (2) o fator Xe é calculado para compartilhar ganhos de
produtividade da concessionária, basicamente devido ao crescimento de mercado. Nos processos de reajustes
tarifários, que ocorrem anualmente entre as revisões tarifárias periódicas, o fator X é calculado com base nos
componentes: (i) Xe já descrito anteriormente e (ii) Xa, este componente reflete a aplicação do Índice Nacional de
Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), sobre a parcela mão-deobra dos custos operacionais da Companhia e é, portanto, variável a cada reajuste tarifário.
O Fator X é usado para ajustar o IGP-M que deve ser aplicado ao componente da Parcela B nos reajustes anuais.
Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito a eventual revisão tarifária extraordinária, a ser
solicitada especificamente ao Poder Concedente e analisadas caso a caso. Tais solicitações serão aceitáveis em caso
de significativo desequilíbrio econômico-financeiro.
Discussão sobre a Fórmula de Reajuste Tarifário Anual
Em 27 de novembro de 2009, a ANEEL iniciou Audiência Pública para discussão de Termo Aditivo ao Contrato de
Concessão da Companhia com vistas à adequação da metodologia de cálculo do reajuste tarifário anual visando à
neutralidade dos itens não gerenciáveis da "Parcela A". Conforme Despacho nº 245, de 02 de fevereiro de 2010, o
modelo-padrão de aditivo aos contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas
à alteração dos procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário
causado pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da
Parcela “A”, relativos aos encargos setoriais. Com a nova redação, mesmo mantendo-se a fórmula de obtenção da
“Parcela B” por diferença, esta não mais é influenciada, para mais ou para menos, pelos itens da “Parcela A” (VPA0)
referentes aos encargos setoriais, cujos custos não variam na mesma proporção do mercado, atendendo, desse modo,
os objetivos de eliminar o efeito tarifário causado pela atual metodologia de cálculo do reajuste anual e assegurar a
neutralidade dos citados itens de custos não gerenciáveis da “Parcela A”. Para mais informações veja o item 4.1.a –
“Fatores de Risco – “Riscos Relacionados à Regulação do Setor em que a Companhia Atua” deste Formulário de
Referência.
Neutralidade dos itens relativos a encargos setoriais
Com base nos resultados da Audiência Pública nº 043/2009 e das reuniões com as concessionárias de distribuição, foi
aprovado pela ANEEL, conforme Despacho nº 245, de 02 de fevereiro de 2010, o modelo-padrão de aditivo aos
Contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas à alteração dos
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado pela
metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da Parcela “A”,
relativos aos encargos setoriais especificados em referido aditivo.
Foi parcialmente alterada a redação da Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos
Serviços, especificamente no que se refere à definição do Valor da Parcela A na Data de Referência Anterior-DRA
(VPA0).
Com a nova redação, mesmo mantendo-se a fórmula de obtenção da “Parcela B” por diferença, esta não mais é
influenciada, para mais ou para menos, pelos itens da “Parcela A” (VPA0) referentes aos encargos setoriais cujos
custos não variam na mesma proporção do mercado, atendendo, desse modo, os objetivos de eliminar o efeito tarifário
causado pela atual metodologia de cálculo do reajuste anual e assegurar a neutralidade dos citados itens de custos
não gerenciáveis da “Parcela A”. O aprimoramento da metodologia do reajuste tarifário anual consolida-se com o
procedimento de cálculo previsto na nova Subcláusula Décima Nona da Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na
Prestação dos Serviços.
Discussão sobre a metodologia de Revisão Tarifária Periódica
Está em discussão sob o âmbito da Audiência Pública 040/2010, aberta em setembro de 2010 pela ANEEL, a
metodologia a ser utilizada no 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas. No inicio de 2011 a Companhia e vários
participantes do mercado enviaram contribuições para o regulador objetivando o aperfeiçoamento da metodologia
proposta pela ANEEL. Até o momento, não houve a publicação da metodologia final para o 3º ciclo de revisão tarifária,
que deverá ocorrer apenas no 2º semestre de 2011.
Encargos Setoriais
RGR - Reserva global de Reversão
Em determinadas circunstâncias, as distribuidoras são indenizadas por ativos ainda não depreciados, em caso de
revogação ou encampação das respectivas concessões. Por meio da Lei n.º 5.655, de 20 de maio de 1971, foi criado o
Fundo de Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR, destinado a prover recursos para essa indenização. As
companhias de eletricidade do setor público devem fazer recolhimentos mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual
equivalente a 2,5% dos ativos fixos da empresa em serviço, até um teto de 3,0% do total das receitas em cada ano.
Nos últimos anos, o Fundo RGR tem sido usado, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição. A
Lei n.º 10.438/02 previu a expiração da RGR em 2010, porém a Medida Provisória 517, de 30 de dezembro de 2010,
prorrogou a cobrança de tal encargo até 2035.
CCC – Conta de Consumo de Combustível
77
Os agentes de distribuição e transmissão que comercializem energia elétrica com o consumidor final devem contribuir
para o rateio do custo de consumo de combustível utilizado na geração de energia termoelétrica nos Sistemas
Isolados, por meio da CCC. A CCC foi criada em 1973, com a finalidade de gerar reservas financeiras para cobrir os
custos de aquisição dos combustíveis fósseis utilizados pelas usinas de geração térmica, na eventualidade de uma
escassez de água nos reservatórios das hidrelétricas, uma vez que o custo de operação das usinas produtoras de
energia térmica é maior do que aquele das usinas hidrelétricas.
A Lei 12.111, de 09/12/09, alterou a forma de cálculo da CCC, passando a mesma a representar o montante igual à
diferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para o atendimento ao serviço público de distribuição de
energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo
médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN.
CDE – Conta de Desenvolvimento Energético
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, criou a CDE objetivando promover a competitividade da energia produzida a
partir de fontes alternativas (eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional)
nas áreas atendidas pelos sistemas elétricos interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica
em todo território nacional. Os recursos da CDE são provenientes, dentre outras fontes, dos pagamentos anuais
realizados a título de uso de bem público, de multas aplicadas pela ANEEL e, desde 2003, de quotas anuais pagas por
todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final no SIN, mediante encargo tarifário incluído
na TUSD e na TUST. A CDE tem previsão de duração de 25 anos.
ESS – Encargo de Serviço do Sistema
A ANEEL homologou as regras de mercado relativas ao ESS por meio da Resolução nº 290, de 4 de agosto de 2000.
O ESS consiste em um valor em R$/MWh correspondente à média dos custos incorridos para manter a confiabilidade e
a estabilidade dos serviços do sistema prestados aos usuários do SIN. O ESS é pago por todos os agentes com
medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do consumo.
TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica
A Taxa de Fiscalização foi criada pela Lei Federal n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e regulamentada pelo
Decreto Federal n.º 2.410, de 28 de novembro de 1997 e pela ANEEL. A Taxa de Fiscalização é uma taxa anual devida
desde 1997 por todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas, equivalente a 0,5% do benefício econômico
anual auferido, com a finalidade de constituir a receita da ANEEL para cobertura das suas despesas administrativas e
operacionais.
EER – Encargo de Energia de Reserva
O EER foi criado pelo Decreto n.º 6.353, de 15 de janeiro de 2008, e regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL
n.º 337, de 11 de novembro de 2008. O EER tem o objetivo de arcar com as despesas relacionadas com a contratação
de energia de reserva contratada para aumentar a segurança do fornecimento de energia no SIN. O EER será pago
mensalmente pelos consumidores finais do Sistema Interligado Nacional.
PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
O PROINFA, instituído pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e revisado pela Lei nº 10.762, de 11 de novembro de
2003 é pago por todos os agentes do SIN que comercializam energia com o consumidor final ou que recolhem tarifa de
uso das redes elétricas relativa a consumidores livres, para cobertura dos custos da energia elétrica produzida por
empreendimentos de produtores independentes autônomos, concebidos com base em fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa participantes do PROINFA.
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento de Eficiência Energética
Encargo criado pela Lei n.º 9.991, de 24 de julho de 2000. As concessionárias e permissionárias de serviços públicos
de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente recursos equivalentes ao mínimo de 0,75% e
0,25% de sua receita operacional líquida, respectivamente, em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e em
programas de eficiência energética. Porém, a mesma lei determina que até 31 de dezembro de 2015, os percentuais
mínimos serão de 0,50% (cinquenta centésimos por cento), tanto para pesquisa e desenvolvimento como para
programas de eficiência energética na oferta e no uso final da energia.
ONS – Operador Nacional do Sistema
Refere-se ao ressarcimento de parte dos custos de administração e operação do ONS (entidade responsável pela
operação e coordenação da Rede Básica) por todas as empresas de geração, transmissão e de distribuição bem como
os grandes consumidores (consumidores livres) conectados à Rede Básica.
Racionamento
A Lei 10.848/04 estabelece que, na hipótese de decretação de uma redução compulsória no consumo de energia de
determinada região, todos os CCEARs por quantidade de energia, cujos compradores estejam localizados nessa
mesma região, terão seus volumes ajustados na proporção da redução de consumo verificada.
Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) – Programa de Eficiência Energética (PEE)
78
A matéria é objeto de política pública específica. No âmbito federal, o Poder Público, por meio da Lei nº. 9.991, de 24
de julho de 2000, dispôs sobre a realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em eficiência
energética por parte das empresas do setor.
A Concessionária fica obrigada a aplicar o montante de, no mínimo, um por cento de sua receita operacional líquida,
em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e em ações que tenham por objetivo o combate ao desperdício de
energia elétrica, nos Termos da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, e na forma em que dispuser a regulamentação
específica sobre a matéria.
Acrescente-se ainda que a partir de 2001 foi criado o fundo nacional CT-ENERG, que possui um documento de
diretrizes estratégicas disponível no site do Ministério da Ciência e Tecnologia. Trata-se de outra fonte de recursos
para financiar o desenvolvimento de tecnologias mais eficientes para as indústrias e programas de eficiência de
interesse público.
A Lei nº 9991/2000 dispõe que as distribuidoras de energia elétrica devem aplicar um percentual mínimo da receita
operacional líquida em PEE.
T
Lei 12.212/2010
Vigência: até 31/12/2015
A partir de 1º/01/2016
Segmento
D
P&D1
PEE2
FNDCT3
MME4
P&D1
PEE2
FNDCT3
MME4
0,20
0,50
0,20
0,10
0,30
0,25
0,30
0,15
1) P&D = Pesquisa e Desenvolvimento;
2) PEE = Programa de Eficiência Energética;
3) FNDCT = Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
4) MME = ministério de minas e energia
O Manual dos PEE (MPEE): é um guia que determina os procedimentos para as concessionárias para a elaboração e
execução de projetos de eficiência energética regulados pela ANEEL. Nos Manuais de Eficiência Energética são
definidas a estrutura e a forma de apresentação dos projetos, os critérios de avaliação e de fiscalização e o tipo de
projetos que podem ser realizados com recursos do PEE. Também são apresentados os procedimentos para
contabilização dos custos e apropriação dos investimentos realizados.
O programa de Eficiência Energética destina-se a beneficiar os clientes da Companhia por meio de projetos de
substituição de equipamentos e lâmpadas por equipamentos e lâmpadas mais eficientes em instalações de hospitais,
escolas, prédios públicos e túneis, bem como por meio de projetos educacionais e de responsabilidade social e
atendimento a comunidades de baixo poder aquisitivo. Dessa forma, a Companhia contribui para o processo de
inclusão social, bem como para melhoraria da prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica para
população. Todas essas ações, além de contribuir para economia de energia elétrica e, conseqüentemente, ajudar a
diminuir os orçamentos de órgãos públicos, melhoram a qualidade de vida e de segurança das pessoas beneficiadas
com esses projetos, bem como contribuem para a diminuição da inadimplência.
A Companhia realizou R$54,6 milhões, R$53,1 milhões e R$ 80,9 milhões em programas de Eficiência Energética nos
períodos encerrados em 31 de dezembro de 2008, 2009 e 2010, respectivamente.
A Companhia desenvolve, por meio de seu programa de Pesquisa e Desenvolvimento, em tecnologias inovadoras
relacionadas aos processos técnicos, comerciais e operacionais, tanto da Companhia e quanto do setor elétrico. Dessa
maneira, a Companhia adiciona valor ao seu ativo intangível e incorpora melhorias em outras linhas de pesquisa, tais
como segurança, redes inteligentes, geração distribuída, operação otimizada, meio ambiente, equipamentos e sistemas
inovadores, para o continuo desenvolvimento da prestação dos seus serviços.
A Companhia mantém anualmente projetos relacionados aos processos técnicos, comerciais e operacionais, ao
desenvolvimento de tecnologias mais eficazes, à redução de impactos ambientais, à segurança de colaboradores e
empregados terceirizados e na promoção de iniciativas sustentáveis para as comunidades. . A Companhia realizou
R$25,3 milhões e R$41,1 milhões em Programas de Pesquisa e Desenvolvimento nos períodos encerrados em 31 de
dezembro de 2009 e 2010, respectivamente.
Ressalte-se que a Lei 12.111, de 09/12/09, considera o adicional de 0,30% da Receita Operacional Líquida – ROL
destinado ao ressarcimento de Estados e Municípios que tiverem eventual perda de receita decorrente da arrecadação
de ICMS incidente sobre combustíveis fósseis utilizados para geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados.
b.
política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental
e, se for o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões internacionais de
proteção ambiental
Aspectos Ambientais
Política Ambiental e SGA
A AES Eletropaulo possui Política Integrada de Meio Ambiente, Saúde e Segurança, que está baseada nos princípios
de Prevenção, Responsabilidade Social, Conscientização, Melhoria Contínua, Respeito aos Recursos Naturais,
Gerenciamento de Emissões, Atuação junto aos Fornecedores e Contratadas, Comunicação e Compromisso com a
Legislação.
79
O cumprimento da legislação ambiental aplicável ao setor elétrico é fiscalizado por órgãos e agências governamentais,
que podem impor sanções administrativas e penais por eventual inobservância da legislação, independentemente da
obrigação de reparar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados. O cumprimento da legislação é um
dos princípios norteadores da Política Integrada de Meio Ambiente, Saúde e Segurança da AES Eletropaulo e AES
Brasil.
Com o objetivo de avaliar o desempenho ambiental da Companhia, foi implementado um Sistema de Gestão Ambiental
(“SGA”) baseado na norma ISO 14001:04 em 6 (seis) de suas instalações, tendo sido certificado no ano de 2000. A
Companhia expandiu o escopo deste sistema para todas as suas subestações, escritórios administrativos, central de
operação, linhas de subtransmissão, além das lojas de atendimento, certificando 62,5% dos seus processos. Como
atendimento a um dos itens da ISO 14001:04, a Companhia identificou, monitorou e avaliou mudanças nas leis e
normas ambientais aplicáveis ao seu negócio, buscando sempre seu atendimento e a melhoria contínua no
desenvolvimento de suas atividades.
A Companhia é auditada constantemente, tanto por determinação da própria AES Corporation, como também para a
manutenção e certificação de processos pela norma ambiental.
Adicionalmente, a Companhia incorreu em despesas de R$ 2,6 milhões durante o ano de 2010 em projetos de
pesquisa e desenvolvimento voltados a área ambiental, visando tanto investir em pesquisa para reaproveitamento de
materiais, como verificar possíveis soluções para aspectos ambientais das atividades da Companhia. Os projetos em
andamento são: “Caracterização dos Materiais Descartados das Redes e Avaliação do Potencial de Reciclagem”,
”Desenvolvimento e Implantação do Sistema de Monitoração de Campos Magnéticos de 60Hz para o Público Geral
através do Site da ANEEL”, “Avaliação e desenvolvimento de alternativas para biorremediação de solos contaminados
por óleo mineral isolante” e “Desenvolvimento Materiais Alternativos Ecológicos de Melhor Desempenho e Vida Útil,
para Fabricação de Isoladores com Redução dos Custos”.
O gerenciamento ambiental de todas as atividades da AES Eletropaulo é realizado com foco na prevenção, levando em
consideração o orçamento e estimativas realistas, objetivando, sempre, obter melhores resultados financeiros, sociais e
ambientais.
Licenciamento Ambiental
A legislação ambiental brasileira, por meio da Lei Federal nº 6.938/81 e da Resolução CONAMA 237/97, determina que
a instalação de empreendimentos que de qualquer forma causem degradação do meio ambiente depende do prévio
licenciamento ambiental. Tanto as atividades de transmissão quanto as de distribuição de energia estão sujeitas ao
licenciamento ambiental.
O procedimento se aplica tanto para empreendimentos novos, quanto para as ampliações ou alterações nele
procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas periodicamente. De acordo com a legislação
federal, se a renovação for requerida até 120 dias antes do vencimento da licença, considera-se prorrogada a sua
validade até a manifestação do órgão ambiental sobre o requerimento.
O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, três estágios que determinam a expedição das
seguintes licenças: licença prévia, licença de instalação e licença de operação. Cada uma destas licenças é emitida
conforme a fase em que se encontra o empreendimento e a manutenção de sua validade depende do cumprimento das
condicionantes que forem estabelecidas pelo órgão ambiental competente.
Para fins de licenciamento de empreendimentos cujos impactos sejam considerados significativos, exige-se a
elaboração de EIA/RIMA (Estudo de Impacto Ambiental/Relatório de Impacto de Meio Ambiente). Há previsão de
procedimentos simplificados quando o empreendimento for considerado de pequeno potencial de impacto ambiental.
De acordo com Resolução CONAMA nº 279/01, os empreendimentos elétricos de baixo impacto ambiental podem
submeter-se ao procedimento simplificado de licenciamento ambiental. Desse modo, em lugar do EIA/RIMA, deve ser
elaborado o Relatório Ambiental Simplificado (“RAS”), o Estudo Ambiental Simplificado (“EAS”) ou, no município de
São Paulo, o Estudo de Viabilidade Ambiental (“EVA”) que será apresentado pelo empreendedor para instrução do
processo de licenciamento.
No âmbito administrativo, as penalidades pela ausência de licenciamento, podem variar de simples advertência até
aplicação de multa de R$50,00 a R$50,0 milhões, conforme Decreto Federal nº 6.514/2008. No âmbito criminal,
merece destaque a figura da responsabilidade penal da pessoa jurídica, nos termos da Lei Federal nº 9.605/98,
contemplada de forma independente à responsabilização das pessoas físicas que concorrem para a prática do crime
ambiental, e que pode sujeitá-la ao pagamento de multa.
Conforme dispõe a Política Nacional do Meio Ambiente, desde a publicação da Lei Federal nº 10.165/00, além do
licenciamento ambiental, os empreendimentos que se dedicam a atividades potencialmente poluidoras ou que utilizem
recursos naturais, devem ser registrados no Cadastro Técnico Federal de Atividades Potencialmente Poluidoras
(“CTF”), perante o IBAMA. A regularidade desse cadastro depende da apresentação periódica de relatórios sobre as
atividades exercidas e, em alguns casos, do pagamento da Taxa de Controle Fiscalização Ambiental (“TCFA”).
A definição do órgão competente para o licenciamento está associada à magnitude e abrangência do impacto
ambiental que o empreendimento ocasionará. Empreendimentos de impacto ambiental regional, ou seja, que envolvam
mais de um Estado da federação ou mesmo países vizinhos, ou realizados em áreas de interesse ou domínio da
União, devem ser licenciados pelo IBAMA. Nos demais casos, a competência é dos órgãos ambientais estaduais.
Todavia, caso o impacto seja exclusivamente local, o licenciamento poderá ser conduzido pelos municípios.
Estudos para obtenção de licenciamento ambiental e medidas compensatórias
80
O licenciamento ambiental de atividades cujos impactos ambientais são considerados baixos e não significativos, como
as atividades que envolvem as linhas de transmissão operadas pela AES Eletropaulo, está sujeito a estudos mais
simplificados. Neste caso, os estudos ambientais que subsidiam os processos de licenciamento ambiental no âmbito do
Estado de São Paulo são os EASs e, no âmbito do município de São Paulo, são apresentados EVAs.
As medidas compensatórias definidas seguem a legislação estadual e municipal, e incidem sobre impactos de
supressão de vegetação, inclusive em Áreas de Preservação Permanente. Estas medidas compensatórias consistem
normalmente no plantio de espécies nativas e no acompanhamento e manutenção da área por 2 (dois) anos.
Outras autorizações
Além das licenças ambientais acima mencionadas, o desenvolvimento regular das atividades da Companhia também
está sujeito à obtenção de outras autorizações, tais como (i) a outorga para uso de recursos hídricos, (ii) autorização
para intervenção em áreas de preservação permanente e (iii) supressão de vegetação. Estas dependem de medidas
compensatórias, como dito anteriormente, aprovadas pelo órgão ambiental.
A ausência de licenças e autorizações ambientais, independentemente de a atividade estar ou não causando danos
efetivos ao meio ambiente, caracteriza a prática de crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades
administrativas, tais como, multas, suspensão de subsídios dos órgãos públicos ou a suspensão, temporária ou
permanente, de atividades.
Os indeferimentos por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação das licenças ambientais,
assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências estabelecidas por tais órgãos
ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo impedir, conforme o caso,
a instalação e a operação dos seus empreendimentos.
A ocorrência de danos ambientais, decorrentes da instalação e/ou operação de empreendimentos elétricos também
pode nos sujeitar à imposição de penalidades administrativas e penais. Na esfera civil, os danos ambientais implicam
responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isso significa que a obrigação de reparar a degradação causada
poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos
agentes. Como conseqüência, a contratação de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações, da
Companhia, como a disposição final de resíduos ou a supressão de vegetação, não exime a responsabilidade da
mesma por eventuais danos ambientais causados pela entidade contratada.
Dispêndios e Investimentos
Durante o ano de 2010, a AES Eletropaulo realizou gastos e investimentos de R$ 76,8 milhões em Ações de Meio
Ambiente. Dentre estes foram gastos R$ 1,2 milhões em processos de licenciamento de novas instalações ou
reconstruções, incluindo medidas de compensação ambiental.
Passivos ambientais
A AES Eletropaulo possui um Programa de Investigação de Potenciais Passivos e Remediações Ambientais para a
verificação de passivos ambientais em situações de compra e venda imobiliária e em áreas operacionais onde são
realizadas atividades com maior potencial de contaminação. Estes estudos ambientais são realizados em
conformidade com a legislação vigente e têm por objetivo verificar o impacto no solo e na água subterrânea. A
principal interferência das atividades da companhia no meio ambiente é provocada por vazamento de óleo.
Em 2010, foi concluída a remediação na Seção Santana e Seção Medidores e está em andamento o monitoramento
destas localidades. A distribuidora destinou no ano, R$ 3,6 milhões para este Programa.
Adicionalmente, para subsidiar a opção pelas melhores alternativas de remediação de solo, a Companhia assinou, em
agosto, um contrato de Pesquisa e Desenvolvimento de Biorremediação do Solo com o IPT (Instituto de Pesquisas e
Tecnologias de São Paulo).
c.
dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties
relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia
Contrato de Concessão
A Companhia opera, nos termos de um contrato de concessão, o negócio de distribuição de energia elétrica. O contrato
de concessão, com término em 15 de junho de 2028, impõe exigências sobre as operações e os negócios. Estas
exigências incluem manutenção e/ou aperfeiçoamento de determinadas normas de serviço, incluindo a frequência e a
duração de interrupções no fornecimento de energia elétrica aos consumidores ou grupo de consumidores. Existe,
também, a obrigatoriedade de instalar dispositivos e equipamentos (por exemplo, linhas de distribuição e medidores)
para fornecer energia a novos clientes ou atender ao aumento de demanda dos clientes existentes.
Como já mencionado anteriormente, em função da implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras
assinaram termos aditivos aos respectivos contratos de concessão. Esses aditivos se destinam basicamente a
incorporar aos cálculos dos reajustes tarifários anuais os custos de aquisição de energia contratada nos novos leilões,
com entrega nos 12 meses subsequentes à data de vigência de novas tarifas.
Estabelecem ainda que a Contribuição para o Programa de Integração Social (PIS), Programa de Formação do
Patrimônio do Servidor Público (PASEP) e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS) sejam
excluídos da Parcela B. Assim, tais encargos foram excluídos do cálculo do reajuste de tarifas de energia elétrica. Na
81
prática, tais tributos passaram a ser incluídos na fatura de energia elétrica de forma segregada em mecanismo análogo
ao utilizado para a cobrança do Imposto sobre Circulação de Mercadorias (ICMS).
Em maio do ano de 2010, a Companhia assinou novo termo aditivo ao seu contrato de concessão que visa garantir a
neutralidade dos Encargos Setoriais. Para informações adicionais sobre este aditivo em particular veja o item 4.1.h.
“Fatores de risco relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua”, deste Formulário
de Referência.
Penalidades e Término da Concessão
Caso não sejam cumpridas as obrigações previstas no contrato de concessão e nas leis e normas aplicáveis ao
negócio, a ANEEL pode impor penalidades através da instauração de processos administrativos punitivos.
As penalidades que podem ser impostas em caso de violação destas obrigações incluem advertências e imposições de
multas podendo atingir até um máximo de 2,0% da receita anual da Companhia por violação, excluído o ICMS e ISS,
conforme Resolução Normativa 063/2004.
A ANEEL também pode intervir na concessão por meio de resolução, que indicará seu prazo, objetivos e limites da
medida, em função das razões que a ensejaram, designando o interventor. Declarada a intervenção, a ANEEL
instaurará, no prazo de 30 dias, procedimento administrativo para comprovar as causas determinantes da medida e
apurar responsabilidades, assegurado o direito de ampla defesa, devendo o mesmo ser concluído no prazo de até 180
dias, sob pena de considerar-se inválida a intervenção. A ANEEL pode, ainda, em caso de descumprimento, limitar a
área de concessão da Companhia, impondo uma sub-concessão ou encampando as ações detidas por seus acionistas
controladores e vendendo-as num leilão público.
A ANEEL também tem o poder de propor ao Poder Concedente – a União Federal – a declaração de caducidade da
concessão antes de seu prazo o final quando, por exemplo, do descumprimento de obrigações legais ou contratuais.
Assim como na intervenção, a declaração de caducidade será precedida de processo administrativo e, caso reste
comprovada a inadimplência da Companhia, a ANEEL poderá propor à União Federal a declaração de caducidade da
concessão.
Em qualquer caso de término antecipado do contrato de concessão, existe o direito de receber indenização da ANEEL
por investimentos efetuados em ativos relacionados aos serviços (bens reversíveis) que não tenham sido amortizados
ou depreciados.
Equilíbrio Econômico-Financeiro
De acordo com a Lei de Concessões, qualquer concessão para a prestação de serviços públicos exige a manutenção
de um equilíbrio entre os custos e receitas incorridas durante toda a vigência da concessão. Este princípio é conhecido
como equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão.
O principal instrumento de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro é a alteração, para mais ou para menos,
das tarifas de fornecimento de energia e de uso dos sistemas de distribuição cobradas dos clientes, através de
reajustes tarifários anuais, revisões tarifárias ordinárias a cada quatro anos e revisões extraordinárias a qualquer
tempo, desde que comprovado o desequilíbrio. Tais processos são conduzidos pela ANEEL que, ao cabo de seu
decurso, procede à homologação das tarifas para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro.
Propriedade Intelectual
A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais
importante é “Eletropaulo”, na forma nominativa, em 3 classes diferentes. Todas as demais marcas comerciais que
possui não são relevantes para suas operações.
Os logotipos que acompanham a sua marca, normalmente “Eletropaulo”, estão registrados no INPI pela The AES
Corporation, que emitiu carta de autorização de uso destes logotipos para as empresas brasileiras. Para informações
adicionais sobre Propriedade Intelectual da Companhia, vide item 9.1.b.
7.6.
Informações acerca dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes: a) receita proveniente
dos clientes atribuídos ao país sede da Companhia e sua participação na receita líquida total da
Companhia; b) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na
receita líquida total da Companhia; c) receita total proveniente de países estrangeiros e sua participação
na receita líquida total da Companhia
Em 2010, a receita oriunda de fornecimento e distribuição de energia elétrica foi de R$12.907,9 milhões, referentes à
distribuição de 43.345 GWh de energia elétrica para aproximadamente 6,1 milhões de clientes. Ou seja, a receita
oriunda de fornecimento e distribuição de energia elétrica 87,7% da receita líquida da Companhia.. A Companhia não
obtém receitas de outros países que não o Brasil. Suas atividades estão restritas ao território nacional ou mais
precisamente, à sua Área de Concessão.
7.7.
Regulação dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes e influência nos negócios da
Companhia
Não aplicável. A atuação da Companhia está restrita ao território nacional.
7.8.
Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia que não figurem em outra parte deste
82
Formulário
Contrato de Prestação de Serviços
A Companhia celebrou em 21 de setembro de 2009 um contrato de prestação de serviços com a Prysmian Energia
Cabos e Sistemas S.A., relativo a serviços de elaboração de projetos, fornecimento de materiais, gerenciamento e
treinamento. O contrato foi aditado em 05 de julho de 2010, no valor total de R$ 31.249.871,92, com prazo até 30 de
junho de 2011.
Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão – CCT
A Companhia celebrou, em 13 de abril de 2000, contrato mandatório com a Companhia de Transmissão de Energia
Elétrica Paulista – CTEEP, referente a ponto de acesso, estabelecendo as responsabilidades pela implantação,
operação e manutenção das instalações de conexão e respectivos encargos, bem como as condições comerciais. Este
contrato é periodicamente aditado para atender às alterações da regulamentação de adequação das instalações de
conexão ao sistema de transmissão existentes, implementação de novas conexões para atendimento das
necessidades da AES Eletropaulo, através de resoluções específicas emitidas pela ANEEL ou necessidades adicionais
requeridas pela própria AES Eletropaulo. Este contrato tem vigência indeterminada. O valor anual para o contrato no
ano de 2010 foi de R$ 68.286.300,97
Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST
Em 30 de dezembro de 2002, a Companhia celebrou com o Operador Nacional do Sistema Elétrico –ONS um contrato
mandatório estabelecendo as condições técnicas/comerciais e as obrigações relativas ao uso das instalações de
transmissão, pela AES Eletropaulo, incluindo a prestação de serviços de transmissão, sob supervisão do ONS. Este
contrato é aditado periodicamente para atender as alterações da regulamentação, recontratação anual dos montantes
de uso (demandas) dos sistema de transmissão para o triênio seguinte, ou por necessidade especifica de alteração dos
montantes (demandas) contratados. O prazo de vigência do contrato é indeterminado. No ano de 2010, a Companhia
pagou à ONS R$ 842.529.737,58 em decorrência deste contrato.
7.9.
A estratégia da Companhia é aproveitar sua área de concessão concentrada e de elevado PIB, que proporciona receita
a partir de uma demanda crescente por energia elétrica, assim como aumentar sua eficiência operacional, melhorar
continuamente sua qualidade de serviço e reduzir seus custos financeiros, de forma a criar valor para seus acionistas.
Os elementos chave de sua estratégia são:
Consolidação da Posição de Empresa Líder na Distribuição de Energia Elétrica no Brasil. A Companhia é a maior
3
empresa de distribuição de energia elétrica no Brasil em termos de receita de fornecimento de energia elétrica . A
Companhia pretende continuar a acompanhar o crescimento da população em sua área de concessão através da
expansão necessária da rede de distribuição de energia elétrica e de investimentos em ativos que componham a base
regulatória de remuneração, bem como, garantir a melhoria constante da qualidade e confiabilidade de seus serviços.
Ao longo dos últimos 3 anos a base de clientes da Companhia cresceu aproximadamente 155.000 clientes por ano. A
Companhia planeja investir aproximadamente R$784,3 milhões em 2011 (R$758,7 milhões com recursos próprios,
financiados ou não junto a instituições financeiras, e R$25,7 milhões com recursos de terceiros, denominados
investimentos auto-financiados) para aprimorar a qualidade de seus serviços, aumentar o número de clientes e criar as
bases para aumentar suas receitas.
Aumento na Eficiência Operacional Buscando Custos Operacionais Eficazes, Aumento da Lucratividade da Companhia
e Melhoria no Nível de Qualidade de Serviço. A Companhia mantém um esforço constante de redução de custos,
concentrado em aprimorar (i) o gerenciamento da sua cadeia de fornecimento (incluindo a implementação de práticas
globais de suprimento junto à AES Corporation), (ii) o gerenciamento de seus processos de prestação de serviços, (iii)
o gerenciamento de seus ativos, bem como (iv) a alocação de seus investimentos. A Companhia também concentra
esforços para reduzir suas perdas comerciais e o volume de recebíveis de baixa qualidade creditícia. A Companhia
desenvolve vários indicadores de desempenho, incluindo qualidade de serviço e duração e freqüência de interrupções
de serviço, contra os quais compara sua eficiência operacional. Como uma parcela do seu aumento da tarifa anual de
energia elétrica é diretamente ligada ao aumento da inflação, se seu custo operacional futuro crescer abaixo da
inflação, sua lucratividade provavelmente melhorará.
Otimização da Estrutura de Capital da Companhia para Otimizar Fluxos de Caixa Livre. A Companhia pretende se
beneficiar de custos menores de financiamento decorrentes de sua condição financeira confortável e da melhora das
condições macro-econômicas no Brasil, resultando em taxas de juros menores. Pretende, ainda, reduzir suas despesas
com juros, estender o prazo de suas dívidas e incorrer em dívidas denominadas em moeda local. A Companhia
encerrou 2010 com R$ 75 mil em dividas denominadas em dólar protegidas por mecanismos de proteção cambial e
não pretende contratar novos financiamentos em moeda estrangeira. Adicionalmente, como resultado das condições
favoráveis de mercado, sua administração acredita que futuros refinanciamentos poderão fornecer maior flexibilidade
operacional e financeira otimizando sua geração de caixa.
Redução de Perdas Comerciais de Energia Elétrica para Aumentar a Lucratividade. A administração da Companhia
está concentrada em programas de desenvolvimento para reduzir suas perdas comerciais de energia elétrica. A
Companhia sofre perdas comerciais de energia elétrica resultantes de conexões ilegais, furto, erros de cobrança e de
3
Conforme o ranking da ANEEL atualizado em 26 de janeiro de 2011.
83
medição e fraude. Para reduzir essas perdas, a Companhia implementa novas tecnologias, que acredita ajudarão na
descoberta de conexões ilegais e na análise de faturas irregulares em tempo real. Adicionalmente, a Companhia está
investindo em outros instrumentos preventivos, como cabos anti-furto e blindagem de caixas de medidores. Como
resultado, suas perdas totais de energia elétrica caíram de 11,6% em 2008 para 10,9% em 31 de dezembro de 2010. A
média mensal de cortes em 2010 foi de 96,3 mil, comparada à média de 79,6 mil em 2009 e de 33,1 mil em 2008. O
número médio mensal de religações, por sua vez, passou de 32,1 mil em 2008 para 55,6 mil em 2009 e para 85,8 mil
em 2010.
Qualidade do Serviço. A AES Eletropaulo vem investindo continuamente na expansão do seu sistema de distribuição,
realizando estudos para atendimento ao mercado de energia tanto em condições normais de operação quanto em
condições de emergência, de forma a garantir o pleno atendimento ao fornecimento de energia. Além disto, na busca
por oferecer níveis crescentes de qualidade aos seus clientes, a Companhia vem investindo na automação e
modernização da sua rede, com a adoção de um novo padrão de construção desde 2006 (rede spacer cable um
padrão que evita desligamento e convive mais harmonicamente com regiões arborizadas), incremento no volume de
árvores podadas e na manutenção de redes primárias e secundárias.
Retenção de Clientes Potencialmente Livres de Alto Valor. A administração da Companhia monitora a lucratividade e o
perfil de consumo de energia elétrica de cada um de seus grandes clientes que podem se tornar clientes livres. A
Companhia acredita que isso a ajuda a identificar os clientes mais rentáveis e a concentrar esforços para mantê-los,
investindo em sua rede para melhorar a qualidade e confiabilidade de seus serviços. A Companhia acredita que o alto
nível do serviço que fornece, com poucos e curtos períodos de interrupção, de acordo com os padrões estabelecidos
pela ANEEL, e a grande variedade de serviços de valor agregado que a Companhia oferece, incluindo programas de
eficiência elétrica, gerenciamento de carga e serviços de infra-estrutura elétrica, que reduzem seu custo de
manutenção, melhoram a satisfação do cliente e lhe ajudam a manter clientes potencialmente livres de alto valor.
Relacionamento com a ANEEL, ARSESP e MME. A Companhia pretende continuar a manter e fortalecer sua
interlocução com a ANEEL, ARSESP e MME, mantendo um canal de comunicação permanentemente aberto, com o
intuito de contribuir de forma efetiva para a evolução das regulamentações aplicadas ao Setor Elétrico.
Seguro
A Companhia mantém apólice de seguro Patrimonial, do tipo “Riscos Operacionais”, que garante o pagamento de
indenização com relação a sinistros que atinjam nosso patrimônio. Tal apólice de seguro possui cobertura para
sinistros decorrentes de incêndio, alagamento, danos elétricos, explosão, roubo e quebra de máquinas, ocorridos em
suas sub-estações, edifícios e instalações. Os eventuais prejuízos causados a terceiros estão cobertos pelas seguintes
apólices de seguro: (i) Responsabilidade Civil Geral, que garante o pagamento de indenização em decorrência de
danos materiais, lesões físicas e danos morais causados por acidente que, eventualmente, a Companhia venha a ser
responsabilizada; e (ii) de Responsabilidade Civil Facultativa, que garante a indenização a terceiros em decorrência de
eventuais acidentes de trânsito com a sua frota de veículos. A Companhia acredita que contratou apólices de seguro
usualmente contratadas no Brasil para o seu tipo de operação. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010, a
Companhia pagou um total de R$ 2,3 milhões em prêmios de seguros. Ademais, muito embora a Companhia contrate
as apólices descritas acima, existem determinados tipos de risco que podem não estar cobertos pelas mesmas (tais
como guerra, caso fortuito e de força maior ou interrupção de certas atividades). Assim, na hipótese de ocorrência de
quaisquer desses eventos não cobertos, a Companhia poderá incorrer em custos adicionais para a sua recomposição
ou reforma. Adicionalmente, não se pode garantir que, mesmo na hipótese da ocorrência de um sinistro coberto por
tais apólices, o pagamento da indenização do seguro será suficiente para cobrir os danos decorrentes de tal sinistro.
Além das apólices mencionadas, a Companhia contrata o Seguro de Responsabilidade Civil de Administradores,
conhecido como D&O, cujo prêmio pago em 2010 já está incluído no valor acima.
8.
8.1.
Grupo Econômico da Companhia
Descrição do grupo econômico da Companhia
a.
controladores diretos e indiretos
O organograma abaixo apresenta os controladores diretos e indiretos da Companhia em 15.12.2011
Para informações mais detalhadas sobre os controladores diretos e indiretos da Companhia vide o item 15.1.a.
84
b.
controladas e coligadas
Não aplicável. A Companhia não possui controladas e coligadas.
c.
participações da Companhia em sociedades do grupo
A Companhia não detém participações em outras sociedades do grupo.
d.
participações de sociedades do grupo na Companhia
A Brasiliana detém diretamente 7,4% das ações preferenciais da Companhia e 4,4% de seu capital total. Ela detém,
ainda, participação indireta na Companhia por meio da AES Elpa S.A., a qual detém 77,8% do capital votante e 31,0%
do capital total da AES Eletropaulo. Para maiores informações sobre as participações diretas e indiretas de sociedades
do grupo na Companhia, vide item 8.1.a. acima e organograma dos itens 6.5 e 15.4. deste Formulário de Referência.
e.
sociedades sob controle comum
Não há sociedades sob controle comum da Companhia e de outra entidade.
8.2. Organograma do grupo econômico
O organograma abaixo apresenta a atual estrutura simplificada do grupo societário da Companhia:
85
AES Corp .
T 99,99%
AES Holdings
Brasil
O – Ordin ária
P – Preferencial
T – Total
BNDES
O 50,00% - 1 ação
P 100,00%
T 53,85%
O 50,00% + 1 ação
P 0,00%
T 46,15%
Cia. Brasiliana de
Energia
O 98,26%
T 98,26%
AES
Elpa
T 99,70%
AES
Sul
O 99,99%
T 99,99%
AES
Infoenergy
O 99,00%
T 99,00%
O 100,00%
T 100,00%
AES
Com RJ
AES
Uruguaiana, Inc
O 99,99 %
T 99,99 %
AES
Eletropaulo
Telecom
AES
Tietê
AES
Eletropaulo
O 99,99%
T 99,99%
O 100,00%
T 100,00%
AES Minas
PCH
AES
Uruguaiana
Empreendim .
8.3.
O 71,35%
P 32,34%
T 52,55%
O 77,81%
T 30,97%
O 99,99%
T 99,99%
AES Rio
PCH
Operações de reestruturação ocorridas no grupo nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social
corrente
Não houve operações de reestruturação nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social corrente
Para maiores informações sobre a reorganização societária do grupo, vide item 6.5 deste Formulário de Referência.
8.4.
Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima
9.
9.1.
Ativos Relevantes
Bens do ativo não-circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia
a.
ativos intangível e financeiro de concessão
Os principais ativos da Companhia consistem em linhas de sub-transmissão, sub-estações de distribuição e redes de
distribuição, as quais estão localizadas na cidade de São Paulo e em outros 23 municípios da região metropolitana da
grande São Paulo. A Companhia tem 149 subestações de distribuição e 43.733 km de linhas de distribuição (dos quais
40.696 km são circuitos aéreos, 3.037 km são subterrâneos) e 1.734 km de linhas de sub-transmissão. Possui,
2
também, 2.200 imóveis, representando aproximadamente 11.300.000 m , dos quais 2.174 são operacionais e os 26
restantes não operacionais.
A partir da adoção do IFRS, e de acordo com o ICPC 01 (IFRIC 12), a infra-estrutura utilizada na prestação dos
serviços de distribuição de energia elétrica (ativos vinculados à concessão) acima mencionada, passou a ser valorizada
e reconhecida como ativo intangível de concessão e ativo financeiro de concessão. A infra-estrutura existente e as
futuras melhorias ou expansões devem ser apresentadas como um ativo financeiro e/ou um ativo intangível.
86
Os ativos classificados como financeiros representam a parcela estimada dos investimentos realizados e não
amortizados até o final da concessão, sobre a qual a Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou
outro ativo financeiro do Poder Concedente a título de indenização pela reversão da infra-estrutura do serviço público.
Os ativos classificados como intangível representam o direito da Companhia de cobrar os consumidores pelo uso da
infraestrutura do serviço público.
b.
patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia
A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais
importante é “Eletropaulo”, na forma nominativa, em três classes diferentes. Todas as demais marcas comerciais que
possui não são relevantes para suas operações.
Os logotipos que acompanham a sua marca, normalmente “AES Eletropaulo”, estão registrados no INPI pela AES
Corporation, que emitiu carta de autorização de uso destes logotipos para as empresas brasileiras.
No Brasil, a propriedade de uma marca adquire-se somente pelo registro validamente expedido pelo INPI, órgão
responsável pelo registro de marcas e patentes, sendo assegurado ao titular seu direito de uso exclusivo em todo o
território nacional por um prazo determinado de 10 anos, passível de sucessivas renovações. Durante o processo de
registro, o depositante tem apenas uma expectativa de direito para utilização das marcas depositadas aplicadas para a
identificação de seus produtos ou serviços.
A Companhia acredita serem remotas as chances de perda dos registros de suas marcas já concedidas pelo INPI. Em
relação aos pedidos de registro de marca inicialmente indeferidos pelo INPI descritos na tabela abaixo, esclarecemos
que os mesmos foram indeferidos em razão da colidência com a marca “AES”, de titularidade da The AES Corporation.
A Companhia também acredita que a perda dos direitos sobre as suas marcas poderá acarretar um efeito adverso em
suas operações e condição financeira.
Atualmente, somos titulares, perante o INPI, dos seguintes registros e pedidos de registro de marca:
MARCAS – ELETROPAULO METROPOLITANA ELETRICIDADE DE SÃO PAULO S/A
Nº do Processo
Data de
Depósito
Data de
Registro
823070123
8/3/2001
-
AES ELETROPAULO
Pedido de registro inicialmente negado. Recurso
apresentado contra indeferimento está sob análise.
42 (INT)
823070131
8/3/2001
-
AES ELETROPAULO
37 (INT)
823070140
8/3/2001
-
AES ELETROPAULO
823070158
8/3/2001
-
AES ELETROPAULO
823079112
15/3/2001
-
37 (INT)
823079120
15/3/2001
-
42 (INT)
823079139
15/3/2001
-
40 (INT)
Marcas
Situação
87
Classe
39 (INT)
40 (INT)
823079147
15/3/2001
-
39 (INT)
827826125
13/10/200
5
-
Pedido de registro sobrestado até decisão final nos
pedidos de registro nº 823070131, 823079112
37 (INT)
827826133
13/10/200
5
-
36 (INT)
827826141
13/10/200
5
-
pedidos de registro nº 823778410, 823070123,
823079120
42 (INT)
827826150
13/10/200
5
-
pedidos de registro nº 823070158, 823079139
40 (INT)
827826168
13/10/200
5
-
pedidos de registro nº 823070140, 823079147,
824314743 824314751, 824314760, 824314778
824314786, 824969421
39 (INT)
200041924
9/8/1999 9/12/2003 ELETROPAULO
Registro válido até 9/12/2013
39 (INT)
200045741
9/8/1999 27/4/2004
39 (INT)
821551655
9/8/1999 9/12/2003 ELETROPAULO
37 (INT)
88
821551663
9/8/1999 27/4/2004
37 (INT)
821551671
9/8/1999 27/4/2004
37 (INT)
821593790
26/8/1999 2/12/2003 ELETROPAULO
42 (INT)
821593811
26/8/1999 24/8/2004
42 (INT)
821593820
26/8/1999 27/7/2004
42 (INT)
200045733
9/8/1999 27/4/2004
39 (INT)
821551680
9/8/1999 9/12/2003
37 (INT) 37.35/40/41
39 (INT)
200041932
ELETROPAULO
METROPOLITANA
ELETROPAULO
9/8/1999 9/12/2003
METROPOLITANA
828417423
19/6/2006 19/8/2008
41 (INT)
827377126
11/5/2005 7/4/2009 KILOWANTAGEM
37 (INT)
827377134
11/5/2005 19/2/2008 KILOWANTAGEM
39 (INT)
821717561
15/10/199
25/8/2009 METROPOLITANA
9
37.35/41
A Companhia opera, nos termos de um contrato de concessão, o negócio de distribuição de energia elétrica. Seu
contrato de concessão tem término previsto para 15 de junho de 2028 e o território atingido pela sua concessão é de
4.526 km2. O descumprimento de obrigações legais regulatórias e do contrato de concessão podem causar a perda
dos direitos relativos aos ativos listados neste item 9 do Formulário de Referência. A Companhia acredita que a perda
dos direitos sobre seus ativos, em decorrência da perda de sua concessão, poderá acarretar um efeito adverso em
suas operações, condição financeira e resultados.
Ao final do prazo de concessão da Companhia, os bens e instalações relacionados à distribuição de energia elétrica
passarão a integrar o patrimônio da União, por meio de reversão, mediante o pagamento de indenização sobre os
ativos não integralmente amortizados ou depreciados. Para mais informações sobre a concessão, ver o item 7.5.c
c.
sociedades em que a Companhia tenha participação
Não aplicável. A Companhia não detém participações acionárias em quaisquer sociedades.
89
9.2.
Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima
10.
Comentários dos Diretores
As informações contidas neste item 10 foram extraídas das demonstrações financeiras da Companhia. A análise dos
Diretores esclarecendo os resultados obtidos e as razões para a flutuação nos valores das contas patrimoniais da
Companhia constituem uma opinião sobre os impactos ou efeitos dos dados apresentados nas demonstrações
financeiras sobre a situação financeira da Companhia. A Diretoria da Companhia não pode garantir que a situação
financeira e os resultados obtidos no passado venham a se reproduzir no futuro. As demonstrações contábeis da
Companhia para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, compreendem as demonstrações contábeis
preparadas de acordo com as normas internacionais de contabilidade emitidas pela International Accounting Standards
Board (IASB) e as práticas contábeis adotadas no Brasil. As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem os
Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC e
aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e pelo Conselho Federal de Contabilidade – CFC e normas
complementares emitidas pela CVM. A Companhia adotou os pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos
pelo CPC, pelo IASB, as normas complementares emitidas pela CVM e por outros órgãos reguladores, que estavam
em vigor em 31 de dezembro de 2010. Assim, o presente item não contempla os dados referentes a 2008, que seguem
os padrões contábeis adotados anteriormente no Brasil e, portanto, não são comparáveis.
10.1. Comentários dos Diretores sobre
a.
condições financeiras e patrimoniais gerais
A diretoria da Companhia entende que ela apresenta atualmente (e também apresentou nos dois últimos exercícios)
condições financeiras e patrimoniais suficientes para desenvolver as atividades do seu negócio, assim como para
cumprir suas obrigações de curto e médio prazo. A diretoria da Companhia acredita, por meio de uma análise dos
números de seu ativo circulante e de seu passivo circulante, que possui um capital de giro que permite que ela tenha
liquidez e recursos de capital suficientes para cobrir seus investimentos planejados, suas despesas, suas dívidas e
outros valores a serem pagos nos próximos anos.
Isso pode ser observado pela análise do índice de liquidez corrente (Ativo Circulante / Passivo Circulante) que chegou
a 1,31 no final do exercício de 2010 ante 1,10 no final do exercício de 2009, beneficiado pela emissão de debêntures
nos meses de abril e maio de 2010.
Além disso, a dívida líquida da Companhia ao final de 2010 era de R$2.451,7 milhões, 8,9% inferior quando comparada
à posição de encerramento de 2009. Em 31 de dezembro de 2010, a relação “Dívida Líquida/EBITDA”, considerando o
EBITDA dos últimos 12 meses, era de 1,0 vezes e de 1,4 vezes ao final de 2009.
A diretoria da Companhia não tem como garantir que tal situação permanecerá inalterada, mas caso entenda
necessário contrair empréstimos para financiar seus investimentos e aquisições, acredita que terá capacidade para
contratá-los.
b.
estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas, indicando: (i) hipóteses de
resgate; (ii) fórmula de cálculo do valor de resgate
A diretoria entende que a atual estrutura de capital, mensurada principalmente pela relação dívida financeira liquida
sobre patrimônio líquido, apresenta hoje níveis conservadores de alavancagem. Em 31 de dezembro de 2009 essa
relação era de 72,3%, enquanto que em 31 de dezembro de 2010 era de 65,6%, devido ao aumento de
disponibilidades que reduziu a divida liquida no período.
O padrão de financiamento da Companhia baseia-se na utilização de recursos próprios e de capital de terceiros,
podendo este ser referente a captação de recursos junto a instituições financeiras ou emissão de debêntures. Maiores
detalhes sobre a utilização de capital de terceiros pela Companhia podem ser obtidas no item 10.1.f deste Formulário
de Referência.
O capital social da Companhia não sofreu alteração nos últimos 2 exercícios sociais, apresentando R$1.057,6 milhões
em 31 de dezembro de 2009 e 2010. Esta estabilidade se dá em decorrência da distribuição da totalidade do lucro
líquido da Companhia nos últimos anos, após a constituição da reserva legal.
4
A dívida Financeira Líquida ao final dos exercícios de, 2009 e 2010 era de,R$2.690,9 milhões e R$2.451,7 milhões
respectivamente. A relação entre dívida financeira líquida e EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP era de 0,95
vezes em 31 de dezembro de 2010.
Com relação à possibilidade de resgate de ações, não existe intenção para realização de tal evento.
c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos
Em 31 de dezembro de 2010, o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP da Companhia foi de R$2.574,3 milhões e o
5
seu serviço da dívida, representado pelo Encargo de Dívida , de R$327,8 milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado
4
Dívida Financeira Líquida: é a Dívida Financeira de um determinado período descontando a disponibilidade e aplicações financeiras do mesmo
período.
90
pelos efeitos da FCESP apresentou índice de cobertura de 7,9 vezes o serviço da dívida no período. O saldo da sua
dívida financeira em 31 de dezembro de 2010 era de R$4.116,1 milhões e a disponibilidade era de R$1.664,4 milhões,
logo sua Dívida Financeira Líquida nesta data era 0,95 vezes seu EBITDA Ajustado FCESP.
O EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP da Companhia, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de
2009, foi de R$1.950,5 milhões, e o seu serviço da dívida, representado pelo Encargo de Dívida, no mesmo período foi
de R$272,8 milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP de 2009 apresentou índice de
cobertura de 7,1 vezes o serviço da dívida financeira no exercício. O saldo da sua dívida financeira, em 31 de
dezembro de 2009, era de R$3.940,2 milhões, e a disponibilidade era de R$1.249,2 milhões, logo sua Dívida
Financeira Líquida nesta data era 1,38 vezes seu EBITDA Ajustado FCESP.
A Companhia apresentava, em base consolidada, em 31 de dezembro de 2010, 7,7% da dívida financeira total no curto
prazo e 92,3% no longo prazo. Não obstante, esse perfil de endividamento não representa uma pressão significativa
sobre seu fluxo de caixa em razão da expressiva geração de caixa operacional, possibilitando o atendimento das
necessidades de amortização da dívida financeira, conforme atestado pelos seus indicadores de qualidade de crédito.
A tabela abaixo indica a evolução da dívida financeira líquida sobre o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP nos
dois últimos exercícios sociais e a estrutura de capital da Companhia nos mesmos períodos. Os anos de 2009 e 2010
são apresentados segundo as normas internacionais de contabilidade (IFRS):
2010
2009
R$ Milhões
1.950,5
3.940,2
2008
EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP
Dívida Financeira(*)
2.574,3
4.116,1
Disponibilidades e Aplicações Financeiras
1.664,4
1.249,2
n.a.
2.451,7
2.690,9
n.a.
1,0
1,4
2.495,3
5.163,3
3.737,4
65,6%
2.717,0
4.739,6
3.721,7
72,3%
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
67,2%
66,7%
n.a.
Dívida Financeira Líquida
(**)
Dívida Financeira Líquida / EBITDA Ajustado pelos
efeitos da FCESP
Passivo Circulante
Passivo não Circulante
Patrimônio Líquido
Dívida Financeira Líquida / Patrimônio Líquido
Passivo Circulante + Passivo Não Circulante /
Passivo Total
n.a.
n.a.
Nota – (*) Dívida Financeira: – corresponde as linhas de Empréstimos e Financiamentos, Debêntures , Encargos de Dívida, Custos a
amortizar e Obrigações com entidade de previdência privada do Passivo Circulante e não Circulante do Balanço Patrimonial de cada
período contábil
(**) Dívida Financeira Líquida: é a Dívida Financeira total de um determinado período descontando a disponibilidade e aplicações
financeiras do mesmo período, representadas em 2009 e 2010 pelas linhas Caixa e Equivalentes de Caixa e Investimentos de Curto
Prazo do Balanço Patrimonial.
d.
fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes
utilizadas
A Companhia não necessita de financiamento de capital de giro, pois vem mantendo um saldo em disponibilidades
financeiras, sendo seu saldo contábil em 31 de dezembro de 2010 de R$ 1.664,4 milhões. Além disso, nossa própria
geração de caixa nos permite investimentos em ativos não circulantes, não havendo necessidade de capital de giro
para tal finalidade.
e.
fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que
pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez
Não temos a intenção de captar recursos para capital de giro, no momento. Para o longo prazo, a Companhia avalia
oportunidades de melhoria na gestão e no perfil de endividamento, em busca de recursos provenientes do BNDES,
FINEP (Financiadora de Estudos e Projetos), Financiamento Eletrobrás e outras fontes de financiamentos bancários,
como Debêntures e Cédulas de Créditos Bancários.
5
Encargo de Dívida: é a soma das linhas de Encargo de dívida de moeda nacional e moeda estrangeira da linha de Despesa Financeira da DRE de
2010/2009.
91
f.
níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo: (i) contratos de
empréstimo e financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo prazo com instituições
financeiras; (iii) grau de subordinação entre as dívidas; e (iv) eventuais restrições impostas à
Companhia, em especial, em relação a limites de endividamento e contratação de novas dívidas,
à distribuição de dividendos, à alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à
alienação de controle societário
As obrigações totais da Companhia, que contemplam o somatório do Passivo Circulante e Não Circulante totalizaram
R$7.658,6 milhões em 2010 e R$ 7.456,6 milhões em 2009, e estão representadas nos itens 3.7 e 3.8 deste Formulário
de Referência de forma resumida. Deste montante, R$ 3.542,5 milhões e R$ 3.516,5 milhões em 2010 e 2009,
respectivamente, tratam de obrigações da Companhia referente às suas operações e não se caracterizam por serem
contratos de empréstimo e financiamento. Em 2010 a composição deste valor correspondeu a R$2.178,0 milhões no
Passivo Circulante e R$1.364,5 milhões no Passivo Não Circulante, enquanto em 2009 o valor correspondeu à R$
2.099,4 milhões no passivo circulante e à R$ 1.417,1 milhões no passivo de longo prazo. Os outros R$4.116,1 milhões
e R$ 3.940,2 milhões em 2010 e 2009, respectivamente, estão relacionados à divida financeira da companhia e suas
características serão detalhadas neste item.
Em 31 de dezembro de 2010, o saldo contábil da dívida financeira da Companhia atinge R$4.116,1 milhões, o que
resulta num aumento de R$175,9 milhões no saldo, em comparação ao mesmo período de 2009. Esse aumento é
resultado da emissão de 2 debêntures realizada no segundo trimestre de 2010 no montante total de R$ 800 milhões,
visando a liquidação dos Bonds em reais no valor de R$ 474 milhões, além da utilização do montante restante em
investimentos ao longo de 2010.
Em 31 de dezembro de 2009 o saldo contábil da dívida financeira era de R$3.940,2 milhões, enquanto que em 31 de
dezembro de 2008 o saldo contábil da dívida financeira da Companhia era de R$ 4.169,2 milhões. Apesar da captação
de R$600 milhões em novembro de 2009 em Cédulas de Crédito Bancário com o Bradesco, os impactos de IFRS
reduziram o saldo total da dívida de 2008 para 2009 principalmente devido a contabilização das obrigações com
entidade de previdência privada, reduzidas em R$ 521,5 milhões.
R$ Milhões
Debêntures - 9a Emissão
Euro Real Bonds (19,125%aa)
CCB 2006
CCB 2009
Eletrobrás – Reluz
Fundação Cesp
Leasing (Diversos)
Outros
2010
2009
2008 Vencimento Indexador Spread
ago/18
CDI
1,75%
254,7
252,3
263,9
set/13
CDI
0,90%
613,4
606,9
625,4
nov/18
CDI
1,75%
203,1
202,3
204,8
abr/14
CDI
1,25%
408,9
mai/20
CDI
1,50%
399,2
jun/10
523,4
524,4
mai/15
CDI
1,2%
250,4
299,1
305,8
nov/19
CDI
1,5%
594,5
594,9
0,0
ago/15
5%
3,4
0,6
8,9
abr/28
IGP-DI
6%
1.372,8 1.444,0 2.124,4
Diversos
Diversos Diversos
15,4
16,3
83,8
Diversos
Diversos Diversos
0,3
0,3
27,8
(*) Dívida Financeira - corresponde as linhas de Empréstimos, Financiamentos, Encargos e Previdência Privada do Passivo Circulante e
não Circulante do Balanço Patrimonial de cada período contábil.
Do montante da dívida financeira de R$4.116,1 milhões apresentado em 31 de dezembro de 2010, 100% são dívidas
contratadas junto a terceiros, sendo R$4.051,5 milhões o saldo de principal, que tem a seguinte disposição de
vencimento (incluindo a dívida com a Fundação Cesp):
R$ Milhões
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Após
2018
Empréstimos e Fundação Cesp
336,0
323,2
342,2
577,1
275,9
389,9
284,8
440,0
1.082,3
Contratos relacionados ao endividamento da Companhia
A Companhia possui diversos contratos relacionados ao seu endividamento, os quais se encontram detalhadamente
descritos abaixo.
Debêntures
9ª Emissão
Em agosto de 2007 a Companhia efetuou a renegociação da 9ª emissão de 25.000 debêntures simples, não
conversíveis em ações, em série única, de espécie quirografária, todas nominativas e escriturais, com valor nominal de
R$10 mil, reduzindo o custo da dívida de CDI+2,5% a.a. para CDI+1,75% a.a., e estendendo o prazo de 8 para 13
anos. Com isso o perfil de endividamento da Companhia foi melhorado. Estas debêntures impõem à Companhia o
dever de manter determinados índices financeiros (covenants financeiros), além de restrições em relação à alteração
do controle acionário da Companhia que não resulte na AES Corporation ou no BNDES, ou ambos, como
92
controladores (diretos ou indiretos) da Companhia, entre outras usuais para instrumentos dessa natureza, conforme
descritas no item 18.5. deste Formulário de Referência.
10ª Emissão
Em outubro de 2007, houve o desembolso da a 10ª emissão da Companhia de 60.000 debêntures simples, não
conversíveis em ações, em série única, da espécie quirografária, com valor nominal de R$10 mil, no valor total de
R$600 milhões, com data de emissão em 15 de setembro de 2007. As debêntures rendem juros, correspondentes a
100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 0,90% ao ano, base 252 dias úteis. O vencimento final
das debêntures desta emissão é 15 de setembro de 2013. Estas debêntures contêm as mesmas obrigações
(covenants) estabelecidas para a 9ª Emissão, além da restrição para operações de cisão, fusão ou incorporação
envolvendo a Companhia, para a qual (i) não tenha sido obtida a anuência prévia dos debenturistas; ou (ii) que não
tenha sido assegurado o resgate das debêntures para debenturistas dissidentes, nos termos do § 1º do artigo 231 da
Lei das Sociedas por Ações, restrições à distribuição de dividendos, entre outras usuais para instrumentos dessa
natureza, conforme descritas no item 18.5. deste Formulário de Referência.
11ª Emissão
Em 2007, a Companhia realizou também a emissão da 11ª emissão de 20.000 debêntures simples, não conversíveis
em ações, em série única, da espécie quirografária, com valor nominal de R$10 mil, no valor total de R$200 milhões,
com data de emissão em 1 de novembro de 2007, também no âmbito do nosso Programa de Distribuição de Valores
Mobiliários. As debêntures rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um
spread de 1,75% ao ano. O vencimento das debêntures desta emissão é 1 de novembro de 2018. Estas debêntures
contêm as mesmas obrigações (covenants) estabelecidas para a 9ª Emissão, além da restrição para operações de
cisão, fusão ou incorporação envolvendo a Companhia, para a qual (i) não tenha sido obtida a anuência prévia dos
debenturistas; ou (ii) que não tenha sido assegurado o resgate das debêntures para debenturistas dissidentes, nos
termos do § 1º do artigo 231 da Lei das Sociedas por Ações, restrições à distribuição de dividendos, entre outras
usuais para instrumentos dessa natureza, conforme descritas no item 18.5. deste Formulário de Referência.
12ª Emissão
Em 2010, a Companhia realizou também a emissão da 12ª emissão de 400 mil debêntures simples, não conversíveis
em ações, em série única, da espécie subordinada, com valor nominal de R$1 mil, no valor total de R$ 400 milhões,
com data de emissão em 1 de abril de 2010, também no âmbito do nosso Programa de Distribuição de Valores
spread de 1,25% ao ano. O vencimento das debêntures desta emissão é 1 de abril de 2014. Estas debêntures contêm
as mesmas obrigações (covenants) estabelecidas para a 9ª Emissão, além da restrição para operações de cisão, fusão
ou incorporação envolvendo a Companhia, para a qual (i) não tenha sido obtida a anuência prévia dos debenturistas;
ou (ii) que não tenha sido assegurado o resgate das debêntures para debenturistas dissidentes, nos termos do § 1º do
artigo 231 da Lei das Sociedas por Ações, restrições à distribuição de dividendos, entre outras usuais para
instrumentos dessa natureza, conforme descritas no item 18.5. deste Formulário de Referência.
13ª Emissão
Em 2010, a Companhia realizou também a emissão da 13ª emissão de 400 mil debêntures simples, não conversíveis
em ações, em série única, da espécie subordinada, com valor nominal de R$1 mil, no valor total de R$ 400 milhões,
com data de emissão em 14 de maio de 2010, também no âmbito do nosso Programa de Distribuição de Valores
spread de 1,50% ao ano. O vencimento das debêntures desta emissão é 14 de maio de 2020. Estas debêntures
contêm as mesmas obrigações (covenants) estabelecidas para a 9ª Emissão, além da restrição para operações de
cisão, fusão ou incorporação envolvendo a Companhia, para a qual (i) não tenha sido obtida a anuência prévia dos
debenturistas; ou (ii) que não tenha sido assegurado o resgate das debêntures para debenturistas dissidentes, nos
termos do § 1º do artigo 231 da Lei das Sociedas por Ações, restrições à distribuição de dividendos, entre outras
usuais para instrumentos dessa natureza, conforme descritas no item 18.5. deste Formulário de Referência.
CCB 2006
Em maio de 2007 a Companhia renegociou também a CCB de maio de 2006, que é um empréstimo sindicalizado no
Brasil formalizado por cédulas de crédito bancário, com várias instituições financeiras lideradas pelo Banco Citibank
S.A., no montante principal de R$300 milhões. Empréstimo composto por duas tranches com remuneração semestral
de CDI + 1,20% ao ano, com prazo final de 96 meses, sendo que serão pagas parcelas anuais sucessivas a partir do
36º mês, inclusive, e o valor de cada parcela será de R$ 50 mil (somando as 2 tranches).
Esta CCB impõe à Companhia o dever de manter determinados índices financeiros (covenants financeiros), quais
sejam: (i) o índice obtido pela divisão da Dívida pelo EBITDA não deve ser igual ou superior a 3,5; e (ii) o índice obtido
pela divisão do EBITDA pelas Despesas Financeiras não deve ser igual ou inferior a 1,75, além de restrições em
relação à alteração do controle acionário da Companhia que não resulte na AES Corporation ou no BNDES, ou ambos,
como controladores (diretos ou indiretos) da Companhia, restrições à distribuição de dividendos, entre outras usuais
para instrumentos dessa natureza.
CCB 2009
Em 25 de novembro de 2009 a Companhia emitiu Cédulas de Crédito Bancário (CCB’s) com o Banco Bradesco no
valor de R$600 milhões. As CCB’s rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de
um spread de 1,5% ao ano. O vencimento da dívida é em 25 de novembro de 2019, sendo essa captação devida à
adesão da Companhia ao Programa REFIS da Receita Federal. Esta CCB impõe à Companhia o dever de manter
93
determinados índices financeiros (covenants financeiros), quais sejam: (i) o índice obtido pela divisão da Dívida pelo
EBITDA não deve ser igual ou superior a 3,5, e (ii) o índice obtido pela divisão do EBITDA pelas Despesas Financeiras
não deve ser igual ou inferior a 1,75, além de restrições em relação a alteração do controle acionário da Companhia
que não resulte na AES Corporation ou no BNDES, ou ambos, como controladores (diretos ou indiretos) da
Companhia, entre outras usuais para instrumentos dessa natureza.
Contratos com a Fundação CESP
Em setembro de 1997, a Companhia firmou um contrato de ajuste de reserva matemática e um contrato de confissão
de dívida com a Fundação CESP, assumindo a cobertura do déficit atuarial do plano de previdência privada vigente até
aquele momento, o que garante os benefícios de aposentados e pensionistas e os futuros benefícios dos empregados
ativos, na data de sua aposentadoria, proporcionais aos serviços prestados até o mencionado período.
De acordo com o contrato de ajuste de reserva matemática, R$1.214 milhões eram devidos em 240 parcelas mensais,
começando em outubro de 1997. O contrato também obrigava a Companhia a efetuar 20 pagamentos anuais
adicionais, cada um no montante inicial igual a 14,9% dos seus custos totais mensais com a folha de pagamento.
Sobre esse contrato incidiam juros equivalentes ao que era maior entre TR mais 8,0% ao ano ou os custos atuariais.
Essa taxa era revisada semestralmente a fim de refletir variações em nossa folha de pagamento.
Em função de um novo acordo com aposentados e participantes, este contrato foi aditado em 28 de dezembro de 2006,
estendendo o prazo final para abril de 2022. Segundo este aditamento a AES Eletropaulo se comprometeu a pagar o
saldo calculado em 31 de dezembro de 2005 em 196 parcelas consecutivas que incluíam juros anuais de 6,0% e ajuste
mensal das parcelas por IGP-DI.
Em 12 de agosto de 2008 foi assinado o segundo aditamento do contrato, onde houve a extensão do prazo da dívida
de abril de 2022 para abril de 2028, nesse aditamento a AES Eletropaulo se comprometeu a pagar o saldo calculado
em 31 de dezembro de 2008 em 244 parcelas consecutivas.
No final de cada exercício é feita uma avaliação atuarial e eventuais déficits ou superávits do plano são acrescidos ou
subtraídos do saldo do contrato, promovendo um recalculo das parcelas remanescentes.
O saldo do contrato de confissão de dívida era de R$513 milhões, dos quais R$90 milhões eram devidos em 60
parcelas mensais e cujos juros equivaliam ao que era maior entre a TR mais 8,0% ao ano ou os custos atuariais. Tal
contrato foi aditado e consolidado em fevereiro de 1999 para tratar do pagamento do montante restante de R$423
milhões. De acordo com o referido aditamento e consolidação, a AES Eletropaulo obrigou-se a pagar R$423 milhões
da seguinte forma: (1) R$23 milhões deveriam ser pagos por meio de transferência de imóveis à Fundação CESP; e (2)
R$510 milhões deveriam ser pagos em 108 parcelas mensais, com valor de R$4,7 milhões cada, começando em
janeiro de 2000. Sobre o montante restante de R$423 milhões corriam juros equivalentes ao que era maior entre a TR
mais 8,0% ao ano ou os custos atuariais.
Ainda com relação ao contrato de confissão de dívida, um novo aditamento foi celebrado com os assistidos e
participantes dos planos oferecidos pela Fundação CESP aos funcionários da AES Eletropaulo, por meio tal
aditamento, o qual foi celebrado em 29 de setembro de 2006, a AES Eletropaulo se comprometeu a pagar o saldo de
R$597 milhões, calculado em 31 de dezembro de 2005 em 196 parcelas consecutivas, nas quais já se incluem juros
anuais de 8,0%, e cujo vencimento a última parcela se dará em abril de 2022. As parcelas são ajustadas mensalmente
pela TR e, no final de cada exercício, caso o custo atuarial tenha sido superior ao custo de TR + 8,0% ao ano, é gerada
uma parcela adicional de ajuste.
Em 13 de agosto de 2009 foi assinado o terceiro aditamento ao contrato, de confissão de dívida, no qual se
convencionou a extensão do prazo para o pagamento da dívida assumida pela AES Eletropaulo, de abril de 2022 para
maio de 2028. Ademais, a AES Eletropaulo se comprometeu a pagar o saldo de R$563, calculado em 31 de dezembro
de 2009, em 233 parcelas consecutivas, as quais são mensalmente ajustadas pela TR acrescida de juros de 8,0% ao
ano.
Além disso, é importante mencionar que existe uma parcela do contrato de ajuste de reserva não registrada nas
demonstrações financeiras da Companhia, no montante de R$1.170,1 milhões em 31 de dezembro de 2010 (R$1.009,8
milhões, em 31 de dezembro de 2009, decorrente da diferença de premissas utilizadas pela Companhia para fins de
atendimento da Deliberação CVM nº 371/2000 e aquelas utilizadas pela Fundação Cesp (administradora do plano de
benefícios) para fins de atendimento das Resoluções do Conselho Geral de Previdência Complementar, órgão
regulador dos fundos de pensão. Por ter o referido contrato de ajuste de reserva matemática um montante variável e
ser ajustado anualmente pelos efeitos dos ganhos e perdas atuariais apurados no âmbito da Fundação CESP, essa
diferença será eliminada ao longo do tempo com a maturação do plano.
Os contratos de confissão de dívida e de reserva matemática não apresentam cláusulas restritivas impostas à
Companhia.
A Companhia está em pleno cumprimento de todas as obrigações (covenants) estabelecidas nos contratos
mencionados neste subitem 10.1(f).
g.
limites de utilização dos financiamentos já contratados
Todos os recursos obtidos com os financiamentos contratados foram destinados à finalidade contratualmente prevista,
ou seja, todos respeitaram os limites de utilização contratualmente previstos.
94
Os recursos obtidos com as emissões das 12ª e 13ª emissões de Debêntures foram utilizados para o pagamento dos
Bonds denominados em Reais, emitidos pela Emissora em junho de 2005 e vencíveis em junho de 2010, no valor de
R$ 474,1 milhões e para financiamento de parte dos investimentos de 2010.
Não há valores pendentes de utilização advindos de financiamentos já contratados.
h.
alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras
As demonstrações contábeis consolidadas da Companhia estão apresentadas em milhares de reais, exceto quando
indicadas de outra forma. A AES Eletropaulo S.A. apresenta suas demonstrações financeiras para o exercício findo em
31 de dezembro de 2010 comparativas com 31 de dezembro de 2009 e foram preparadas de acordo com as praticas
contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de contabilidade (IFRS) vigentes em 31 de dezembro de
2010, aplicadas de forma retroativa a 01 de janeiro de 2009, data da transição. Os resultados trimestrais referentes a
esse mesmo período também foram reapresentados de acordo com as normas de contabilidade emitidas pelo CPC –
Comitê de Pronunciamentos Contábeis, em consonância com as normas internacionais de contabilidade – IFRS
(International Financial Reporting Standards).
RESULTADOS OPERACIONAIS E FINANCEIROS DA COMPANHIA
Abaixo, tabela sobre os resultados operacionais da Companhia, que serão explicados adiante (em milhões de reais):
Demonstração do Resultado (em milhões de reais):
Demonstração do Resultado Consolidado
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
Nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de
2010
2009
AV %
AV %
AH %
R$
R$
9.697,2
100,0%
8.785,6
100,0%
10,4%
CUSTO / DESPESA DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA
Energia elétrica comprada para revenda
Encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição
Pessoal e entidade de previdência privada
Material e serviços de terceiros
Depreciação e amortização
Outras
TOTAL DO CUSTO / DESPESA DE SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA
(4.353,8)
(1.135,9)
(647,2)
(442,8)
(499,7)
(704,9)
(7.784,2)
-44,9%
-11,7%
-6,7%
-4,6%
-5,2%
-7,3%
-80,3%
(4.148,0)
(976,7)
(699,9)
(351,9)
(497,6)
(833,8)
(7.507,9)
-47,2%
-11,1%
-8,0%
-4,0%
-5,7%
-9,5%
-85,5%
5,0%
16,3%
-7,5%
25,8%
0,4%
-15,5%
3,7%
1.913,0
19,7%
1.277,7
14,5%
49,7%
5,7%
-4,2%
1,6%
3,1%
-44,9%
-29,6%
-37,7%
-61,9%
17,6%
30,2%
-4,5%
70,7%
(em R$ milhões)
RESULTADO DO SERVIÇO
RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS
Receitas
Despesas
Variações monetárias/cambiais líquidas
TOTAL RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS
274,5
(258,6)
87,1
103,0
RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS E ITENS EXTRAORDINÁRIOS
2.016,0
Imposto de Renda e Contribuição Social
(668,3)
2,8%
-2,7%
0,9%
1,1%
20,8%
-6,9%
498,1
(367,4)
139,7
270,4
1.548,1
(391,6)
LUCRO ANTES DOS ITENS EXTRAORDINÁRIOS
1.347,7
13,9%
1.156,5
13,2%
16,5%
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
1.347,7
13,9%
1.156,5
13,2%
16,5%
Resultados Operacionais – Comparação do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010 com o exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2009
Receita Operacional Bruta
A receita operacional bruta da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi de R$14.713,7 milhões e R$13.331,1 milhões,
respectivamente, sendo composta substancialmente pela receita relacionada ao fornecimento e distribuição de energia
elétrica. Estas receitas de fornecimento e distribuição da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foram de R$12.907,9
milhões e R$11.839,6 milhões, respectivamente, apresentando um aumento de 9,0%. Essa variação é explicada
principalmente pelo aumento de 2,9% no consumo cativo entre períodos, reajuste tarifário aplicado anualmente no mês
de julho, sendo que em 2009 o efeito médio percebido pelo consumidor foi de 13,03% e em 2010 de 1,62%.
Abaixo segue descrição das receitas da Companhia, classificadas por tipo de cliente cativo:
95
Tipo de Cliente
Residencial
Industrial
Comercial
Outros
Total
Receita em R$ milhões
%
2009
47,3%
5.536,6
15,9%
1.922,2
30,5%
3.639,1
6,3%
741,7
100,0%
11.839,6
2010
6.111,6
2.046,9
3.941,0
808,4
12.907,9
%
46,8%
16,2%
30,7%
6,3%
100,0%
Variação %
2010 x 2009
10,4%
6,5%
8,3%
9,0%
9,0%
O volume total de energia vendido aos clientes cativos da Companhia foi de 35.434,3 GWh no ano de 2010,
comparado com 34.436,3 GWh no ano de 2009. Este aumento de 2,9% foi causado principalmente pelo maior volume
das classes residencial, com 3,5%, e comercial com 3,1% de acréscimo. O crescimento no volume de energia vendido
aos clientes residenciais da Companhia resultou principalmente do incremento no número de consumidores faturados e
aumento do crédito. Já o crescimento no segmento comercial é explicado pelo estimulo nas atividades comerciais pela
economia interna favorável com o aumento do crédito pessoal, queda da taxa de desemprego e conseqüente
incremento das vendas físicas. Vale destacar que o aumento do consumo em todas as classes de clientes também é
explicado pela recuperação global da crise econômica de 2009.
Deduções da Receita Operacional
As deduções da receita operacional da Companhia são representadas pelos encargos setoriais (ECE, RGR, CCC e
CDE) e tributários (PIS, COFINS, ICMS e ISS).
As deduções da receita operacional da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foram de R$5.016,5 milhões e R$4.545,5
milhões, respectivamente. O aumento de 10,4% é explicado principalmente pela evolução dos encargos tributários
incidentes na receita (ICMS, PIS, COFINS e ISS) em linha com o crescimento da receita bruta, pela variação nos
encargos setoriais CCC, CDE, RGR, que tem valores homologados anualmente pelo órgão regulador – ANEEL, além
do aumento de 26 milhões decorrente da aplicação da lei 12.111/09, em que é determinado 0,3% da receita
operacional líquida para ressarcimento dos Estados com perda de arrecadação de ICMS, incidente sobre combustíveis
fósseis utilizados para geração de energia elétrica, em virtude da interligação dos Sistemas Isolados ao Sistema
Interligado Nacional – SIN.
Receita Operacional Líquida
Em 2010, a receita operacional líquida da AES Eletropaulo acumulou R$9.697,2 milhões, montante 10,4% superior à
registrada em 2009 que foi de R$8.785,6 milhões. Tal aumento é explicado principalmente pela evolução das receitas
com clientes residencial, industrial e comercial, também refletido pelo reajuste tarifário ocorrido em 2010.
Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos
Custo do Serviço de Energia Elétrica
As despesas da Companhia com energia elétrica e encargos nos anos de 2010 e 2009 foram de R$5.489,7 milhões e
R$5.124,7 milhões, respectivamente, representando um aumento de 7,1% pelos fatores abaixo descritos.
Energia elétrica comprada para revenda
As despesas da AES Eletropaulo com energia elétrica comprada para revenda nos anos de 2010 e 2009 foram de
R$4.353,8 milhões e R$4.148,0 milhões, respectivamente. O aumento, comparando-se 2010 a 2009, é de 5,0%, sendo
explicado principalmente pela compra total de energia 1,0% maior, em relação a 2009, para suprir o aumento de carga
entre os períodos, além do acréscimo de 5,0% no preço médio de suprimento de energia: sendo R$ 112,1/MWh em
2010 contra R$ 108,4/MWh no ano de 2009, derivando principalmente dos aumentos de contratos bilaterais e leilões de
energia (CCEAR), contrabalançado parcialmente pela redução do preço médio de Itaipu.
Encargos Uso Rede Elétrica e Transmissão
As despesas da Companhia com encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição nos anos de 2010 e 2009
foram de R$1.135,9 milhões e R$976,7 milhões, respectivamente. Esta variação é explicada pelo aumento de R$ 173,8
milhões em Encargos do Serviço do Sistema (ESS) decorrente das necessidades de manutenção da confiabilidade do
sistema interligado nacional. Esse valor foi parcialmente compensado pelo maior volume de créditos de PIS e COFINS
registrados no período, de R$ 11,3 milhões.
PMSO (Pessoal, Material, Serviços e Outros)
Pessoal e entidades de previdência privada
As despesas com pessoal e entidade de previdência privada nos anos de 2010 e 2009 foram de R$647,2 milhões e
R$699,9 milhões, respectivamente. A redução de 7,5% é explicada principalmente por:
- Redução das despesas com acordos e condenações trabalhistas em R$138,5 milhões: em 2010, as despesas com
acordos e condenações trabalhistas somaram R$ 84,0 milhões ante R$ 222,5 milhões no ano anterior. Essa redução é
explicada pelo efeito não-recorrente, em 2009, das baixas de depósitos judiciais, e, principalmente, pela redução de
condenações e acordos em 2010.
96
- Redução das despesas com entidades de previdência privada em R$ 12,9 milhões: de acordo com a revisão dos
cálculos atuariais realizados no final de 2009, a despesa de 2010 com entidade de previdência privada totalizou R$
167,9 milhões, redução de 7,1% em comparação a 2009 (R$ 180,8 milhões). A despesa, gerada por estes cálculos, é
dada preponderantemente pela diferença entre os juros sobre a obrigação atuarial e o rendimento esperado dos ativos
do plano.
- Aumento das despesas com pessoal e encargos em R$98,6 milhões, sendo: R$ 35,0 milhões referente ao reajuste de
6,5% em salários e benefícios conforme acordo coletivo; R$ 5,9 milhões referente ao programa de incentivo a
aposentadoria (PIA) com adesão de 42 colaboradores; acréscimo de R$ 33,8 milhões referente ao fim do rateio das
despesas da administração central determinado pela Aneel; R$ 16,5 milhões em função da internalização de 1,2 mil
entregadores de contas e leituristas; e R$ 17,7 milhões referente ao reconhecimento do benefício de assistência
médica pós-emprego aos colaboradores elegíveis até 30 de setembro de 2010, conforme determina a Lei 9656/98.
Materiais e Serviços de Terceiros
As despesas da Companhia com materiais e serviços de terceiros nos anos de 2010 e 2009 foram de R$442,8 milhões
e R$351,9 milhões, respectivamente. O aumento de 25,8% ocorreu devido ao aumento de turmas de emergência com
o objetivo de aprimorar a qualidade do serviço medido através do DEC, serviço de corte e religa, manutenção predial,
consultoria, gastos com sistemas de TI e honorários advocatícios.
As despesas de depreciação e amortização nos anos de 2010 e 2009 foram de R$499,7 milhões e R$497,6 milhões,
mantendo praticamente no mesmo patamar, observando-se uma evolução apenas de 0,4 %.
Outras despesas
Este grupo é composto pelas seguintes despesas: Provisão de crédito de liquidação duvidosa, Provisão / Reversão
para contingências, condenações e acordos judiciais, entre outras. Em 2010, atingiu R$704,7 milhões, representando
uma redução de 9,5% em relação a 2009, que foi de R$833,8 milhões.
EBITDA
O EBITDA no ano de 2010 foi de R$2.412,8, valor 35,9% superior ao apurado no ano de 2009. Esta evolução foi
resultada principalmente pela melhora de 2,9% no consumo do mercado cativo, somado ao efeito positivo do reajuste
tarifário médio de 2010, além da liquidação financeira das quotas da Eletropaulo Telecomunicações Ltda. em R$ 265,4
milhões e da diminuição de despesas com acordos e condenações trabalhistas e entidade de previdência privada.
EBITDA Ajustado
O EBITDA Ajustado da Companhia foi de R$2.574,3 milhões em 2010, apresentando crescimento de 32,0% em
relação a 2009. Esta variação é explicada pelas mutações do EBITDA acrescentando-se as despesas de R$161,6
milhões referente ao passivo com a Fundação CESP. Tais despesas tiveram redução 7,8% em relação a 2009.
Resultado Financeiro
O resultado financeiro da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi receita de R$103,0 milhões e R$270,4 milhões,
respectivamente. Essa variação é decorrente do impacto, em 2009, de uma receita não recorrente no valor de R$
275,3 milhões relacionado à adesão da AES Eletropaulo ao Programa de Parcelamento Fiscal (“Refis”) de tributos
federais; além do impacto positivo de R$ 106,3 milhões em 2010 referente ao final da discussão sobre o acordo
firmado com o Banco Santos em 2010.
Receitas financeiras
A receita financeira da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi de R$274,5 milhões e R$498,1 milhões,
respectivamente. A redução de 44,9% é decorrente principalmente de uma receita não recorrente, em 2009, no valor
de R$ 275,3 milhões relacionado à adesão da AES Eletropaulo ao Programa de Parcelamento Fiscal (“Refis”) de
tributos federais.
Despesas financeiras
As despesas financeiras da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foram de R$258,6 milhões e R$367,4 milhões,
respectivamente. A redução de 29,6% é explicada principalmente por:
- efeitos positivos não-recorrentes relacionados a contabilização, no 2º trimestre de 2010, de R$ 106,3 milhões
referentes ao final da discussão sobre o acordo firmado com o Banco Santos, e reconhecimento, no 3º trimestre de
2010, do montante de R$ 20,4 milhões relacionado a reversão de provisão de juros e multa, correspondentes a
contingência iniciada pela mudança na base de cálculo do COFINS instituída em 2004.
- redução de R$ 9,2 milhões devido ao fim dos encargos incidentes sobre os débitos fiscais em função da adesão ao
Refis em Nov/09;
- redução de R$ 17,6 milhões com carta fiança devido ao cancelamento das cartas fianças apresentadas em garantia
nas discussões fiscais findas em novembro de 2009 com a adesão ao Refis e à não renovação da garantia firme para a
emissão da carta de fiança para o Caso Eletrobrás;
Variações monetárias e cambiais líquidas
A receita financeira da Companhia com variações monetárias e cambiais líquidas nos anos de 2010 e 2009 foi de
R$87,1 milhões e R$139,7 milhões, respectivamente. A redução de R$ 37,7% milhões é explicado principalmente por:
97
(i) itens não-recorrentes, como R$39,7 milhões relacionados à atualização monetária do recebimento da 1ª parcela do
acordo com a Prefeitura de São Paulo, ocorrido em 2009; (ii) impacto negativo de R$ 15,0 milhões referente ao
reconhecimento do ajuste retroativo da variação monetária sobre a energia livre; e (iii) redução de R$ 13,8 milhões
referente à variação cambial da compra de energia de Itaipu.
Lucro Líquido do Exercício
O lucro líquido do exercício da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi de R$1.347,7 milhões e R$1.156,5 milhões,
respectivamente. O aumento de 16,5% é explicado essencialmente:
(i)
pelo acréscimo de 2,9% no consumo do mercado cativo, somado ao efeito positivo do reajuste tarifário
médio de 2010;
(ii)
pelo impacto positivo não-recorrente de R$ 68,2 milhões devido à adoção do IFRS; e
(iii)
por ganhos provenientes de itens não recorrentes, como o acordo com a massa falida do Banco Santos
(R$ 70,1 milhões), liquidação financeira da venda das quotas da Eletropaulo Telecomunicações Ltda.
(R$ 175,1 milhões) e reversão de provisões trabalhistas (R$ 57,4 milhões).
Este resultado equivale a um lucro líquido por ação nos anos de 2010 e 2009 de R$7,60 e R$6,52 por ação ordinária, e
R$ 8,36 e R$ 7,17 por ação preferencial, respectivamente.
ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES DO FLUXO DE CAIXA
DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA
Exercício findo em 31 de dezembro de:
em milhões de reais
2010
2009
Caixa líquido gerado nas atividades operacionais
2.016,3
864,3
Provisões para litígios e contingências
(100,2)
(812,8)
Contas a receber - Acordos
42,3
(181,1)
Caixa líquido usado nas atividades de investimentos
(655,3)
31,6
Aplicações em investimentos de curto prazo
(4.514,1)
(4.001,8)
Caixa líquido usado nas atividades de financiamento
(1.348,0)
(776,9)
Dividendos e JSCP pagos
(1.366,8)
(983,9)
Pagamento de empréstimos
(524,5)
(30,7)
Variação no caixa líquido da Companhia
13,0
119,0
A variação no caixa líquido para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010 foi positiva em R$13,0 milhões,
inferior ao montante de R$ 119,0 milhões apresentado em 2009. Esta variação é explicada principalmente: (i) pela
adesão ao Programa de Parcelamento Fiscal (“REFIS”) de tributos federais em 2009, tendo como principal saldo a
reversão de R$ 846,9 milhões relacionada a contingências de COFINS; (ii) pela captação, também em 2009, de
recursos junto ao Banco Bradesco para financiar à adesão ao REFIS no montante de R$ 600 milhões. Tais itens mais
que compensaram a: (i) emissão de 2 debêntures nos meses de abril e maio de 2010 no valor total de R$ 800 milhões;
(ii) o fim da discussão judicial com o Banco Santos com reversão do passivo no montante de R$ 106,3 milhões ocorrida
em junho de 2010; e (iii) recebimento pela liquidação financeira das quotas da Eletropaulo Telecom no montante de R$
308,0 milhões também ocorrida em junho de 2010.
ANÁLISE DAS PRINCIPAIS CONTAS PATRIMONIAIS
A tabela abaixo indica as variações nas contas patrimoniais para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e
2009, com análise vertical e horizontal.
98
Nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de
2010
2009
AV %
AH %
AV %
R$
R$
Balanço Patrimonial
ATIVO
(em milhões de Reais)
CIRCULANTE
Caixa e equivalente
Investimentos de curto prazo
Consumidores, concessionárias e permissionárias
Imposto de renda e contribuição social compensável
Outros tributos compensáveis
Serviços prestados
Devedores diversos
Contas a receber – Acordos
Outros créditos
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Almoxarifado
Despesas pagas antecipadamente
Total do circulante
299,1
1.365,3
1.450,9
57,6
73,8
11,7
2,5
201,7
92,0
(343,8)
54,5
0,7
3.266,0
2,6%
12,0%
12,7%
0,5%
0,6%
0,1%
0,0%
1,8%
0,8%
-3,0%
0,5%
0,0%
28,7%
4,5%
41,8%
1,7%
-75,0%
14,8%
-42,4%
19,0%
17,9%
-3,3%
6,0%
2,8%
-12,5%
9,3%
286,2
963,1
1.426,5
230,8
64,3
20,3
2,1
171,1
95,1
(324,4)
53,0
0,8
2.988,9
2,6%
8,6%
12,8%
2,1%
0,6%
0,2%
0,0%
1,5%
0,9%
-2,9%
0,5%
0,0%
26,7%
NÃO CIRCULANTE
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Cauções e depósitos vinculados
Contas a receber – Acordos
Outros créditos
Ativo financeiro de concessão
Investimentos
Imobilizado
Intangíveis
Total do não circulante
95,0
685,9
474,6
183,6
85,4
(144,4)
872,1
9,5
15,2
5.853,0
8.129,9
0,8%
6,0%
4,2%
1,6%
0,7%
-1,3%
7,7%
0,1%
0,1%
51,4%
71,3%
10,7%
-20,8%
7,6%
-28,4%
-48,2%
-32,5%
28,1%
0,0%
-75,5%
0,3%
-0,7%
85,8
865,7
440,9
256,5
164,8
(213,8)
680,9
9,5
62,1
5.837,1
8.189,4
0,8%
7,7%
3,9%
2,3%
1,5%
-1,9%
6,1%
0,1%
0,6%
52,2%
73,3%
100,0%
1,9%
ATIVO TOTAL
11.396,0
99
11.178,3
100,0%
Balanço Patrimonial
PASSIVO
(em milhares de Reais)
CIRCULANTE
Fornecedores
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Encargos de dívidas
Custos a amortizar
Imposto de renda e contribuição social a pagar
Outros Tributos a pagar
Dividendos declarados
Juros sobre capital próprio – TJLP
Obrigações estimadas
Folha de pagamento
Encargos tarifários e do consumidor a recolher
Operações de swap cambial
Pesquisa e desenvolvimento
Contribuição para o custeio do serviço de iluminação
pública – Cosip
Contas a pagar (Banco Santos)
Outras obrigações
Total do passivo circulante
Nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de:
2010
2009
AV %
AH %
R$
R$
AV %
8,6%
0,5%
1,8%
0,6%
0,0%
0,0%
4,1%
0,2%
0,6%
0,7%
0,0%
0,8%
0,0%
1,9%
0,7%
18,0%
-89,1%
0,0%
-30,6%
-16,1%
-79,9%
3,8%
53,1%
2,9%
8,4%
27,8%
85,7%
0,0%
-21,5%
-63,8%
66,4
120,0
2.495,3
0,6%
0,0%
1,1%
21,9%
61,6%
0,0%
43,7%
-8,2%
NÃO CIRCULANTE
Fornecedores
Debêntures
Custos a amortizar
Tributos e contribuições sociais diferidos
Obrigações com entidade de previdência privada
Reserva de reversão
Outras obrigações
Total do passivo não circulante
0,4
811,0
1.650,0
(35,0)
805,2
1.372,8
26,9
328,0
66,1
87,8
50,1
5.163,3
0,0%
7,1%
14,5%
-0,3%
7,1%
12,0%
0,2%
2,9%
0,6%
0,8%
0,0%
0,4%
45,3%
0,0%
-5,7%
57,1%
9,7%
-6,0%
-4,9%
0,0%
-11,4%
0,0%
0,0%
-100,0%
112,3%
8,9%
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social
Reserva de capital
Reserva legal
Outros resultados abrangentes
Proposta de distribuição de dividendos adicionais
Total do patrimônio líquido
1.057,6
15,6
211,6
1.609,0
843,6
3.737,4
9,3%
0,1%
1,9%
14,1%
7,4%
32,8%
11.396,0
100,0%
TOTAL DO PASSIVO
978,8
57,9
200,0
64,7
(5,2)
3,9
463,1
19,6
64,5
82,9
2,3
89,3
211,8
75,4
829,6
530,6
93,2
(6,2)
19,2
446,3
12,8
62,7
76,5
1,8
48,1
269,7
208,1
7,4%
4,7%
0,0%
0,8%
-0,1%
0,2%
4,0%
0,1%
0,6%
0,7%
0,0%
0,4%
0,0%
2,4%
1,9%
41,1
83,5
2.716,9
0,4%
0,0%
0,7%
24,3%
860,4
1.050,0
(31,9)
857,0
1.444,0
370,3
66,1
100,1
23,6
4.739,6
0,0%
7,7%
9,4%
-0,3%
7,7%
12,9%
0,0%
3,3%
0,6%
0,0%
0,9%
0,2%
42,4%
0,0%
7,6%
36,4%
-3,1%
1,2%
0,4%
1.057,6
14,5
155,1
1.661,2
833,4
3.721,8
9,5%
0,1%
1,4%
14,9%
7,5%
33,3%
1,9%
11.178,3
100,0%
31 de dezembro de 2010 comparado a 31 de dezembro de 2009
Ativo
Circulante
Caixa e equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo
O saldo das contas de caixa e equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo em 31 de dezembro de 2010 e em
31 de dezembro de 2009 era de R$1.664,4 milhões e R$1.249,3 milhões, respectivamente. A redução de 33,2%
observada decorre de um maior fluxo de aplicações financeiras em CDB e operações compromissadas durante 2010.
O saldo da conta consumidores, concessionárias e permissionárias em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro
de 2009 era de R$1.450,9 milhões e R$1.426,5 milhões, respectivamente. O aumento de 1,7% é explicado
principalmente pelo efeito médio do reajuste tarifário percebido pelo consumidor de 1,62% a partir de Julho de 2010.
Imposto de renda e contribuição social compensável
O saldo da conta imposto de renda e contribuição social compensável em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de
dezembro de 2009 era de R$57,6 milhões e R$230,8 milhões, respectivamente. A redução de 75,0% é explicada
principalmente pela compensação de créditos tributários de Imposto de Renda e Contribuição Social realizada em
2010.
O saldo da conta outros tributos compensáveis em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$73,8 milhões e R$64,3 milhões, respectivamente. O crescimento de 14,8% é explicado principalmente pela
100
constituição de créditos de ICMS a compensar decorrentes de compra de materiais pela Companhia.
Contas a receber - Acordos
O saldo da conta contas a receber - acordos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 - era de
R$201,7 milhões e R$171,1 milhões, respectivamente. A variação de 17,9% se deve principalmente ao aumento de
R$27,3milhões referente a novos acordos firmados com consumidores em 2010, para recebimento de débitos antigos.
Outros créditos
O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$92,0 milhões e
R$95,1 milhões, respectivamente. A redução de 3,3% é explicada principalmente pelo maior recebimento de contas
referente ao Programa Baixa Renda em 2010, apresentando redução de R$8,5 milhões no saldo a receber.
O saldo da conta (-) provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro
de 2009 era de R$343,8 milhões e R$324,4 milhões, respectivamente. O aumento de 6,0% é decorrente,
principalmente, de provisão para perdas de valores a receber de consumidores e de diversas prefeituras municipais.
Almoxarifado
O saldo da conta almoxarifado em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$54,5 milhões e
R$53,0 milhões, respectivamente. O aumento de 2,8% é decorrente principalmente de adiantamento efetuado a
fornecedores e aumento no estoque de materiais face às atividades de investimento da Companhia.
Não Circulante
O saldo da conta de outros tributos compensáveis em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$95,0 milhões e R$85,8 milhões, respectivamente. O aumento de 10,7% é decorrente de maior volume de créditos
compensáveis de longo prazo, principalmente ICMS, oriundos de créditos nas compras de materiais.
Imposto de renda e contribuição social diferido
O saldo da conta tributos e contribuições sociais diferidos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009
era de R$685,9 milhões e R$865,6 milhões, respectivamente. A redução de 20,8% é decorrente da realização de
provisões temporariamente não dedutíveis referentes a tributos incluídos no REFIS.
O saldo da conta cauções e depósitos vinculados em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$474,6 milhões e R$440,9 milhões, respectivamente. A variação de 7,6% é explicada substancialmente pelo aumento
de R$34,0 milhões nas provisões fiscais de natureza geral, segundo análise dos consultores da Companhia,
reconhecendo provisão para valores de demandas cuja possibilidade de perda é considerada provável.
Contas a receber - acordos
O saldo da conta contas a receber - acordos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 - era de
R$183,6 milhões e R$256,5 milhões, respectivamente. A redução de 28,4% é explicada principalmente por
pagamentos realizados em julho e setembro de 2010 pela Prefeitura Municipal de São Paulo referentes a 2ª parcela
de um acordo para quitação de débitos antigos.
Outros créditos
O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$85,4 milhões e
R$164,8 milhões, respectivamente. A redução de 48,2% foi gerada substancialmente pelo recebimento referente à
transferência acionária da participação que a Companhia detinha na Eletropaulo Telecomunicações Ltda. para a Cia
Brasiliana de Energia, conforme exigência da ANEEL.
O saldo da conta (-) provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro
de 2009 era de R$144,4 milhões e R$213,8 milhões, respectivamente. A redução de 32,5% % é decorrente
principalmente da reversão da provisão para perdas dos valores a receber da Prefeitura Municipal de São Paulo,
devido a pagamentos ocorridos em 2010.
O saldo da conta Ativo financeiro de concessão em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$872,1 milhões e R$680,9 milhões, respectivamente. A variação de 28,1% é explicada pelo aumento dos direitos de
indenização da concessão, a qual a Companhia utiliza a infraestrutura de concessão público-privado para prestação
dos serviços de distribuição de energia elétrica.
101
Imobilizado - líquido
O saldo da conta imobilizado - líquido em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$15,2
milhões e R$62,1 milhões, respectivamente. A redução de 75,5% foi ocasionada principalmente pela baixa de ativos
ocorrida em 2010, correspondente a transferência de ativos conforme acordos entre SPTrans e a Companhia e EMTU
e a Companhia , ambos aprovados pelo Conselho de Administração em 02 de setembro de 2010.
Intangíveis
O saldo da conta intangíveis em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$5.853,0 milhões e
R$5.837,1 milhões, respectivamente. O aumento de 0,3% é explicado principalmente pela aquisição de ativos
intangíveis de concessão, que teve evolução de R$229,3 milhões em relação ao ano anterior, contrabalançado pela
amortização acumulada reconhecida no exercício.
Passivo
Circulante
Fornecedores
O saldo da conta fornecedores em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$978,8 milhões e
R$829,6 milhões, respectivamente. O aumento de 18,0% é decorrente, principalmente, pelo maior fornecimento de
materiais e serviços e também dos leilões de energia (CCEAR), impactando positivamente o saldo da conta.
Empréstimos, financiamentos
O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$57,9 milhões e R$530,6 milhões, respectivamente. A queda de R$472,7 milhões é decorrente de quitação de
empréstimos em moeda nacional em 2010.
Debêntures
O saldo da conta debêntures em 31 de dezembro de 2010 é de R$200,0 milhões. Este saldo refere-se à captação de
recursos via emissão de novas debêntures realizada pela Companhia em 2010.
O saldo da conta encargos de dívidas em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$64,7
milhões e R$93,2 milhões, respectivamente. A redução de 30,6% é explicada pela redução nas taxas de juros dos
empréstimos vinculados a taxa CDI.
Imposto de renda e contribuição social a pagar
O saldo da conta tributos e contribuições sociais em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$3,9 milhões e R$19,2 milhões, respectivamente. A redução de 79,9% é explicada principalmente pela maior
compensação de créditos de Imposto de Renda e Contribuição Social no exercício, reduzindo o saldo a pagar.
Outros tributos a pagar
O saldo da conta outros tributos a pagar e contribuições sociais em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de
2009 era de R$463,1 milhões e R$446,3 milhões, respectivamente. O acréscimo de 3,8% é explicado principalmente
pelo reconhecimento do ICMS sobre perdas comerciais no exercício de 2010, após obrigação estabelecida pelo
Decreto Estadual nº 55.421 das distribuidoras de energia apurarem o ICMS sobre o montante das perdas comerciais
mensalmente verificadas
O saldo da conta dividendos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$19,6 milhões e
R$12,8 milhões, respectivamente. O aumento de 53,1% refere-se a saldos remanescentes de dividendos que foram
destinados e ainda não foram pagos, como de acionistas não localizados.
Juros sobre capital próprio - JCSP
O saldo da conta juros sobre capital próprio - JCSP em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$64,5 milhões e R$62,7 milhões, respectivamente. A JCSP foi calculada de acordo com as normas tributárias
vigentes.
O saldo da conta obrigações estimadas em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$82,9
milhões e R$76,5 milhões, respectivamente. A variação de 8,4% é decorrente principalmente do aumento dos encargos
com provisões de férias e gratificações e da provisão para o programa de incentivo a aposentadoria realizada em 2010.
102
O saldo da conta encargos tarifários e do consumidor a recolher em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de
2009 era de R$89,3 milhões e R$48,1 milhões, respectivamente. O aumento de 85,7% é explicado substancialmente
pelo encargo de quotas para a CCC – Sistemas Isolados, o qual é determinado anualmente pela ANEEL.
O saldo da conta provisões para litígios e contingências em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de
2009 era de R$211,8 milhões e R$269,7 milhões, respectivamente. A redução de 21,5% é explicada
principalmente pelos esforços feitos pela companhia, reduzindo significativamente as demandas com
provisões trabalhistas.
O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era
de R$75,4 milhões e R$208,1 milhões, respectivamente. A redução de 63,8% é explicada principalmente pela
transferência de R$87,8 milhões para o não circulante, além da redução nos gastos com pesquisa e
desenvolvimento de eficiência energética em R$ 29,8 milhões.
Contribuição para o custeio do serviço de iluminação pública - COSIP
O saldo da conta contribuição para o custeio do serviço de iluminação pública - COSIP em 31 de dezembro de
2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$66,4 milhões e R$41,1 milhões, respectivamente. O aumento de
61,6% é decorrente da inadimplência observada, uma vez que, a composição da conta é formada pelo
faturamento e a “baixa” leva em consideração a arrecadação efetiva para se efetuar o repasse às prefeituras.
Outras obrigações
O saldo da conta outras obrigações em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$120,0 milhões e R$83,5 milhões, respectivamente. O aumento de 43,7% é explicado principalmente pela
diferença de alíquotas do PIS e da COFINS, pelas obrigações com MP 66 (Tesouro Nacional), por
penalidades referentes a ajuste de faturas (revisão de faturamento), além de outras obrigações.
Não Circulante
O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009
era de R$811,0 milhões e R$860,4 milhões, respectivamente. A redução de 5,7% é explicada pelas
amortizações e transferência de empréstimos para o curto prazo.
Debêntures
O saldo da conta debêntures em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$1.650,0
milhões e R$1.050,0 milhões, respectivamente. A variação positiva de 57,1% é decorrente da emissão de
novas debêntures durante 2010.
O saldo da conta tributos e contribuições sociais diferidos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro
de 2009 era de R$805,2 milhões e R$857,0 milhões, respectivamente. Esta rubrica é formada pelo valor dos
impostos provisionados às alíquotas regulares, 25% para o Imposto de Renda e 9% para a Contribuição
Social, apurados sobre o valor da reavaliação dos bens integrantes dos anteriormente denominados ativos
imobilizados (atualmente ativo intangível de concessão em virtude de aplicação do IFRIC 12) e amortizado
em função das correspondentes realizações desses ativos por meio das respectivas depreciações e baixas,
esta realização foi responsável pela redução observada de 6% em 2010.
O saldo da conta obrigações com entidade de previdência privada em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de
dezembro de 2009 era de R$1.372,8 milhões e R$1.444,0 milhões, respectivamente. A redução de 4,9% é
decorrente do incremento do valor justo dos ativos do plano, deduzidos das perdas atuariais apuradas.
O saldo da conta provisões para litígios e contingências em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de
2009 era de R$328,0 milhões e R$370,3 milhões, respectivamente. A redução de 11,4% é explicada
principalmente pelos esforços feitos pela companhia, redução ocorrida basicamente pela transferência das
contingências relacionadas ao plano de pensão para a Fundação Cesp no montante de R$ 86,9 milhões..
Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética
O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de
dezembro de 2009 era de R$87,8 milhões e zero, respectivamente. A variação se deve pela transferência
realizada do passivo circulante para o não circulante de R$87,8 milhões em 2010.
103
O saldo da conta contas a pagar (Banco Santos) em 31 de dezembro de 2009 era de R$100,1 milhões, sendo
revertido totalmente em 2010, já que a Companhia finalizou a disputa judicial com o Banco Santos em 2010.
Patrimônio Líquido
O saldo total do patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$3.737,4
milhões e R$3.721,8 milhões, respectivamente, atingindo um aumento de 0,4%, mantendo-se praticamente estável em
relação ao ano anterior.
10.2. Comentários dos diretores sobre
a.
resultado das operações da Companhia, em especial: i) descrição de quaisquer componentes
importantes da receita; e ii) fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais
(i)
A receita líquida da Companhia é composta essencialmente pelo faturamento do consumo de energia
dos consumidores da área de concessão, somando R$9.697,2 milhões em 2010. A tarifa cobrada dos
consumidores é definida anualmente pela ANEEL, sendo que quaisquer modificações nas regras
vigentes para o setor ou na metodologia de calculo das tarifas podem afetar a receita da AES
Eletropaulo. Além disto, o volume de energia faturado da base de clientes da Companhia reflete as
mudanças na economia da região metropolitana de São Paulo, onde a representatividade do setor de
serviços tem aumentado em relação à produção industrial. Portanto a carteira diversificada de clientes,
somada à renda média dos clientes residenciais superior à média nacional, reduz os riscos de
diminuição do consumo na área de concessão, dado que o mercado residencial tende a ser menos
sensível às oscilações da economia do que o mercado industrial, que reage mais rapidamente a
reduções no ritmo de desenvolvimento e crescimento econômico, Para demais informações sobre a
composição das tarifas, área de concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b “características
do processo de distribuição” deste Formulário de Referência.
(ii)
Os resultados das operações da Companhia são significativamente afetados por inúmeros fatores,
inclusive:
•
•
•
•
•
•
•
alteração nos custos da Companhia, incluído o preço de energia;
alterações nas tarifas de energia que a Companhia poderá cobrar de seus clientes decorrente de revisão e
reajustes tarifários homologados pela ANEEL;
disponibilidade de energia para atendimento sem restrições ao mercado;
condições econômicas no Brasil em geral e na área de concessão da Companhia – 24 municípios
concentrados essencialmente na região metropolitana de São Paulo - em particular;
mudanças na regulação e legislação do setor elétrico;
resultados das disputas judiciais e contingências; e
variação cambial e de taxa de juros.
b.
variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação,
alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços
O setor elétrico segue um modelo que define tarifas para o ciclo tarifário de 1 ano. No caso da AES Eletropaulo, o ano
tarifário vai de 04 de julho de um ano até 03 de julho do ano seguinte. Neste modelo são consideradas estimativas para
os custos com encargos do setor, compra de energia (inclusive a energia de Itaipu que é precificada em dólar), entre
outros, que são considerados não-gerenciáveis pela empresa. A Demonstração de Resultados do Exercício (“DRE”) da
Companhia sempre refletirá na receita a tarifa homologada que incluiu a expectativa desses custos não-gerenciáveis.
Desta forma, a medida que são apurados os custos reais, os resultados da Companhia serão afetados por qualquer
oscilação entre o valor realizado e aquele considerado na tarifa. Porém, para fins de modicidade tarifária junto à Aneel
a Companhia constituirá no Balanço Regulatório uma conta de CVA para registrar qualquer variação entre o custo
projetado e o real, especificamente dos itens não-gerenciáveis, para posterior cobrança e/ou devolução de diferença
para os consumidores.
Antes de 2010 e, portanto, antes da adoção do IFRS, a conta CVA fazia parte das demonstrações financeiras da
Companhia com impacto na DRE e no ativo/passivo. Para demais informações sobre a composição das tarifas, área
de concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b características do processo de distribuição deste Formulário
de Referência.
c.
impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos e produtos, do câmbio e da
taxa de juros no resultado operacional e no resultado financeiro da Companhia
A situação financeira e o resultado das operações da Companhia são afetados pela inflação, pelas tarifas praticadas
nos leiloes de venda de energia que refletem oferta e demanda, além das características da fonte da energia
comercializada, as oscilações nas tarifas cobradas dos consumidores e os encargos setoriais ambos homologados
anualmente pela ANEEL, sendo que as variações são reconhecidas nas tarifas cobradas dos consumidores por meio
do mecanismo de CVA, mencionado acima. Desta forma, a maioria de seus custos e despesas é denominada em
Reais e está atrelada aos índices de medição da inflação, exceto pela tarifa de compra de energia das quotas de Itaipu
que é denominada em dólar, sendo as variações da taxa de câmbio desse contrato também são reconhecidas nas
tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA, onde o consumidor ressarce a Companhia do custo adicional
no próximo reajuste tarifário. Além disso, a Companhia está exposta às taxas de juros cobradas nos financiamentos e
104
não possui divida denominada em moeda estrangeira. Para mais informações sobre composição das tarifas, área de
concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b características do processo de distribuição, bem como para
demais informações sobre as características do endividamento da Companhia, consultar o item 10.1.c deste Formulário
de Referência.
10.3. Comentários dos diretores sobre efeitos relevantes que os eventos abaixo tenham causado ou se espera
que venham a causar nas demonstrações financeiras e nos resultados da Companhia
a.
introdução ou alienação de segmento operacional
A atividade de distribuição de energia da Companhia é realizada de acordo com um contrato de concessão firmado
com a União por intermédio da ANEEL, com vigência até 2028, sendo que renovações de concessões existentes
poderão ser renovadas de acordo com o poder concedente, por igual período. De acordo, com as regras vigentes para
a concessão do serviço de distribuição de energia elétrica do País, uma distribuidora não pode desenvolver outras
atividades operacionais e/ou deter participações em controladas e coligadas. Desta forma, os investimentos da
Companhia consistem basicamente em expansão e manutenção de seus ativos para prestação do serviço de
distribuição em sua área de concessão.
b.
constituição, aquisição ou alienação de participação societária
A Companhia não constituiu, adquiriu ou alienou participação societária com impactos nas suas demonstrações
financeiras ou resultados.
c.
eventos ou operações não usuais
A Companhia não passou por eventos ou realizou operações não usuais que possam impactar suas demonstrações
financeiras ou resultados.
10.4. Comentários dos diretores sobre
a.
mudanças significativas nas práticas contábeis
As demonstrações contábeis da Companhia referentes aos exercícios findo em 31 de dezembro de 2009 e 2010 e o
balanço de abertura referente à 01/01/2009 foram elaboradas e apresentadas de acordo com as práticas contábeis
adotadas no Brasil, vigentes em 31 de dezembro de 2010, e normas aplicáveis às concessionárias de serviço público
de energia elétrica estabelecidas pelo poder concedente. Vale destacar que as orientações contidas nos
pronunciamentos técnicos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por deliberações
emitidas pela CVM, foram seguidas na elaboração demonstrações contábeis de 2009 e 2010 da Companhia, para fins
de comparabilidade, estando alinhadas às normas internacionais de contabilidade (IFRS). De acordo com as
deliberações da CVM, esses pronunciamentos técnicos aplicam-se aos exercícios encerrados a partir de dezembro de
2010 e às demonstrações contábeis de 2009 divulgadas em conjunto com as demonstrações contábeis de 2010. .
A seguir apresenta-se a fundamentação da transição para os pronunciamentos emitidos pelo CPC, durante o exercício
de 2009 e 2010, que segundo a Companhia são aplicáveis. A Companhia optou por transcrever as explicações
apresentadas na Nota Explicativa no 4 das Demonstrações Financeiras do período encerrado em 31 de dezembro de
2010, que já continha detalhadamente as alterações geradas pela aplicação das normas internacionais de
contabilidade (IFRS), não havendo necessidade de informações adicionais.
a) Aplicação do CPC 37 (R1) (IFRS) - Adoção inicial das normas internacionais de contabilidade
As demonstrações contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010 são as primeiras
preparadas e apresentadas pela Companhia de acordo com os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações
emitidas pelo CPC. Estas demonstrações contábeis estão preparadas de acordo com o CPC 37 (R1) (IFRS 1).
As demonstrações contábeis de 1º de janeiro de 2009 (data de transição adotada pela Companhia) foram
preparadas de acordo com o CPC 37 (R1) (IFRS 1). A Companhia aplicou as exceções obrigatórias e certas
isenções opcionais de aplicação retrospectiva de Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo
CPC. Também foram efetuados outros ajustes requeridos pelos Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações emitidas pelo CPC e que não estão descritos nas isenções previstas do CPC 37 (R1) (IFRS 1).
Com a aplicação do CPC 37 (R1) (IFRS 1), as demonstrações contábeis da Companhia passam a ser
apresentadas de acordo com as Normas Internacionais de Contabilidade emitidas pelo IASB – International
Financial Report Standards.
b) Isenções da aplicação retrospectiva selecionadas pela Companhia
O CPC 37 (R1) (IFRS 1) permite às empresas a adoção de certas isenções voluntárias. A Companhia efetuou
análise de todas as isenções voluntárias e adotou a utilização das seguintes isenções opcionais de aplicação
retrospectiva:
b1) Isenção para uso do custo atribuído para o ativo imobilizado: A Companhia optou por reprocessar os
saldos dos ativos imobilizados (ativos não vinculados à concessão) não alcançados pelo ICPC01 (IFRIC 12).
105
Os ativos não vinculados à concessão objeto da reavaliação registrada em 2007 tiveram seu custo mantido
de acordo como laudo de avaliação e os que não foram objeto de reavaliação em 2007, foram ajustados pela
correção monetária referente aos anos de 1996 e 1997 (até dezembro de 1995 era adotada a prática de
correção monetária de balanços no Brasil e a partir de janeiro de 1998, o Brasil deixou de ser considerado
como um país de economia hiperinflacionária). O uso do custo atribuído no ativo imobilizado resultou em um
incremento de R$ 1.315 registrado naquela conta, em contra partida de lucros acumulados.
b2) Isenção para arrendamento A Companhia optou por não aplicar a isenção prevista no CPC 37 (R1) (IFRS
1) em relação aos arrendamentos, visto que todos os contratos de arrendamento estavam registrados de
acordo nas práticas contábeis anteriores, já em conformidade com o CPC 06 (R1) (IAS 17).
b3) Isenção para mensuração dos benefícios a empregados: De acordo com as avaliações preliminares, a
Companhia aplicou a isenção prevista em relação à contabilização de benefícios pós-emprego a empregados
e registrará os ganhos e perdas atuariais e os custos dos serviços passados não reconhecidos até a data de
transição, na conta de lucros acumulados no patrimônio líquido. A aplicação da isenção resultou em uma
redução das obrigações atuariais no montante de R$521.412 (R$ 258.385 no circulante e R$ 263.027 no não
circulante). Esses ganhos e perdas atuariais na data da transição foram calculados de acordo com os
critérios estabelecidos no pronunciamento técnico CPC 33 (IAS 19) Benefícios a empregados. Os ganhos e
perdas atuariais apurados em período subsequente à data de transição serão reconhecidos de acordo com o
método do corredor.
b4) Isenção relativa a contratos de concessão: de acordo com o ICPC 01 (IFRIC 12) a infra-estrutura utilizada
na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica (ativos vinculados à concessão) não deve ser
apresentada como ativo imobilizado. A infra-estrutura existente e as futuras melhorias ou expansões devem
ser apresentadas como um ativo financeiro e/ou um ativo intangível. O ativo financeiro corresponde à parcela
que representa um direito incondicional de receber caixa. O ativo intangível corresponde ao direito de cobrar
os consumidores pelo uso da infra-estrutura. No registro da construção das futuras melhorias e expansões da
infra-estrutura devem ser aplicados os critérios do CPC 17 (IAS 11) Contratos de Construção, registrando-se
o custo correspondente à construção no resultado e a receita pelo método do percentual de conclusão. Ainda
de acordo com essa interpretação, os custos de empréstimos poderão ser contabilizados no ativo intangível
durante a fase de construção da infra-estrutura. A Companhia bifurcou a infra-estrutura dos serviços de
distribuição de energia elétrica na data de transição, resultando na criação na conta de ativo financeiro (não
circulante) no montante de R$ 615.690 e no aumento do ativo intangível no montante de R$ 5.683.530, e a
redução dos saldos do ativo imobilizado no montante de R$ 6.299.220, na data de transição.
b5) Isenções não aplicáveis: As demais isenções previstas no CPC 37 (R1) (IFRS 1) não são aplicáveis e ou
não foram utilizadas pela Companhia.
c) Outros ajustes requeridos pelos Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC e que não
estão descritos nas isenções previstas do CPC 37 (R1) (IFRS 1)
c1) Custo emissão de dívidas: A Companhia registrou os custos de transação incorridos na captação de
recursos por meio da contratação de empréstimos ou financiamentos ou pela emissão de títulos de dívida,
bem como na emissão de debêntures e outros instrumentos em conta redutora do passivo, na data de
transição para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC. A aplicação desse
pronunciamento resultou em uma redução dos passivos de empréstimos e financiamentos de R$ 29.786 (R$
6.083 no passivo circulante e R$ 23.703 no passivo não circulante), e uma redução das despesas pagas
antecipadamente de R$ 7.658 (R$ 1.371 no ativo circulante e R$ 6.287 no ativo não circulante), na data da
transição.
c2) Derivativos: A Companhia analisou os contratos vigentes na data de transição para os Pronunciamentos,
Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC, e não foram identificados derivativos embutidos nestes
contratos.
c3) Ativos e passivos regulatórios: Para fins de transição para os Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações emitidas pelo CPC, a Companhia reverteu os saldos dos ativos e passivos regulatórios, em
função de orientação emitida pelo IASB a respeito desse tema, sobre o qual entende-se que a realização dos
ativos e passivos regulatórios dependem de evento futuro incerto. A aplicação desta reversão resultou em
uma redução dos ativos no montante de R$ 574.351, representado por i) Consumidores, concessionárias e
permissionárias: redução de R$ 73.632, sendo R$ 65.681 no circulante e R$ 7.951 no não circulante; ii)
Compensação de variação de parcela A: redução de R$ 501.920, sendo R$ 349.550 no circulante e R$
152.370 no não circulante; e iii) Outros créditos e provisão para créditos de liquidação duvidosa: aumento R$
1.201 no circulante. A aplicação desta reversão resultou também na redução da Compensação de variação
de parcela A registrada no passivo no montante de R$ 100.251, sendo R$ 96.141 no circulante e R$ 4.110
no não circulante, tendo como contra partida a conta de lucros acumulados no montante de R$ 474.100 (R$
312.906 líquido dos tributos diferidos) na adoção inicial.
c4) Tributos diferidos sobre a mais valia: o item 40 do ICPC 10 (IAS 16, IAS 40 e IFRS 1) requer o registro de
impostos diferidos passivos sobre a mais valia de terrenos registrada em data anterior à adoção inicial dos
CPCs. As práticas contábeis brasileiras anteriores não requeriam o registro de impostos diferidos sobre a
mais valia de terrenos. Na data de transição, 1º de janeiro de 2009, a Companhia registrou um passivo fiscal
diferido de R$ 384.755, sobre o saldo da reavaliação de terrenos, sendo a débito na conta de ajustes de
avaliação patrimonial, no patrimônio líquido e um crédito na conta de imposto de renda e contribuição social
diferidos não circulante.
106
c5) Eventos subsequentes: Na data de transição, a Companhia reverteu parcela do saldo da rubrica
Dividendos a Pagar para a rubrica de Dividendos no patrimônio líquido, no montante de R$ 614.690,
correspondentes aos dividendos cujo pagamento não havia sido aprovado pelos acionistas ou outros órgãos
da Administração da Companhia antes da data-base das Demonstrações Contábeis.
c6) Isenção para transações com pagamento baseados em ações: A Companhia optou por registrar as
despesas incorridas até a data de transição, no montante de R$ 12.344, na conta de reserva de capital no
patrimônio líquido em contrapartida da conta de “opções de ações outorgadas” na reserva de capital, de
forma a não provocar efeito no patrimônio líquido. De acordo com o ICPC 05 (IFRIC 11) a referida reserva de
capital poderá ser utilizada para aumento de capital em favor do acionista controlador, quando as ações
forem entregues ou as opções exercidas.
c7) Isenção para reconhecimento da receita: A Companhia revisou o processo de reconhecimento da receita
da venda de alguns bens, observando se os riscos e benefícios destas propriedades vendidas foram
transferidos para o comprador, de acordo com os critérios estabelecidos no CPC 30 (IAS 18) Receitas. Em
conseqüência, alguns bens voltaram a compor o saldo da rubrica de Outros créditos – bens destinados a
venda no ativo não circulante, no montante de R$ 40.000, em razão de ter sido constatado que a Companhia
mantinha ainda algum envolvimento com o referido ativo.
c8) Tributos diferidos Na data de transição a Companhia registrou tributos diferidos ativos não circulantes, no
montante total de R$ 401.802 tendo, como contra partida o patrimônio líquido. Adicionalmente, foi efetuada a
reclassificação dos saldos dos tributos diferidos ativos circulantes e não circulante, tributos diferidos passivos
circulantes e não circulantes, para a rubrica de tributos diferidos ativos não circulantes. Esta reclassificação
foi no montante de R$ 297.730 de redução no ativo circulante, aumento de R$ 246.049 no ativo não
circulante, redução de R$ 30.475 no passivo circulante, e aumento de R$ 380.596 no passivo não circulante.
b.
efeitos significativos das alterações em práticas contábeis
Em conformidade com o CPC 37, a Companhia apresenta abaixo os impactos da transição para os Pronunciamentos e
Orientações emitidos:
(i) Reconciliação do balanço patrimonial da Companhia na data de transição para os Pronunciamentos, Interpretações
e Orientações emitidas pelo CPC - 1º de janeiro de 2009.
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC
Item 10.4
Reapresentado
ATIVO
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa
Tributos compensáveis
Serviços prestados
Devedores diversos
Outros créditos
Almoxarifado
Compensação de variação dos itens da parcela A - CVA
TOTAL DO ATIVO CIRCULANTE
167.138
1.369.287
1.323.807
384.039
297.730
22.595
3.494
91.018
150.205
(209.576)
45.831
349.550
2.387
3.997.505
(65.681)
(297.730)
(16.165)
1.367
(349.550)
(1.371)
(729.130)
NÃO CIRCULANTE
Outros créditos
Compensação de variação dos itens da parcela A - CVA
Investimento
Imobilizado
Intangível
TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE
7.951
80.424
873.586
539.549
128.192
152.986
(71.985)
152.370
6.287
9.202
6.423.393
256.929
8.558.884
(7.951)
246.049
40.000
615.690
(152.370)
(6.287)
(6.297.905)
5.683.530
120.756
12.556.389
TOTAL DO ATIVO
107
(608.374)
c3
c8
c3, c7
c3
c3
c1
c3
c6, c7, c3
c7
b4
c3
c1
b1, b4
b4
167.138
1.369.287
1.258.126
384.039
22.595
3.494
91.018
134.040
(208.209)
45.831
1.016
3.268.375
80.424
1.119.635
539.549
128.192
192.986
(71.985)
615.690
9.202
125.488
5.940.459
8.679.640
11.948.015
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC
Item 10.4
Reapresentado
PASSIVO
CIRCULANTE
Fornecedores
Custos a amortizar
Tributos a pagar
Folha de pagamento
Operações de swap cambial
Contribuição para o custeio do serviço de iluminação pública - Cosip
Compensação de variação dos itens da Parcela A - CVA
Outras obrigações
TOTAL DO PASSIVO CIRCULANTE
808.954
50.430
100.497
568.781
30.475
620.711
60.665
258.385
77.093
3.382
77.338
20.195
229.778
237.041
25.806
96.141
151.200
126.158
3.543.030
(6.083)
(30.475)
(614.690)
(258.385)
(96.141)
(1.005.774)
NÃO CIRCULANTE
Debêntures
Custos a amortizar
Tributos a pagar
Outras obrigações
TOTAL DO PASSIVO NÃO CIRCULANTE
843.950
1.050.000
38.420
524.834
1.865.980
1.223.035
66.085
4.110
93.339
4.782
5.714.535
(23.703)
380.596
(263.027)
(4.110)
28.115
117.871
1.057.629
(1)
98.279
2.142.917
3.298.824
12.344
(383.341)
614.690
35.836
279.529
12.556.389
(608.374)
Capital social
Reserva capital
Ações em tesouraria
Reserva legal
Lucros acumulados
TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
108
c1
c8
c5
b3
c3
c1
c4, c1, b3, b1, c7
b3
c3
c7
c6
c4
c4, c1, b3, b1, c6, c7, c3, c5
808.954
50.430
100.497
(6.083)
568.781
6.021
60.665
77.093
3.382
77.338
20.195
229.778
237.041
25.806
151.200
126.158
2.537.256
843.950
1.050.000
(23.703)
38.420
905.430
1.602.953
1.223.035
66.085
93.339
32.897
5.832.406
1.057.629
12.344
(1)
98.279
1.759.576
614.690
35.836
3.578.353
11.948.015
(ii) Reconciliação do patrimônio líquido da Companhia na data de transição para os Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações emitidas pelo CPC - 1º de janeiro de 2009.
Item 10.4
Patrimônio líquido de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, anteriores a adoção dos CPCs
3.298.824
Ajustes de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidas pelo CPC
Tributos sobre reavaliação de terrenos - ICPC 10
Custo de empréstimos - CPC 20/IAS 23
Benefícios a empregados - CPC 33/IAS 19
Contab. proposta pagto dividendos - ICPC 08
Receitas - CPC 30/IAS 18
Imobilizado - IGP 96/97
Ativos e passivos regulatórios
Outros
c4
c1
b3
c5
c7
b1
c3
c4, c1, b3, b1, c6, c7, c3
(384.755)
22.128
521.412
614.690
(4.114)
1.315
(474.100)
1.414
(18.461)
279.529
Patrimônio Líquido de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidas pelo CPC
3.578.353
(iii) Reconciliação do balanço patrimonial da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações
emitidas pelo CPC - 31 de dezembro de 2009.
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC
Item 10.4
Reapresentado
ATIVO
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa
Serviços prestados
Devedores diversos
Outros créditos
Almoxarifado
Compensação de variação itens da parcela A - CVA
TOTAL DO ATIVO CIRCULANTE
286.158
963.087
1.433.743
295.113
240.031
20.263
2.152
171.063
131.814
(326.064)
52.991
369.380
2.159
3.641.890
(7.189)
(240.031)
(36.689)
1.697
(369.380)
(1.371)
(652.963)
NÃO CIRCULANTE
Cauções a receber - acordos
Outros créditos
Compensação de variação dos itens da Parcela A-CVA
Investimento
Imobilizado
Intangível
TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE
5.156
85.780
714.587
440.860
256.497
141.321
(213.768)
74.624
9.500
6.518.041
180.902
8.213.500
(5.156)
151.078
23.445
680.880
(74.624)
(6.455.895)
5.656.190
(24.082)
11.855.390
TOTAL DO ATIVO
109
(677.045)
c3
c8
c3, c7
c3
c3
c1
c3
c6, c7, c3
c1, c7
b4
c3
b1, b4
b4
286.158
963.087
1.426.554
295.113
20.263
2.152
171.063
95.125
(324.367)
52.991
788
2.988.927
85.780
865.665
440.860
256.497
164.766
(213.768)
680.880
9.500
62.146
5.837.092
8.189.418
11.178.345
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC
Item 10.4
Reapresentado
PASSIVO
CIRCULANTE
Fornecedores
Custos a amortizar
Tributos a pagar
Folha de pagamento
Contribuição para o custeio do serviço de iluminação pública - Cosip
Outras obrigações
TOTAL DO PASSIVO CIRCULANTE
829.647
530.627
93.198
465.466
37.196
699.171
62.695
84.839
76.459
1.787
48.068
269.702
208.142
41.109
146.845
83.472
3.678.423
(6.237)
(37.196)
(686.316)
(84.839)
(146.845)
(961.433)
NÃO CIRCULANTE
Debêntures
Custos a amortizar
Tributos a pagar
Outras obrigações
TOTAL DO PASSIVO NÃO CIRCULANTE
860.435
1.050.000
(14.440)
47
477.302
1.880.681
370.322
66.085
97.496
100.136
7.629
4.895.693
(17.466)
379.666
(436.648)
(97.496)
15.877
(156.067)
Capital social
Reserva capital
Ações em tesouraria
Reserva legal
TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
1.057.629
155.113
2.068.532
3.281.274
14.423
(407.306)
833.338
440.455
11.855.390
(677.045)
TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
110
c1
c8
c5
b3
c3
c1
c4, c1, b3, b1, c7
b3
c3
c7
c6
c4
c4, c1, b3, b1, c6, c7, c3,
829.647
530.627
93.198
(6.237)
465.466
12.855
62.695
76.459
1.787
48.068
269.702
208.142
41.109
83.472
2.716.990
860.435
1.050.000
(31.906)
47
856.968
1.444.033
370.322
66.085
100.136
23.506
4.739.626
1.057.629
14.423
155.113
1.661.226
833.338
3.721.729
11.178.345
(iv) Reconciliação do patrimônio líquido da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações
emitidas pelo CPC - 31 de dezembro de 2009.
Item 10.4
Patrimônio líquido de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, anteriores a adoção dos CPCs
3.281.274
Ajuste de avalição patrimonial - ICPC 01/IFRIC 12
Atualização do ativo financeiro de concessão - OCPC 05
Contab. proposta pagto dividendos - ICPC 08
Contrato de concessão - ICPC 01
b4
c4
b4
c1
b3
c5
b4
c7
b1
c3
c4, c1, b3, b1, c6, c7, c3
(33.568)
(366.716)
(10.638)
17.416
521.487
686.316
(82.334)
(3.515)
1.195
(231.001)
(58.187)
440.455
Patrimônio Líquido de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidas pelo CPC
3.721.729
(v) Reconciliação da demonstração do resultado da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações emitidas pelo CPC - 31 de dezembro de 2009.
Originalemnte
emitido
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
Ajustes do CPC
Item 10.4
Reapresentado
8.049.899
735.738
b4, c3
8.785.637
(4.044.055)
(1.065.977)
(103.931)
89.239
c3
c3
(4.147.986)
(976.738)
(201.798)
(180.687)
(30.893)
(187.885)
(354.807)
(61.297)
(6.127.399)
(8.426)
(6.135.825)
(2.079)
75
c6
b3
(649.763)
(203.877)
(180.612)
(30.893)
(186.067)
(470.784)
(531.170)
(49.035)
(6.777.162)
(8.426)
(6.785.588)
(76.832)
(437.621)
(207.862)
(722.315)
(6.858.140)
1.191.759
(649.763)
85.975
(76.832)
(437.621)
(207.862)
(722.315)
(7.507.903)
1.277.734
547.941
(362.669)
43.634
228.906
1.420.665
1.420.665
(49.827)
(4.760)
96.092
41.505
127.480
127.480
c3
c1, c3
c3
(130.938)
(152.530)
32.939
(106.942)
(357.471)
1.063.194
(9.039)
(25.109)
(34.148)
93.332
c4, c1, b3, b1, c6, c7, c3
c4, c1, b3, b1, c6, c7, c3
CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA
Custo com Energia Elétrica
Custo com Energia Elétrica - Comprada de Terceiros
Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição
Custo de Operação
Pessoal e administradores
Entidade de previdência privada
Material
Serviços de terceiros
Despesa de construção
Outras
CUSTO DO SERVIÇO PRESTADO A TERCEIROS
CUSTO OPERACIONAL BRUTO
1.818
(115.977)
(531.170)
12.262
(649.763)
c3
b1, c4
b4
c1
DESPESAS OPERACIONAIS
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Outras despesas operacionais
CUSTO E DESPESAS OPERACIONAIS
RESULTADO DO SERVIÇO
RECEITA (DESPESA) FINANCEIRA
Receitas fianceiras
Despesas financeiras
Variações monetárias e cambiais líquidas
RESULTADO OPERACIONAL
RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS
Contribuição social
Imposto de renda
Contribuição social diferida
Imposto de renda diferido
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
Lucro líquido do exercício de acordo com as práticas contábeis no Brasil, anteriore a adoção dos CPCs
1.063.194
Contrato de Concessão - ICPC 01
Pagamento baseado em ações ICPC 05
18.039
(4.712)
75
(109.382)
599
(2.079)
(120)
243.099
(52.187)
Lucro (Prejuízo) líquido do exercício de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidos pelo CPC
1.156.526
93.332
111
498.114
(367.429)
139.726
270.411
1.548.145
1.548.145
(130.938)
(152.530)
23.900
(132.051)
(391.619)
1.156.526
(vi) Reconciliação da demonstração do fluxo de caixa da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações emitidas pelo CPC - 31 de dezembro de 2009.
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC Reapresentado
Atividades operacionais :
Lucro líquido do exercício
Depreciação e amortização do ativo intangível de concessão e do imobilizado
Variação monetária/cambial
Baixa de bens do ativo imobilizado
Fundo de pensão/plano de assistência - Deliberação CVM 371/600
Variação de valores de itens da Parcela A
Receita aplicação financeira em investimento curto prazo
Provisão para reserva global de reversão - RGR
Ações e opções de ações outorgadas
Despesa de juros (encargos de dívida)
1.063.194
381.615
111.091
46.160
74.003
180.612
256.244
124.164
(153.237)
3.326
2.079
101.877
93.332
115.977
34.148
1.697
(124.164)
4.760
1.156.526
497.592
111.091
46.160
108.151
180.612
257.941
(153.237)
3.326
2.079
106.637
(161.238)
(184.086)
289.340
2.332
1.342
(181.093)
85.265
(7.160)
119.437
228
134.749
(7.189)
(168.427)
(184.086)
289.340
2.332
1.342
(181.093)
86.141
(7.160)
228
134.749
Variações nas contas do ativo circulante e não circulante :
Consumidores e revendedores
Imposto de renda e contribuição social
Serviços prestados
Devedores diversos
Outros créditos
Almoxarifado
Compensação de variação da Parcela A
876
(119.437)
-
Variações nas contas do passivo circulante e não circulante :
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social
Tributos e contribuições sociais
Juros pagos (encargos de dívida)
Obrigações estimadas, folha de pagto e outras obrigações
14.339
(120.172)
70.551
(272.960)
(32.596)
(812.789)
(272.337)
Total das atividades operacionais
864.280
-
14.339
(120.172)
70.551
(272.960)
(32.596)
(812.789)
(272.337)
864.280
Atividades de inve stimentos :
(532.011)
48.691
(4.001.764)
4.516.678
Aquisições para os ativos financeiro e intangível de concessão
Consumidores participação financeira
Aplicações em investimento de curto prazo
Resgate de investimento de curto prazo
Total das atividades de investimentos
31.594
-
(532.011)
48.691
(4.001.764)
4.516.678
31.594
Atividades de financiamento:
Imposto de renda retido na fonte sobre juros sobre capital próprio
Pagamento de empréstimos
Pagamento de obrigações com entidade de previdência privada
Ingresso de novos empréstimos
(983.902)
(8.715)
(30.666)
(339.536)
585.965
Total das atividades de financiamento
(776.854)
Dividendos e juros sobre capital próprio pagos
Variação no caixa líquido da Companhia:
Saldo no início do período
Saldo no final do período
119.020
167.138
286.158
112
-
(776.854)
-
-
(983.902)
(8.715)
(30.666)
(339.536)
585.965
119.020
167.138
286.158
(vii) Novos IFRS e Interpretações do IFRIC.
Alguns novos pronunciamentos contábeis do IASB e interpretações do IFRIC foram publicados e/ou revisados e têm a
sua adoção opcional ou obrigatória para os exercícios iniciados a partir de 01 de janeiro de 2011. A Administração da
Companhia avaliou os eventuais impactos destes novos pronunciamentos e interpretações e não prevê que sua
adoção provoque um impacto material nas informações anuais da Companhia no exercício de aplicação inicial,
conforme segue:
•
IAS 24 Exigências de Divulgação para Entidades Estatais e Definição de Parte relacionada (Revisada) Simplifica as exigências de divulgação para entidades estatais e esclarece a definição de parte
relacionada. A norma revisada aborda aspectos que, segundo as exigências de divulgação e a definição
de parte relacionada anteriores, eram demasiadamente complexos e de difícil aplicação prática,
principalmente em ambientes com amplo controle estatal, oferecendo isenção parcial a entidades
estatais e uma definição revista do conceito de parte relacionada. Esta alteração foi emitida em
novembro de 2009, passando a vigorar para exercícios fiscais iniciados a partir de 1º de janeiro de
2011. Esta alteração não terá impacto nas demonstrações contábeis consolidadas da Companhia.
•
IFRS 9 Instrumentos Financeiros – Classificação e Mensuração - A IFRS 9 encerra a primeira parte do
projeto de substituição da “IAS 39 Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração”. A IFRS 9
utiliza uma abordagem simples para determinar se um ativo financeiro é mensurado ao custo
amortizado ou valor justo, baseada na maneira pela qual uma entidade administra seus instrumentos
financeiros (seu modelo de negócios) e o fluxo de caixa contratual característico dos ativos financeiros.
A norma exige ainda a adoção de apenas um método para determinação de perdas no valor
recuperável de ativos. Esta norma passa a vigorar para exercícios fiscais iniciados a partir de 1º de
janeiro de 2013. A Companhia não espera que esta alteração cause impactos significativos em suas
demonstrações contábeis consolidadas.
•
IFRIC 14 Pagamentos Antecipados de um Requisito de Financiamento Mínimo - Esta alteração aplicase apenas àquelas situações em que uma entidade está sujeita a requisitos mínimos de financiamento e
antecipa contribuições a fim de cobrir esses requisitos. A alteração permite que essa entidade
contabilize o benefício de tal pagamento antecipado como ativo. Esta alteração passa a vigorar para
exercícios fiscais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2011. Esta alteração não terá impactos
significativos nas demonstrações contábeis consolidadas da Companhia.
•
IFRIC 19 Extinção de Passivos Financeiros com Instrumentos de Capital - A IFRIC 19 foi emitida em
novembro de 2009 e passa a vigorar a partir de 1º de julho de 2010, sendo permitida sua aplicação
antecipada. Esta interpretação esclarece as exigências das Normas Internacionais de Contabilidade
(IFRS) quando uma entidade renegocia os termos de uma obrigação financeira com seu credor e este
concorda em aceitar as ações da entidade ou outros instrumentos de capital para liquidar a obrigação
financeira no todo ou em parte. Essa interpretação não teve impacto significativo em suas
demonstrações contábeis consolidadas.
•
Melhorias para IFRS – O IASB emitiu melhorias para as normas e emendas de IFRS em maio de 2010
e as emendas serão efetivas a partir de 1º de janeiro de 2011, são elas:
- IFRS 3 – Combinação de negócios.
- IFRS 7 – Divulgação de Instrumentos Financeiros.
- IAS 1 – Apresentação das Demonstrações Financeiras.
A Companhia não espera que as mudanças tenham impactos significativos em suas demonstrações
contábeis consolidadas.
Não existem outras normas e interpretações emitidas e ainda não adotadas que possam, na opinião da
administração, ter impacto significativo no resultado ou no patrimônio líquido divulgado pela Companhia.
c.
ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor
Na opinião dos auditores independentes, as demonstrações contábeis referidas apresentam adequadamente, em todos
os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.
em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo
naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International
Accounting Standards Board – IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil. Não há ressalvas ou ênfases.
113
10.5. Políticas contábeis críticas adotadas pela Companhia (inclusive estimativas contábeis feitas pela
administração sobre questões incertas e relevantes para a descrição da situação financeira e dos
resultados, que exijam julgamentos subjetivos ou complexos, tais como: provisões, contingências,
reconhecimento da receita, créditos fiscais, ativos de longa duração, vida útil de ativos não-circulantes,
planos de pensão, ajustes de conversão em moeda estrangeira, custos de recuperação ambiental,
critérios para teste de recuperação de ativos e instrumentos financeiros)
Declaração de conformidade
As demonstrações contábeis da Companhia para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 e o balanço
patrimonial levantado em 1º de janeiro de 2009, compreendem as demonstrações contábeis preparadas de acordo com
as normas internacionais de contabilidade emitidas pela International Accounting Standards Board (IASB) e as práticas
contábeis adotadas no Brasil.
As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos
pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC e aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e pelo
Conselho Federal de Contabilidade – CFC e normas complementares emitidas pela CVM.
A Companhia adotou os pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos pelo CPC, pelo IASB, as normas
complementares emitidas pela CVM e por outros órgãos reguladores, que estavam em vigor em 31 de dezembro de
2010. As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico, bem como reavaliações realizadas
em anos anteriores à data de transição, como base de valor, exceto pela valorização de certos instrumentos financeiros
ativos e passivos, os quais são mensurados pelo valor justo na data de transição.
Base de preparação e apresentação
As Demonstrações Contábeis referentes ao exercício findo de 31 de dezembro de 2009 e o balanço patrimonial
levantado em 1º de janeiro de 2009, originalmente preparadas de acordo com as práticas contábeis brasileiras vigentes
naquela data, estão sendo reapresentadas com os ajustes necessários para estarem em acordo com as normas
internacionais de contabilidade, e práticas contábeis adotadas no Brasil atualmente vigentes, de forma a permitir sua
comparabilidade com as Demonstrações Contábeis de 31 de dezembro de 2010.
As demonstrações do resultado, dos fluxos de caixa e do valor adicionado referentes ao exercício findo em 31 de
dezembro de 2009 foram reapresentadas em determinadas rubricas em relação às informações originalmente
divulgadas, com o intuito de propiciar a comparabilidade em relação às demonstrações do resultado, dos fluxos de
caixa do valor adicionado do exercício findo em 31 de dezembro de 2010 em função da alteração da forma de
apresentação da demonstração de resultado a partir do final do exercício de 2009.
A reconciliação do patrimônio líquido, do resultado e dos fluxos de caixa, bem como a descrição dos efeitos da
transição das práticas contábeis anteriormente adotadas no Brasil para as normas internacionais de contabilidade
estão demonstradas em notas explicativas.
Em função do ofício de encerramento da ANEEL de 2010, o qual definiu uma nova classificação para se registrar o
subsídio baixa renda. A Companhia efetuou a reclassificação dos valores divulgados relacionados a esse item em 31
de dezembro de 2009, da rubrica de Fornecimento de Energia Elétrica para a rubrica de Outras Receitas Operacionais.
Todos os valores apresentados nestas demonstrações contábeis estão expressos em milhares de reais, exceto quando
indicado de outro modo. Devido aos arredondamentos, os números apresentados ao longo deste documento podem
não perfazerem precisamente aos totais apresentados.
Os dados não financeiros incluídos nestas demonstrações contábeis, tais como o número de consumidores, volumes
de energia elétrica negociados, entre outros, não foram auditados.
Moeda funcional e conversão de saldos e transações em moeda estrangeira
a) Moeda funcional e de apresentação
As demonstrações contábeis foram preparadas e apresentadas em Reais (R$), que é a moeda funcional e de
apresentação da Companhia. A moeda funcional foi determinada em função do ambiente econômico primário
de suas operações.
114
b) Transações e saldos
As transações em moeda estrangeira, isto é, todas aquelas que não foram realizadas na moeda funcional da
entidade, foram convertidas pela taxa de câmbio na data em que as transações foram realizadas. Ativos e
passivos monetários em moeda estrangeira são convertidos para a moeda funcional da entidade pela taxa de
câmbio na data-base das Demonstrações Contábeis. Itens não monetários em moeda estrangeira
reconhecidos pelo seu valor justo são convertidos pela taxa de câmbio vigente na data em que o valor justo
foi determinado.
Os ganhos ou perdas de variações dos ativos e passivos monetários são reconhecidos no resultado do
exercício, exceto os de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira relacionados a ativos em
construção qualificáveis de acordo com o CPC 20 (IAS 23), os quais são inclusos no custo desses ativos.
Ativos em construção qualificáveis são ativos que, necessariamente, demandam um período de tempo
substancial para serem colocados em condições de uso ou de venda.
Ativos financeiros
Ativos financeiros são quaisquer ativos que sejam: caixa e equivalentes de caixa, instrumento patrimonial de outra
entidade, incluindo os investimentos de curto prazo, direito contratual, ou um contrato que pode ser liquidado através
de títulos patrimoniais da própria entidade.
Os ativos financeiros são classificados dentro das seguintes categorias: ativo financeiro mensurado ao valor justo por
meio do resultado; investimentos mantidos até o vencimento, ativos financeiros disponíveis para venda e empréstimos
e recebíveis. Esta classificação depende da natureza e do propósito do ativo financeiro, a qual é determinada no seu
reconhecimento inicial.
Os instrumentos financeiros da Companhia são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo acrescido dos custos
diretamente atribuíveis à sua aquisição ou emissão, exceto os instrumentos financeiros classificados na categoria de
instrumentos avaliados ao valor justo por meio do resultado, para os quais os custos são registrados no resultado do
exercício.
Os ativos financeiros a valor justo por meio do resultado são classificados como mantidos para negociação se forem
adquiridos com o objetivo de venda no curto prazo e são apresentados no balanço patrimonial ao valor justo com os
correspondentes ganhos ou perdas reconhecidas na demonstração do resultado. A Companhia avalia seus ativos
financeiros a valor justo por meio do resultado, pois pretende negociá-los num curto espaço de tempo, exceção feita
aos ativos financeiros de concessão, os quais são classificados no ativo não circulante.
a) Caixa e equivalentes de caixa e investimento de curto prazo
Incluem caixa, contas bancárias e investimentos de curto prazo com liquidez imediata e com risco
insignificante de variação no seu valor de mercado. As disponibilidades estão demonstradas pelo custo
acrescido dos juros auferidos, por não apresentarem diferença significativa com seu valor de mercado.
Os investimentos de curto prazo estão classificados como disponíveis para venda e são mensuradas pelo
seu valor justo por meio do resultado. Os juros, correção monetária e variação cambial, quando aplicável,
contratados nas aplicações financeiras são reconhecidos no resultado quando incorridos. As variações
decorrentes de alterações no valor justo dessas aplicações financeiras são reconhecidas em conta específica
do patrimônio líquido, quando incorridas. Eventuais provisões para redução ao provável valor de recuperação
são registradas no resultado. Os ganhos e perdas registrados no patrimônio líquido são transferidos para o
resultado do exercício no momento em que essas aplicações são realizadas em caixa ou quando há
evidência de perda na sua realização. Normalmente, os investimentos que, na data de sua aquisição, têm
prazo de vencimento igual ou menor que três meses são registrados como equivalentes de caixa. Aqueles
investimentos com vencimento superior a três meses na data de sua aquisição são classificados na rubrica
Investimentos de curto prazo.
b) Consumidores, revendedores, concessionárias e permissionárias e outras contas a receber
A Companhia classifica os saldos de Consumidores, revendedores, concessionárias e permissionárias e
outras contas a receber, como instrumentos financeiros “recebíveis”. Os recebíveis são reconhecidos
inicialmente pelo seu valor justo e são ajustados posteriormente pelas amortizações do principal, pelos juros
calculados com base no método da taxa de juros efetiva (“custo amortizado”), por ajuste para redução ao seu
provável valor de recuperação ou por créditos de liquidação duvidosa. Os saldos de contas a receber de
consumidores, revendedores, concessionárias e permissionárias incluem valores faturados e não faturados
referentes aos serviços de distribuição de energia elétrica, incluem ainda o uso do sistema de distribuição por
clientes livres e o desconto da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD, bem como o saldo de energia
vendida no mercado de curto prazo Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
115
c) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD
A provisão para créditos de liquidação duvidosa está constituída com base na estimativa das prováveis
perdas que possam ocorrer na cobrança dos créditos e os saldos estão demonstrados no ativo circulante ou
não circulante, de acordo com a classificação do título que as originaram. O critério utilizado atualmente pela
Companhia para constituir a provisão para créditos de liquidação duvidosa é o seguinte:
Consumidores/Acordos
i) classe residencial: consumidores com contas vencidas há mais de 90 dias;
ii) classe comercial: consumidores com contas vencidas há mais de 180 dias;
iii) classe industrial e rurais, poderes públicos, iluminação pública e serviços públicos e outros, com contas
vencidas há mais de 360 dias.
Serviços Prestados/Outros Créditos
iv) Faturas vencidas há mais de 360 dias.
A Companhia inclui no cálculo da provisão para créditos de liquidação duvidosa as faturas vencidas em
períodos inferiores aos acima estabelecidos para os consumidores enquadrados nos critérios “a” a “d”, acima
descritos.
A provisão para créditos de liquidação duvidosa inclui também, análise individual de contas julgadas pela
Administração de difícil recebimento.
As baixas de créditos para perdas são efetuadas após esgotadas todas as ações de cobrança administrativa
e obedecem aos prazos e valores definidos na Lei nº 9.430/1996: faturas e créditos com valores de até R$ 5,
vencidos há mais de 180 dias; valores de R$ 5 a R$ 30, vencidos há mais de 360 dias; valores superiores a
R$ 30, vencidos há mais de 360 dias desde que tomadas e mantidas medidas judiciais de cobranças.
Os acordos de parcelamento dos Termos de Confissão de Dívida - TCDs - inadimplentes, são provisionados
pelo seu valor total, independente de existirem parcelas cujos valores ainda não estejam vencidos, regra
essa válida para PCLD ou para enquadramento em perda.
Os recebimentos de créditos que foram baixados das contas a receber originais, por terem se enquadrado
nos parâmetros de perdas, são registrados à crédito na rubrica de Outras Despesas Operacionais.
Os saldos desta rubrica estão sendo complementarmente apresentados nas notas explicativas
correspondentes às contas do ativo que os originaram.
d) Provisão para redução ao provável valor de recuperação de ativos financeiros
Ativos financeiros são avaliados a cada data de balanço para identificação de eventual indicação de redução
no valor de recuperação dos ativos (impairment). Os ativos são considerados irrecuperáveis quando existem
evidências de que um ou mais eventos tenham ocorrido após o reconhecimento inicial do ativo financeiro e
impactado o fluxo estimado de caixa futuro do investimento.
e) Baixa de ativos financeiros
A Companhia baixa seus ativos financeiros quando expiram os direitos contratuais sobre o fluxo de caixa
desse ativo financeiro, ou quando substancialmente todos os riscos e benefícios desse ativo financeiro são
transferidos à outra entidade. Caso a Companhia mantenha substancialmente todos os riscos e benefícios de
um ativo financeiro transferido, a Companhia mantém esse ativo financeiro registrado nas suas
demonstrações contábeis e reconhece um passivo por eventuais montantes recebidos na transação.
Almoxarifado
Está valorizado ao custo médio de aquisição ou produção. As provisões para itens obsoletos são constituídas quando
consideradas necessárias pela Administração. Os materiais destinados às construções de itens do ativo imobilizado da
Companhia são classificados como imobilizações em curso.
116
Contrato de concessão (ativo financeiro e intangível de concessão)
Os ativos relacionados ao contrato de concessão estão segregados entre ativos financeiros e ativos intangíveis.
No momento da segregação dos ativos financeiros e intangíveis, a Administração da Companhia concluiu que era
impraticável a aplicação da ICPC 01 (IFRIC 12) de forma retroativa. Esta decisão foi tomada pela Administração pelo
fato de a Companhia não possuir as informações necessárias para o reprocessamento dos saldos dos ativos
vinculados a infra-estrutura do serviço público. Diante deste fato, a Administração da Companhia, por meio de Reunião
do Conselho de Administração, aprovou a utilização dos saldos contábeis para efetuar a bifurcação dos saldos do ativo
financeiro e do ativo intangível na data de transição para as Normas Internacionais de Contabilidade. A Companhia
utilizou a base de remuneração regulatória (*) para apurar o saldo do ativo financeiro, sendo o intangível a diferença
entre o saldo do ativo financeiro e o saldo contábil do imobilizado antes da bifurcação. Cabe ressaltar que, não foram
identificados saldos irrecuperáveis de ativos vinculados à concessão e também não foram gerados ganhos e perdas no
momento da bifurcação do ativo vinculado à concessão.
(*) Base de remuneração regulatória: base de ativos definida e valorizada de acordo com os critérios estabelecidos
pela ANEEL e inclui todos os ativos que são necessários para realização dos serviços das concessionárias.
Os ativos classificados como financeiros representam a parcela estimada dos investimentos realizados e não
amortizados até o final da concessão, sobre a qual a Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou
outro ativo financeiro do Poder Concedente a título de indenização pela reversão da infra-estrutura do serviço público.
Os ativos financeiros relacionados ao contrato de concessão são classificados como disponíveis para venda e a
remuneração financeira de tais ativos ocorre a cada período, por meio do chamado WACC regulatório (custo médio
ponderado de capital), que consiste nos juros remuneratórios incluídos na tarifa cobrada dos clientes da Companhia.
Os ativos financeiros foram classificados como disponível para venda, em função da Companhia ter utilizado a base de
remuneração regulatória para apurar o saldo do ativo financeiro. Na classificação do ativo financeiro a Companhia
levou em consideração que sua mensuração ocorre de um valor fixo, pois de acordo com as normas regulatórias está
sujeito a ajustes periódicos a valor de mercado, concluindo que a classificação adequada é como disponível para
venda. Este ativo financeiro também é atualizado pelo valor justo em contrapartida à rubrica de outros resultados
abrangentes – ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido. A Companhia atualiza o valor justo desse ativo
com base na variação do IGPM. Na data da revisão tarifária da Companhia, que ocorre a cada quatro anos (próxima
revisão prevista para 2011), o ativo financeiro poderá ser ajustado ao valor justo de acordo com a base de
remuneração determinada ao valor novo de reposição pelos critérios tarifários.
Os ativos classificados como intangível representam o direito da Companhia de cobrar os consumidores pelo uso da
infraestrutura do serviço público.
Os ativos intangíveis foram mensurados pelo “método do valor residual” na data de transição para os
Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC. Esses ativos foram mensurados com base nas
práticas contábeis anteriores à transição e eram mensurados com base nos mesmos critérios do ativo imobilizado
descritos abaixo. As adições subseqüentes são reconhecidas inicialmente pelo valor justo na data de sua aquisição ou
construção, o que inclui custos de empréstimos capitalizados. Após o seu reconhecimento inicial, os ativos intangíveis
são amortizados de forma linear pelo prazo correspondente ao direito de cobrar os consumidores pelo uso do ativo da
concessão que o gerou (vida útil regulatória dos ativos) ou pelo prazo do contrato de concessão, dos dois o menor.
Os ativos da concessão são depreciados/amortizados pelo método linear seguindo os critérios previstos na Resolução
ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009. Atualmente, a taxa média de depreciação/amortização dos ativos de
concessão é 4,7% ao ano. Com a adoção das Normas Internacionais de Contabilidade, a Companhia teve um impacto
adicional de amortização no resultado de 2010 no montante de R$ 102.718, e de R$ 115.902 no resultado de 2009.
Ganhos e perdas resultantes da baixa de um ativo intangível, quando existentes, são mensurados como a diferença
entre o valor líquido obtido da venda e o valor contábil do ativo, sendo reconhecidos na demonstração do resultado no
momento da baixa do ativo.
A Companhia agrega, mensalmente, ao custo de construção do ativo intangível de concessão em curso, os juros
incorridos sobre empréstimos e financiamentos considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) os juros são
capitalizados durante a fase de construção do ativo intangível de concessão em curso até a data em que o ativo estiver
disponível para utilização; (b) os juros são capitalizados considerando a taxa média ponderada dos empréstimos
vigentes na data da capitalização; (c) os juros totais capitalizados mensalmente não excedem o valor do total das
despesas mensais de juros; e (d) os juros capitalizados são amortizados considerando os mesmos critérios e vida útil
determinados para o ativo intangível aos quais foram incorporados.
117
Imobilizado
Os bens do ativo imobilizado são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo na data de sua aquisição ou
construção. Após o seu reconhecimento inicial o ativo imobilizado é depreciado de forma linear, à exceção de terrenos
que não são depreciados.
A Companhia agrega, mensalmente, ao custo de construção do ativo imobilizado em curso, os juros incorridos sobre
empréstimos e financiamentos considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) os juros são capitalizados
durante a fase de construção do ativo imobilizado, até a data em que o ativo estiver disponível para utilização; (b) os
juros são capitalizados considerando a taxa média ponderada dos empréstimos vigentes na data da capitalização; (c)
os juros totais capitalizados mensalmente não excedem o valor do total das despesas mensais de juros; e (d) os juros
capitalizados são depreciados considerando os mesmos critérios e vida útil determinados para o ativo imobilizado ao
qual foram incorporados.
A depreciação é calculada pelo método linear, por categoria de bem, à taxa média anual de depreciação de 7% em
2010 e de 6% em 2009.
A vida útil estimada e o método de depreciação seguem os critérios previstos na Resolução ANEEL nº 367, de 02 de
junho de 2009. A Administração da Companhia entende que as estimativas de vidas úteis e os métodos de
depreciação determinados pela ANEEL são adequados.
O resultado na alienação é determinado pela diferença entre o valor da venda e o saldo contábil do ativo líquido da
respectiva depreciação acumulada e é reconhecido no resultado do exercício.
Provisão para redução ao provável valor de realização dos ativos não circulantes ou de longa duração (exceto ágio)
A Administração revisa, no mínimo, anualmente a existência de eventos ou mudanças nas circunstâncias indicando
que o valor contábil dos ativos não circulantes ou longa duração poderá não ser recuperado, principalmente o
imobilizado e o intangível mantidos e utilizados nas operações da Companhia. Caso seja identificado algum evento ou
mudança, a Administração da Companhia procede a um teste de recuperabilidade desses ativos, para determinar a
necessidade de se constituir uma provisão para redução ao provável valor de realização.
Nesse teste os ativos são agrupados e avaliados por unidade geradora de caixa, ou seja de acordo com o fluxo de
caixa gerados pelo ativo ou grupo de ativos que representem uma unidade geradora de caixa independente. Uma
perda é reconhecida com base no montante pelo qual o valor contábil excede o valor provável de recuperação de um
ativo ou grupo de ativos de longa duração. O valor provável de recuperação é determinado como sendo o maior valor
entre (a) o valor de venda estimado dos ativos menos os custos estimados para venda e (b) o valor em uso,
determinado pelo valor presente esperado dos fluxos de caixa futuros do ativo ou da unidade geradora de caixa.
Provisões
Provisões são reconhecidas quando a Companhia possui uma obrigação presente (legal ou construtiva) resultante de
um evento passado, cujo desembolso de caixa futuro seja considerado como provável e seu montante possa ser
estimado de forma confiável. As despesas relativas a qualquer provisão são apresentadas na demonstração do
resultado.
O montante reconhecido como uma provisão é a melhor estimativa do valor requerido para liquidar a obrigação nas
datas dos balanços, levando-se em conta os riscos e incertezas inerentes ao processo de estimativa do valor da
obrigação.
a) Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas
A Companhia é parte de diversos processos judiciais e administrativos. Provisões são constituídas para
todas as contingências referentes a processos judiciais para os quais é provável que uma saída de recursos
seja feita para liquidar a contingência/obrigação e uma estimativa razoável possa ser efetuada. A avaliação
da probabilidade de perda por parte dos consultores legais da Companhia inclui a avaliação das evidências
disponíveis, a hierarquia das leis, as jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e
sua relevância no ordenamento jurídico, bem como, a avaliação dos advogados externos. As provisões são
revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição
aplicável, conclusões de inspeções físicas ou exposições adicionais identificadas com base em novos
assuntos ou decisões de tribunais.
118
Passivos financeiros – reconhecimento inicial e mensuração subsequente
São quaisquer passivos que sejam obrigações contratuais (i) que determinem a entrega de caixa ou de outro ativo
financeiro para outra entidade ou, ainda, (ii) que determinem uma troca de ativos ou passivos financeiros com outra
entidade em condições desfavoráveis à Companhia. Passivos financeiros ainda incluem contratos que serão ou
poderão ser liquidados com títulos patrimoniais da própria entidade.
Os passivos financeiros são classificados dentro das seguintes categorias: passivo financeiro ao valor justo por meio
do resultado; empréstimos e financiamentos, ou como derivativos classificados como instrumentos de hedge, conforme
o caso. Esta classificação depende da natureza e do propósito do passivo financeiro, os quais são determinados no
seu reconhecimento inicial.
Os instrumentos financeiros da Companhia são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo e, no caso de
empréstimos, financiamentos e debêntures, são deduzidos do custo da transação diretamente relacionado.
A Companhia não apresentou nenhum passivo financeiro a valor justo por meio do resultado.
Os empréstimos, financiamentos e debêntures não conversíveis são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo,
líquidos dos custos de transação incorridos e são mensurados subsequentemente pelo método do custo amortizado
através da utilização da taxa efetiva de juros. Os encargos financeiros são registrados como despesas financeiras,
exceto pela parte apropriada ao custo das obras em andamento que é registrada no ativo intangível.
a) Liquidação de passivos financeiros
A Companhia liquida os passivos financeiros somente quando as obrigações são extintas, ou seja, quando
são liquidadas, canceladas pelo credor ou prescritas de acordo com disposições contratuais ou legislação
vigente.
Quando um passivo financeiro existente for substituído por outro do mesmo montante com termos
substancialmente diferentes, ou os termos de um passivo existente forem significativamente alterados,
essa substituição ou alteração é tratada como baixa do passivo original e reconhecimento de um novo
passivo, sendo a diferença nos correspondentes valores contábeis reconhecida na demonstração do
resultado.
b) Derivativos embutidos
Os derivativos embutidos em outros instrumentos financeiros ou contratos, quando existente, são tratados
como um derivativo separadamente quando seus riscos e características não forem estritamente
relacionados aos dos contratos principais e esses contratos não forem mensurados a valor justo por meio
do resultado. Em 31 de dezembro de 2010 e de 2009, a Companhia não havia identificado nenhum
derivativo embutido em seus contratos.
Instrumentos financeiros – apresentação líquida
Ativos e passivos financeiros são apresentados líquidos no balanço patrimonial se, e somente se, houver um direito
legal corrente e executável de compensar os montantes reconhecidos e se houver a intenção de compensação, ou de
realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.
Impostos sobre as vendas
As receitas de vendas estão sujeitas aos seguintes impostos e contribuições, pelas seguintes alíquotas básicas:
• Programa de Integração Social (PIS) – 1,65% para venda de energia elétrica e sobre a prestação de
serviços;
• Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS) 7,65% para venda de energia elétrica
e sobre a prestação de serviços;
• Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – a partir de 2010 pela modalidade de substituição
tributária, ou seja, o ICMS deixou de ser recolhido pela Companhia, e em 2009 18% incidentes sobre as
vendas;
• Imposto sobre Serviços – 5% incidente sobre a prestação de serviços.
Esses tributos são deduzidos das receitas de vendas, as quais estão apresentadas na demonstração de resultado pelo
seu valor líquido.
119
Imposto de renda e contribuição social correntes e diferidos
Imposto de renda e contribuição social corrente
A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social. A despesa de imposto
de renda e contribuição social corrente é calculada de acordo com a legislação tributária vigente. O
imposto de renda é computado sobre o lucro tributável pela alíquota de 15%, acrescido do adicional de
10% para a parcela do lucro que exceder R$240 no período base para apuração do imposto, enquanto
que a contribuição social é computada pela alíquota de 9% sobre o lucro tributável. O imposto de renda e
a contribuição social correntes são reconhecidos pelo regime de competência. As antecipações ou valores
passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante ou não circulante, de acordo com a
previsão de sua realização.
A administração periodicamente avalia a posição fiscal das situações as quais a regulamentação fiscal
requer interpretações e estabelece provisões quando apropriado.
Imposto diferido é gerado por diferenças temporárias na data do balanço entre as bases fiscais de ativos e
passivos e seus valores contábeis.
O valor contábil dos impostos diferidos ativos é revisado em cada data do balanço e baixado na extensão
em que não é mais provável que lucros tributáveis estarão disponíveis para permitir que todo ou parte do
ativo tributário diferido venha a ser utilizado. Impostos diferidos ativos baixados são revisados a cada data
do balanço e são reconhecidos na extensão em que se torna provável que lucros tributáveis futuros
permitirão que os ativos tributários diferidos sejam recuperados.
Impostos diferidos ativos e passivos são mensurados à taxa de imposto que é esperada de ser aplicável
no ano em que o ativo será realizado ou o passivo liquidado, com base nas taxas de imposto (e lei
tributária) que foram promulgadas na data do balanço.
Imposto diferido relacionado a itens reconhecidos diretamente no patrimônio líquido também é
reconhecido no patrimônio líquido, e não na demonstração do resultado. Itens de imposto diferido são
reconhecidos de acordo com a transação que originou o imposto diferido, no resultado abrangente ou
diretamente no patrimônio líquido.
Impostos diferidos ativos e passivos são apresentados líquidos se existe um direito legal ou contratual
para compensar o ativo fiscal contra o passivo fiscal e os impostos diferidos são relacionados à mesma
entidade tributada e sujeitos à mesma autoridade tributária.
Benefícios a empregados
A Companhia patrocina planos de benefícios suplementares de aposentadoria e pensão para seus empregados, exempregados e respectivos beneficiários, com o objeto de suplementar os benefícios garantidos pelo sistema oficial da
previdência social. A Companhia concede também determinados benefícios de assistência à saúde pós-emprego para
seus empregados, ex-empregados e respectivos beneficiários.
O plano de aposentadoria na modalidade benefício definido tem o custo da concessão dos benefícios determinados
pelo Método da Unidade de Crédito Projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, com base em avaliação
atuarial realizada anualmente no final de cada exercício. A avaliação atuarial é elaborada com base em premissas e
projeções de taxas de juros, inflação, aumentos dos benefícios, expectativa de vida, etc. Essas premissas e projeções
são revisadas em bases anuais, ao final de cada período.
O custeio dos benefícios concedidos pelos planos de benefícios definidos é estabelecido separadamente para cada
plano, utilizando o método do crédito unitário projetado. Ganhos e perdas atuariais são reconhecidos como receita ou
despesa quando os ganhos ou perdas atuariais acumulados líquidos não reconhecidos para cada plano no final do
período base anterior ultrapassarem 10% da obrigação por benefícios definidos ou o valor justo dos ativos do plano
naquela data, dos dois o maior (método do corredor). Esses ganhos ou perdas são reconhecidos ao longo do tempo de
serviço médio de trabalho remanescente esperado dos funcionários que participam do plano.
Os custos de serviços passados são reconhecidos como despesa, de forma linear, ao longo do período médio até que
o direito aos benefícios seja adquirido. Se o direito aos benefícios já tiver sido adquirido, custos de serviços passados
são reconhecidos imediatamente após a introdução ou mudanças de um plano de aposentadoria.
O ativo ou passivo de planos de benefício definido a ser reconhecido nas demonstrações financeiras corresponde ao
valor presente da obrigação pelo benefício definido (utilizando uma taxa de desconto com base em títulos de longo
prazo do Governo Federal), menos custos de serviços passados ainda não reconhecidos e menos o valor justo dos
ativos do plano que serão usados para liquidar as obrigações.
Os ativos do plano são mantidos por uma entidade fechada de previdência complementar. Os ativos do plano não
estão disponíveis aos credores da Companhia e não podem ser pagos diretamente à Companhia. O valor justo se
baseia em informações sobre preço de mercado e, no caso de títulos cotados, no preço de compra publicado. O valor
de qualquer ativo de benefício definido reconhecido é limitado à soma de qualquer custo de serviço passado ainda não
reconhecido e ao valor presente de qualquer benefício econômico disponível na forma de reduções nas contribuições
patronais futuras do plano.
120
Outros ativos e passivos circulantes e não-circulantes
Outros ativos estão demonstrados pelos valores de aquisição ou de realização, quando este último for menor, e outros
passivos estão demonstrados pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos
correspondentes encargos e atualizações monetárias incorridas.
Classificação dos ativos e passivos no circulante e não circulante
Um ativo ou passivo deverá ser registrado como não circulante se o prazo remanescente do instrumento for maior do
que 12 meses e não é esperado que a liquidação ocorra dentro do período de 12 meses subsequentes à data-base das
demonstrações contábeis, caso contrário será registrado no circulante.
Ajuste a valor presente de ativos e passivos
Os ativos e passivos monetários de longo prazo e os de curto prazo, quando o efeito é considerado relevante em
relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto, são ajustados pelo seu valor presente.
O ajuste a valor presente é calculado levando em consideração os fluxos de caixa contratuais e a taxa de juros
explícita, e em certos casos implícita, dos respectivos ativos e passivos. Dessa forma, os juros embutidos nas receitas,
despesas e custos associados a esses ativos e passivos são descontados com o intuito de reconhecê-los em
conformidade com o regime de competência de exercícios. Posteriormente, esses juros são realocados nas linhas de
despesas e receitas financeiras no resultado por meio da utilização do método da taxa efetiva de juros em relação aos
fluxos de caixa contratuais.
As taxas de juros implícitas aplicadas são determinadas com base em premissas e são consideradas estimativas
contábeis. Nas datas das demonstrações contábeis da Companhia, não havia ajustes significativos derivados dos
ajustes a valor presente.
Distribuição de dividendos
A Companhia registra, em bases anuais, os dividendos mínimos obrigatórios como passivo, a menos que esse
dividendo mínimo tenha sido efetivamente pago antes do final do exercício. Dividendos complementares ao mínimo
obrigatório são registrados como passivo na data em que seu pagamento for aprovado em Assembléia de Acionistas
ou por outro órgão competente da Administração da Companhia e de suas controladas. Dividendos propostos pela
Administração da Companhia, em acordo com a Lei das S.A., são divulgados nas notas explicativas.
Na apuração do lucro líquido ajustado para fins de distribuição de dividendos é considerada a realização dos ajustes de
avaliação patrimonial, relativos à reserva de reavaliação reconhecida em exercícios anteriores à data de transição.
Pagamentos baseados em ações
A AES Corp., mantém plano de remuneração a colaboradores próprios e de suas controladas, diretas e indiretas,
relacionado com a outorga de instrumentos patrimoniais. A concessão desses instrumentos patrimoniais ocorre quando
determinadas condições pré-estabelecidas são atingidas. As ações ou opções de ações concedidas pela AES Corp.
são registradas na Companhia ao valor justo do instrumento patrimonial na data de sua outorga.
De acordo com o ICPC 05 (IFRIC 11), o custo de transações de outorga de títulos patrimoniais é reconhecido no
resultado do período em contrapartida a uma reserva de capital, no patrimônio líquido da Companhia, em conta
específica que indica o compromisso futuro do controlador da Companhia de aportar os recursos necessários para
suportar a outorga das ações e opções de ações da AES Corp. adquiridas pelos funcionários da Companhia e suas
controladas. O aporte dos recursos pela AES Corp. ocorre na entrega das ações para ou no exercício das opções
pelos colaboradores. Ainda de acordo com o ICPC 05 (IFRIC 11), após o aporte dos recursos, a reserva de capital
constituída poderá ser utilizada para aumentar o capital da Companhia em favor da AES Corp.
Reconhecimento da receita
A receita de venda inclui somente os ingressos de benefícios econômicos recebidos e a receber pela entidade. As
quantias cobradas por conta de terceiros, tais como tributos sobre vendas não são benefícios econômicos, portanto,
não estão apresentadas nas Demonstrações dos Resultados. Em atendimento à Deliberação CVM nº. 597, de 15 de
setembro de 2009, a Reconciliação entre a receita bruta e a receita líquida, apresentada nas Demonstrações dos
Resultados. Uma receita não é reconhecida se houver uma incerteza significativa sobre a sua realização.
a) Receita de Prestação de Serviços de Distribuição de Energia Elétrica
Os serviços de distribuição de energia elétrica são medidos através da entrega de energia elétrica ocorrida
em um determinado período. Essa medição ocorre de acordo com o calendário de leitura estabelecido pela
Companhia. O faturamento dos serviços de distribuição de energia elétrica é, portanto, efetuado de acordo
com esse calendário de leitura, sendo a receita de serviços registrada à medida em que as faturas são
emitidas. Com a finalidade de adequar as leituras ao período de competência, os serviços prestados entre a
data da leitura e o encerramento de cada mês são registrados através de estimativa.
121
b) Receita de juros
A receita de juros é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros deverão fluir para
a Companhia e o valor da receita possa ser mensurado com confiabilidade.
A receita de juros é reconhecida pelo método linear com base no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o
montante do principal em aberto, sendo a taxa de juros efetiva aquela que desconta exatamente os
recebimentos de caixa futuros estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor
contábil líquido inicial deste ativo.
c) Contratos de construção
As entidades abrangidas dentro do escopo do ICPC 01 (IFRIC 12) Contratos de Concessão, devem registrar
a construção ou melhoria da infra-estrutura da concessão de acordo com o CPC 17 (IAS11) Contratos de
Construção. Os custos da construção da infra-estrutura efetuados pela Companhia são confiavelmente
mensurados. Portanto, as receitas e as despesas correspondentes a esses serviços de construção são
reconhecidas tomando como base a proporção do trabalho executado até a data do balanço. A perda
esperada nos contratos de construção é reconhecida imediatamente como despesa. Considerando o modelo
regulatório vigente o qual não prevê remuneração específica para a construção ou melhoria da infra-estrutura
da concessão e que as construções e melhorias, são substancialmente, executadas através de serviços
especializados de terceiros, e que toda receita de construção está relacionada a construção de infra-estrutura
para alcance da atividade fim, ou seja, a distribuição de energia elétrica. A Administração da Companhia
registra a receita de contratos de construção com margem de lucro zero.
d) Contratos de arrendamento
Os bens relacionados a contratos de arrendamento mercantil cujo controle, riscos e benefícios são
substancialmente exercidos pela Companhia (arrendamento mercantil financeiro) estão registrados como um
ativo imobilizado da Companhia em contrapartida a uma conta do passivo circulante ou não-circulante,
conforme o caso. O arrendamento é reconhecido inicialmente por quantias iguais ao valor justo do bem
arrendado ou, se inferior, ao valor presente dos pagamentos mínimos do arrendamento mercantil, calculado
com base na taxa de juros implícita no arrendamento ou com base na taxa incremental de financiamento da
Companhia. Quaisquer custos diretos iniciais do arrendatário, quando aplicável, são adicionados como parte
do custo do ativo. Os bens registrados no ativo imobilizado são depreciados ou amortizados de acordo com a
vida útil-econômica estimada dos bens ou a duração prevista do contrato de arrendamento, dos dois o
menor. Os juros são apropriados ao resultado de acordo com a duração do contrato pelo método da taxa
efetiva de juros.
Os pagamentos de arrendamento mercantil operacional são reconhecidos como despesas na demonstração
do resultado de forma linear ao longo do prazo do arrendamento mercantil.
Taxas regulamentares
a) Reserva Global de Reversão (RGR)
Encargo do setor elétrico pago mensalmente pelas empresas concessionárias de energia elétrica, com a
finalidade de prover recursos para reversão, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica.
Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à
prestação do serviço de eletricidade, limitado a 3,0% de sua receita anual.
b) Conta Consumo de Combustível (CCC)
Parcela da receita tarifária paga pelas distribuidoras relativa aos sistemas interligados com dupla destinação
e que tem o objetivo de: pagar as despesas com o combustível usado nas geradoras térmicas que são
acionadas para garantir as incertezas hidrológicas e; subsidiar parte das despesas com combustível nos
sistemas isolados para permitir que as tarifas elétricas naqueles locais tenham níveis semelhantes aos
praticados nos sistemas interligados.
c) Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
Tem o objetivo de promover o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia
produzida, a partir de fontes alternativas, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, permitindo a
universalização do serviço de energia elétrica. Os valores a serem pagos também são definidos pela ANEEL.
122
d) Programas de Eficientização Energética (PEE) – Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) – Fundo Nacional de
Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE)
São programas de reinvestimento exigidos pela ANEEL para as distribuidoras de energia elétrica, que estão
obrigadas a destinar, anualmente, 1% de sua receita operacional líquida para aplicação nesses programas.
e) Taxa de Fiscalização do Serviço Público de Energia Elétrica (TFSEE)
Os valores da taxa de fiscalização incidentes sobre a distribuição de energia elétrica são diferenciados e
proporcionais ao porte do serviço concedido, calculados anualmente pela ANEEL, considerando o valor
econômico agregado pelo concessionário.
f) Encargo do Serviço do Sistema – ESS
Representa o custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema Interligado Nacional
para o atendimento do consumo de energia elétrica no Brasil. Esse custo é apurado mensalmente pela
CCEE e é pago pelos agentes da categoria consumo aos agentes de geração.
Resultado por ação
A Companhia efetua os cálculos do lucro por ação utilizando o número médio ponderado de ações ordinárias e
preferenciais totais em circulação, durante o período correspondente ao resultado, conforme pronunciamento técnico
CPC 41 (IAS 33).
O lucro básico por ação é calculado pela divisão do lucro líquido do período pela média ponderada da quantidade total
de ações em circulação.
O estatuto da Companhia atribui direitos distintos às ações preferenciais e às ordinárias sobre os dividendos.
Consequentemente, o lucro básico e o lucro diluído por ação são calculados pelo método de “duas classes”. O método
de “duas classes” é uma fórmula de alocação do lucro que determina o lucro por ação preferencial e ordinária de
acordo com os dividendos declarados e os direitos de participação sobre lucros não distribuídos.
Segmento de negócios
Segmentos operacionais são definidos como atividades de negócio dos quais pode se obter receitas a incorrer em
despesas, cujos resultados operacionais são regularmente revistos pelo principal gestor das operações da entidade
para a tomada de decisões sobre recursos a serem alocados ao segmento e para a avaliação do seu desempenho e
para o qual haja informação financeira individualizada disponível.
Todas as decisões tomadas pela Companhia são baseadas em relatórios consolidados, os serviços são prestados
utilizando-se uma rede integrada de distribuição, e as operações são gerenciadas em bases consolidadas.
Consequentemente, a Companhia concluiu que possui apenas o segmento de distribuição de energia elétrica como
passível de reporte.
Julgamentos, estimativas e premissas contábeis significativas
Na preparação das Demonstrações Contábeis, a Companhia efetua diversas estimativas, as quais foram determinadas
com base em julgamento da Administração e, quando necessário, com base em pareceres elaborados por
especialistas. A Companhia adota premissas derivadas de experiências históricas e outros fatores que entenda como
razoáveis e relevantes nas circunstâncias. As premissas adotadas pela Companhia são revisadas periodicamente no
curso ordinário dos negócios.
A condição financeira e os resultados das operações da Companhia frequentemente requerem o uso de julgamento
quanto aos efeitos de questões inerentemente incertas sobre o valor contábil dos seus ativos e passivos. Os resultados
efetivos podem ser distintos daqueles estimados em razão da ocorrência de variáveis, premissas ou condições
diferentes ou novas em relação àquelas estimadas.
De modo a proporcionar um entendimento de como a Companhia formou seu julgamento sobre eventos futuros,
inclusive as variáveis e premissas utilizadas nas estimativas, incluímos comentários referentes a cada prática contábil
crítica descrita a seguir:
a) Benefícios de aposentadoria e outros benefícios pós-emprego
A Companhia patrocina planos de benefícios suplementares de aposentadoria e pensão para seus
empregados, ex-empregados e respectivos beneficiários, com o objeto de suplementar os benefícios
garantidos pelo sistema oficial da previdência social. A Companhia concede também determinados
benefícios de assistência à saúde pós-emprego para seus empregados, ex-empregados e respectivos
beneficiários.
O plano de aposentadoria na modalidade benefício definido tem o custo da concessão dos benefícios
determinados pelo Método da Unidade de Crédito Projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, com
base em avaliação atuarial realizada anualmente no final de cada exercício. A avaliação atuarial é elaborada
com base em premissas e projeções de taxas de juros, inflação, aumentos dos benefícios, expectativa de
vida, etc. Essas premissas e projeções são revisadas em bases anuais, ao final de cada período.
123
b) Amortização do ativo intangível de concessão
Os ativos intangíveis são amortizados de forma linear pelo prazo correspondente ao direito de cobrar os
consumidores pelo uso do ativo da concessão que o gerou (vida útil regulatória dos ativos) ou pelo prazo do
contrato de concessão, dos dois o menor.
Os ativos da concessão são depreciados/amortizados pelo método linear seguindo os critérios previstos na
Resolução ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009. Atualmente, a taxa média de depreciação/amortização
dos ativos de concessão é 4,7% ao ano.
c) Vida útil dos bens do imobilizado
A Companhia utiliza os critérios definidos na Resolução ANEEL nº. 367, de 2 de junho de 2009, na
determinação da vida útil estimada dos bens do ativo imobilizado.
d) Provisão para litígios e contingências
As provisões para litígios e contingências são registradas com base na avaliação de risco efetuada pela
Administração da Companhia com base em relatórios preparados pelos seus consultores jurídicos. Essa
avaliação de risco é feita com base nas informações disponíveis na data de elaboração das Demonstrações
Contábeis. Periodicamente, a Companhia efetua uma revisão dessa avaliação à luz de novas informações
surgidas.
.
10.6. Comentários dos diretores sobre controles internos adotados para assegurar a elaboração de
demonstrações financeiras confiáveis
a.
grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências adotadas
para corrigi-las
Em sua estrutura, a Companhia conta com a Gerência de Controles Internos, que tem como principais atribuições
garantir a adequada operacionalização dos controles voltados às demonstrações financeiras, bem como auxiliar na
revisão de processos de maneira a assegurar que as políticas, procedimentos e normas internas em geral estabeleçam
controles e níveis de aprovação de desembolsos adequados.
Os principais controles que impactam as demonstrações financeiras da Companhia são revistos a cada quatro meses
com base em testes de eficácia. No caso de identificação de eventuais pontos de melhoria sobre esses controles, a
Companhia elabora um plano de ação com o intuito de implementá-los, com definição de prazos e alocação de
responsabilidades para colocar em prática a melhoria desses controles de forma efetiva.
Outro aspecto relevante de controle interno, diz respeito à segregação de funções, que é objeto de constante
monitoramento através do Sistema GRC.
Com base nessas avaliações e nos relatórios de auditoria, a Companhia entende que o grau de eficiência dos controles
internos adotados para assegurar a elaboração das demonstrações financeiras é satisfatório.
A Companhia conta também com uma Diretoria de Auditoria Interna, que atua em quatro segmentos: operacional,
financeira, tecnologia da informação e forense. A primeira avalia todos os processos e procedimentos ligados à
operação da Companhia, a segunda avalia as demonstrações financeiras, a terceira os controles de segurança da
informação e a investigação de possíveis fraudes e irregularidades, ambas em conformidade com a Lei SarbanesOxley, exigências da legislação brasileira, normas regulatórias do setor elétrico e normas e procedimentos internos.
O plano anual de auditoria é elaborado em conformidade com o resultado da avaliação de riscos e tem como principal
objetivo prover avaliação independente sobre riscos, ambiente de controle e deficiências significativas que possam
impactar as demonstrações financeiras e processos da Companhia. Eventuais deficiências ou não conformidades são
remediadas através de ação estabelecida pelos responsáveis de processos e sua implementação devidamente
acompanhada pela área de Auditoria Interna.
O plano de auditoria é aprovado pelo comitê de auditoria da AES Corporation. Além disto, tanto o plano de auditoria
como o resultado das respectivas auditorias são apresentados aos Conselhos de Administração e Fiscal, bem como o
plano de ação para regularização de potenciais melhorias em base mensal.
b.
deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor
independente
Os auditores externos da Companhia, durante a execução de seus trabalhos de auditoria das demonstrações
financeiras dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 2008, não identificaram recomendações ou
distorções em relação aos controles internos da Companhia, que pudessem ser consideradas significativas ou com
impactos sobre as demonstrações financeiras.
124
10.7. Comentários dos diretores sobre aspectos referentes a eventuais ofertas públicas de distribuição de
valores mobiliários
a.
como os recursos resultantes da oferta foram utilizados
A Companhia realizou duas emissões de debêntures nos últimos três exercícios sociais.
Os recursos obtidos com as emissões das 12ª e 13ª emissões de Debêntures foram utilizados para o pagamento dos
Bonds denominados em Reais, emitidos pela Emissora em junho de 2005 e vencíveis em junho de 2010, no valor de
R$ 474.060.000,00 e para financiamento de parte dos investimentos de 2010.
b.
se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação
divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição
A totalidade dos recursos captados em ambas as emissões foi utilizada em conformidade com a proposta de
destinação divulgadas nos prospectos das distribuições de debêntures, não tendo havido qualquer desvio.
c.
caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios
Não aplicável.
10.8. Descrição dos itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia
a.
os ativos e passivos detidos pela Companhia, direta ou indiretamente, que não aparecem no seu
balanço patrimonial (off-balance sheet items), tais como: i) arrendamentos mercantis
operacionais, ativos e passivos; ii) carteiras de recebíveis baixadas sobre as quais a entidade
mantenha riscos e responsabilidades, indicando respectivos passivos; iii) contratos de futura
compra e venda de produtos ou serviços; iv) contratos de construção não terminada; e v)
contratos de recebimentos futuros de financiamentos
Todos os ativos e passivos detidos pela Companhia estão registrados no balanço patrimonial. A Companhia possui
contratos de compra e venda de produtos e serviços firmados que são registrados à medida que os produtos são
recebidos ou os serviços são realizados. Portanto, não há ativos ou passivos detidos pela Companhia que não
aparecem no balanço patrimonial.
b.
outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras
Não há outros itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia.
10.9. Comentários dos diretores sobre cada um dos itens não evidenciados nas demonstrações financeiras
indicados no item 10.8, indicando: a. como tais itens alteram ou poderão vir a alterar as receitas, as
despesas, o resultado operacional, as despesas financeiras ou outros itens das demonstrações
financeiras da Companhia; b. a natureza e o propósito da operação; e c. natureza e montante das
obrigações assumidas e dos direitos gerados em favor da Companhia em decorrência da operação
Não aplicável.
10.10. Comentário dos diretores sobre principais elementos do plano de negócios da Companhia
a.
investimentos, incluindo: i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento
e dos investimentos previstos; ii) fontes de financiamento dos investimentos; iii)
desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimentos previstos
Os principais investimentos da Companhia nos últimos anos foram destinados a serviços de atendimento aos
consumidores, a expansão da sua rede, à melhoria da qualidade dos serviços prestados, recuperação de perdas,
manutenção, programas de segurança e em tecnologia da informação, visando ganho de eficiência e o melhor
atendimento a todas as classes de consumo. O quadro a seguir mostra seus investimentos realizados nos três exercícios
encerrados em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 2008.
125
Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema
Manutenção
Recuperação de Perdas
Tecnologia de Informação
Outros
Total Recursos Próprios
2010
348,2
186,3
63,8
28,0
27,8
654,1
2009
226,2
120,7
76,1
25,8
29,5
478,3
2008
203,3
84,1
53,8
21,9
46,5
409,5
28,1
37,4
47,1
682,3
515,7
456,7
Recursos dos Consumidores
Total
Em 2010, 2009 e 2008, a Companhia investiu, respectivamente, R$348,2 milhões, R$226,2 milhões e R$203,3 milhões
em melhorias no serviço de atendimento aos consumidores e expansão do sistema, R$186,3 milhões, R$120,7 milhões
e R$84,1 milhões em custos de manutenção, R$63,8 milhões, R$76,1 milhões e R$53,8 milhões em recuperação de
programas de perdas, R$28,0 milhões, R$25,8 milhões e R$21,9 milhões em tecnologia da informação, R$28,1
milhões, R$37,4 milhões e R$47,1 milhões em custos autofinanciáveis e R$27,8 milhões, R$29,5 milhões, R$46,5
milhões em outros dispêndios.
O aumento de 32% nos investimentos da Companhia em 2010, comparado aos investimentos realizados em 2009,
resulta de maiores investimentos em serviços de atendimento ao consumidor e expansão do sistema, manutenção e
recuperação de programas de perdas. O aumento de 13% em seus investimentos em 2009, comparado aos
investimentos realizados em 2008, resulta de maiores investimento em serviços de atendimento ao consumidor e
expansão do sistema, manutenção e recuperação de programas de perdas. A Companhia tem como estimativa investir
R$ 743,9 milhões em 2011. Para o período 2011-2015 serão destinados aproximadamente R$ 3 bilhões.
744
682
29
28
516
457
37
47
654
410
2008
478
2009
Recursos Próprios
b.
715
2010
2011 (e)
Financiados pelo cliente
aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que devam influenciar
materialmente a capacidade produtiva da Companhia
Não aplicável.
c.
novos produtos e serviços, indicando: i) descrição das pesquisas em andamento já divulgadas;
ii) montantes totais gastos pela Companhia em pesquisas para desenvolvimento de novos
produtos ou serviços; iii) projetos em desenvolvimento já divulgados; iv) montantes totais
gastos pela Companhia no desenvolvimento de novos produtos ou serviços
Não aplicável.
10.11. Comentários dos diretores sobre outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho
operacional e que não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens desta seção
Não existem outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho operacional da Companhia e que
não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens desta seção 10 do Formulário de Referência.
11.
Projeções
As projeções de investimentos para 2011 permanecem válidas na data de entrega deste Formulário de Referência.
Entretanto, note-se que as projeções aqui contidas e demonstradas nos itens abaixo, são meras estimativas, e de
forma alguma constituem promessa de desempenho por parte da Companhia ou de seus administradores.
126
11.1. Projeções relativas aos 3 últimos exercícios sociais a ao exercício social corrente
a.
objeto da projeção
Investimentos em serviços ao consumidor, expansão do sistema, manutenção, recuperação de perdas, tecnologia de
informação e outros.
b.
período projetado e o prazo de validade da projeção
Projeções para investimentos anuais, divulgadas trimestralmente, com validade até sua concretização ou substituição
por nova projeção.
c.
premissas da projeção, com a indicação de quais podem ser influenciadas pela administração da
Companhia e quais escapam ao seu controle
As projeções de investimentos da Companhia baseiam-se principalmente nas seguintes premissas:
• Indicadores de crescimento (PIB, inflação, densidade demográfica);
• Diagnósticos de rede;
• Demanda dos consumidores;
• Cronograma das manutenções;
• Obrigações regulatórias; e
• Iniciativas estratégicas.
Todas as premissas podem ser influenciadas pela administração, exceto os indicadores de crescimento, demanda dos
consumidores e as obrigações regulatórias que escapam ao seu controle.
d.
valores dos indicadores que são objeto da previsão
A Companhia informa os montantes de investimentos esperados para o ano corrente, divididos em 2 parcelas:
investimentos com recursos da Companhia e aqueles realizados com recursos dos consumidores. Os valores previstos
referentes aos três últimos exercícios sociais e ao exercício social em curso encontram-se nas tabelas abaixo.
2008
R$ Milhões
Previsão para o ano, informada durante o:
Descrição
Valor realizado
1º Trimestre de
2008
2º Trimestre de
2008
3º Trimestre de
2008
2008
446,0
422,7
411,6
409,5
Financiado pelo cliente
98,5
93,7
67,3
47,1
Total investido
544,5
516,4
478,9
456,7
2009
R$ Milhões
Valor realizado
1º Trimestre de
2009
2º Trimestre de
2009
3º Trimestre de
2009
2009
482,4
478,1
454,4
478,3
80,0
63,5
54,2
37,4
Total investido
562,4
541,6
508,6
515,7
Descrição
2010
R$ Milhões
Valor realizado
1º Trimestre de
2010
2º Trimestre de
2010
3º Trimestre de
2010
2010
637,1
637,1
637,1
654,1
53,9
53,9
36,2
28,1
Total investido
691,0
691,0
673,3
682,3
Descrição
127
R$ Milhões
Valor previsto
Descrição
2011
714,5
Total Capex (capital
expenditures ou
investimentos)
29,4
743,9
11.2. Projeções sobre a evolução de seus indicadores durante os 3 últimos exercícios sociais
a.
projeções que estão sendo substituídas pelas novas projeções incluídas neste formulário
Nos três últimos exercícios sociais e no exercício social corrente a Companhia apresentou projeções sempre quanto a
investimentos. Os valores previstos, no entanto, substituíram os de exercícios anteriores conforme pode ser notado das
tabelas constantes do item 11.1.d. acima.
b.
comparativo dos dados projetados para períodos já transcorridos com o efetivo desempenho
dos indicadores, indicando com clareza as razões que levaram a desvios nas projeções
A comparação dos dados projetados com o efetivo desempenho pode ser auferida da visualização das tabelas
constantes do item 11.1.d acima, comparando-se os dados da coluna Previsões com os da coluna “Realizado”.
Para o ano de 2010, a última projeção de investimentos disponibilizada pela Companhia totalizava R$ 673,3 milhões, e
o valor realizado pela Companhia no período foi de R$ 682,3 milhões devido aos maiores investimentos relacionados à
Expansão e Manutenção do Sistema, diante do crescimento de 5,0% do mercado total da Companhia.
o valor realizado pela Companhia no período foi de R$ 515,7 milhões devido aos maiores investimentos relacionados à
Expansão, Modernização e Manutenção do Sistema, impulsionados pela recuperação da economia durante o 2º
semestre do ano.
o valor realizado pela Companhia no período foi de R$ 456,7 milhões devido à redução nos investimentos relacionados
à Expansão do Sistema e Serviço ao Consumidor, relacionados ao período de crise financeira global no 2º semestre de
2008.
c.
projeções relativas a períodos ainda em curso que permanecem válidas na data de entrega do
formulário e, em caso de substituição, explicar por que elas foram abandonadas ou substituídas
No 2T11 a projeção de investimentos para 2011 totalizava R$ 784,3 milhões, sendo revisada no 3T11, totalizando um
montante de R$ 743,9 milhões. A Companhia acomodará os investimentos previstos no plano de ação 2011-2012 (R$
242 milhões) dentro do montante planejado no início do ano. Assim, serão priorizados os investimentos em
manutenção e postergadas aquisições de terrenos para subestações, sem prejuízo no cronograma de energização.
Além disso, haverá a adequação do cronograma de aquisição de equipamentos para os veículos sem prejuízo da
atuação das equipes de emergência.
12.
Assembleia geral e administração
12.1. Estrutura administrativa da Companhia, conforme estabelecido no seu estatuto social e regimento
interno
a.
atribuições de cada órgão e comitê
A administração da Companhia é exercida pelo seu Conselho de Administração, composto por no mínimo 5 e no
máximo 11 membros e seus respectivos suplentes, e pela sua Diretoria, que é composta por, no máximo, 25 membros
(sendo um Diretor Presidente, e os demais Diretores Vice-Presidentes, dos quais um é o Diretor de Relações com
Investidores).
Conselho de Administração
Além daqueles previstos em lei como de competência exclusiva do Conselho de Administração, a prática dos seguintes
atos e a concretização das seguintes operações pela Companhia estão condicionadas à prévia aprovação pelo
Conselho de Administração: (a) fixar a orientação geral dos negócios da Companhia; (b) convocar a Assembléia Geral;
(c) eleger e destituir os membros da Diretoria Executiva, fixando-lhes as atribuições, inclusive designando o Diretor
Vice-Presidente que cumulará a função de Diretor de Relações com Investidores; (d) manifestar-se a respeito do
relatório da administração, das contas da Diretoria Executiva e dos balanços consolidados que deverão ser submetidos
à sua apreciação, preferencialmente dentro de 02 (dois) meses contados do término do exercício social; (e) vetar a
execução de decisões da Diretoria Executiva eventualmente adotadas contra as disposições de seu Estatuto; (f)
estabelecer a forma de distribuição da remuneração dos administradores da Companhia, se fixada globalmente pela
Assembléia Geral; (g) observadas as disposições legais e ouvido o Conselho Fiscal, se em funcionamento, declarar (i)
128
no curso do exercício social e até a Assembléia Geral Ordinária, dividendos intercalares e/ou intermediários, inclusive a
título de antecipação parcial ou total do dividendo mínimo obrigatório, à conta: (a) de lucros apurados em balanços
semestrais, trimestrais ou em períodos menores de tempo, ou (b) de lucros acumulados ou reservas de lucros
existentes no último balanço anual, semestral ou trimestral; (ii) determinar o pagamento de juros sobre o capital próprio;
(h) a aprovação, no início de cada exercício, dos Planos de Negócios Anual e Qüinqüenal, que compreenderão os
orçamentos anuais ou plurianuais, todos os planos de investimento de capital, os planos estratégicos e os programas
de manutenção das instalações da Companhia, bem como suas revisões; (i) a celebração de quaisquer acordos,
contratos, documentos, títulos, instrumentos ou investimentos de capital, financiamentos, empréstimos, mútuos,
outorga de garantias de qualquer natureza e a assunção de obrigações em nome de terceiros em um valor total anual
superior, conjunta ou separadamente, a R$30 milhões, exceto nos seguintes casos: (i) os contratos de compra e venda
de energia celebrados com terceiros que não sejam controladores diretos ou indiretos da Companhia e suas afiliadas
ou (ii) se estiverem especificados no Plano de Negócios Anual; (j) a venda, a locação, cessão, transferência, alienação,
liquidação ou outra disposição, de qualquer ativo ou participação acionária da Companhia por um preço que exceda,
conjunta ou separadamente, R$ 30 milhões, exceto nos seguintes casos: (i) se estiverem especificados no Plano de
Negócios Anual ou (ii) os contratos de compra e venda de energia celebrados com terceiros que não sejam
controladores diretos ou indiretos da Companhia e suas afiliadas; (k) a liquidação, venda, transferência ou alienação de
bens integrantes do ativo permanente da Companhia de valor total anual superior a R$ 30 milhões, bem como a
constituição de hipoteca, oneração ou qualquer gravame sobre esses bens desde que não especificados no Plano de
Negócios Anual da Companhia; (l) a aquisição de quaisquer bens cujo valor exceda a 5% (cinco por cento) do
patrimônio líquido total da Companhia, ou qualquer porcentagem inferior do mesmo que venha a ser estabelecida pelo
Conselho de Administração, determinado com base nas de demonstrações financeiras auditadas mais recentes da
Companhia; (m) a celebração de quaisquer contratos, acordos, transações ou associações comerciais ou arranjos de
qualquer natureza, bem como suas alterações, com as sociedades controladoras diretas ou indiretas, controladas ou
coligadas dessas; (n) a celebração de acordos, transações ou contratos de assistência técnica ou prestação de
serviços com sociedades estrangeiras; (o) deliberar a respeito da constituição de empresas controladas pela
Companhia e/ou da alienação direta ou indireta da participação da Companhia e das suas empresas controladas; (p) a
celebração de qualquer contrato com qualquer acionista da Companhia; (q) a aprovação da política de limite de
concessão de crédito pela Companhia; (r) a aquisição, pela Companhia, de ações de sua própria emissão, para efeito
de cancelamento ou permanência em tesouraria para posterior alienação, nos termos da legislação aplicável; (s)
deliberar sobre a emissão, colocação, preço e condições de integralização de ações e bônus de subscrição, bem como
fazer as chamadas de capital, nos limites do capital autorizado; (t) deliberar sobre a emissão de Notas Promissórias
Comerciais (“Commercial Papers”); (u) indicação de procuradores para a execução dos atos aqui listados; (v) aprovar
os regimentos internos dos Conselhos de Administração e Fiscal; (w) a autorização para a prática de qualquer ato
extraordinário de gestão não compreendido, por lei ou pelo Estatuto da Companhia, na competência de outros órgãos
societários; e (x) aprovar a emissão de quaisquer documentos, títulos, ações ou outros valores mobiliários pela
Companhia, pública ou particular, bem como a celebração de acordos pela Companhia ou a outorga de quaisquer
direitos a terceiros (ou qualquer modificação subseqüente dos mesmos), que possa dar direito ao proprietário ou ao
beneficiário de subscrever ou adquirir documentos, títulos, ações ou outros valores mobiliários integrantes do
patrimônio da Companhia ou de sua própria emissão. Além disso, o Conselho de Administração aprova a forma e o
meio pelo qual a Companhia complementará a previdência social a seus empregados, define e apresenta à Assembléia
Geral lista tríplice para a escolha de empresa especializada para a determinação do valor econômico da Companhia,
para efeitos da oferta pública de aquisição de ações da Companhia na hipótese de cancelamento do seu registro de
companhia aberta perante a CVM ou de descontinuidade das Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa, na
forma do Estatuto Social da Companhia. O conselho de administração também delibera sobre o pagamento de juros
sobre o capital próprio de acordo com a legislação em vigor, em substituição total ou parcial aos dividendos
intermediários, cuja declaração lhe é facultada pelo “caput” do artigo 23 do estatuto social da Companhia ou, ainda, em
adição aos mesmos, fixando o valor e a data do pagamento de cada parcela de juros sobre o capital próprio, cujo
pagamento vier a deliberar
Diretoria
Os diretores desempenharão suas funções de acordo com o objeto social da Companhia e de modo a assegurar a
condução normal de seus negócios e operações com estrita observância das disposições do estatuto social da
Companhia e das resoluções das assembleias gerais de acionistas e do conselho de administração. Compete à
diretoria administrar e representar a sociedade, com poderes para contrair obrigações, transigir, ceder e renunciar
direitos, doar, onerar e alienar bens sociais, inclusive os integrantes do ativo permanente, sempre observadas as
disposições e os limites aplicáveis e os atos de competência exclusiva do conselho de administração previstos em lei e
no estatuto social da Companhia.
Conselho Fiscal
O conselho fiscal, de funcionamento não permanente, exercerá as atribuições impostas por lei e somente será
instalado mediante solicitação de acionistas, nos termos da lei aplicável e das Instruções da Comissão de Valores
Mobiliários – CVM (“CVM”). Na hipótese de ser instalado o conselho fiscal será composto por, no mínimo, 3 e, no
máximo, 5 membros efetivos e seus respectivos suplentes, acionistas ou não, residentes no país, sendo admitida a
reeleição.
Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional
O Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional (“comitê de gestão”), que atua junto ao conselho de
administração e à Diretoria da Companhia, tem como função o assessoramento ao conselho de administração, sendo
de sua competência (i) analisar as propostas do Plano de Negócios Anual; (ii) analisar as propostas de planos de
investimentos na expansão, reposição e melhorias das instalações, programação e orçamento de operação e
manutenção da Companhia; (iii) acompanhar a evolução dos índices de desempenho da Companhia; (iv) aferir a
adequada prestação de serviços da Companhia, em atendimento aos padrões exigidos pelo órgão regulador; e (v)
129
acompanhar a execução do Plano de Negócios Anual, assim como a análise de todas as questões que envolvam
aspectos estratégicos e relevantes de natureza técnico-operacional, jurídica, administrativa, econômico-financeira,
ambiental e social. O comitê de gestão da Política de Investimentos e Operacional tem funcionamento permanente e é
composto por 6 membros, indicados na forma do acordo de acionistas da Companhia Brasiliana de Energia
(“Brasiliana”).
b.
data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês
O Conselho Fiscal da Companhia foi instalado pelos acionistas na Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária que
ocorreu em 29 de abril de 2011. O Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional foi criado em 15 de
março de 2004 por deliberação da Assembléia Geral Extraordinária.
c.
mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê
A Companhia não realizou avaliação de desempenho dos órgãos da administração da Companhia.
d.
em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais
Compete à Diretoria Executiva administrar e representar a sociedade, com poderes para contrair obrigações, transigir,
ceder e renunciar direitos, doar, onerar e alienar bens sociais, inclusive os integrantes do ativo permanente. Tais
funções devem ser desempenhadas em acordo com o objeto social da Companhia e de modo a assegurar a condução
normal de seus negócios e em operações com estrita observância das disposições do estatuto social e das resoluções
das assembleias gerais de acionistas e do conselho de administração.
Não há definição ou individualização das responsabilidades dos diretores estatutários no estatuto social da Companhia;
entretanto, informamos abaixo as atribuições dos membros da Diretoria Executiva:
Britaldo Pedrosa Soares – Diretor Presidente
Responsável pelos interesses e direção geral de todos os assuntos do grupo AES no Brasil, visando o retorno do
capital investido, rentabilidade dos ativos, fortalecimento da imagem institucional, desenvolvimento e capacitação dos
colaboradores, aplicação das políticas de Segurança do Trabalho e Meio Ambiente e desenvolvimento de novos
negócios de curto, médio e longo prazo, dentro das diretrizes estabelecidas e expectativas dos acionistas.
Rinaldo Pecchio Junior - Diretor Vice-Presidente e de Relação com Investidores
Compete ao Diretor de Relações com Investidores, dentre outras atribuições que lhe venham a ser estabelecidas,
representar a Companhia nas relações com os mercados de capitais e financeiro, interno e externo, responsabilizandose pela prestação de informações à Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) e às bolsas de valores. Responsável
pela política e estratégia de captação de recursos financeiros necessários à operação da Companhia, gerenciando o
fluxo de caixa. Responsável pelo relacionamento com os investidores e com os agentes financeiros do mercado em
geral. Responsável pela Arquitetura Tecnológica de Informações e de Infra-estrutura da Companhia e do grupo AES no
Brasil.
Cibele Castro – Diretora Vice-Presente de Pessoas e Gestão
Responsável pelo desenvolvimento, implementação e gestão das Políticas e Programas de Recursos Humanos,
Suprimentos de Materiais e de Tecnologia da Informação, avaliando constantemente a relação
custo/benefício/qualidade e Serviços da Companhia e do grupo AES no Brasil que assegurem os objetivos e
estratégias de negócios, em conformidade aos planos corporativos da The AES Corporation.
Sheilly Caden Contente – Diretora Vice-Presidente de Assuntos Regulatórios
Coordenar a condução de temas, ações e negócios de cunho regulatório, de relações institucionais bem como de
ações especificas junto ao Governo Federal no ambiente do desenvolvimento do modelo do setor elétrico. Responsável
pela coordenação geral do Processo de Informações Corporativas e do Processo de Gestão Empresarial, integrados
no âmbito da Companhia e das empresas da AES no Brasil. Responsável pelo relacionamento com entidades públicas
e privadas relacionadas ao Setor Elétrico como a Eletrobrás, ABCE, ABRADEE e o Instituto Acende Brasil.
Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira – Diretor Vice-Presidente Legal
Responsável pela definição da estratégia, planejamento e desenvolvimento de ações no âmbito jurídico no plano
nacional e internacional. Assegurar a Ética e Compliance.
Sidney Simonaggio – Diretor Vice-Presidente de Operações e Comercial
Responsável pela gestão e pela definição de estratégias das áreas de operação e comercial da Companhia, que
assegurem eficiência na prestação de serviços, atendimento aos clientes e a sustentabilidade dos negócios da AES no
Brasil, por meio da obtenção de resultados operacionais, comerciais e financeiros.
Paulo Camillo Vargas Penna – Diretor Vice-Presidente de Relações Institucionais, Comunicação e
Sustentabilidade
Executar as estratégias corporativas visando maior interação nas relações com órgãos governamentais, órgãos de
imprensa, entidades de representação, empresas públicas e privadas com interesses comuns e a consolidação da
Política de Sustentabilidade da Companhia.
130
e.
mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos
comitês e da diretoria
O processo de avaliação de desempenho dos diretores estatutários e não estatutários da Companhia está alinhado
com suas estratégias, definição de objetivos e indicadores estratégicos (mapa estratégico) e metas de performance.
Essas metas são desdobradas para cada diretor (estatutário e não estatutários) e são elaborados contratos de gestão
individuais que são validados e acompanhados mensalmente. No final do ano, é feita uma avaliação completa do
atingimento dos objetivos (da Companhia e individuais).
As avaliações dos diretores estatutários e não estatutários, são revisadas e validadas pela controladora, AES
Corporation em dois fóruns distintos: no Comitê da América Latina e, posteriormente, no Comitê Global. Não existe
processo formal de avaliação de desempenho para os membros da administração, tampouco para os membros dos
conselhos de administração e fiscal e comitês ligados aos órgãos da administração.
Atrelado a esse processo de avaliação de desempenho dos diretores estatutários e não estatutários, temos uma
política de remuneração variável baseada em metas empresariais qualitativas e quantitativas. Dessa forma, a
Companhia busca atribuir aos seus executivos incentivos de médio e longo prazo, que objetivam alinhar os interesses
de todas as partes relacionadas. Entre as metas, a Companhia destaca o acompanhamento do seu resultado
mensurado pelo fluxo de caixa, EBITDA, lucro líquido, dentre outros, além de resultados operacionais como DEC, FEC,
Perdas Totais, Satisfação dos Clientes, etc. Outra meta que é mensurada é a performance em segurança,
considerando o número de acidentes com pessoal próprio, terceiros, com o público e afastamentos.
Como há um vínculo forte com resultados de curto e longo prazo, a Companhia assegura uma prática de remuneração
sustentável, sem comprometimento de quaisquer outros investimentos.
12.2. Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais
a.
prazos de convocação
De acordo com a Lei nº 6.404/76, as assembleias gerais da Companhia são convocadas mediante anúncio publicado por
3 vezes no Diário Oficial do Estado de São Paulo, bem como em outro jornal de grande circulação. A primeira convocação
deve ser feita, no mínimo, 15 dias antes da realização da assembleia geral, e a segunda convocação deve ser feita com,
no mínimo, 8 dias de antecedência. A CVM poderá, todavia, a pedido de qualquer acionista e ouvida a Companhia, em
determinadas circunstâncias, requerer que a primeira convocação para suas assembleias gerais seja feita em até 30 dias
antes da realização da respectiva assembleia geral.
b.
competências
Nos termos da Lei nº 6.404/76 e do Regulamento do Nível 2 de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA, compete
exclusivamente à assembleia geral: (i) reformar o estatuto social da Companhia; (ii) eleger ou destituir, a qualquer
tempo, os membros do conselho de administração e do conselho fiscal da Companhia, ressalvado o disposto no inciso
II do artigo 142 da Lei nº 6.404/76; (iii) tomar, anualmente, as contas dos administradores e deliberar sobre as
demonstrações financeiras por eles apresentadas; (iv) suspender o exercício dos direitos do acionista, nos termos do
artigo 120 da Lei nº 6.404/76; (v) deliberar sobre a avaliação de bens com que o acionista concorrer para a formação
do capital social; (vi) deliberar sobre transformação, fusão, incorporação e cisão da Companhia, sua dissolução e
liquidação, eleger e destituir liquidantes e julgar-lhes as contas; (vii) autorizar os administradores a confessar falência e
pedir concordata; (viii) saída do Nível 2 de Governança Coorporativa da BM&FBOVESPA; e (ix) escolha de empresa
especializada responsável pela determinação do valor econômico da Companhia para fins das ofertas públicas para
cancelamento do registro de companhia aberta da Companhia, dentre as empresas apontadas pelo conselho de
administração da Companhia, em lista tríplice.
c.
endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembleia geral estarão à
disposição dos acionistas para análise
Os documentos estarão disponíveis na sede da Companhia, na Rua Lourenço Marques, 158, na Cidade de São Paulo,
Estado de São Paulo e nos endereços eletrônicos (websites) da Companhia (www.aeseletropaulo.com.br/ri), da CVM
(www.cvm.gov.br) e da BM&FBOVESPA (www.bmfbovespa.com.br).
d.
identificação e administração de conflitos de interesses
A Companhia informa que não possui qualquer mecanismo ou política de identificação e solução de conflitos de
interesse além daqueles impostos por lei. A Companhia solucionará eventuais conflitos de interesse de maneira
individualizada, conforme sua necessidade.
e.
solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto
A Companhia admite o exercício do direito de voto por procuração desde que o representante outorgado esteja
validamente constituído e que a procuração contenha o voto a ser proferido.
f.
formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por
131
acionistas, indicando se o emissor admite procurações outorgadas por acionistas por meio
eletrônico
O acionista ou seu representante legal deverá comparecer à assembleia geral munido: (i) de documentos hábeis à
comprovação de sua identidade; (ii) de comprovante expedido pela instituição financeira depositária das ações
escriturais de titularidade do acionista ou em custódia, na forma do artigo 126 da Lei nº 6.404/76; e (iii) do instrumento
de mandato, devidamente regularizado na forma da lei, na hipótese de representação do acionista.
Para fins de melhor organização da assembleia geral, a Companhia recomenda aos acionistas que depositem na sede
da Companhia os documentos retro referidos com antecedência de 72 (setenta e duas) horas contadas da data da
realização da assembleia geral.
A Companhia ainda não admite procurações outorgadas por meio eletrônico.
g.
manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e
compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias
A Companhia não mantém fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar
comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias.
h.
transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembleias
A Companhia não transmite ao vivo vídeo e/ou áudio das assembleias.
i.
mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por
acionistas
Não há atualmente mecanismos destinados a permitir a inclusão de propostas formuladas por acionistas na ordem do
dia.
12.3. Datas e jornais de publicação
2010
a) aviso aos acionistas
comunicando a
disponibilização das
demonstrações
financeiras
Data(s) de publicação em
jornais
c) ata da Assembléia
Geral Ordinária que
apreciou as
demonstrações
financeiras
d) demonstrações
financeiras
2008
27, 28 e 31 de março de
13 de março de 2010 no
2009 no jornal “Valor
Diário Oficial do Estado Econômico” e 27, 28, 29,
de São Paulo e no jornal 30 e 31 de março de 2009
“Valor Econômico
no Diário Oficial do
Estado de São Paulo
Diário Oficial do Estado
de São Paulo e Valor
Econômico
de São Paulo e “Valor
Econômico
Econômico”
13, 14 e 15 de abril de
2011 no Diário Oficial do
Estado de São e no Valor
Econômico
Estado de São Paulo e
15, 16, 17, 18 e 19 de
abril de 2010 no Valor
Econômico
Estado de São Paulo e 9,
10, 11, 12, 13 e 14 de
abril Valor Econômico
Jornal de publicação
Econômico
Econômico”
Econômico”
jornais
31 de maio de 2011 no
de São Paulo no Valor
Econômico
de São Paulo e 28, 29 e
Valor Econômico
17 de junho de 2009
Econômico
Econômico
Econômico”
29 de março de 2011
Estado de São Paulo no
Valor Econômico
Econômico
15 de março de 2010 no
Valor Econômico e 16 no
de São Paulo
Econômico
b) convocação da
Assembléia Geral
ordinária que apreciou
as demonstrações
financeiras
Não aplicável
2009
jornais
jornais
132
Econômico”
12.4. Regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração
O conselho de administração, eleito pela assembleia geral, é composto de, no mínimo 5 e, no máximo, 11 membros
efetivos e seus respectivos suplentes, que substituirão os efetivos em seus impedimentos eventuais, todos acionistas
da Companhia e residentes ou não no País, observada a legislação vigente, com mandato unificado de 2 anos, sendo
permitida a reeleição. Os mandatos dos membros que atualmente compõem o conselho de administração da
Companhia se encerrarão na assembleia geral ordinária que deliberar a sobre as demonstrações financeiras referentes
ao exercício social a findar-se em 2011.
O conselho de administração, eleito pela assembleia geral, é composto por, no mínimo, 20% de conselheiros
independentes, tal como definidos no Regulamento do Nível 2 da BM&FBOVESPA, os quais devem ser expressamente
declarados como tais na assembleia geral que os eleger. Quando a aplicação do percentual de 20% resultar em
número fracionário de conselheiros, proceder-se-á ao arredondamento para o número inteiro: (i) imediatamente
superior se a fração for igual ou superior a 0,5; ou (ii) imediatamente inferior, se a fração for inferior a 0,5.
Adicionalmente, são considerados conselheiros independentes aqueles que forem eleitos mediante a faculdade
prevista no artigo 141, §§ 4º e 5º, da Lei n° 6.404/76, bem como aqueles conselheiros eleitos pelos titulares das ações
preferenciais e os empregados, estes organizados ou não sob a forma de Clube de Investimento ou Associação, os
quais terão direito de eleger, cada um, 1 membro efetivo e seu respectivo suplente, do conselho de administração.
Neste último caso, os conselheiros também deverão preencher os requisitos constantes da definição de conselheiro
independente prevista pelo Regulamento do Nível 2 da BM&FBOVESPA.
As decisões do conselho de administração serão tomadas pelo voto da maioria dos presentes à reunião, observadas,
quando aplicáveis, as condições estabelecidas para o exercício do voto dos Conselheiros previstas no artigo 118, §§ 8º
e 9º da Lei nº 6.404/76, e no acordo de acionistas da Brasiliana, celebrado em 22 de dezembro de 2003, conforme
alterado por seu primeiro e segundo aditivos.
O Presidente do conselho de administração será substituído, nos seus impedimentos temporários por outro conselheiro
indicado pelo Presidente do conselho e, não havendo indicação, por escolha dos demais membros do conselho.
Em caso de vacância do cargo de qualquer membro efetivo ou suplente do conselho de administração, deverá ser
realizada, no prazo máximo de 30 (trinta) dias contados do evento, assembleia geral para eleger seu substituto, sendo
que o membro suplente do conselho de administração deverá substituir o respectivo conselheiro efetivo que deixou o
seu cargo até que seja eleito novo membro para ocupar o cargo de membro efetivo.
Dentre os membros efetivos do conselho de administração será escolhido o Presidente da Companhia.
Seguem abaixo, os nomes, os cargos e a data de nomeação de cada um dos atuais membros do conselho de
administração:
Nome
Cargo
Data do ato societário que
deliberou sobre a eleição
Vincent Mathis
Efetivo (Presidente)
AGOE de 2011 (22.12.2011)
Arminio Francisco Borjas Herrera
Suplente de Vincent Mathis
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Britaldo Pedrosa Soares
Efetivo
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira
Suplente de Britaldo Pedrosa Soares
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Berned Raymond Da Santos Ávila
Efetivo
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Rinaldo Pecchio Junior
Suplente de Berned Raymond Da
Santos Ávila
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Kenneth Joseph Zagzebski
Efetivo
AGOE de 2011 (22.12.2011)
Marcos Ponce de Leon Arruda
Suplente de Kenneth Joseph Zagzebski
AGOE de 2011 (22.12.2011)
Francisco José Morandi López
Efetivo
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Airton Ribeiro de Matos
Suplente de Francisco José Morandi
López
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Lucio da Silva Santos
Efetivo
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Marcelo de Carvalho Lopes
Suplente de Lucio da Silva Santos
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Sérgio Canuto da Silva**
Efetivo
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Patrícia Rosa de Oliveira**
Suplente do Sérgio Canuto da Silva
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Luiz Gonzaga de Mello Belluzzo*
Efetivo
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Sérgio Silva do Amaral*
Efetivo
AGOE de 2010 (30.04.2010)
Flora Lúcia Marin de Oliveira ***
Efetiva
AGOE de 2011 (29.04.2011)
*Conselheiro Independente para os fins do disposto no Regulamento de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa da
BM&FBOVESPA – Nível 2.
**Conselheiros indicados pelos empregados da Companhia, nos termos do parágrafo segundo do artigo 9º do Estatuto Social da
Companhia.
*** Conselheiros indicados pelo acionista minoritário da Companhia.
133
a. frequência das reuniões
O conselho de administração reunir-se-á, ordinariamente, nas datas previstas no calendário anual por ele aprovado na
primeira reunião de cada exercício social e, extraordinariamente, sempre que convocado pelo seu Presidente ou pela
maioria de seus membros, podendo dita convocação ser solicitada, de forma justificada, por qualquer membro do
conselho. As reuniões do conselho de administração somente serão consideradas validamente instaladas se contarem
com a presença da maioria dos conselheiros efetivos ou seus suplentes em exercício.
As reuniões do conselho de administração serão convocadas por escrito com antecedência mínima de 8 dias úteis, em
primeira convocação, e de 3 dias úteis, em segunda convocação, e com apresentação da data, horário e local da
reunião, bem como da pauta dos assuntos a serem tratados.
Os membros do conselho de administração poderão participar de qualquer reunião do conselho de administração por
meio de conferência telefônica ou outros meios de comunicação por meio dos quais todas as pessoas participantes da
reunião possam ouvir as demais, e tal participação será considerada presença pessoal em referida reunião. Neste
caso, os membros do conselho de administração que participaram da reunião por meio de conferência telefônica
deverão assinar a respectiva ata e enviá-la à Companhia via fac-símile, comprometendo-se a assinar o original da ata
lavrado em livro próprio dentro de, no máximo, 5 dias contados da realização da reunião.
As reuniões do conselho de administração dos 3 últimos exercícios sociais foram realizadas nas datas e horários abaixo:
b.
2010
2009
2008
02.12.2010
11h00
04.11.2010
10h00
05.10.2010
09h00
02.09.2010
09h00
05.08.2010
09h00
02.07.2010
14h00
02.06.2010
09h30
13.05.2010
09h00
16.04.2010
14h00
06.04.2010
13h30
11.03.2010
12h30
10.02.2010
13h00
08.01.2010
15h00
16.12.2009
11h30
12.11.2009
10h00
23.10.2009
10h00
25.09.2009
09h30
13.08.2009
09h00
23.07.2009
09h30
18.06.2009
11h00
14.05.2009
10h00
28.04.2009
09h00
26.03.2009
09h00
10.02.2009
16h00-
19.12.2008
16h00
13.11.2008
10h00
12.08.2008
09h00
04.06.2008
14h00
15.05.2008
09h00
18.03.2008
09h30
10.02.2008
16h00
30.01.2008
10h00
-
-
-
-
-
disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do
direito de voto de membros do conselho, se aplicável
Em 22 de dezembro de 2003, foi celebrado o acordo de acionistas da Companhia Brasiliana de Energia (“Brasiliana”), que
tem por objeto a definição de regras específicas sobre, entre outras matérias, (i) o exercício de direito de voto na
Brasiliana, na Companhia e todas as demais companhias operacionais controladas pela Brasiliana, e (ii) as relações entre
a AES Holdings Brasil Ltda. (“AES Holdings Brasil”) e o Banco Nacional Desenvolvimento Econômico Social – BNDES
(“BNDES”), por meio da BNDES Participações S.A. (“BNDESPAR”), regulando o controle da Brasiliana, bem como o
exercício do controle sobre a Companhia.
Nos termos da cláusula 3.1 do acordo de acionistas da Brasiliana, algumas matérias sujeitas a aprovação do conselho
de administração da Companhia devem ser previamente aprovadas pela AES Holdings Brasil e pelo BNDES, por meio
da BNDESPAR, em Reunião Prévia da Brasiliana (“Reunião Prévia”), incluindo, entre outras: (i) a aprovação de planos
estratégicos e de investimento de capital da Companhia; (ii) a aprovação de orçamentos da Companhia; (iii) alteração
nas diretrizes com relação à distribuição de dividendos ou juros sobre o capital próprio pela Companhia, sendo que tais
diretrizes tem como escopo a maximização do pagamento de lucros aos acionistas; (iv) a celebração de contratos que
superem, no exercício social de 2010, o valor de aproximadamente R$ 41,2 milhões; (v) a emissão de ações, títulos ou
outros valores mobiliários pela Companhia; (vi) redução ou aumento do capital social da Companhia; (vii) fusão, cisão
ou incorporação, inclusive de ações, que envolva a Companhia, etc.
Nos termos da Cláusula 3.2.1 do acordo de acionistas da Brasiliana, a aprovação das matérias, pelo conselho de
administração da Companhia, descritas no item 18.2 abaixo, dependerá do voto favorável da AES Holdings Brasil e do
BNDES, por meio da BNDESPAR, manifestado expressamente na Reunião Prévia, sem o que tal deliberação será
considerada como tendo sido rejeitada. As deliberações tomadas no âmbito da reunião prévia vincularão os membros do
conselho de administração da Companhia nas reuniões desse conselho.
134
A AES Holdings Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, de acordo com a Cláusula 4.6 do acordo de acionistas da
Brasiliana, instruirão seus indicados no conselho de administração da Companhia a votar em consonância com as
Cláusulas 3.2 e 3.3 e com a letra e o espírito do referido acordo, e afastarão e substituirão quaisquer destes indicados que
atuarem de forma discrepante das instruções recebidas. Os substitutos deverão providenciar, quando possível, a reversão
da decisão adotada em desconformidade com tais instruções, mas estes não serão responsabilizados por suas
consequências.
De acordo com a Cláusula 3.2.2 do referido acordo, os representantes da Brasiliana, nas reuniões do conselho de
administração da Companhia, apenas aprovarão as matérias referidas no item 18.2 abaixo se elas tiverem sido
aprovadas, prévia e expressamente, pela AES Holdings Brasil e pelo BNDES, por meio da BNDESPAR.
A Cláusula 3.3.15 do referido acordo ainda determina que a AES Holdings Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, se
obrigam, em relação às matérias descritas no item 18.2 abaixo, a prover no sentido de que os membros do conselho de
administração da Companhia por eles indicados votem nas reuniões desse conselho, estritamente de acordo com as
deliberações adotadas na Reunião Prévia.
Nos termos da Cláusula 3.3.6 do acordo de acionistas da Brasiliana, os presidentes das reuniões do conselho de
administração da Companhia deverão abster-se de computar votos contrários aos termos desse acordo.
Ainda, conforme disposição das Cláusulas 3.3.4 e 3.3.17 do acordo de acionistas da Brasiliana, caso quaisquer das
matérias mencionadas acima não tenham sido aprovadas pela AES Holdings Brasil e pelo BNDES, por meio da
BNDESPAR em Reunião Prévia ou a AES Holdings Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, (ou seus respectivos
representantes) não tenham conseguido suspender os trabalhos da assembleia geral ou da reunião do conselho de
administração da Companhia, a AES Holdings Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, votarão, ou orientarão seus
representantes para votarem, na assembleia geral ou na reunião do conselho de administração da Companhia no sentido
de não aprovar a proposta apresentada.
Na hipótese de não ter sido realizada a Reunião Prévia antes da reunião do conselho de administração da Companhia, a
AES Holdings Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, e seus respectivos representantes na referida reunião, deverão
exercer seus votos com o objetivo de suspender os trabalhos da reunião do conselho de administração da Companhia,
até que a matéria seja deliberada em reunião prévia.
Na hipótese de qualquer dos membros do conselho de administração da Companhia indicados pela AES Holdings Brasil
ou pelo BNDES, por meio da BNDESPAR, atuarem em contrariedade com as deliberações da Reunião Prévia, a AES
Holdings Brasil, o BNDES, por meio da BNDESPAR, e a Brasiliana obrigam-se a adotar providências e votar no sentido
de: (i) destituir os membros do Conselho Administração da Companhia que descumprirem a orientação adotada em
Reunião Prévia; (ii) eleger, no prazo máximo de 30 dias contados da solicitação expressa, novos membros para o
conselho de administração da Companhia, de forma a restabelecer a composição do conselho de administração da
Companhia; (iii) instruir seus representantes e os novos representantes, eleitos em substituição, na forma dos itens (i) e (ii)
acima, no sentido de que atuem de maneira a, tanto quanto possível, desfazerem-se os atos praticados em razão dos
votos proferidos pelo representante substituído.
Não estão sujeitas às regras do acordo de acionistas todas as demais ações ordinárias ou preferenciais que o BNDES, por
meio da BNDESPAR, venha a adquirir nas companhias operacionais controladas pela Brasiliana.
c.
regras de identificação e administração de conflitos de interesses
De acordo com o disposto na Lei nº 6.404/76, é vedado ao conselheiro:
• Realizar qualquer ato de liberalidade às custas da Companhia, bem como tomar por empréstimo recursos
ou bens da Companhia ou usar, em proveito próprio, de sociedade em que tenha interesse ou de terceiros,
os bens, serviços ou crédito da Companhia, sem prévia autorização da assembleia geral ou do conselho de
administração;
• Receber, em razão do exercício de seu cargo, qualquer tipo de vantagem pessoal direta ou indireta de
terceiros, sem autorização estatutária ou concedida através de assembleia geral;
• Contratar com a Companhia em condições não razoáveis ou não equitativas, diferentes das que
prevaleceriam se a Companhia contratasse no mercado ou com terceiros; e
• Intervir em qualquer posição social em que tiver interesse conflitante com o da Companhia, ou nas
deliberações que a respeito tomarem os demais administradores da Companhia, cumprindo-lhe cientificá-los
do seu impedimento e fazer consignar em ata a natureza e a extensão do seu interesse;
• Usar, em benefício próprio ou de outrem, com ou sem prejuízo para a Companhia, as oportunidades
comerciais de que tenha conhecimento em razão do exercício de seu cargo;
• Omitir-se no exercício ou proteção de direitos da Companhia ou, visando à obtenção de vantagens, para si
ou para outrem, deixar de aproveitar oportunidades de negócio de interesse da Companhia; e
• Adquirir, para revender com lucro, bem ou direito que sabe necessário à Companhia, ou que esta tencione
adquirir.
135
A Lei nº 6.404/76 não permite ainda que seja eleito para o conselho de administração, salvo dispensa pela assembleia
geral, aquele que (i) ocupar cargo em sociedades consideradas concorrentes da Companhia; ou (ii) tiver interesse
conflitante com a Companhia.
A Companhia não possui mecanismos ou políticas para identificação e solução de conflito de interesse e caso estes se
apresentem, eles são resolvidos individualmente, conforme a necessidade.
.
12.5. Cláusula compromissória inserida no estatuto para a resolução dos conflitos entre acionistas e entre
estes e o emissor por meio de arbitragem, se aplicável
Nos termos do artigo 37 do estatuto social da Companhia, a Companhia, seus acionistas, administradores e os
membros do conselho fiscal obrigam-se a resolver, por meio de arbitragem, toda e qualquer disputa ou controvérsia
que possa surgir entre eles, relacionada ou oriunda, em especial, da aplicação, validade, eficácia, interpretação,
violação e seus efeitos, das disposições contidas na Lei n° 6.404/76, 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 Nível 2 da BM&FBOVESPA, do Regulamento de Arbitragem da Câmara de Arbitragem do Mercado CAM e do Contrato de Adoção de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa Nível 2.
Não obstante, a acordo de acionistas da Brasiliana estabelece procedimento arbitral para a resolução dos conflitos entre
seus acionistas, incluindo aqueles relacionados às atividades da Companhia. Em síntese, tal acordo determina que a AES
Holdings Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, devem submeter à arbitragem todos e quaisquer litígios e
controvérsias que possam advir da interpretação e execução do acordo de acionistas da Brasiliana e que não possam ser
solucionados amigavelmente ou por meio de execução específica. Neste acordo convencionou-se que a arbitragem se
processará no âmbito da Câmara de Arbitragem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA
12.6. Administradores e membros do conselho fiscal da Companhia
Nome
Arminio
Francisco
Borjas Herrera
Britaldo
Pedrosa
Soares
Pedro de
Freitas
Almeida
Bueno Vieira
Berned
Raymond Da
Santos Ávila
Idade
Data de
Nascimento (anos)
Profissão
07.07.1952
58
Advogado
11.04.1956
54
Engenheiro
18.06.1965
45
Advogado
21.10.1963
47
Administrador
de Empresas
Rinaldo
05.03.1962
Pecchio Junior
48
Economista
Francisco
José Morandi 12.12.1967
Lopez
43
Airton Ribeiro
22.05.1960
de Matos
50
Kenneth
Joseph
Zagzebski
21.08.1959
52
Lucio da Silva
16.12.1952
Santos
58
Marcelo de
Carvalho
Lopes
21.09.1970
40
Marcos Ponce
de Leon
24.06.1973
Arruda
38
Sérgio Canuto
06.09.1964
da Silva
46
CPF (CPF) ou
Passaporte
(PAS)
Cargo Eletivo
Data de eleição Data de posse
ocupado
Conselheiro de
Administração
Suplente
Conselheiro de
360.634.796-00
Administração
(CPF)
Efetivo
D0259811
(PAS)
Outros cargos ou Indicação se foi
funções
eleito pelo
exercidos na
controlador ou
Companhia
não
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Não se aplica
Sim
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Diretor
Presidente
Sim
Conselheiro de
890.310.677-68
Administração
(CPF)
Suplente
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Conselheiro de
Administração
Efetivo
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Não se aplica
Sim
Conselheiro de
057.467.688-04
Administração
(CPF)
Suplente
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Diretor VicePresidente e de
Relações com
Investidores
Sim
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Não se aplica
Sim
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Não se aplica.
Sim
22.12.2011
23.12.2011
AGO/2012
Não se aplica
Sim
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Não de aplica
Sim
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Não se aplica
Sim
22.12.2011
23.12.2011
AGO/2012
Não se aplica
Sim
Não se aplica
O Representante
dos Empregados
é eleito com as
ações do
Controlador
6.557.231
(PAS)
Conselheiro de
Administração
Efetivo
Conselheiro de
031.093.858-99
Contador
Administração
(CPF)
Suplente
Conselheiro de
Contador
Não há
Administração
Efetivo
Conselheiro de
Administrador 180.671.827-87
Administração
(CPF)
de Empresas
Efetivo
Conselheiro de
Engenheiro 592.612.500-68
Administração
Mecânico
(CPF)
Suplente
Engenheiro
Prazo de
mandato
6.975.895
(PAS)
Economista
Conselheiro de
033.934.237-46 Administração
Suplente
Eletricitário
Conselheiro de
073.118.648-60
Administração
(CPF)
Efetivo
136
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Diretor VicePresidente
Sim
38
Bacharel em
Direito
Conselheira de
134.876.568-25
Administração
(CPF)
Suplente
30.04.2010
03.05.2010
AGO/2012
Não se aplica
O Representante
dos Empregados
é eleito com as
ações do
Controlador
Luiz Gonzaga
de Mello
29.10.1942
Belluzzo
68
Bacharel em
Direito
Conselheiro de
024.419.008-97
Administração
(CPF)
Efetivo
23.08.2010
01.09.2010
AGO/2012
Não se aplica
Controlador –
Independente
Sérgio Silva
01.06.1944
do Amaral
66
Bacharel em
Direito e
Ciências
Sociais
Conselheiro de
110.152.927-04
Administração
(CPF)
Efetivo
23.08.2010
01.09.2010
AGO/2012
Não se aplica
Controlador –
Independente
Flora Lúcia
Marin de
Oliveira
21.03.1955
56
Socióloga
Conselheira de
898.304.828-04
Administração
(CPF)
Efetiva
29.04.2011
06.05.2010
AGO/2012
Não se aplica
Minoritários –
União Federal
Vincent Mathis 14.11.1963
48
Bacharel em
Economia e
Ciências
Políticas
Conselheiro de
Administração
Efetivo
22.12.2011
23.12.2011
AGO/2012
Não se aplica
Sim
Patrícia Rosa
21.09.1972
de Oliveira
Não há
Diretoria
Nome
Data de
Idade
Nascimento
(anos)
Profissão
CPF (n.º)
Cargo Eletivo ocupado
360.634.796
-00
Diretor Presidente
Data de
eleição
Data de
posse
Prazo de
mandato
Outros cargos ou
funções exercidos na
Companhia
13.05.201 13.05.201
Membro do Conselho
AGO/2013
0
0
de Administração
Indicação se foi
eleito pelo
controlador ou não
Britaldo Pedrosa
Soares
11.04.1956
54
Engenheiro
Sheilly Caden
Contente
23.07.1955
55
Engenheira 074.896.175
13.05.201 13.05.201
Diretora Vice-Presidente
AGO/2013
Eletricitsta
-53
0
0
Não se aplica
Sim
Não se aplica
Sim
Membro do Conselho
de Administração
(suplente)
Sim
Diretor Vice-Presidente
Membro do Conselho
13.05.201 13.05.201
e de Relações com
AGO/2013
de Administração
0
0
Investidores
(suplente)
Sim
Sim
Cibele Castro
04.11.1965
45
070.025.358
13.05.201 13.05.201
Psicóloga
Diretora Vice-Presidente
AGO/2013
-03
0
0
Pedro de Freitas
Almeida Bueno
Vieira
18.06.1965
45
Advogado
Rinaldo Pecchio
Junior
05.03.1962
48
Economista
Sidney
Simonaggio
08.06.1957
54
Engenheiro 008.038.278
07.12.201 1º.01.201 AGO/2013
Elétrico
-90
1
2
Não se aplica
Sim
Paulo Camillo
Vargas Penna
28.07.1957
54
Bacharel em
Ciências 251.217.666
14.02.201 14.02.201
AGO/2013
Jurídicas e
-53
2
2
Sociais
Não se aplica
Sim
Outros cargos ou
Companhia
Indicação se foi
eleito pelo
controlador ou não
N/A
Sim
890.310.677
13.05.201 13.05.201
AGO/2013
-68
0
0
057.467.688
-04
Conselho Fiscal
Nome
Data de
Idade
Profissão CPF (n.º)
Nascimento (anos)
Data de
eleição
Data de
posse
Prazo de
mandato
Maria Carmen
Westerlund
Montera
28.01.1952
59
Economis 362.882.92
29.04.201 02.05.201
Conselheira Fiscal Efetiva
AGO/2012
ta
7-53
1
1
Luiz Ferreira
Xavier Borges
02.03.1953
58
Advogado
333.041.90
7-59
29.04.201 02.05.201
AGO/2012
1
1
N/A
Sim
Sebastião
17.09.1953
Bergamini Junior
57
Contador
743.707.23
29.04.201 02.05.201
Conselheiro Fiscal Efetivo
AGO/2012
8-68
1
1
N/A
Sim
Mauro Thomaz de
04.06.1948
Oliveira Gomes
62
Contador
190.787.49
7-68
29.04.201 02.05.201
AGO/2012
1
1
N/A
Sim
Joaquim Dias de
13.06.1978
Castro
33
Economis 909.933.14
29.04.201 02.05.201
AGO/2012
ta
0-15
1
1
N/A
Sim
Kurt Janos Toth
30.10.1947
63
Economis 193.789.55
ta
7-20
29.04.201 02.05.201
AGO/2012
1
1
N/A
Sim
Marcus Pereira
Aucélio
15.11.1966
44
Engenhei
393.486.60
29.04.201 02.05.201
ro
AGO/2012
1-87
1
1
Florestal
N/A
Minoritários - União
Federal
Conselheiro Fiscal
Suplente
Conselheiro Fiscal
Suplente
Conselheiro Fiscal
Suplente
137
Data de
Idade
Profissão CPF (n.º)
Nascimento (anos)
Nome
Data de
eleição
Data de
posse
Prazo de
mandato
Outros cargos ou
Companhia
Indicação se foi
eleito pelo
controlador ou não
41
Bacharel
em
539.600.68
Processa
1-15
mento de
dados
29.04.201 02.05.201
AGO/2012
1
1
N/A
Minoritários – União
Federal
27.03.1973
38
Administr
268.791.47
29.04.201 02.05.201
a-dor de
AGO/2012
8-95
1
1
Empresas
N/A
Preferencialistas
Manuel Jeremias
08.01.1956
Leite Caldas
55
Engenhei
535.866.20
ro
7-30
Eletricista
N/A
Preferencialistas
Charles Carvalho
19.11.1969
Guedes
Marcio Luciano
Mancini
Conselheiro Fiscal
Suplente
Conselheiro Fiscal
Suplente
29.04.201 02.05.201
AGO/2012
1
1
12.7. Membros dos comitês estatutários, comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração
Comitê de Gestão da Política de Investimento e Operacional
A Companhia mantém ainda um comitê de gestão permanente, que atua junto ao conselho de administração e a
Diretoria, cuja função é prestar suporte e assessoria técnica ao conselho de administração. Esse Comitê é formado por
seis membros, sendo três representantes da AES Holdings Brasil e três da BNDESPAR. Atualmente, o comitê de
gestão é composto como segue:
Data de
Nascimento
Nome
Maria
Carmen
Westerlund
Montera
Joaquim
Dias de
Castro
César
Augusto
Chaves
Mendonça
Pedro de
Freitas
Almeida
Bueno
Vieira
Airton
Ribeiro de
Matos
Gustavo
Duarte
Pimenta
Idade
(anos)
Profissão
CPF (n.º)
Cargo
Eletivo
ocupado
Data de
eleição
Data
de
posse
Prazo de
mandato
Outros
cargos ou
funções
exercidos na
Companhia
Indicação
se foi
eleito pelo
controlador
ou não
28.01.1952
59
Economista
362.882.927- Membro
do Comitê 18.05.2011
53
de Gestão
N/A
Indeterminado
Membro do
conselho fiscal
Sim
13.06.1978
32
Economista
909.933.140- Membro
15
de Gestão
N/A
Indeterminado
Membro do
conselho fiscal
Sim
31.10.1979
31
Engenheiro
Membro
085.684.077do Comitê 18.05.2011
73
de Gestão
N/A
Indeterminado
N/A
Sim
18.06.1965
45
Membro
890.310.677Advogado
68
de Gestão
22.05.1960
51
20.06.1978
32
Membro
031.093.858do Comitê 29.04.2008
99
de Gestão
Membro
035.844.246Economista
07
de Gestão
Contador
N/A
N/A
N/A
Membro do
conselho de
Indeterminado administração
e Diretor VicePresidente
Membro do
Indeterminado conselho de
administração
Indeterminado
N/A
Sim
Sim
Sim
12. 8. Administradores e membros do conselho fiscal
a.
currículos dos administradores e membros do conselho fiscal
Arminio Francisco Borjas Herrera
Membro do conselho de administração (suplente)
Arminio Francisco Borjas Herrera é membro suplente do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A. desde maio de 2009. É bacharel em Direito pela Universidad Católica Andrés Bello.
Atualmente é: (i) Diretor Jurídico Regional do grupo AES para a América Latina, responsável por Argentina, Brasil,
Colômbia, Chile, República Dominicana, El Salvador e Panamá, desde setembro de 2007; (ii) Assessor Jurídico para
América Latina da The AES Corporation; e (iii) membro do conselho de administração da AES Tietê S.A. (companhia
aberta), AES Gener S.A. (companhia aberta), Companhia de Alumbrado Electrica de San Salvador, S.A. de C.V.
(companhia aberta atuante no setor de distribuição e comercialização de energia elétrica), Empresa Electrica de
Oriente, S.A. (companhia aberta atuante no setor de distribuição e comercialização de energia elétrica), e C.A. Ron
Santa Teresa (companhia fechada atuante no setor de produção, engarrafamento e distribuição de bebidas alcoólicas).
Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Vice-Presidente de assuntos jurídicos da
Electricidad de Caracas, uma subsidiária do grupo AES na Venezuela, de abril de 2004 a setembro de 2007; (ii) Diretor
Jurídico Regional do Grupo AES para a América Latina, responsável por Argentina, Brasil, Colômbia, Chile, República
Dominicana, El Salvador e Panamá, desde setembro de 2007; e (iii) Associado no escritório de advocacia Mendonza,
Palácios, Acedo, Borjas, Páez Pumar & Cia. de setembro de 1970 a março de 2004 (exceto entre os anos de 1975 a
138
1977 em que esteve em Washington, EUA, para cursar Mestrado na The American University em Estudos
Internacionais, com especialização em Política Latinoamericana e Desenvolvimento Econômico Internacional). Foi (i)
representante da Venezuela na Associação Internacional de Advogados de 2001 a 2003; (ii) árbitro pela Corte
Internacional de Arbitragem de Paris de 1990 a 2000; e (iii) professor de Processo Civil da Universidad Central de
Venezuela (Caracas) de setembro de 1999 até junho de 2001; professor de Prática Legal III e de Prática de Direito
Comercial da Universidad Católica Andrés Bello de setembro de 1984 até julho de 2002 e professor de análise política
e social da América Latina da Universidad Simon Bolívar de setembro de 1979 até julho de 1980.
Membro do conselho de administração (efetivo)
Britaldo Pedrosa Soares é membro do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
Paulo S.A. desde abril de 2008 e Diretor Presidente desde junho de 2007. É bacharel em Engenharia Metalúrgica pela
Universidade Federal de Minas Gerais, com pós-graduação em Engenharia Econômica e Financeira na Fundação Dom
Cabral (Minas Gerais) e participou em diversos programas de educação executiva, dentre os quais o Senior Executive
Program na Darden School of Business – University of Virginia. Atualmente é: (i) Diretor Presidente da AES Sul
Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta) e AES Tietê S.A. (companhia aberta); (ii) Diretor Presidente
e Relações com Investidores da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta) e AES Elpa S.A. (companhia
aberta); e (iii) membro do conselho de administração da Companhia Brasiliana de Energia, AES Elpa S.A., AES Tietê
S.A., AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., AES Gener S.A. (companhia aberta no Chile), da AES
Communications Rio de Janeiro S.A. (companhia fechada), da AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia
fechada), do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS desde abril de 2008, do Instituto Brasileiro de Executivos de
Finanças de São Paulo - IBEF desde janeiro de 2011 e da Câmara Americana de Comércio desde janeiro de 2011.
Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor Financeiro e de Relações com
Investidores da Jarí Celulose S.A. (companhia fechada que atua no setor de papel para embalagens), Elektro
Eletricidade e Serviços S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia),
Aços Villares S.A. (companhia aberta), AES Tietê S.A. e Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.; (ii)
Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Governança Corporativa da Prisma Energy International (holding de
participação em empresas do ramo de energia elétrica e gás), com atuação no Brasil, Bolívia e Argentina, de janeiro de
2004 até agosto de 2005; (iii) Diretor de Relações com Investidores da Companhia Brasiliana de Energia de fevereiro
de 2006 até junho de 2007; e (iv) membro do Conselho de Administração da Companhia Energética de Minas Gerais –
CEMIG (companhia aberta) de abril de 2008 até janeiro de 2011.
Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira é membro suplente do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A. desde novembro de 2009. É bacharel em Direito pela Universidade Santa Úrsula, Rio
de Janeiro, com mestrado em Jurisprudência Comparativa pela Universidade de Nova York, EUA e MBA In-House
Universidade AMBEV. Atualmente é: (i) Diretor Vice-Presidente de Assuntos Legais e responsável pela área de Ética e
Compliance da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. desde junho de 2008; (ii) Vice-Presidente de
Assuntos Legais do grupo AES no Brasil desde maio de 2006; (iii) Diretor da AES Elpa S.A., AES Tietê S.A. e
Companhia Brasiliana de Energia, todas companhias abertas; (iv) membro do conselho de administração da AES Tietê
S.A., Companhia Brasiliana de Energia, AES Elpa S.A e AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A.; e (v) membro
suplente do conselho de administração da AES Communications Rio de Janeiro S.A. (companhia fechada). Nos
últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Diretor Jurídico da Tetra Pak Ltda. (sociedade que
atua no setor de embalagens de líquidos e alimentos processados), de abril de 2003 até abril de 2006; e (ii) Gerente
Jurídico da AMBEV (companhia aberta que atua no setor de bebidas) de março de 1999 a agosto de 2003.
Berned Raymod Da Santos Avila
Berned Raymod Da Santos Avila é membro efetivo do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A. desde maio de 2010. É bacharel Cum Laude em Administração de Empresas e
Administração Pública pela Universidad José Maria Vargas, com pós-graduação Cum Laude em Gerência de
Negócios e em Finanças, MBA Cum Laude pela Universidad José Maria Vargas e concluiu o Programa Avançado no
Instituto de Estudios Superiores y de Administración (IESA) em Caracas, bem como o Programa de Liderança da AES
na Darden School. Atualmente é: (i) Diretor Vice-Presidente Financeiro do grupo AES na América Latina e África; e (ii)
membro do conselho de administração das empresas Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta), AES
Gener S.A. (companhia aberta), Companhia de Alumbrado Electrico de San Salvador (CAESS), Empresa Electrica de
Oriente (EEO), Companhia de Alumbrado Electrico de Santa Ana, Eletricidad de La Plata (EDELAP), AES Chivor & Cia
S.C.A. E.S.P. (companhia aberta) e AES Sonel. Possui 25 anos de experiência em finanças corporativas
internacionais no setor de serviços de geração, transmissão e distribuição na América Latina e, recentemente, na
África. Foi: (i) Diretor Executivo de Finanças da AES na América Latina; e (ii) Diretor Financeiro e Controller na
Venezuela, El Salvador e Colômbia.
Rinaldo Pecchio Junior é Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Eletropaulo S.A. desde dezembro
de 2009 e membro suplente do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo
S.A. desde maio de 2010 e Diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores desde dezembro de 2009. É
formado em Economia pela Universidade Estadual de Campinas e em Contabilidade pela Pontifícia Universidade
Católica de Campinas, com MBA em Finanças pelo IBMEC - Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais. Fez cursos “in
company” de atualização e desenvolvimento gerencial nos Estados Unidos com professores da Harvard Business
School e na Tuck School of Business e cursos de atualização e desenvolvimento profissional na Europa com
139
professores do IMD - International Institute for Management Development, Suíça. Atualmente é: (i) Diretor Financeiro e
Diretor de Relações com Investidores da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde dezembro de 2009 e da AES Sul
Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta) desde fevereiro de 2010; (ii) Diretor da AES Uruguaiana
Empreendimentos S.A. (companhia fechada) desde dezembro de 2009; e (iii) membro suplente do conselho de
administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde maio de 2010. Nos últimos cinco anos, exerceu além
destas, as seguintes funções: (i) Diretor Executivo de Finanças e Transformação de Negócios da Tetra Pak Ltda.
(sociedade que atua no setor de embalagens para líquidos e alimentos processados) de novembro de 2005 a
dezembro de 2009; e (ii) Diretor Financeiro e de Relação com Investidores, Controller e Gerente de Tesouraria da
Elektro – Eletricidade e Serviços S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de
energia) de abril de 1999 a novembro de 2005.
Francisco José Morandi Lopez
Francisco José Morandi Lopez é membro efetivo do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A. desde maio de 2009. É bacharel em Engenharia Civil, com Pós-Graduação em
Finanças Corporativas e Mestre em Administração de Empresas pela Universidad Metropolitana, em Caracas,
Venezuela. Atualmente é: (i) Diretor dos Assessores do Presidente Regional da AES na América Latina e África desde
dezembro de 2008; e (ii) Membro do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A.,
AES Elpa S.A., AES Tietê S.A., Companhia Brasiliana de Energia, AES Chivor & Cia. SCA ESP e AES Panamá S.A.,
todas companhias abertas. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor VicePresidente de Implementação de Estratégia da The AES Corporation de maio de 2007 até novembro de 2008; (ii)
Diretor Vice-Presidente de Transformação dos Negócios Mundiais da The AES Corporation de maio de 2006 até abril
de 2007; (iii) cumulou as Diretorias de Transformação dos Negócios Mundiais do Grupo e de Desenvolvimento dos
Serviços Integrados do Grupo AES de outubro de 2004 até julho de 2006; e (iv) trabalhou na AES Electricidad de
Caracas (EDC) de janeiro de 1999 até outubro de 2004, tendo atuado como Diretor de Planejamento Estratégico de
setembro de 2003 até setembro de 2004. Foi: (i) Líder Financeiro, Tecnológico e de Serviços Comerciais do Grupo de
julho de 2002 até agosto de 2003; (ii) Líder da equipe de Telecomunicações do Grupo, com foco em Finanças e
Estratégia de junho de 2000 até julho de 2002; e (iii) Assistente da Gerência do Departamento de Valorização dos
Negócios de janeiro de 1999 até maio de 2000. Antes de ingressar no Grupo AES, trabalhou para EISCA (instituição
financeira fechada) na Venezuela, tendo atuado como Diretor Interino de novembro de 1996 até dezembro de 1998 e
como Gerente do Departamento de Consultoria de agosto de 1995 até outubro de 1996. Trabalhou como consultor na
BM-E Interfunding (instituição financeira fechada na Venezuela) de outubro de 1993 até julho de 1995, e como Gerente
de Projeto na CEI Venezolana de abril de 1991 até outubro de 1993.
Airton Ribeiro de Matos
Airton Ribeiro de Matos é membro suplente do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de
São Paulo S.A. desde abril de 2008. É bacharel em Ciências Contábeis pela FAE e possui MBA em Finanças Corporativas
pelo IBMEC de São Paulo. Atualmente é (i) Diretor de Controladoria Corporativa do Grupo AES no Brasil desde outubro de
2006; e (ii) membro do conselho de administração da AES Elpa S.A. e AES Tietê S.A., ambas companhias abertas, desde
abril de 2008. Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, a função de Controller da Elektro Eletricidade e Serviços S.A.
(companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia) de abril de 2003 até setembro de
2006. Airton Ribeiro de Matos também foi conselheiro de administração da Companhia Brasiliana de Energia (companhia
aberta).
Kenneth Joseph Zagzebski
Membro do Conselho de Administração (Efetivo)
Kenneth Joseph Zagzebski é Presidente e Diretor Executivo da Indianopolis Power and Light Company (IPL), subsidiária
integral da The AES Corporation, que atua no segmento de geração de energia em Indianopolis e áreas vizinhas desde
março de 2011. É graduado em contabilidade pela Universidade de Wisconsin, Eau Claire, WI, licenciado como Contador
Público Certificado pelo Estado de Wisconsin, além disso, possui MBA em Finanças pela Universidade de Minnesota,
Minneapolis, MN, bem como cursou o Programa de Vantagens de Liderança da Xcel Energy (Xcel Energy Leadership
Advantage Program). Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Vice-Presidente Sênior Operações de Clientes da Indianopolis Power and Light Company (IPL) de abril de 2007 a março de 2011; e (ii) VicePresidente – Soluções de Serviços Públicos da VENTYX (Combinação comercial da INDUS e MDSI) – Atlanta, GA, de
fevereiro de 2005 a abril de 2007.
Lucio da Silva Santos
Lucio da Silva Santos é membro efetivo do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
Paulo S.A. desde março de 2006. É bacharel em Administração de Empresas pela UGF/RJ. É bacharel em Administração
de Empresas pela UGF/RJ. Atualmente é: (i) assessor no Ministério do Esporte desde janeiro de 2011; (ii) analista
judiciário no Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro desde maio de 2000; e (iii) membro do conselho de
administração da AES Tietê S.A. desde dezembro de 2005 e da Companhia Brasiliana de Energia desde outubro de
2006, ambas companhias abertas. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) secretárioexecutivo adjunto no Ministério da Previdência Social desde agosto de 2005 a dezembro de 2010, responsável pela
gestão administrativa, financeira e orçamentária; e (ii) assessor especial da Casa Civil/PR – Presidência da República
de janeiro de 2003 a julho de 2005. Foi membro do conselho de administração da Caixa Econômica Federal, Conselho
Nacional de Assistência Social – CNAS, Rio Previdência, Imprensa Oficial do Estado do Rio de Janeiro, Rio Trilhos –
Companhia de Transporte Sobre Trilhos do Rio de Janeiro e do Fundo Especial Penitenciário.
Marcelo de Carvalho Lopes
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Marcelo de Carvalho Lopes é membro suplente do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade
de São Paulo S.A. desde março de 2006. É bacharel em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal do Rio Grande
do Sul e Mestre em Engenharia de Produção pela Universidade Federal de Santa Catarina. Atualmente é: (i) Presidente
do Badesul - Agência de Fomento do Rio Grande do Sul (uma empresa do governo gaúcho) desde abril de 2011; e (ii)
membro do conselho de administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde dezembro de 2005 e da Companhia
Brasiliana de Energia (companhia aberta) desde outubro de 2006. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as
seguintes funções: (i) Diretor Superintendente do Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas do Estado do Rio
Grande do Sul de janeiro de 2009 a março de 2011; (ii) Diretor-Geral do CENSIPAM na Casa Civil PR – Presidência da
República de junho de 2006 a dezembro de 2008; (iii) Assessor Especial da Ministra na Casa Civil/PR – Presidência da
República de dezembro de 2005 a junho de 2006; e (iv) Secretário de Política de Informática no Ministério da Ciência e
Tecnologia de março de 2005 até dezembro de 2005.
Marcos Ponce de Leon Arruda
Membro do Conselho de Administração (Suplente)
Marcos Ponce de Leon Arruda é Diretor de Inovação e Serviços de Suporte da AES Brasil desde junho de 2011. É
bacharel em Economia pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – RJ, com formação em Master of
Business Administration pela Darden Graduate School of Business Administration da Universidade da Virginia e graduado
com distinção no Diploma Program – Finance pela Universidade da Califórnia em Berkeley Extension. Além da indicação
para membro suplente do Conselho de Administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.,
também foi indicado para: (i) membro suplente do Conselho de Administração da AES Uruguaiana Empreendimentos S.A.
(companhia fechada); (ii) membro suplente do Conselho de Administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta); e (iii)
membro suplente do Conselho de Administração da AES Elpa S.A. (companhia aberta). Nos últimos cinco anos exerceu,
além destas, as seguintes funções: (i) Diretor de Operações Financeiras e Tesouraria da AES Brasil de março de 2010 a
junho de 2011; (ii) Diretor de Planejamento Estratégico e Previsão Financeira da AES Brasil de janeiro de 2008 a março
de 2010; e (iii) Gerente de Planejamento Financeiro da AES Brasil de agosto de 2006 a janeiro de 2008.
Sérgio Canuto da Silva
Membro do conselho de administração (Efetivo)
Sergio Canuto da Silva é membro efetivo do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
Paulo S.A. desde maio de 2010. É Técnico em Sistema Elétrico pelo Centro de Educação Técnica e Tecnológica Álvares
de Azevedo (CETTAA). Atualmente é: (i) Dirigente Sindical, Diretor de Base do Sindicato dos Eletricitários de São Paulo
desde março de 2003; (ii) Técnico Sistema Elétrico Campo Sênior da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo
S.A. desde agosto de 2003; e (iii) membro do Comitê Gestor da Fundação CESP (companhia focada na produção,
geração e venda de energia elétrica) desde 2007. Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, a função de membro
suplente do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. de abril de 2008 a
abril de 2010. Foi Operador da Estação de Retificação II da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. em
março de 1986 e Técnico em Automação de junho de 2001 a agosto de 2003.
Patrícia Rosa de Oliveira
Patrícia Rosa de Oliveira é membro suplente do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade
de São Paulo S.A. desde maio de 2010. É bacharel em Direito pela Universidade Nove de Julho (Uninove) e pósgraduanda em Direito do Trabalho e Processo do Trabalho na EPD - Escola Paulista de Direito. Atualmente é: (i)
Diretora Executiva de Benefícios no Sindicato dos Eletricitários de São Paulo, com mandato de fevereiro de 2007 até
fevereiro de 2011; (ii) Conciliadora na Comissão de Conciliação Prévia dos Eletricitários de São Paulo (CCPESP)
desde março de 2009; e (iii) membro da Comissão da Criança e Adolescente da Ordem dos Advogados do Brasil de
São Paulo - OAB/SP desde abril de 2006. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i)
preposta da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. nas audiências dos Juizados Cíveis de abril de
2005 a março de 2007; e (ii) assistente Administrativo II da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. de
novembro de 2000 a março de 2005.
Luiz Gonzaga de Mello Belluzzo
Luiz Gonzaga de Mello Belluzzo é membro efetivo do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A. desde setembro de 2010. É bacharel em Direito pela Universidade de São Paulo (USP),
pós-graduado pelo curso de Desenvolvimento Econômico promovido pela Comissão Econômica para a América Latina
e o Caribe (Cepal/Ilpes) e doutor em Economia e Planejamento Econômico pela Universidade de Campinas – Unicamp.
Atualmente é: (i) Professor Titular de Economia da Universidade de Campinas – Unicamp desde junho de 1986; (ii)
Professor Titular de Economia da FACAMP - Faculdades de Campinas desde fevereiro de 1999; (iii) Consultor Editorial
da revista semanal Carta Capital desde setembro de 2001; (iv) Conselheiro da Fundação de Amparo à Pesquisa do
Estado de São Paulo – FAPESP desde agosto de 2007; (v) Presidente do Conselho Curador da Fundação Padre
Anchieta desde março de 2007; e (vi)(vi) membro efetivo do conselho de administração da AES Tietê S.A. (companhia
aberta) desde setembro de 2010. Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, a função de membro do conselho de
administração da BM&FBOVESPA - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (companhia aberta) de maio de 2008 a
abril de 2009, da JHSF Participações S.A. até junho de 2007 e Presidente Institucional do Centro Internacional Celso
Furtado de Políticas para o Desenvolvimento de novembro de 2005 a outubro de 2009
Sergio Silva do Amaral
141
Sergio Silva do Amaral é membro efetivo do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de
São Paulo S.A. desde setembro de 2010. É bacharel em Direito e Ciências Sociais pela Faculdade de Direito da
Universidade de São Paulo (USP), cursou Ciência Política na Universidade de Paris I (Panthéon-Sorbonne) e
Doutorado de 3º Ciclo na Universidade de Paris I (Panthéon-Sorbonne). Atualmente é (i) Diplomata desde junho de
1971; (ii) Diretor Internacional da Fundação Armando Álvares Penteado – FAAP desde setembro de 2005; (iii)
Conselheiro da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo – FIESP desde setembro de 2005; (iv) Conselheiro
da Felsberg e Associados desde setembro de 2005; (v) Presidente da Associação Brasileira da Indústria do Trigo
desde julho de 2008; e (vi) membro efetivo do conselho de administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta)
desde setembro de 2010. Nos últimos cinco anos, além dessas, exerceu as seguintes funções: (i) Membro do
Conselho Internacional da Total (França) e do Conselho da World Wildlife Fund (WWF Brasil); (ii) Embaixador do
Brasil em Paris de junho de 2003 até junho de 2005; (iii) Diplomata de carreira de janeiro de 1971 a junho de 2005; e
(iv) Representante do Brasil junto à Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico - OCDE de junho
de 2003 a junho de 2005.
Flora Lúcia Marin de Oliveira
Membro do conselho de administração (efetiva)
Flora Lúcia Marin de Oliveira é conselheira de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo
desde maio de 2011. Graduação (incompleta) em Ciências Sociais pela Faculdade de Filosofia, Letras e Ciências
Humanas pela Universidade de São Paulo, São Paulo/SP, e participou de diversos cursos extra-curriculares, dentre os
quais: (i) Planejamento Estratégico Situacional (PES) pela Universidad Javeriana, Bogotá, Colômbia; (ii) Planejamento
por Objetivos (ZOPP) pelo GTZ – Instituto de Cooperação Alemã, Brasília, DF; e (iii) The Art of Business Coaching pela
Newfield Consulting, Espanha, Venezuela e México. Atualmente é Assessora Especial do Gabinete da Ministra no
Ministério do Desenvolvimento Social e Combate à Fome - MDS desde março de 2011. Nos últimos anos exerceu,
além destas, as seguintes funções: (i) Sócia Administradora do Grupo Desenvolvimento Humano e Institucional S.S.
Ltda. de fevereiro de 2001 a dezembro de 2010; e (ii) Secretária Municipal de Planejamento Estratégico da Prefeitura
Municipal de Santo André de setembro de 1997 a fevereiro de 2001.
Vincent Mathis
Membro do Conselho de Administração (Efetivo)
Vincent Mathis é Diretor Jurídico de Utilidades Integradas da The AES Corporation desde outubro de 2011. É bacharel
em Economia e Ciências Políticas pela Universidade de Richmond – Virginia, bem como Doutor em Direito pela
Faculdade de Direito da Universidade da Virginia. Além da indicação para membro efetivo do Conselho de
Administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., também foi indicado para membro efetivo
do Conselho de Administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta).Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as
seguintes funções: (i) Diretor Jurídico, Região da América do Norte da The AES Corporation de outubro de 2009 a
outubro de 2011; (ii) Vice-Presidente e Diretor Jurídico Suplente da The AES Corporation de janeiro de 2003 a julho de
2006; e (iii) Diretor Jurídico e Vice-Presidente Executivo da ContourGlobal LP de julho de 2006 a outubro de 2009.
Diretoria
Diretor Presidente
Vide seção acima, contendo o currículo dos membros do conselho de administração da Companhia.
Sheilly Caden Contente
Diretora
Sheilly Caden Contente é Diretora Vice-Presidente da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. desde
janeiro de 2008. É graduada em engenharia elétrica pela Universidade Federal da Bahia – UFBA, pós-graduada em
Sistema de Potência pela Escola de Engenharia de Itajubá (EFEI) de Minas Gerais em 1983, e concluiu o Curso de
Especialização em Regulação, pelo “International Training Program of Utility Regulation and Strategy”. Atualmente é:
(i) Diretora da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde janeiro de 2008; (ii) membro do conselho de administração da
AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta), AES Elpa S.A. (companhia aberta) e AES
Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia fechada). Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes
funções: (i) Diretora de Assuntos Regulatórios da Companhia Energética do Maranhão (companhia aberta que atua na
distribuição de energia elétrica) de julho de 2004 a julho de 2006; e (ii) Diretora da SCCONSULT - Consultoria em
Energia e Regulação de agosto de 2006 a dezembro de 2007.
Cibele Castro
Diretora
Cibele Castro é Diretora Vice-Presidente da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. desde março de
2008. É formada em Psicologia pela Universidade Católica de Santos e possui MBA pela Business School São Paulo.
Atualmente é: (i) Diretora da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde março de 2008; (ii) Vice-Presidente de Pessoas
e Gestão do grupo AES no Brasil desde fevereiro de 2008; e (iii) membro do conselho de administração da AES Elpa
S.A. (companhia aberta) desde novembro de 2009 e da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia
aberta) desde fevereiro de 2010. Nos últimos cinco anos, além desta, exerceu a função de Diretora de Recursos
Humanos da GE Plásticos (companhia aberta que atua na produção de plásticos de engenharia) de outubro de 2004 a
dezembro de 2006. Cibele Castro foi membro do conselho de administração da Companhia Brasiliana de Energia
(companhia aberta).
Diretor
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Vide seção acima, contendo o currículo dos membros do conselho de administração da Companhia.
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Vide seção acima, contendo o currículo dos membros do conselho de administração da Companhia
Sidney Simonaggio
Diretor
Sidney Simonaggio é Diretor Vice-Presidente da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. desde
janeiro de 2012. É bacharel em Engenharia Elétrica na modalidade Eletrotécnica pela Faculdade de Engenharia
Industrial de São Bernardo do Campo - SP, com mestrado sem dissertação na área de Sistema de Potência pela
Escola Politécnica da Universidade de São Paulo – SP, e também bacharel em Ciências Jurídicas e Sociais pela
Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul – Porto Alegre – RS. Atualmente é: (i) membro suplente do
conselho de administração da AES Tietê (companhia aberta) desde dezembro de 2011; e (ii) membro efetivo do
conselho de administração da AES Elpa S.A. (companhia aberta) desde dezembro de 2011. Nos últimos 5 anos, além
destas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor Executivo de Operações da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de
São Paulo S.A. (companhia aberta) de abril de 2010 até janeiro de 2012; (ii) Vice-Presidente Corporativo de
Operações da Rede Energia S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de
energia) de agosto de 2007 até abril de 2010; (iii) Vice-Presidente Executivo da ENERSUL S.A. (companhia aberta
que atua no setor de distribuição de energia) de setembro de 2008 até abril de 2010; (iii) Sócio-Diretor na Simonaggio
Advogados Associados (sociedade de advogados que atua na prestação de serviços jurídicos) de maio a julho de
2007; e (iv) Presidente na Rio Grande Energia S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e
transmissão de energia) de março de 2000 até julho de 2006.
Paulo Camillo Vargas Penna
Paulo Camillo Vargas Penna é Diretor Vice-Presidente da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.
desde fevereiro de 2012. É graduado em Ciências Jurídicas e Sociais pela Pontifícia Universidade Católica de Minas
Gerais. Atualmente, também exerce a função de Diretor da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia
aberta) desde fevereiro de 2012. Nos últimos 5 anos, além dessas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor-Presidente
do Instituto Brasileiro de Mineração – IBRAM (Associação privada, sem fins lucrativos) de fevereiro de 2006 a janeiro
de 2012; e (ii) Diretor e, posteriormente, Vice-Presidente do Sindicato Nacional da Indústria da Extração do Ferro e
Metais Básicos – SINFERBASE de abril de 2007 a janeiro de 2012.
Conselho Fiscal
Maria Carmem Westerlund Montera
Membro do conselho fiscal (efetiva)
Maria Carmen Westerlund Montera é economista formada pela Faculdade de Ciências Políticas e Econômicas do Rio
de Janeiro da Universidade Cândido Mendes, é também bacharel em Letras pela PUC/RJ, com especialização em
Mercado de Capitais na EPGE/FGV-RJ e possui MBA pela Coppead/UFRJ. Atualmente é: (i) economista do
Departamento de Gestão e Acompanhamento de Carteira da BNDES Participações S.A. - BNDESPAR e (ii) membro
do conselho de administração da Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro - CEG (companhia aberta voltada
à operação de serviços públicos de gás) e da TUPY S.A. (companhia aberta voltada à indústria metalúrgica, de
fundição e mecânica), desde 2006, ambas companhias abertas. Foi gerente responsável pela análise e
acompanhamento de investimentos na BNDES Participações S.A.- BNDESPAR em empresas diversas e em fundos
de investimento desde 1987; e Chefe do Departamento de Comunicação e Cultura do BNDES em 2004. Foi também
membro do conselho de administração e dos comitês de financeiro e de gestão da Brasil Ferrovias S.A. e da
Ferronorte (companhias concessionárias de ferrovias), ambas abertas; membro dos comitês de investimentos do
Fundo FIP Brasil Energia e do Fundo de Petróleo, Gás e Energia – Fundo de Investimento em Participações e membro
do conselho de administração de Spes prestadoras de serviço para a Petrobrás (Companhia de recuperação
Secundária -CRSEC, Marlim Participações e Nova Marlim Participações) e membro suplente do Conselho de
Administração da NET Serviços de Comunicação S.A..
Luiz Ferreira Xavier Borges
Membro do conselho fiscal (suplente)
Luiz Ferreira Xavier Borges é membro suplente do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
Paulo S.A. desde maio de 2009. É graduado e mestre em Direito Econômico pela Universidade Federal do Rio de
Janeiro e doutor em Engenharia da Produção pela COPPE/UFRJ, além de professor de Projetos e Direito Econômico
no Rio de Janeiro em Pós-Graduação (FGV, IBMEC e COPPE) desde março de 1982 até a presente data, com
especialização nos EUA (American University, Washington, D.C.) em International Project Finance e publicações
técnicas sobre operações estruturadas. Atualmente é: (i) conselheiro de administração da Fundação de Assistência e
Previdência Social do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (FAPES) desde julho de
2007; (ii) membro do conselho deliberativo da Associação dos Funcionários do Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social - BNDES (AF BNDES) desde julho de 2002; (iii) membro do conselho fiscal da AES
Communications Rio de Janeiro S.A. (companhia fechada), Eletropaulo Telecomunicações Ltda.; e AES Tietê S.A.; e
(iv) membro suplente do conselho fiscal da AES Elpa S.A. (companhia aberta). Nos últimos cinco anos exerceu, além
143
desta, as seguintes funções: (i) Advogado, entre 1976 e 2009, e (ii) Assistente Técnico entre 1974 e 1976 no Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES.
Sebastião Bergamini Júnior
Membro do conselho fiscal (efetivo)
Sebastião Bergamini Júnior é membro efetivo do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
Paulo S.A. desde maio de 2009. É formado em Contabilidade pela Faculdade Moraes Junior e pós-graduado em
finanças corporativas pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. Atualmente é: (i) Diretor de Administração e Finanças da
Companhia de Desenvolvimento Industrial do Estado do Rio de Janeiro (sociedade de economia mista focada no setor
de desenvolvimento industrial) desde agosto de 2009; (ii) membro do conselho fiscal da AES Tietê S.A. e da AES Elpa
S.A. desde abril de 2008, ambas companhias abertas; e (iii) membro do conselho deliberativo da Fundação de
Assistência e Previdência Social do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (FAPES) desde
abril de 2007, com mandato até março de 2011. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i)
Sócio Consultor da ASCOT Assessoria, Consultoria e Treinamento S/C Ltda. (companhia que presta serviços de
assessoria, consultoria e treinamento para empresas) de maio de 2008 até julho de 2009; (ii) Subchefe da Auditoria
Interna do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES por quatro anos; (ii) Gerente do
departamento de avaliação de risco de crédito de empresas não-financeiras de novembro de 1977 a abril de 2008 (13
anos); (iii) Gerente de análise de projetos de investimentos na área de infra-estrutura do Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES por um ano; (iv) Gerente de carteira de investimento, acompanhamento
e venda de produtos de renda variável do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES por dois
anos; e (v) Analista de projetos industriais por dez anos. O Sr. Sebastião Bergamini Júnior foi membro do conselho
fiscal da Companhia Vale do Rio Doce (companhia aberta) e da Fundação de Assistência e Previdência Social do
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (FAPES).
Mauro Thomaz de Oliveira Gomes
Mauro Thomaz de Oliveira Gomes é membro suplente do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de
São Paulo S.A. desde maio de 2009. É contador formado na Faculdade de Ciências Contábeis Moraes Junior em 1972.
Atualmente é conselheiro fiscal da AES Tietê S.A. (companhia aberta) e da AES Elpa S.A. (companhia aberta) desde
abril de 2008. Não exerceu atividade profissional no período entre 2004 e 2008, por estar aposentado. Trabalhou
durante 29 anos no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, entre janeiro de 1974 e
fevereiro de 2003, período em que atuou como: (i) Assessor da Superintendência da Área Social de julho de 2000 a
fevereiro de 2003; (ii) Assessor da Diretoria de agosto de 1997 a abril de 2000; (iii) Gerente Setorial da Área Industrial
de fevereiro de 1995 a agosto de 1997; (iv) Gerente no Departamento de Desenvolvimento de Recursos Humanos de
julho de 1989 a outubro de 1990; e (v) Técnico na avaliação e acompanhamento de projetos nos setores de celulose e
papel, petroquímica, agroindústria e setores sociais de janeiro de 1974 a julho de 1989 e nos intervalos entre as
funções acima mencionadas. Foi, ainda, membro do conselho fiscal da Aracruz Celulose S.A. (companhia aberta que
atua no setor de papel e celulose).
Joaquim Dias de Castro
Joaquim Dias de Castro é economista formado pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul e mestre em Economia pela
EPGE/FGV-RJ. Atualmente é: (i) gerente do departamento de acompanhamento e gestão da carteira do Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES desde novembro de 2007; e (ii) membro do conselho de
administração da Light S.A. (companhia voltada à distribuição, geração, comercialização e prestação de serviços de
energia), da CTX Participações S.A. (companhia voltada à administração e participação de outras sociedades), da
Rede Energia S.A. (companhia voltada à distribuição, comercialização e geração de energia) e Telemar Participações
S.A. e Tele Norte Leste Participações S.A. (companhias voltadas ao setor de telecomunicações), todas abertas. Nos
últimos cinco anos, além destas, exerceu a função de economista do Departamento de Recuperação de Créditos do Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES e do Departamento de Acompanhamento da Área de
Mercado de Capitais da BNDES Participações S.A.- BNDESPAR de janeiro de 2004 a outubro de 2007. Foi membro do
conselho de administração da Telemig Celular Participações S.A..
Kurt Janos Toth
Kurt Janos Toth é membro suplente do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.
desde maio de 2009. É graduado em Ciências Econômicas pela Universidade Federal Fluminense (1973), e pósgraduado em Finanças pela Pontifícia Universidade Católica/RJ em 1977. Atualmente é conselheiro fiscal da AES Tietê
S.A. e AES Elpa S.A., ambas companhias abertas, desde maio de 2009, e não exerce outra atividade. No período entre
julho de 1971 a março de 2008, trabalhou no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, onde
exerceu as seguintes funções: (i) Economista no Departamento de Controle Interno; (ii) Chefe de Departamento no
Departamento de Crédito; e (iii) Chefe de Departamento de Bens de Capital e de Indústrias Tradicionais da Área de
Projetos Industriais. Participou de treinamentos nas áreas de projetos, gestão e finanças, tais como Environmental
Management Workshop, promovido pela International Finance Corporation (IFC), e Corporate Credit Risk Analysis,
promovido pela Standard & Poor’s, ambos em 2000. Foi membro do conselho fiscal da Vale S.A. (companhia aberta
que atua no setor de mineração) e Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás (companhia aberta focada na
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica).
Marcus Pereira Aucélio
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Marcus Pereira Aucélio é membro efetivo do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo
S.A. desde maio de 2009. É graduado em Engenharia Florestal pela Universidade de Brasília, tendo concluído MBA
Executivo em Finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais e pós-graduação em Economia do Setor
Público pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. Atualmente é: (i) Sub-secretário de Política Fiscal da Secretaria do
Tesouro Nacional desde janeiro de 2007; (ii) membro do conselho fiscal da Petróleo Brasileiro S.A. (companhia aberta
focada no setor petrolífero) e Vale S.A. (companhia aberta que atua no setor de mineração); (iii) membro do conselho
curador do FGTS e do FCVS; e (iv) membro do conselho diretor do Fundo da Marinha Mercante e do Fundo
PIS/PASEP. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as funções de: (i) Assessor da Secretaria do Tesouro
Nacional, respondendo pela Área de Riscos Operacionais; (ii) Coordenador-Geral de Gerenciamento de Fundos e
Operações Fiscais de agosto de 2006 a dezembro de 2006; e (iii) Coordenador da Coordenação-Geral de
Administração da Dívida Pública, de junho de 2002 até julho de 2006. Marcus Pereira Aucélio foi: (i) membro do
conselho de administração da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás (companhia focada na geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica); e (ii) membro de conselhos fiscais da Banespa S.A., Banco do Brasil
S.A, Caixa de Consórcios.
Charles Carvalho Guedes
Charles Carvalho Guedes é membro suplente do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
Paulo S.A. desde maio de 2010. É pós-graduado em ciências contábeis pela Fundação Getúlio Vargas e participou em
diversos programas de educação executiva e de aperfeiçoamento, dentre os quais: seminários sobre governança
corporativa em empresas (OCDE e Banco Mundial), realizados em Paris, Lima e Cidade do México, em fevereiro de
2005, outubro de 2005 e junho de 2007, respectivamente, e Curso de Mercado de Capitais pela Insper (antigo IBMEC),
dentre outros. Exerce a função de: (i) Coordenador da Coordenação-Geral de Participações Societárias (COPAR)
desde março de 2007; e (ii) membro do conselho fiscal da Centrais Elétricas Brasileiras – ELETROBRAS, a partir de
maio de 2010. Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, a função de Assessor da Secretaria do Tesouro Nacional,
no período de janeiro de 2005 a março de 2007. Em companhias de capital aberto, além da já citada, exerceu função
de: (i) Presidente do conselho fiscal do BANESPA - Serviços Técnicos e Administrativos S.A. de abril de 1998 até abril
de 2001; (ii) Membro do conselho fiscal do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES de maio
de 2006 até maio de 2010 e da BESC Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários – BESCVAL e BESC Financeira –
BESCREDI; (iii) Presidente do conselho fiscal do Banco do Estado de Santa Catarina - BESC entre julho de 2000 a
abril de 2004; (iv) Membro do conselho fiscal do Banco do Estado do Ceará – BEC entre outubro de 2005 a janeiro de
2006; e (v) Membro do conselho fiscal da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS entre abril de 2004 a abril
de 2006.
Marcio Luciano Mancini
Marcio Luciano Mancini é membro efetivo do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo
S.A. desde abril de 2006. É Técnico em Processamento de Dados, formado pela Escola Salesiana São José e formado
em Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas. Atualmente é: (i) Gestor de Investimentos na N.
Sumatra – Fundo de Investimentos em Ações desde dezembro de 2005; e (ii) membro do conselho fiscal da Contax
Participações S.A. (companhia aberta), COPEL – Companhia Paranaense de Energia (companhia aberta que atua no
setor de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia elétrica). Nos últimos cinco anos, além
destas, exerceu as seguintes funções: (i) membro do conselho fiscal da AES Tietê S.A. (companhia aberta) no período
de abril de 2004 a março de 2005, AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta), Fosfértil
Fertilizantes Fosfatados S.A. - Fosfértil (companhia aberta que atua no setor de fertilizantes), Lojas Renner S.A.
(companhia aberta), Paraná Banco S.A., Trafo S.A., Grazziotin S.A., Rodobens S.A., Sanepar, Duratex S.A., Unipar
S.A., Dixie Toga S.A., Millenium Inorganic Chemicals S.A., Lojas Americanas S.A. (companhia aberta que atua no setor
de bens de consumo duráveis), Comgás – Companhia de Gás de São Paulo (companhia aberta que atua na
distribuição de gás), Telefônica S.A. (companhia aberta de telefonia) e da Acesita Energética Ltda. (sociedade que atua
no setor de mineração).
Manuel Jeremias Leite Caldas
Manuel Jeremias Leite Caldas é membro suplente do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
Paulo S.A. desde maio de 2010. É bacharel em Engenharia Elétrica pelo Instituto Militar de Engenharia (IME) e doutor e
mestre em Economia pela Fundação Getúlio Vargas. Atualmente é: (i) Consultor da Alto Capital Gestão de Recursos
desde janeiro de 2007; (ii) membro do conselho de administração da Contax Participações S.A. (companhia aberta); e (iii)
membro do conselho fiscal da Companhia Energética do Rio Grande do Norte S.A. desde abril 2009. Nos últimos cinco
anos exerceu, além destas, a função de gerente do departamento técnico do Banco Pebb S.A. de janeiro de 1996 a
novembro de 2006.
b.
Condenações criminais, condenações em processo administrativo da CVM e penas aplicadas e
condenações judiciais ou administrativas transitadas em julgado que tenha suspendido ou
inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer que tenham
ocorrido durante os últimos 5 anos com qualquer administrador ou membro do conselho fiscal
Nenhum dos profissionais mencionados no item 12.8.a acima esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação
criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM, e nenhuma
condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse ocasionado a suspensão ou
inabilitação para a prática de qualquer atividade profissional ou comercial. Todos os administradores da Companhia
estão devidamente habilitados para a prática de suas respectivas atividades profissionais.
145
12.9. Informação sobre existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre
a.
administradores da Companhia
Não aplicável. Não há relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre administradores da
Companhia e controladores diretos ou indiretos da Companhia
b.
(i) administradores da Companhia e (ii) administradores de controladas, diretas ou indiretas, da
Companhia
c.
(i) administradores da Companhia ou de suas controladas, diretas ou indiretas e (ii) controladores
diretos ou indiretos da Companhia
d.
(i) administradores da Companhia e (ii) administradores das sociedades controladoras diretas e
indiretas da Companhia
12.10.
Informação sobre relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas, nos 3
últimos exercícios sociais, entre administradores da Companhia
a.
sociedade controlada, direta ou indiretamente, da Companhia
Não aplicável.
b.
controlador direto ou indireto da Companhia
Alguns dos administradores da Companhia, os Srs. Andrew Martin Vesey, Britaldo Pedrosa Soares, Pedro de Freitas
Almeida Bueno Vieira, Berned Raymond Da Santos Ávila, Rinaldo Pecchio Junior, Francisco José Morandi Lopéz,
Airton Ribeiro Matos, Lucio da Silva Santos, Marcelo de Carvalho Lopes, Cibele Castro, Sidney Smonaggio e Paulo
Camillo Vargas Penna, são também administradores da The AES Corporation e/ou de suas sociedades controladas. O
Sr. Arminio Francisco Borjas Herrera, membro do Conselho de Administração da Companhia, é empregado da The
AES Corporation.
c.
caso seja relevante, fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia, de sua controlada ou
controladoras ou controladas de alguma dessas pessoas
Não aplicável.
12.11. Descrição das disposições de quaisquer acordos, inclusive apólices de seguro, que prevejam o
pagamento ou o reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação de
danos causados a terceiros ou ao emissor, de penalidades impostas por agentes estatais, ou de acordos
com o objetivo de encerrar processos administrativos ou judiciais, em virtude do exercício de suas
funções
Em linha com a política de contratação de seguros da Companhia, contratou-se apólice de seguro de Responsabilidade
Civil de Administradores (D&O), visando garantir aos administradores da Companhia o reembolso dos valores pagos a
título de indenização decorrentes de reparação de danos causados a terceiros ou à Companhia, durante o regular
exercício de suas atividades. A atual apólice de D&O está vigente até 15 de fevereiro de 2012 e tem limite máximo de
indenização de R$50 milhões. A referida apólice de seguro, contratada em nome da Brasiliana e que abrange,
também, os executivos da AES Eletropaulo, pode ser insuficiente para garantir a indenização de eventuais danos
causados a terceiros e à Companhia.
12.12.
Todas as informações relevantes pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima.
146
13.
Remuneração dos administradores
13.1. Política e prática de remuneração do conselho de administração, da diretoria estatutária e não
estatutária, do conselho fiscal, dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, de risco, financeiro e
de remuneração
a.
objetivos da política ou prática de remuneração
Conselho de Administração e Conselho Fiscal
A remuneração dos membros dos Conselhos de Administração e Fiscal da Companhia é constituída em sua totalidade de
remuneração fixa (Salário / Pró-labore) e possui como principal objetivo atrair e reter conselheiros independentes com
conhecimento do segmento e de negócios para enriquecer as discussões estratégicas da Companhia, acompanhar e
monitorar resultados, aconselhar na condução dos negócios e contribuir com sugestões de melhores práticas de mercado,
garantindo as boas práticas de governança corporativa.
Diretoria Estatutária e Não – Estatutária
A remuneração dos Diretores da Companhia é determinada de acordo com as funções e responsabilidades de cada um e
em relação a outros executivos de mercado de energia e de empresas com boas práticas de Recursos Humanos.
A política de remuneração de executivos foi estruturada com o objetivo de:
⇒ Vincular o desempenho dos executivos ao desempenho operacional e financeiro da Companhia, aos seus
planos de negócio e objetivos;
⇒ Alinhar a remuneração dos executivos com os interesses dos acionistas da Companhia;
⇒ Otimizar o investimento da Companhia em Recursos Humanos visando a atrair e a reter profissionais
capacitados e considerados “chave” para a sustentabilidade de seus negócios, tendo práticas competitivas
em relação às empresas do mercado com quem atua.
Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional
Os integrantes do Comitê de Gestão não são remunerados.
b.
composição da remuneração
Os elementos do pacote de remuneração da Companhia são:
(i) descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles
⇒
⇒
⇒
⇒
Salário Base pró-labore: remunerar com base no nível e complexidade do cargo internamente (Companhia)
e externamente (mercado);
Bônus: Reconhecer o alcance/superação de metas empresariais e individuais;
Benefícios diretos e indiretos: oferecer benefícios alinhados às práticas de mercado no nível executivo: Veículo designado, Plano de Saúde, Plano Odontológico, Previdência Privada, Seguro de Vida, Check up
anual;
OUTROS - Incentivo de Longo Prazo (ILP): Estabelecido pela AES Corporation e condicionado ao alcance
de metas corporativas globais e individuais. Visa reforçar a retenção dos profissionais e a criação de valor
para o negócio de forma sustentável e no longo prazo. O incentivo de longo prazo é composto pelos
seguintes componentes:
(i) Plano de Remuneração baseado em Ações da AES Corporation (a AES Eletropaulo não possui
um plano local de ações), definido e pago pela controladora sem ônus para a AES Eletropaulo.
Representa 50% do ILP de cada Diretor: Existem 3 tipos de remuneração por Ações:
 Stock Options: o Diretor estatutário recebe o direito de comprar ações da
AES Corporation, por um determinado valor após um período de 3 anos;
 Performance Stock Units: o Diretor recebe um determinado número de ações
da AES Corporation. O valor dessas ações poderão variar conforme
performance do índice Standard & Poors 500 (S&P 500) da Bolsa de Nova
Iorque
 Restricted Stock Units: o Diretor recebe as ações da AES Corporation (e não
da AES Eletropaulo) para, caso deseje, aliená-las no mercado secundário
após um período de carência
(ii)
Plano Performance Units (PU): definido pela controladora, é um bônus diferido atrelado ao
cumprimento de metas trienais da AES Corporation. Representa 50% do ILP de cada Diretor e o
pagamento é assumido localmente pela AES Eletropaulo. O indicador de referência é o CVA (Cash
Value Added), que mede a geração de caixa. O critério de pagamento prevê valores diferenciados
para atingimento parcial, total ou superação de metas. Os valores atribuídos passam ser
disponíveis da seguinte forma: 1/3 no primeiro ano, 1/3 no segundo ano e 1/3 no terceiro ano,
pagando-se no início do 4º ano.
(ii) qual a proporção de cada elemento na remuneração total
⇒
Conselho de Administração:
100 % remuneração fixa (salário / pró-labore);
147
⇒
Conselho Fiscal:
100 % remuneração fixa (salário / pró-labore);
⇒
Diretores Estatutários e Não Estatutários:
40 % remuneração fixa (salário / pró-labore)
45 % bônus
07 % incentivos de longo prazo (Outros - ILP)
09 % Benefícios diretos e indiretos
(iii) metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração
Em Assembléia Geral Ordinária de acionistas da Companhia é aprovado o montante que será empregado na
remuneração global de seus administradores, com relação ao exercício social. Como premissa básica de aprovação, a
remuneração dos administradores da Companhia deverá tratar-se um custo sustentável e que não comprometa outros
investimentos do negócio. Os reajustes são baseados no crescimento das remunerações praticadas pelo mercado,
ajustes de inflação, recomposição do poder de compra e aumentos de mérito/enquadramento baseados na avaliação
de desempenho.
A Hay Group do Brasil é a consultoria contratada para realizar a pesquisa anual de remuneração para análise da
competitividade da remuneração dos Administradores frente ao mercado selecionado, composto por empresas que
apresentam sólidas práticas em Recursos Humanos e/ou do mesmo segmento e porte da AES Eletropaulo.
(iv) razões que justificam a composição da remuneração
⇒
⇒
⇒
⇒
⇒
Contribuir para a atração e retenção dos profissionais;
Assegurar o reconhecimento meritocrático dos profissionais de alto desempenho;
Garantir remuneração competitiva e alinhada às práticas do mercado em troca do cumprimento total das
expectativas e a possibilidade de bonificações adicionais quando as expectativas forem excedidas;
Praticar uma remuneração justa, equitativa e clara para os Administradores;
Balanceamento entre remuneração de curto e longo prazo, visando ações e decisões que garantam a
sustentabilidade do negócio
c.
principais indicadores de desempenho levados em consideração na determinação de cada elemento da
remuneração
Salário / pró-labore e Benefícios diretos e indiretos – Utiliza-se como indicadores as práticas de mercado da localidade de
trabalho do administrador.
Remuneração variável (Bônus e Incentivo de Longo Prazo) - Os principais indicadores de desempenho da Companhia
considerados para efeito de remuneração variável são: Segurança, Fluxo de Caixa, Melhoria de Performance e o
desempenho Individual, considerando o alcance / superação de metas.
Peso de cada resultado na avaliação de desempenho
AES Eletropaulo
AES Corporation
Individual
Segurança
Fluxo de Caixa
Melhoria de
Performance
10%
30%
20%
d.
AES Mundial
AES América Latina
e África
10%
15%
15%
como a remuneração é estruturada para refletir a evolução dos indicadores de desempenho;
O acompanhamento dos indicadores é realizado mensalmente e a apuração final dos resultados é feita no primeiro mês
do ano subseqüente ao exercício. Cada indicador tem um peso específico que, ponderado, consolida a remuneração
variável total, que é aprovada pelo comitê Regional e Mundial da AES.
e.
como a política ou prática de remuneração se alinha aos interesses do emissor de curto, médio e longo
prazo
A Companhia mantém uma política de remuneração variável baseada em metas empresariais qualitativas e
quantitativas. Dessa forma, a Companhia busca atribuir aos seus colaboradores incentivos de curto, médio e longo
prazo, que objetivam alinhar os interesses de todas as partes interessadas. Entre as metas, destaca-se o
acompanhamento do resultado da Companhia mensurado pelo fluxo de caixa, EBITDA, Lucro líquido, dentre outros,
além de resultados de desempenho operacional como DEC (Duração da Interrupção de Energia), FEC (Freqüência da
Interrupção da Energia), Perdas Totais, Satisfação dos Clientes, etc.
Essas práticas são sustentadas pelos seguintes valores da Companhia:
⇒ Segurança em primeiro lugar;
⇒ Agir com integridade;
⇒ Honrar compromissos;
⇒ Buscar excelência; e
148
⇒
Realizar-se no trabalho.
f.
existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos
A Companhia possui programa de ILP (Incentivo de Longo Prazo) que é estabelecido e administrado pela AES
Corporation, condicionado ao alcance de metas corporativas globais e individuais, sendo o Brasil responsável por 50%
do custo e a AES Corporation responsável pelos outros 50%.
Em 17 de dezembro de 2008, a Comissão de Valores Mobiliários emitiu a Deliberação nº. 562 que aprovou o CPC 10,
Pagamento Baseado em Ações, o qual forneceu critérios e diretrizes sobre a contabilização e divulgação dos
pagamentos baseados em ações pelas Companhias. Essa Deliberação teve sua vigência a partir dos exercícios
iniciados em 1º de janeiro de 2008.
Considerando as questões de ordem societária envolvendo a contabilização dos pagamentos baseados em ações
efetuados por sua Controladora em favor de seus empregados, em 14 de dezembro de 2009 a AES Eletropaulo
protocolou consulta à CVM visando dirimir dúvidas em relação à referida contabilização.
Em 22 de dezembro de 2009, a Comissão de Valores Mobiliários emitiu a Deliberação nº. 615, que aprovou a
Interpretação Técnica ICPC 05 com diretrizes adicionais sobre o registro de pagamento baseado em ações envolvendo
transações de ações do Grupo e em Tesouraria. Essa interpretação recomenda que a contabilização de pagamentos
em ações efetuados a empregados da Companhia, sejam contabilizados pela Companhia como uma despesa em
contrapartida a um aumento no patrimônio líquido em favor dessa Companhia. A Deliberação nº. 615 tem sua vigência
a partir dos exercícios encerrados em dezembro de 2010.
Em 18 de junho de 2010, a Companhia recebeu resposta à consulta da CVM a qual orientou o registro da remuneração
baseada em ações no resultado em contrapartida ao patrimônio líquido da Companhia. De acordo com o CPC 10, o
ICPC 05 e as informações recebidas da CVM a Companhia irá proceder ao registro de acordo as Deliberações acima
mencionadas, e registrará a contrapartida dessas despesas em reserva de capital, no patrimônio líquido, a qual poderá
utilizada em favor do acionista controlador após o efetivo aporte de recursos.
g.
existência de qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado evento
societário, tal como a alienação do controle societário da Companhia.
Não há remuneração ou benefícios diretos e indiretos vinculados a ocorrência de eventos societários.
13.2. Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social
corrente do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal
2011
Número de membros
Remuneração fixa anual (em R$)
Salário / pró-labore
Conselho de
Administração
Diretoria
Estatutária
Conselho Fiscal
Total
5,00
6,00
4,00
15,00
975.600
4.256.463
480.000
5.712.063
975.600
3.358.161
480.000
4.813.761
Benefícios diretos e indiretos
898.302
898.302
Participação em comitês
0
0
Outros
0
Remuneração variável
0
3.362.713
Bônus
0
0
3.362.713
3.103.022
3.103.022
Participação nos resultados
0
0
Participação em reuniões
0
0
Comissões
0
0
259.691
259.691
Outros (ILP)
Encargos
180.000
1.228.412
96.000
Benefícios pós-emprego
0
Benefícios pela cessação do exercício do cargo
Total Geral
1.504.412
0
1.155.600
8.847.588
149
576.000
10.579.188
2010
Número de membros
Conselho de
Administração
Diretoria
Estatutária
Conselho Fiscal
Total
5,50
6,00
4,33
15,83
Remuneração fixa anual (em R$)
874.000
3.139.245
495.000
4.508.245
874.000
2.679.357
495.000
4.048.357
-
459.888
-
459.888
-
-
-
-
Outros
-
-
-
-
-
3.519.077
-
3.519.077
Bônus
-
2.989.318
-
2.989.318
-
-
-
-
-
-
-
-
Comissões
-
-
-
-
Outros (ILP)
-
529.759
-
529.759
174.800
Encargos
-
Benefícios pela cessação do exercício do cargo
-
Remuneração baseada em ações
1.048.800
Total Geral
99.000
1.133.735
151.236
1.407.535
-
151.236
-
-
443.774
-
443.774
8.387.066
594.000
-
10.029.866
Conselho de
Administração
Diretoria
Estatutária
Conselho Fiscal
Total
6,17
6,33
4,08
16,58
R$ 288.000
R$ 2.941.599
R$ 421.000
R$ 3.650.599
R$ 288.000
R$ 2.590.883
R$ 421.000
R$ 3.299.883
--
R$ 350.716
--
R$ 350.716
--
--
--
--
Outros
--
--
--
--
--
R$ 2.872.905
--
R$ 2.872.905
Bônus
--
R$ 2.464.636,50
--
R$ 2.464.637
--
--
--
--
--
--
--
--
Comissões
--
--
--
--
Outros (ILP)
--
R$ 408.268
--
R$ 408.268
R$ 57.600
R$ 1.126.751
R$ 84.200
R$ 1.268.551
--
R$ 229.979
--
R$ 229.979
Benefícios pela cessação do exercício do
cargo
--
R$ 169.967
--
R$ 169.967
Remuneração baseada em ações
--
R$ 2.079.301
--
R$ 2.079.301
R$ 345.600
R$ 9.420.502
R$ 505.200
R$ 10.271.302
2009
Número de membros
Remuneração fixa anual
(em R$)
Encargos
Total Geral
150
13.3. Remuneração variável dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social corrente do
conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal
Não possuímos plano de remuneração variável para o Conselho de Administração, nem tampouco para o Conselho Fiscal.
Para os Diretores Estatutários, a política e valores são os demonstrados no quadro abaixo:
Dados Gerais Diretoria Estatutária
Número de Membros que receberam remuneração
variável no exercício
Valor mínimo previsto no plano de remuneração
2009
2010
2011
5,00
6,00
6,00
0
0
0
Remuneração
Variável (Bônus + Valor máximo previsto no plano de remuneração R$ 3.641.823 R$ 4.568.965
(R$)
ILP (PU))
4.786.243
Valor previsto no plano de remuneração caso as
R$ 2.122.226 R$ 2.663.796
metas fossem atingidas (R$)
2.845.067
Valor efetivamente reconhecido (em R$)
R$ 2.706.641 R$ 2.499.069
-
Obs. Na tabela acima o valor efetivamente reconhecido é o real calculado e que foi/será pago em março de 2010/2011; o
valor de provisão em 31 de dezembro de 2010 era de R$ 3.519.077 (bônus a ser pago em março/11).
A remuneração dos administradores e dos membros do conselho de administração e fiscal para o exercício corrente será
definida em assembléia geral ordinária prevista para ocorrer em 29 de abril de 2011. A política de remuneração dos órgãos
mencionados permanecerá inalterada.
13.4. Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária em
vigor no último exercício social e previsto para o exercício social corrente
O Plano de Remuneração baseado em Ações abrange somente os Diretores Estatutários e Diretores não estatutários,
não atingindo conselho de administração e fiscal. A seguir detalha-se o plano:
a) Termos e condições gerais
Diretores Estatutários
O Plano de Remuneração baseado em Ações é estabelecido, administrado e
custeado pela AES Corporation, condicionado ao alcance de metas
corporativas globais e individuais, composto por três tipos de ações:
- Stock Options
- Performance Stock Units
- Restricted Stock Units
O Diretor Presidente recebe até 15% de seu pró-labore anual em ações, sendo
até 7,5% sob a forma de Stock Options e 7,5% sob a forma de Performance
Stock Units (Ações da AES Corporation).
Os demais Diretores (estatutários e não estatutários) recebem até 10% do prólabore ou salário anual em Restricted Stocks Units
b) Principais objetivos do plano
Visa reforçar a retenção dos profissionais e alinhar interesses com acionistas
na criação de valor para o negócio de forma sustentável e de longo prazo,
além de contribuir para a retenção dos executivos chave.
c) Forma como o plano contribui para esses objetivos
Seu desembolso efetivo ocorre somente se os resultados globais (financeiros e
performance) forem atingidos, refletidos também na variação positiva do preço
da ação da AES Corporation.
d) Como o plano se insere na política de remuneração da Conforme descritos itens 13.1.b, este plano complementa a remuneração total
Companhia
do executivo, contribuindo para a formação de visão de sustentabilidade do
negócio e retenção dos executivos a longo prazo.
e) Como o plano alinha os interesses dos administradores O plano alinha os interesses dos Administradores, Companhia e Acionistas por
e da Companhia a curto, médio e longo prazo
meio de benefícios aos administradores de acordo com a performance das
ações e resultado financeiro da Companhia em médio e longo prazo. Está
desenhado também para encorajar a busca de alta performance operacional e
financeira a longo prazo em seus negócios em nível mundial.
f) Número máximo de ações abrangidas
O número máximo de ações varia de acordo com o valor de mercado das
ações da AES Corporation na data da concessão e com a remuneração do
Diretor. O salário ou pró-labore é usado como base de cálculo de sua
remuneração em ações.
g) Número máximo de opções a serem outorgadas
O número máximo de opções a serem outorgadas é definido pela AES
Corporation e leva em conta todas as operações da AES Corporation no
mundo e o número de executivos elegíveis a esse tipo de remuneração.
151
h) Condições de aquisição de ações
Stock options: 1/3 das opções da AES Corporation outorgadas tornam-se
exercíveis a cada ano em que o Diretor permanece na Companhia.
Restricted Stock Units: após o recebimento das ações da AES Corporation,
sua alienação só poderá ocorrer 5 anos após sua outorga. Além disso, o
Diretor só adquire de fato as ações a ele atribuídas, na proporção de 1/3 ao
final de cada período de um ano de sua permanência na Companhia, e mais 2
anos de carência para exercer.
Performance Stock Units: após o recebimento das ações da AES Corporation
sua alienação só poderá ocorrer após 5 anos da data de concessão. Além
disso, o Diretor só adquire de fato as ações a ele atribuídas, na proporção de
1/3 ao final de cada período de um ano de sua permanência na Companhia e
mais 2 anos de carência para exercer
i) Critérios para fixação do preço de aquisição ou Baseado no preço de Mercado das ações da AES Corporation na bolsa de
exercício
Nova Iorque na época da concessão.
j) Critérios para fixação do prazo de exercício
Stock Options: foco no longo prazo (3 anos) e atrelado aos interesses dos
acionistas (valorização do preço da ação da AES Corporation).
Restricted Stocks Units / Performance Stock Units: foco no longo prazo (5
anos) atrelado aos resultados do negócio.
k) Forma de liquidação
Exercício das opções de ações e posterior alienação, no caso das Stock
Options, e alienação das ações, no caso das Restricted Stock Units e
Performance Stock Units.
l) Restrições à transferência das ações
Após o cumprimento das carências, fica a critério do executivo exercer suas
opções ou negociar suas ações restritas.
m) Critérios e eventos que, quando verificados, A AES Corporation poderá, a qualquer tempo, alterar ou extinguir o plano ou
ocasionarão a suspensão, alteração ou extinção do plano ainda estabelecer regulamentação aos casos omissos.
n) Efeitos da saída do administrador dos órgãos da Stock Options – O ex-administrador mantém o direito sobre as opções
Companhia sobre seus direitos previstos no plano de exercíveis. As opções passam a ser exercíveis na proporção de 1/3 a cada
remuneração baseado em ações
ano após a outorga. O ex-diretor terá até 180 dias a partir da data de sua saída
para exercê-las; do contrário, serão automaticamente canceladas.
Restricted Stocks / Performance Stock Units – O ex-diretor mantém o direito
sobre as ações por ele já possuídas e poderá negociá-las após o período de
carência. As ações a ele atribuídas, mas ainda não possuídas pelo fato de não
ter decorrido o tempo de permanência na Companhia serão automaticamente
canceladas.
O plano de remuneração baseado em ações previsto para o exercício social corrente é idêntico àquele em vigor no
último exercício social, descrito na tabela acima.
13.5. Ações ou cotas direta ou indiretamente detidas, no Brasil ou no exterior, e outros valores mobiliários
conversíveis em ações ou cotas, emitidos pela Companhia, seus controladores diretos ou indiretos,
sociedades controladas ou sob controle comum, por membros do conselho de administração, da
diretoria estatutária ou do conselho fiscal agrupados por órgão, na data de encerramento do último
exercício social
Valores mobiliários emitidos pela Companhia:
Nome
ON
Diretoria
Conselho Fiscal
-
Quantidade de Ações
ON%
PN
-
% PN
18
2
541
0,00
0,00
0,00
Valores mobiliários emitidos por controladores diretos e indiretos, sociedades controladas ou sob controle comum:
Conselheiro de
Administração
Conselheiro
Fiscal
Diretoria
AES Tietê (ON)
0
0
0
AES Tietê (PN)
13
0
0
AES Eletropaulo (ON)
0
0
0
AES Eletropaulo (PN)
18
541
2
AES ELPA (ON)
6
0
0
Brasiliana
6
0
0
AES Com Rio
3
0
0
AES Uruguaiana
5
0
0
Empresa
152
BNDES
13.6.
0
0
0
Remuneração baseada em ações reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e à prevista
para o exercício social corrente, do conselho de administração e da diretoria estatutária
A matriz da AES Eletropaulo, a AES Corp, concede opções de ações à diretoria estatutária através da outorga de
instrumentos patrimoniais. Nos termos dos planos, a AES Corp pode emitir opções de compra de ações da própria AES
Corp a seus colaboradores, a um preço igual a 10% do preço de mercado na data da outorga da opção. Estas opções
de ações são geralmente concedidas com base em um percentual da remuneração base do colaborador. As opções de
ações têm um prazo contratual de dez anos. Em todas as circunstâncias, as opções de ações concedidas pela AES
Corp não dão direito ao seu detentor de liquidar a opção em dinheiro ou através de outros ativos da AES Corp.
AES Corp concede também aos colaboradores um plano de remuneração de ações restritas. Estas ações restritas são
geralmente concedidas com base em um percentual do salário do colaborador. Estas opções de ações restritas devem
ser mantidas pelo colaborador por dois anos, após este prazo esta opção pode ser trocada por ações da AES Corp. O
valor justo das ações é estimado na data de concessão, sendo o valor justo igual ao preço de fechamento das ações
da AES Corp.
A despesa reconhecida na AES CORP pagas a Diretores Estatutários está demonstrada abaixo:
2010
443.774
R$
2009
838.117
13.7. Opções em aberto do conselho de administração e da diretoria estatutária ao final do último exercício
social: a) órgão; b) número de membros; c) em relação às opções não exercíveis; (i) quantidade; (ii) data
que se tornarão exercíveis; (iii) prazo máximo para exercício das opções; (iv) prazo de restrição à
transferência das ações; (v) prazo médio ponderado de exercício; (vi) valor justo das opções no último
dia do exercício social; e d) em relação às opções exercíveis; (I) quantidade; (II) prazo máximo para
exercício das opções; (III) prazo de restrição à transferência das ações; (IV) preço médio ponderado de
exercício; (V) valor justo das opções no último dia do exercício social; (VI) valor justo do total das opções
no último dia do exercício social
A AES Eletropaulo não possui programa de opções relacionados às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pelo
controlador AES Corporation.
ELETROPAULO 2010
a)
Orgão
Data de
Outorga
Diretoria
Estatutária
19/2/2010
b)
Número de
Membros
Quantidade
de Opções
Outorgadas
19/2/2011
1
1.841
1.841
-
12,18
12,18
19/2/2012
1
1.841
1.841
-
12,18
12,18
19/2/2013
1
1.841
1.841
-
12,18
12,18
Data em que se
tornarão/tornaram
exercíveis
Número de
Membros
Quantidade
de Opções
Outorgadas
20/2/2010
1
6.921
6.921
-
6,71
13,31
20/2/2011
1
6.921
6.921
-
6,71
13,31
20/2/2012
1
6.921
6.921
-
6,71
13,31
ELETROPAULO 2009
a)
Orgão
Data de
Outorga
Diretoria
Estatutária
20/2/2009
Valor Justo
valor Justo das
das opçoes
Quantidade
Preço Médio Opções na data
de Opções
no último dia
de Exercício R$ de concessão
do exercício
em aberto
USD
(USD)
Data em que se
tornarão/tornaram
exercíveis
b)
Valor Justo
valor Justo das
das opçoes
Quantidade
Preço Médio Opções na data
de Opções
no último dia
de Exercício R$ de concessão
do exercício
em aberto
USD
(USD)
- O Conselho de Administração e Fiscal não possuem remuneração variável baseada em ações
- O prazo máximo para exercício das opções de ação é de 10 anos após a data em que as ações se tornaram exercíveis
- Não é possível calcular o prazo médio ponderado de exercício, uma vez que não houve exercícios neste período.
- Após as opções se tornarem exercíveis, as ações adquiridas são imediatamente alienáveis, não havendo prazo de
restrição à sua transferência.
13.8.
Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de
administração e da diretoria estatutária, nos 3 últimos exercícios sociais: a) órgão; b) número de
membros; c) em relação às opções exercidas: (i) número de ações; (ii) preço médio ponderado de
exercício; e (iii) valor total da diferença entre o valor de exercício e o valor de mercado das ações
153
relativas às opções exercidas; e d) em relação às ações entregues informar: (I) número de ações; (II)
preço médio ponderado de aquisição; e (III) valor total da diferença entre o valor de aquisição e o valor
de mercado das ações adquiridas
A AES Eletropaulo não possui programa de opções relacionados às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pelo
controlador, a AES Corporation.
Opções Exercidas em 2010
Data de
Outorga
Data de
Exercício
Número de
Membros
Qtde de opções
Exercidas
Valor da
Ação na
data de
Concessão
(USD)
Dif entre
Valor de
valor de
Valor Total
Mercado no
aquisição e Recebido em
Exercício
mercado
USD
(USD)
(USD)
12/2/2003
14/4/2010
1
1.000
$3,57
$11,50
$7,93
$7.930,00
12/2/2003
15/4/2010
1
1.500
$3,57
$11,76
$8,19
$12.285,00
12/2/2003
28/9/2010
1
2.460
$3,57
$11,46
$7,89
$19.409,40
Resumo das Opções Exercidas em 2010
Número de
Membros
Nº de opções
Exercidas
Preço médio ponderado
de exercício (USD)
Valor Total da Diferença entre valor de exercício
e valor de mercado das ações relativas as
opções exercidas
3
4.960
$ 11,57
$ 8,00
Opções Exercidas em 2009
Data de
Outorga
Data de
Exercício
Número de
Membros
Qtde de opções
Exercidas
Valor da
Ação na
data de
Concessão
(USD)
Dif entre
Valor de
valor de
Valor Total
Mercado no
aquisição e Recebido em
Exercício
mercado
USD
(USD)
(USD)
12/2/2003
16/4/2009
1
10.408
$2,83
$6,80
$3,97
1/5/2003
16/4/2009
1
1.419
$2,83
$6,80
$3,97
$5.633,43
12/2/2003
12/8/2009
1
2.988
$3,57
$13,40
$9,83
$29.372,04
12/2/2003
11/9/2009
1
2.500
$3,57
$14,20
$10,63
$26.575,00
$41.319,76
Resumo das Opções Exercidas em 2009
Número de
Membros
Nº de opções
Exercidas
de exercício (USD)
Valor Total da Diferença entre valor de exercício
e valor de mercado das ações relativas as
opções exercidas
4
17.315
$9,01
$5,94
- Para todas as opções exercidas, as ações foram entregues.
Ações Entregues em 2010
Número de
Nº de ações
Membros
entregues
4
6.612
de aquisição (USD)
Valor Total da Diferença entre valor de aquisição
e valor de mercado das ações entregues
$ 12,18
-
Ações Entregues em 2009
Número de
Membros
Nº de ações
entregues
de aquisição (USD)
Valor Total da Diferença entre valor de aquisição
e valor de mercado das ações entregues
9
47.136
$6,71
-
13.9. Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a 13.8 (inclusive
método de precificação do valor das ações e das opções), indicando: a) modelo de precificação; b) dados
e premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo o preço médio ponderado das ações, preço
de exercício, volatilidade esperada, prazo de vida da opção, dividendos esperados e a taxa de juros livre
de risco; c) método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos esperados do
exercício antecipado; e d) forma de determinação da volatilidade esperada; (e) se alguma outra
característica da opção foi incorporada na mensuração de seu valor justo
154
Stock Options
a) Modelo de Precificação
Black & Scholes
Taxa Livre de Risco - 2,86%
Duração Média do programa em anos: 6
b) Dados e premissas utilizadas no modelo de precificação,
incluindo o preço médio ponderado das ações, preço de exercício,
Volatilidade Anualizada esperada: 38,47%
volatilidade esperada, prazo de vida da opção , dividendos
esperados e a taxa de juros livre de risco
Dividendos Esperados: 0,00%
Valor justo da opção na data de outorga: USD 5,08
c) Método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os
efeitos esperados de exercício antecipado
Não aplicável
d) Forma de determinação da volatilidade esperada
O valor da volatilidade esperada é baseado na
volatilidade histórica da ação da AES Corp na bolsa
de Nova Iorque.
e) Se alguma outra característica da opção foi incorporada na
Não aplicável
Restricted Stock Unit / Performance Stock Unit
Valor da ação da AES Corp na bolsa de Nova Iorque
na data de concessão.
a) Modelo de Precificação
b) Dados e premissas utilizadas no modelo de precificação,
incluindo oprço médio ponderado das ações, preço de exercício,
volatilidade esperada, prazo de vida da opção , dividendos
esperados e a taxa d juros livre de risco
Não aplicável
c) Método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os
efeitos esperados de exercício antecipado
Não aplicável
d) Forma de determinação da volatilidade esperada
Não aplicável
e) Se alguma outra característica da opção foi incorporada na
Não aplicável
13.10. Planos de previdência em vigor conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores
estatutários, incluir as seguintes informações
A Companhia possui plano de previdência privada somente para os diretores estatutários.
a.
órgão
Diretoria.
155
b.
número de membros
6 membros.
c.
nome do plano
d.
quantidade de administradores que reúnem as condições para se aposentar
e.
condições para se aposentar antecipadamente
Metlife.
Zero.
Na ocorrência de invalidez ou morte do participante, o saldo acumulado na conta do participante será posto a
disposição do participante, beneficiários e sucessores legais, sem qualquer prazo de carência, mediante solicitação
devidamente instruída na Metlife e a apresentação dos documentos previstos no regulamento.
f.
valor atualizado das contribuições acumuladas no plano de previdência até o encerramento do último
exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores
R$ 466.798,00.
g.
valor total acumulado das contribuições realizadas durante o último exercício social, descontada a
parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores
R$ 163.688,00.
h.
se há possibilidade de resgate antecipado e quais as condições
O participante poderá, após completado o prazo de, no mínimo, 60 (sessenta) dias, a contar da data de registro na Metlife
da proposta de inscrição solicitar o resgate total ou parcial do valor acumulado em seu nome; ou a portabilidade total ou
parcial do valor acumulado em seu nome, para outra entidade de previdência complementar, aberta ou fechada.
O intervalo mínimo entre pedidos de resgate ou entre solicitações de portabilidade do mesmo participante, deverá ser de
60 (sessenta) dias, contados a partir da data do registro do último pedido ou solicitação.
O resgate da conta instituidora básica e/ou suplementar seguirá a carência determinada pela Resolução CNSP 139 de 27
de dezembro de 2005, art. 56, § 4º, conforme segue: “Os recursos correspondentes a cada uma das contribuições das
pessoas jurídicas no plano de previdência somente poderão ser resgatados após o período de carência de um ano civil
completo, contado a partir do 1º dia útil do mês de janeiro do ano subseqüente ao da contribuição.
O participante, na hipótese de perda do vínculo empregatício ou de administração com a instituidora, terá sempre direito
ao valor total dos recursos acumulados na conta Participante – básica e suplementar, acrescido de um percentual do valor
acumulado na Conta Empresa – Básica, calculado de acordo com a regra abaixo:
Tempo de Contribuição ao PROGRAMA
% a ser liberado sobre as CONTRIBUIÇÕES Básicas da INSTITUIDORA
Até 1 mês
0%
A Partir de 1 mês
100%
São expressamente vedados quaisquer resgates ou portabilidades para outras entidades de previdência aberta ou
fechada, totais ou parciais, dos valores acumulados na conta básica instituidora, sem que antes sejam cumpridos os
requisitos de vesting, descritos acima.
13.11. Conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal (3 últimos exercícios sociais)
Conselho de Administração:
Em R$ mil
Ano
Número de Membros
(média anual apurada
mensalmente)
Valor da Maior
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor da Menor
Remuneração Individual
(inclui encargos)
Valor Médio de
(inclui encargos)
2011
5,00
231.120
231.120
231.120
156
Ano
Número de Membros
mensalmente)
Valor da Maior
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor da Menor
(inclui encargos)
Valor Médio de
(inclui encargos)
2010
5,50
216.000
9.000
190.691
Ano
Número de Membros
mensalmente)
Valor da Maior
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor da Menor
(inclui encargos)
Valor Médio de
(inclui encargos)
2009
6,17
57.600
57.600
56.0123
Observações: (i) o Conselho de Administração não tem Remuneração variável (Bônus e Incentivo de Longo Prazo), nem tampouco
Benefícios diretos e indiretos. (ii) Inclui Suplentes caso tenha recebido remuneração em mês específico; por essa razão que a média é
menor do que o menor valor de remuneração (considerando somente aqueles que permaneceram 12 meses no exercício); (iii) Maior
remuneração foi considerado o maior valor pago a 1 administrador e da mesma forma para a menor remuneração; (iv) o valor médio é o total
pago no ano dividido pelo número de membros (média anual apurada mensalmente); (v) durante o ano de 2009, 1 suplente participou de 2
reuniões do Conselho de Administração; e (vi) para fins do cálculo do 13.2 acima foram considerados membros suplentes que
efetivamente receberam remuneração por terem participado ativamente do Conselho durante o ano. Entretanto, o OfícioCircular/CVM/SEP/N°03/2010 determina que seja descontado o número de membros suplentes no cálculo da remuneração mínima. Em
razão disso, a média da remuneração apresentada nesta tabela é menor que a remuneração mínima.
Diretoria Estatuária:
Em R$ mil
Ano
Número de Membros
mensalmente)
Valor da Maior
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor da Menor
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor Médio de
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
2011
6,00
2.488.099
1.019.767
1.474.598
Ano
Número de Membros
mensalmente)
Valor da Maior
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor da Menor
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor Médio de
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
2010
6,00
2.247.693
829.143
1.323.882
Ano
Número de Membros
mensalmente)
Valor da Maior
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor da Menor
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor Médio de
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
2009
6,33
1.958.202
861.683
1.159.748
Observações: (i) Maior remuneração foi utilizado o maior valor pago a 1 administrador e da mesma forma para a menor remuneração; e (ii) o
valor médio é o total pago no ano dividido pelo número de membros (média anual apurada mensalmente).
Conselho Fiscal:
Em R$ mil
Ano
Número de Membros
mensalmente)
Valor da Maior
(inclui encargos)
Valor da Menor
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
Valor Médio de
(inclui encargos)
2011
4,00
144.000
144.000
144.000
Ano
Número de Membros
mensalmente)
Valor da Maior
(inclui encargos)
2010
4,33
144.000
157
Valor da Menor
Remuneração
Individual (inclui
encargos)
12.000
Valor Médio de
(inclui encargos)
137.077
Ano
Número de Membros
mensalmente)
Valor da Maior
(inclui encargos)
Valor da Menor
(inclui encargos)
Valor Médio de
(inclui encargos)
2009
4,08
124.800
6.000
123.824
Observações: (i) o Conselho Fiscal não tem Remuneração variável (Bônus e Incentivo de Longo Prazo), nem tampouco Benefícios diretos e
indiretos; (ii) Inclui Suplentes caso tenha recebido remuneração em mês específico; por essa razão que a média é menor do que o menor
valor de remuneração (considerando somente aqueles que permaneceram 12 meses no exercício); (iii) Maior remuneração foi considerado o
maior valor pago a 1 administrador e da mesma forma para a menor remuneração; (iv) o valor médio é o total pago no ano dividido pelo
número de membros (média anual apurada mensalmente); (v) durante o ano de 2009, 1 suplente participou de uma reunião do Conselho
Fiscal; e (vi) para fins do cálculo do 13.2 acima foram considerados membros suplentes que efetivamente receberam remuneração por
terem participado ativamente do Conselho durante o ano. Entretanto, o Ofício-Circular/CVM/SEP/N°03/2010 determina que seja
descontado o número de membros suplentes no cálculo da remuneração mínima. Em razão disso, a média da remuneração
apresentada nesta tabela é menor que a remuneração mínima.
13.12.
Arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos que estruturam mecanismos de
remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de
aposentadoria (inclusive conseqüências financeiras para a Companhia)
Em caso de Rescisão Imotivada (por iniciativa da Companhia), o Diretor estatutário terá direito ao pagamento de
indenização equivalente a 6 vezes o valor de sua retirada mensal deduzindo os impostos retidos na fonte e INSS (Instituto
Nacional da Seguridade Social). Os arranjos contratuais da Companhia e apólices de seguro não prevêem mecanismos de
remuneração ou indenização para casos de aposentadoria.
13.13.
Percentual da remuneração total de cada órgão reconhecida no resultado da Companhia referente a
membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal que sejam
partes relacionadas aos controladores, diretos ou indiretos, conforme definido pelas regras contábeis
que tratam desse assunto
O total geral da remuneração dos Diretores Estatutários é R$ 7.943.292,00, sendo que o percentual de partes
relacionadas é de 88%. O total geral da remuneração do Conselho de Administração é R$ 1.048.800,00, sendo que o
percentual de partes relacionadas é de 21%. O total geral da remuneração do Conselho Fiscal é R$ 594.000, sendo
que o percentual de partes relacionadas é de 51%.
13.14.
Valores reconhecidos no resultado da Companhia como remuneração de membros do conselho de
administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal, agrupados por órgão, por qualquer
razão que não a função que ocupam, como por exemplo, comissões e serviços de consultoria ou
assessoria prestados
Não houve pagamento de remuneração para membros do Conselho de Administração, da Diretoria Estatutária ou do
Conselho Fiscal por qualquer razão que não a função que ocupam.
13.15.
Valores reconhecidos no resultado dos três últimos exercícios sociais de controladores, diretos ou
indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas da Companhia, como remuneração de
membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal da Companhia,
agrupados por órgão, especificando a que título tais valores foram atribuídos a tais indivíduos
O valor reconhecido nos resultados da AES Corporation, controladora indireta da Companhia, no exercício encerrado em
31 de dezembro de 2010 a título de ações e opções de compra outorgadas aos diretores estatutários da Companhia foi de
R$1.048.064.
13.16.
Referente ao item 13.2, nos valores constantes do subitem ”Remuneração baseada em ações”, estão inclusos somente
os diretores estatutários da Companhia.
Nesta transação, a Companhia não efetuou qualquer tipo de desembolso de caixa, visto que estes instrumentos
patrimoniais são concedidos diretamente pela AES Corporation aos administradores e empregados da Companhia.
O custo de transações de outorga de títulos patrimoniais reconhecidos pela Companhia no exercício de 2010 e 2009 foi
no montante de R$1.209 mil e R$2.079 mil, respectivamente. Estes montantes contêm os valores de diretores
estatutários e diretores não estatutários da companhia.
Por fim, o total anual da remuneração que consta na nota explicativa no 33 das Demonstrações Financeiras
consolidadas da Companhia, excluído o custo de outorga acima mencionado totalizaria R$ 8.992 mil em 2010 e R$
7.687 mil em 2009; e pode ser comparado com a soma do total geral da coluna “conselho de administração” e “diretoria
estatutária” das tabelas constantes do item 13.2 deste formulário, excluídos os montantes relacionados na linha de
“Remuneração baseada em ações” de cada um dos respectivos anos.
158
14.
Recursos Humanos
14.1. Recursos humanos da Companhia
a.
número de empregados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por
localização geográfica)
A Companhia possuía 5.663 empregados em seu quadro em 31de dezembro de 2010:
Quantidade empregados próprios
2008
Total
2009
2010
4141
4360
5663
566
683
1656
3575
3677
4007
Área de atuação:
Áreas Administrativas
Áreas Operacionais
Todos os profissionais estão baseados no Estado de São Paulo.
b.
número de terceirizados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por
localização geográfica)
2008
2009
2010
dez
dez
dez
Atividade
COMERCIAL
153
413
375
CONSULTOR (Informática / Engenharia)
121
293
359
JURIDICO
65
101
105
MEDICINA DO TRABALHO
21
25
14
4648
5162
5516
172
173
134
12
12
13
SERVIÇOS GERAIS
1176
1012
1331
Total geral
6368
7191
7847
OPERACIONAL (**)
PROGRAMA EMPREGABILIDADE (*)
RECURSOS HUMANOS
(*) programa Bandeirante e Patrulheiro
(**) Grande parte da contratação de serviços é realizada através de UPS (Unidade Padrão de Serviços), e não por
quantidade de terceiros o que pode gerar oscilação/sazonalidade em função da demanda de serviços.
Todos os profissionais terceirizados estão baseados no Estado de São Paulo.
c.
índice de rotatividade
Para 2010, o índice apurado foi de 6,03% no consolidado do ano. O índice de rotatividade da Companhia em 2009 foi de
5,4%, enquanto que em 2008 foi de 9,18%.
d.
exposição da Companhia a passivos e contingências trabalhista
A tabela abaixo mostra, através do montante de contingências provisionadas da Companhia, sua exposição a passivos
e contingências trabalhistas:
Exercício social
de 2010
Exercício social
de 2009
159
Exercício social
de 2008
Montante das
Contingências
Provisionadas
(em R$ milhões)
367
422
418
Para maiores informações sobre as contingências trabalhistas, consulte o item 4.3 processos judiciais, administrativos
e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte (processos não sujeitos a segredo de justiça)
14.2. Alterações relevantes ocorridas com relação aos números divulgados no item 14.1 acima
Como mudança significativa, destaca-se a contratação como empregados de 1200 prestadores de serviços do processo
de Leitura e Entrega.
14.3. Políticas de remuneração dos empregados da Companhia, informando
a.
política de salários e remuneração variável
A Companhia considera sua política de recursos humanos como parte integrante de sua estratégia empresarial. Por
meio desta política ela assegura:
•
Remuneração alinhada às práticas de mercado em função do valor que agrega à organização;
•
Definição de uma estrutura de cargos e salários adequada e transparente aos processos
organizacionais;
•
Geração de um conjunto de orientações e regras de remuneração e movimentação;
•
Fornecimento de uma base de conduta para que o colaborador conheça com clareza as suas
atribuições e responsabilidades; e
•
Condições de atrair e reter os profissionais necessários para a Companhia por meio do
alinhamento à média de mercado.
Os diretores não estatutários da Companhia recebem salário base, bônus, incentivos de longo prazo conforme
descritos no item 13.1.b. acima e benefícios.
Os demais empregados da Companhia são remunerados com salário base, bônus e benefícios.
b.
política de benefícios
A política de benefícios da Companhia visa a assegurar benefícios usualmente concedidos no mercado. Assim, os
benefícios concedidos são:
•
para os diretores não-estatutários: veículo designado, plano de saúde, plano odontológico,
previdência privada, seguro de vida e check-up anual; e
•
para os demais empregados da Companhia: plano de saúde, plano odontológico, previdência
privada e seguro de vida.
Além disso, a Companhia dispõe de uma política de treinamento e desenvolvimento que incentiva o aperfeiçoamento
profissional de seus colaboradores.
Os benefícios acima descritos são concedidos desde a data do ingresso na Companhia, de todos os empregados e
diretores não estatutários.
c.
características dos planos de remuneração baseados em ações dos empregados nãoadministradores
Os Diretores não Estatutários participam de plano de remuneração baseado em ações, conforme características descritas
no item 13.4 deste Formulário de Referência.
14.4. Relações entre a Companhia e sindicatos
A Companhia mantém um bom relacionamento com os sindicatos que representam seus empregados. Fato que comprova
o bom relacionamento é que não houve greves no período de 2008 até agora. Em 2008 e em 2009, a Companhia revisou
seu modelo de avaliação de desempenho, o que resultou em alguns desligamentos e, em seguida, algumas
manifestações que se findaram em negociação entre as partes. A solução dos impasses sempre ocorreu por meio de
negociações.
A Companhia renegocia os acordos de trabalho anualmente com os sindicatos que representam seus funcionários.
160
O Sindicato dos Eletricitários de São Paulo – STIEESP é o representante da categoria e a entidade com a qual
negociamos.
O acordo firmado entre a Companhia e o STIEESP está em linha com o mercado elétrico, não contendo vantagens e
benefícios que destoem da prática geral do mercado.
15.
Controle
15.1. Acionista ou grupo de acionistas controladores
Controlador direto:
a. Acionista
b. Nacionalidade
e. %
c. CNPJ/CPF
Ordinárias
Preferenciais
Ordinárias
Preferenciais
f. % detido
g. Participante
em
do acordo
relação
de
ao capital
acionistas
social
i. Data da
última
alteração
AES Elpa S.A.
Brasileira
01.917.705-0001/30
51.825.798
-
77,81
-
30,97
SIM
31/12/2005
União Federal
Brasileira
00.394.460-0001/41
13.342.384
258
20,03
0,01
7,97
NÃO
31/12/2005
Companhia
Brasiliana de
Energia
Brasileira
04.128.563.0001/10
-
7.434.389
-
7,38
4,44
SIM
31/12/2005
BNDES
Participações
Brasileira
00.383.281.0001/09
1
734.576
0,00
0,73
0,44
SIM
31/12/2005
h.
se o acionista discriminado na tabela acima for pessoa jurídica, lista contendo as informações
referidas nos subitens “a” a “d” acerca de seus controladores diretos e indiretos, até os
controladores que sejam pessoas naturais, ainda que tais informações sejam tratadas como
sigilosas por força de negócio jurídico ou pela legislação do país em que forem constituídos ou
domiciliados o sócio ou controlador
AES ELPA S.A.
d) Quantidade de ações
a) Acionista
b) Nacionalidade
f) % detido em relação ao
capital social
c) CNPJ/CPF
Ordinárias
Preferenciais
Companhia Brasiliana de
Energia
Brasileira
04.128.563.0001/10
93.404.101
0
98,26
BNDES Participações
S.A.
Brasileira
00.383.281.0001/09
1
0
0,00
COMPANHIA BRASILIANA DE ENERGIA
d) Quantidade de ações
a) Acionista
b) Nacionalidade
f) % detido em relação ao
capital social
c) CNPJ/CPF
Ordinárias
Preferenciais
AES Holdings Brasil Ltda.
Brasileira
04.128.563.0001/10
300.000.001
1
46,15
BNDES Participações S.A.
Brasileira
00.383.281.0001/09
300.000.000
49.999.998
53,85
Controladores Diretos e Indiretos da Companhia Brasiliana de Energia (“Brasiliana”) e BNDES Participações S.A. –
BNDESPAR (“BNDESPAR”):
161
A Brasiliana é uma sociedade controlada pela: (i) AES Holdings Brasil Ltda. (“AES Holdings Brasil”), uma sociedade
constituída de acordo com as leis do Brasil e inscrita no CNPJ/MF sob o número 05.692.190/0001-79, proprietária de
300.000.001 ações ordinárias, representando 50,00% mais 1 ação e 1 ação preferencial, representando 0,00% das
ações da Brasiliana; e (ii) BNDESPAR, uma sociedade constituída de acordo com as leis do Brasil e inscrita no
CNPJ/MF sob o número 00.383.281/0001-09, proprietária de 300.000.000 ações ordinárias menos 1 ação,
representando 50,00% menos 1 ação, e 49.999.998 ações preferenciais, representando 100,00% das ações da
Brasiliana.
A BNDESPAR, uma sociedade constituída de acordo com as leis do Brasil, é integralmente controlada pelo Banco de
Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES (“BNDES”). O BNDES é um órgão do Governo Federal brasileiro
voltado ao financiamento de longo prazo para a realização de investimentos em todos os segmentos da economia, em
uma política que inclui as dimensões social, regional e ambiental. Ele é integralmente controlado pela União
Federal/Tesouro Nacional, que detém 6.273.711.452 ações representativas de 100% de seu capital social.
A AES Holdings Brasil tem como acionista controlador a AES Brazilian Holdings Ltd., uma sociedade com sede nas
Ilhas Caimã e inscrita no CNPJ/MF sob o número 06.080.726/0001-68, proprietária de 136.589.635.192 ações
ordinárias, representando 95,71% das ações da AES Holdings Brasil.
A AES Brazilian Holdings Ltd. é uma sociedade controlada pela AES Cemig II CV, uma sociedade com sede nas Ilhas
Caimã, proprietária de 8.698 ações ordinárias, representando 94,14% das ações da AES Brazilian Holdings Ltd.
A AES Cemig II CV é uma sociedade controlada pela (i) La Plata III CV, uma sociedade com sede nas Ilhas Caimã,
proprietária de 99,90% do capital da AES Cemig II CV, e (ii) AES GEH Holdings LLC, uma sociedade com sede nos
Estados Unidos da América, proprietária de 0,10% do capital da AES Cemig II CV. O capital da AES Cemig II CV não é
dividido por ações ou quotas.
A La Plata III CV é uma sociedade controlada pela (i) Global Energy Investments CV, uma sociedade com sede na
Ilhas Caymã, proprietária de 99,90% do capital da La Plata III CV, e (ii) AES GEH Holdings LLC, proprietária de 0,10%
do capital da La Plata III CV. O capital da La Plata III CV não é dividido por ações ou quotas.
A Global Energy Investments CV é uma sociedade controlada pela (i) AES VFL Holdings LLC, uma sociedade com
sede nos Estados Unidos da América, proprietária de 1,91% do capital da Global Energy Investments CV, (ii) AES GEI
LLC, uma sociedade com sede nos Estados Unidos da América, proprietária de 0,07% do capital da Global Energy
Investments CV, (iii) AES Rio Diamante Inc, uma sociedade com sede nos Estados Unidos da América, proprietária de
7,75% do capital da Global Energy Investments CV, (iv) The AES Corporation, uma sociedade com sede nos Estados
Unidos da América, proprietária de 9,40% do capital da Global Energy Investments CV, (v) AES GEH Inc, uma
sociedade com sede nos Estados Unidos da América, proprietária de 0,69% do capital da Global Energy Investments
CV, e (vi) AES GEH Holdings LLC, proprietária de 80,18% do capital da Global Energy Investments CV. O capital da
Global Energy Investments CV não é dividido por ações ou quotas.
A AES VFL Holdings LLC é uma sociedade controlada pela: (i) AES EDC Holding II LLC, uma sociedade com sede nos
Estados Unidos da América, proprietária de 49.890 ações ordinárias, representando 49,89% das ações da AES VFL
Holdings LLC, e (ii) AES EDC Holding LLC, uma sociedade com sede nos Estados Unidos da América, proprietária de
50.110 ações ordinárias, representando 50,11% das ações da AES VFL Holdings LLC.
A AES GEI LLC é uma sociedade controlada pela AES VFL Holdings LLC, proprietária de 10 ações ordinárias,
representando 100% das ações da AES GEI LLC.
A AES Rio Diamante Inc. é uma sociedade controlada pela The AES Corporation, proprietária de 10 ações ordinárias,
representando 100% das ações da AES Rio Diamante Inc.
A AES EDC Holding LLC é uma sociedade controlada pela AES EDC Funding II LLC, uma sociedade com sede nos
Estados Unidos da América, proprietária de 10 ações ordinárias, representando 100% das ações da AES EDC Holding
LLC.
A AES EDC Funding II LLC é uma sociedade controlada pela The AES Corporation, proprietária de 10 ações
ordinárias, representando 100% das ações da AES EDC Funding II LLC.
A AES EDC Holding II LLC é uma sociedade controlada pela AES EDC Holding LLC, proprietária de 10 ações
ordinárias, representando 100% das ações da AES EDC Holding II LLC.
A AES GEH Holdings LLC é uma sociedade controlada pela The AES Corporation, proprietária de 10 ações ordinárias,
representando 100% das ações da AES GEH Holdings LLC.
A AES GEH Inc. é uma sociedade controlada pela The AES Corporation, proprietária de 10 ações ordinárias,
representando 100% das ações da AES GEH Inc.
A The AES Corporation é listada na New York Stock Exchange – NYSE e possui controle acionário pulverizado. Em 31
de dezembro de 2010, os maiores acionistas da The AES Corporation eram representados pelos fundos China
Investment Corporation (16% do capital total), Fidelity Management & Research (10%), Legg Mason (7%), Black Rock
(6%), OppenheimerFunds (4%) e T. Rowe Price (4%).
Vide item 15.4 deste Formulário de Referência para organograma refletindo a cadeia societária descrita acima.
162
15.2. Grupos de acionistas que agem em conjunto ou que representam o mesmo interesse, com participação
igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de ações e que não estejam listados no item
15.1.
a. Acionista*
Geração Futuro
b.
Nacionalidade
Nacional
e.%
c. CNPJ/CPF
-
Ordinárias
Preferenciais
Ações
ordinárias
Ações
preferenciais
Do
capital
social
total
-
10.270.061
-
10,19
6,14
* Acionistas compostos por diferentes fundos de investimento/carteiras administradas
15.3. Distribuição do capital, conforme apurado na última assembleia geral de acionistas
Evento/Data-base: AGO/E de 29 de Abril de 2011
a. Número de acionistas pessoas físicas
61.260
b. Número de acionistas pessoas jurídicas
1.078
c. Número de investidores institucionais
492
d. Número de ações em circulação, por classe e espécie
1.436.634 Ordinárias
92.570.106 Preferenciais
(*) As ações em circulação são todas aquelas que não são detidas pelos integrantes do bloco de controle e administradores
163
f.
Participante
do acordo
de
acionistas
g. Data da
última
alteração
NÃO
02/02/2012
15.4. Organograma dos acionistas da Companhia, identificando todos os controladores diretos e indiretos,
bem como os acionistas com participação igual ou superior a 5% de uma classe ou espécie de ações,
desde que compatível com as informações apresentadas nos itens 15.1 e 15.2 (item facultativo)
15.5. Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte, regulando o
exercício do direito de voto ou a transferência de ações de emissão da Companhia
a.
partes
São partes do acordo de acionistas a AES Holdings Brasil e a BNDESPAR.
b.
data de celebração
Em 22 de dezembro de 2003, a AES Holdings Brasil e a BNDESPAR celebraram um acordo de acionistas (“acordo de
acionistas”), conforme alterado pelo primeiro e segundo aditivos, de forma a constar a sucessão da AES Transgás
Empreendimentos S.A. pela Companhia Brasiliana de Energia (“Brasiliana”).
c.
prazo de vigência
O acordo de acionistas vigorará até 31 de dezembro de 2033, ou pelo prazo em que as concessões, autorizações e
permissões de serviço das sociedades que sejam ou venham a ser controladas, direta e indiretamente, pela Brasiliana
permanecerem em vigor, o que for maior.
Ainda, se a BNDESPAR, direta ou indiretamente, ou o terceiro para quem forem transmitidos seus direitos assegurados
no acordo de acionistas, detiver menos de 25% das ações ordinárias de emissão da Brasiliana, o acordo de acionistas
terminará e deixará de produzir quaisquer efeitos.
164
d.
descrição das cláusulas relativas ao exercício do direito de voto e do poder de controle
As deliberações da assembleia geral ou do conselho de administração da Companhia sobre os seguintes assuntos
será determinada em reunião prévia dos acionistas (“Reunião Prévia”) e deverá contar com o voto afirmativo da AES
Holdings Brasil e da BNDESPAR, sem o que tal deliberação será considerada como tendo sido rejeitada:
(a)(i) aprovação, no início de cada exercício, do plano de negócios anual da Brasiliana, da Companhia e demais
sociedades controladas pela Brasiliana,que deverá compreender entre outros: (A) o orçamento anual e plurianual; (B)
todos os planos de investimentos de capital; (C) os planos estratégicos; (D) os programas de manutenção de suas
instalações; bem como as modificações do plano de negócios anual, observando-se que a não aprovação do plano de
negócios anual, a partir do exercício de 2005 (inclusive), implicará na adoção provisória, até a solução do impasse, da
previsão de orçamento anual e planos de investimentos, operação, manutenção e demais atividades estabelecidos
para aquele exercício (cujo plano de negócios anual não tenha sido aprovado) contidos no plano de negócios
quinquenal que tenha sido aprovado no exercício anterior pelas partes cujos valores serão corrigidos, para esse efeito,
pela variação do IGPM/FGV; e (ii) aprovação do plano de negócios quinquenal da Brasiliana, da Companhia e demais
sociedades controladas pela Brasiliana e suas revisões que deverão ocorrer no início de cada exercício social;
(b) qualquer alteração nas diretrizes com relação à distribuição de dividendos ou juros sobre o capital próprio pela
Brasiliana, pela Companhia ou pelas demais sociedades controladas pela Brasiliana; diretrizes essas que têm por
escopo a maximização do pagamento de dividendos e de juros sobre o capital próprio pela Companhia, consistentes
com suas necessidades de liquidez, conforme refletido no plano de negócios anual, bem como com relação à operação
da Brasiliana, da Companhia e demais sociedades controladas pela Brasiliana, em especial em atendimento aos
padrões exigidos pelo órgão regulador em relação às sociedades operacionais;
(c) a celebração de qualquer contrato, acordo ou instrumento que importe em disposição de bens ou direitos ou a
assunção de obrigações de qualquer natureza pela Brasiliana, a menos que especificado no seu plano de negócios
anual;
(d) (i) a venda, locação, cessão, transferência ou outra disposição em qualquer ano fiscal, de qualquer ativo ou
participação acionária da Companhia e demais sociedades controladas pela Brasiliana, sendo que em relação às
sociedades operacionais pó um preço que exceda, conjunta ou separadamente, a: R$30 milhões em relação à
Companhia e R$20 milhões para a AES Tietê S.A. (“AES Tietê”) e AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (“AES
Uruguaiana”), individualmente consideradas, ou (ii) a celebração de qualquer contrato que disponha sobre pagamentos
ou recebimentos acima de R$30 milhões em relação à Companhia e R$20 milhões para a AES Tietê e a AES
Uruguaiana, individualmente consideradas, conjunta ou separadamente, exceto em qualquer hipótese deste item “d”
(A) os especificados no plano de negócios anual, (B) os contratos de compra e venda de energia celebrados com
terceiros não relacionados às partes, e (C) a alienação das ações de emissão da AES Communications Rio de Janeiro
S.A., desde que (C1) não realizada com partes relacionadas; e (C2) os recursos auferidos na alienação sejam
integralmente distribuídos à Brasiliana para posterior pagamento das Debêntures;
(e) a emissão de quaisquer documentos, títulos, ações ou outros valores mobiliários pela Brasiliana ou pela Companhia
e demais sociedades controladas, pública ou particularmente, bem como a celebração de acordos ou emissão pela
Brasiliana, pela Companhia e demais sociedades controladas pela Brasiliana de quaisquer documentos, títulos, ações
ou outros valores mobiliários ou a outorga de quaisquer direitos a terceiros (ou qualquer modificação subsequente dos
mesmos), que possa dar direito ao proprietário ou ao beneficiário de subscrever ou adquirir documentos, títulos, ações
ou outros valores mobiliários integrantes do patrimônio da Brasiliana, ou da Companhia e demais sociedades
controladas pela Brasiliana;
(f) quaisquer reduções de capital ou aumentos de capital da Brasiliana, da Companhia ou demais sociedades
controladas pela Brasiliana e as condições e critérios para subscrição de ações e prazos de integralização em
quaisquer aumentos de capital, renúncia ao direito de subscrição de aumentos de capital, ainda que indiretamente, da
Companhia ou demais sociedades controladas pela Brasiliana, que possam implicar perda de controle, bem como a
criação de reservas/provisões ou disposições (tais como mudanças de critérios contábeis) que possam reduzir a
importância de dividendos/juros sobre o capital próprio/lucros pagáveis aos acionistas;
(g) a celebração, pela Brasiliana, de quaisquer acordos, transações ou associações comerciais ou arranjos de qualquer
natureza e a celebração de quaisquer contratos (e quaisquer subsequentes modificações dos mesmos) com qualquer
das partes ou qualquer controladora, controlada ou coligada de uma das partes e a resolução dos mesmos pela
Brasiliana, exceto: (i) quando acordado pelas partes, e (ii) especificado no plano de negócios anual;
(h) a celebração pela Companhia e demais sociedades controladas pela Brasiliana de quaisquer contratos, acordos,
transações ou associações comerciais ou arranjos de qualquer natureza (e quaisquer subsequentes modificações dos
mesmos), com qualquer parte (ou partes relacionadas), bem como a celebração de acordos, transações, contratos de
assistência técnica ou prestação de serviços com sociedades estrangeiras, exceto os: (i) acordados pelas partes; e (ii)
especificados no plano de negócios anual;
(i) a celebração pela Companhia e demais sociedades controladas pela Brasiliana de quaisquer acordos, contrato,
documentos, títulos, instrumentos e/ou investimentos de capital, empréstimos, mútuos, outorga de garantias de
qualquer natureza e a assunção de obrigações em nome de terceiros, sendo que em relação às sociedades
operacionais em um valor total anual superior, conjunta ou separadamente, a R$30 milhões em relação à Companhia e
R$20 milhões para a AES Tietê e a AES Uruguaiana, individualmente consideradas, exceto os: (i) especificados no
plano de negócios anual; (ii) financiamentos e refinanciamentos das dívidas da Companhia e da AES Tietê existentes
nesta data, referidos no Anexo 3.1.i do acordo de acionistas desde que sejam celebrados em até 45 dias contados da
data de eficácia do acordo de acionistas e (iii) contratos de compra e venda de energia celebrados com terceiros não
relacionados às partes;
165
(j) a celebração pela Brasiliana de quaisquer acordos, contratos, documentos, títulos, instrumentos e/ou investimentos
de capital, empréstimos, mútuos, outorga de garantias de quaisquer naturezas e a assunção de obrigações em nome
de terceiros, exceto se tais atos forem parte ou de outro modo especificados pelo Plano de Negócios Anual que já
tenha sido aprovado pelas partes;
(k) a liquidação, venda, transferência, alienação, hipoteca, oneração ou criação de qualquer gravame sobre qualquer
ativo permanente da Brasiliana não especificada pelo plano de negócios anual;
(l) a liquidação, venda, transferência, alienação, hipoteca, oneração ou criação de qualquer gravame sobre qualquer
ativo permanente da Companhia e demais sociedades controladas pela Brasiliana, não especificadas no Plano de
Negócios Anual, sendo que em relação às sociedades operacionais em um valor total anual superior a, conjunta ou
separadamente, R$30 milhões em relação à Companhia e R$20 milhões para a AES Tietê e para a AES Uruguaiana,
individualmente consideradas;
(m) a aprovação de quaisquer modificações dos estatutos sociais da Brasiliana ou da Companhia e demais sociedades
controladas pela Brasiliana;
(n) a amortização, o resgate ou a compra de ações da Brasiliana, da Companhia ou demais sociedades controladas
pela Brasiliana para manutenção em tesouraria ou cancelamento, bem como a posterior alienação das ações
porventura mantidas em tesouraria;
(o) o requerimento para a instauração de processo administrativo ou o ajuizamento de ação pela Brasiliana,
independentemente do objeto dos mesmos;
(p) a aprovação das demonstrações financeiras anuais da Brasiliana, da Companhia e demais sociedades controladas
pela Brasiliana, as quais serão analisadas considerando o prazo legal, da contratação dos auditores independentes, da
mudança de critérios contábeis, do relatório anual da administração e da destinação do resultado do exercício;
(q) qualquer destinação de recursos financeiros da Brasiliana que não seja o pagamento de dividendos e/ou a
liquidação/resgate de debêntures ou a realização de transações de hedge ou se swap cursadas na BM&FBOVESPA, e
que não esteja prevista no plano de negócios anual, exceto as despesas gerais e administrativas necessárias à
manutenção e operação da Brasiliana;
(r) a fusão, cisão ou incorporação, inclusive de ações, envolvendo a Brasiliana e/ou a Companhia ou demais
sociedades controladas da Brasiliana, bem como a transformação destas em qualquer outro tipo societário;
(s) a associação da Brasiliana, sob quaisquer formas, com outras sociedades, inclusive a realização de um
empreendimento conjunto ou de consórcio;
(t) o início de qualquer processo voluntário buscando amparo na lei de falência, concordata ou lei similar, a dissolução
e a liquidação da Brasiliana ou Companhia ou demais sociedades controladas pela Brasiliana bem como a nomeação
de um liquidante ou síndico;
(u) a prática de quaisquer atividades ou negócios fora dos objetos sociais da Brasiliana, da Companhia ou das demais
sociedades controladas pela Brasiliana, conforme definidos em seus respectivos estatutos sociais;
(v) a alteração da localização geográfica das sedes da Brasiliana ou da Companhia e demais sociedades controladas
pela Brasiliana;
(w) a fixação da remuneração global dos administradores da Brasiliana, da Companhia e demais sociedades
controladas pela Brasiliana, inclusive a aprovação e/ou outorga de planos de opções de compra de ações, participação
nos lucros, bonificação, exceto se tais remunerações forem compatíveis com a média praticada pelo mercado;
(x) a aprovação e modificação dos regimentos internos dos conselhos de administração da Brasiliana, da Companhia e
demais sociedades controladas pela Brasiliana, assim como dos respectivos conselhos fiscais;
(y) a cessão dos direitos creditórios possuídos pela AES Uruguaiana Inc. em relação à AES Uruguaiana, nos termos
dos Long Term Floating Rate Notes Instruments emitidos em 1999;
(z) a revogação, alteração ou a não renovação do mandato outorgado: (i) pela Brasiliana aos representantes indicados
pela BNDESPAR e pela AES Holdings Brasil, para apresentação junto à AES Tietê Holdings Ltd., na forma do item 3.4
do acordo de acionistas; (ii) pela AES Tietê Holdings Ltd. Aos representantes indicados pela BNDESPAR e pela AES
Holdings junto à AES Tietê Empreendimentos S.A. e à AES Tietê Participações S.A., na forma do item 3.5 do acordo
de acionistas.
As deliberações tomadas no âmbito da reunião prévia em relação às matérias acima vincularão: (i) as partes em
assembleias gerais da Brasiliana; (ii) os membros do conselho de administração da Brasiliana, da Companhia e demais
sociedades controladas pela Brasiliana nas respectivas reuniões de conselho de administração; (iii) o voto da
Brasiliana em assembleias gerais da Companhia ou demais sociedades controladas pela Brasiliana e o destas em
outras sociedades controladas, em especial das sociedades operacionais, em cujo capital participarem.
As demais regras sobre o exercício do direito de voto constam do acordo de acionistas cuja cópia encontra-se
disponível na sede da Companhia.
e.
descrição das cláusulas relativas à indicação de administradores
166
A Brasiliana, controladora da Companhia por meio da AES Elpa, é administrada por um conselho de administração e
uma diretoria. O conselho de administração da Brasiliana é composto por 5 membros efetivos e igual numero de
suplentes, sendo 3 membros efetivos e igual numero de suplentes indicados pela AES Holdings Brasil e 2 membros
efetivos e igual numero de suplentes pela BNDESPAR. A Brasiliana designa a maioria dos membros do conselho de
administração da Companhia e demais sociedades controladas pela Brasiliana, e a BNDESPAR tem direito a indicar
pelo menos 1 membro no conselho de administração destas sociedades. Os membros do conselho de administração
são instruídos a votar em consonância com o acordo de acionistas e com as deliberações da Reunião Prévia, cabendo
à AES Holdings Brasil e à BNDESPAR o poder de destituir os membros que nomearam caso estes não cumpram com
o disposto acima. A BNDESPAR tem direito de indicar a maioria absoluta dos membros do conselho fiscal da
Brasiliana, da Companhia e das demais sociedades controladas pela Brasiliana. A Brasiliana e as sociedades
operacionais prevêem a existência de um comitê de gestão para auxiliar o conselho de administração em assuntos
técnicos e operacionais. Este comitê de gestão será composto por 6 membros, onde 3 serão indicados pela AES
Holdings Brasil e 3 pela BNDESPAR.
f.
descrição das cláusulas relativas à transferência de ações e à preferência para adquiri-las
A alienação das ações pela AES Holdings Brasil e pela BNDESPAR será realizada por meio de transferência particular
ou, no caso da alienação pela BNDESPAR, também por meio de realização de leilão público de ações.
As partes poderão alienar ações de emissão da Brasiliana a terceiros de boa fé, em dinheiro, desde que primeiramente
ofereça tais ações à outra parte. A parte que ofertar suas ações deverá notificar à ofertada por escrito, especificando
na notificação para o exercício do direito de preferência: (i) o nome e a qualificação do adquirente e, no caso deste ser
uma sociedade, a notificação deverá identificar também os respectivos acionistas ou sócios que detenham o controle
do adquirente; (ii) preço e condições de pagamento; (iii) lote de ações a serem adquiridas; (iv) outras condições e
termos relevantes de proposta; e (v) cópia da manifestação da adquirente quanto à aceitação da proposta ou
declaração da BNDESPAR quanto ao resultado do leilão público.
Em até 30 (trinta) dias subsequentes ao recebimento da oferta, a parte ofertada deverá comunicar sua decisão por
escrito à outra parte, esclarecendo se deseja ou não adquirir todas (e não menos que todas) as ações ofertadas. Caso
a BNDESPAR opte por realizar a alienação das ações ofertadas por meio de leilão público, o prazo de 30 (trinta) dias
será contado da data de sua realização.
A parte ofertante terá 90 dias a partir da manifestação da parte ofertada ou do decurso do prazo de 30 dias previsto
acima para proceder à alienação das ações ofertadas ao terceiro ofertante, desde que tal alienação seja efetuada em
termos e condições que não sejam distintos daqueles especificados na oferta e o ofertante concorde em se submeter
aos termos do acordo de acionistas.
Se a AES Holdings Brasil quiser alienar suas ações de emissão da Brasiliana e a BNDESPAR não tiver exercido o seu
direito de preferência, poderá a BNDESPAR no prazo de 30 dias exigir, por escrito, que todas as suas ações ordinárias
e preferenciais de emissão da Brasiliana sejam adquiridas nas mesmas bases e condições em que forem alienadas as
ações de propriedade da AES Holding Brasil (Tag Along). Nenhuma transferência de ações da Brasiliana de
propriedade da AES Holding Brasil será válida, a não ser que a BNDESPAR tenha a oportunidade de alienar suas
ações de emissão da Brasiliana (ou parte delas, se for o caso) nos mesmos termos e condições.
Na hipótese de decidir alienar todas as ações de emissão da Brasiliana, desde que represente pelo menos 25% do
capital votante da Brasiliana, a BNDESPAR poderá exercer o direito de obrigar a AES Holdings Brasil a também alienar
todas as ações de emissão da Brasiliana de sua propriedade (Drag Along), sem prejuízo do direito da AES Holdings
Brasil de exercer o direito de preferência. Em caso de exercício do direito de obrigar a alienação pela BNDESPAR, a
alienação de todas as ações de emissão da Brasiliana de propriedade da AES Holdings Brasil ocorrerá, pelo mesmo
preço por ação, independente de classe ou espécie, e nos mesmos termos e condições especificados na oferta do
terceiro apresentada pela BNDESPAR à AES Holdings Brasil.
O direito de Drag Along acima referido somente poderá ser exercido pela BNDESPAR desde que já tenha ocorrido
qualquer dos seguintes eventos: (i) o inadimplemento de qualquer pagamento das Debêntures emitidas pela Brasiliana;
ou (ii) o pagamento da última série das Debêntures. Na hipótese da BNDESPAR desejar exercer o direito de obrigar a
venda Drag Along em relação às ações da Brasiliana de propriedade da AES Holdings Brasil, ainda que por meio de
leilão público, deverá, inicialmente, enviar notificação à AES Holdings Brasil, por escrito, especificando que exercerá o
direito de obrigar a venda (Drag Along).
A BNDESPAR poderá alienar, integral ou parcialmente, suas ações de emissão da Brasiliana, enquanto que a AES
Holdings Brasil somente poderá alienar a totalidade de suas ações de emissão da Brasiliana.
Tais direitos assegurados no acordo de acionistas à BNDESPAR serão transmissíveis a terceiros, a qualquer tempo,
caso esta decida alienar parcela superior a 25% das ações ordinárias de emissão da Brasiliana a qualquer terceiro ou
grupo de terceiros, observado, entretanto, que nesse caso o direito de exigir a venda (Drag Along) da BNDESPAR.
Os procedimentos para apuração do valor da participação acionária das partes e os prazos a serem observados estão
descritos no acordo de acionistas cuja cópia está disponibilizada na sede da Companhia.
g.
descrição das cláusulas que restrinjam ou vinculem o direito de voto de membros do conselho
de administração
Nos termos da cláusula 3.1 do acordo de acionistas da Brasiliana, as matérias relacionadas na referida cláusula,
mencionadas no subitem “d” acima a título exemplificativo, estão sujeitas a aprovação pela AES Holdings Brasil e pelo
167
BNDES, através da BNDESPAR em Reunião Prévia. Somente após a deliberação de tais matérias em Reunião Prévia,
os conselheiros de administração e representantes legais dos acionistas estarão aptos a exercerem seu direito de voto
nas reuniões do conselho de administração e assembleias gerais da Companhia, devendo os mesmos votarem em
estrita conformidade com a decisão tomada na Reunião Prévia.
Havendo ou não a aprovação da matéria relativa à cláusula 3.1 em Reunião Prévia, as Partes do acordo de acionistas
e a Brasiliana, conforme o caso, votarão ou orientarão seus representantes na assembleia geral ou no conselho de
administração da Companhia a votarem em estrita conformidade com a decisão tomada pelas Partes na Reunião
Prévia, seja ela no sentido de aprovar ou rejeitar a matéria.
O eventual exercício do direito de voto pelo conselheiro de administração ou representante legal do acionista em
desacordo com a decisão tomada na Reunião Prévia importará em invalidade da deliberação tomada da reunião do
conselho de administração ou assembleia geral, sem prejuízo da AES Holdings Brasil ou BNDESPAR promoverem a
execução específica da obrigação descumprida.
O membro do conselho de administração da Companhia que desatender determinação adotada em Reunião Prévia
será destituído imediatamente, devendo o acionista que o indicou designar o substituto.
15.6. Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores da
Companhia
A controladora indireta da Companhia, a The AES Corporation, realizou reorganização societária ao final do exercício
de 2011, que envolveu empresas que, indiretamente, detinham ou passaram a deter ações da AES Holdings Brasil e
Brasiliana. Tal reorganização, todavia, não alterou o controle indireto da Brasiliana, nos termos da legislação brasileira
aplicável, permanecendo o mesmo com a The AES Corporation. Para maiores informações vide item 15.4 deste
Formulário de Referência.
15.7. Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes
A BNDESPAR como um dos principais acionistas é signatária de acordo de acionistas para regular a sua participação,
de modo compartilhado, nas decisões da Companhia relativas a determinadas matérias, com vistas a preservação de
valor do investimento e das condições mínimas de governança e sustentabilidade do negócio. A participação da
BNDESPAR na Brasiliana teve origem no processo de reestruturação da dívida da AES no Brasil, visando à
recuperação dos créditos detidos pelo BNDES, e se caracteriza como temporária.
Portanto, inexiste motivação que caracterize, de forma preponderante, o exercício do controle de grupo econômico
mediante exploração das atividades econômicas exercidas pelas controladas da Brasiliana, destacadamente a geração
e distribuição de energia, razão pela qual a Companhia não é considerada, de acordo com os pronunciamentos
contábeis vigentes, parte de grupo econômico do Sistema BNDES.
16.
Transações com partes relacionadas
16.1. Regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas,
conforme definidas pelas regras contábeis que tratam desse assunto
As transações com partes relacionadas à Companhia são sempre realizadas com a observância dos preços e
condições usuais de mercado e, portanto, não geram qualquer benefício ou prejuízo à Companhia ou a quaisquer
outras partes. Além disso, as operações realizadas pela Companhia, inclusive aquelas contratadas com partes
relacionadas, são sempre amparadas pelas devidas análises prévias de suas condições e do estrito interesse da
Companhia em sua realização. Nesse sentido, negociamos individualmente os contratos a serem celebrados com
partes relacionadas, analisando seus termos em relação às condições praticadas no mercado, bem como as
particularidades de cada operação, tais como prazos, valores, atendimento a padrões de qualidade etc.).
Quando necessário, o procedimento de tomada de decisões para a realização de operações com partes relacionadas
seguirá os termos da Lei das Sociedades por Ações (“Lei n° 6.404/76”), que determina que o acionista ou o
administrador, conforme o caso, nas assembleias gerais ou nas reuniões da administração, abstenha-se de votar nas
deliberações relativas: (i) ao laudo de avaliação de bens com que concorrer para a formação do capital social; (ii) à
aprovação de suas contas como administrador; e (iii) a quaisquer matérias que possam beneficiá-lo de modo particular
ou em que seu interesse conflite com o da Companhia.
De acordo com o artigo 11, incisos xiii e xvi, do estatuto social da Companhia, a celebração de quaisquer contratos,
acordos, transações ou associações comerciais ou arranjos de qualquer natureza, bem como suas alterações, com as
sociedades controladoras diretas ou indiretas, controladas ou coligadas dessas, e a celebração de qualquer contrato
com qualquer acionista da Companhia estão condicionadas à prévia aprovação pelo conselho de administração
Por conta do acordo de acionistas da Companhia de Energia (“Brasiliana”), a aprovação da celebração de transações
com partes relacionadas pelo conselho de administração da Companhia também está condicionada à prévia aprovação
pela AES Holdings Ltda. (“AES Holdings Brasil”) e pela BNDES Participações S.A. (“BNDESPAR”) em reunião
preliminar.
Os contratos celebrados entre partes relacionadas devem, ainda, ser submetidos à aprovação da Agência Nacional de
Energia Elétrica (“ANEEL”), que poderá impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias
extremas, determinar a rescisão do contrato.
168
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% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica proveniente de auto-produção 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.
Além disso, as regras contábeis que tratam do assunto, sobretudo o CPC 05, estabelecem que as demonstrações
contábeis devem conter as divulgações necessárias para evidenciar a possibilidade de que sua posição financeira e
seu resultado possam ter sido afetados pela existência de transações e saldos com partes relacionadas. Essas regras
estabelecem, por exemplo, que os relacionamentos entre controladora e controladas ou coligadas devem ser
divulgados independentemente de ter havido ou não transações entre essas partes relacionadas; que a entidade deve
divulgar a remuneração do pessoal-chave da administração no total e para cada uma das seguintes categorias:(a)
benefícios de curto prazo a empregados e administradores, (b) benefícios pós-emprego, (c) outros benefícios de longo
prazo,(d) benefícios de rescisão de contrato de trabalho, e (e) remuneração baseada em ações; e que se tiver havido
transações entre partes relacionadas, a entidade deve divulgar a natureza do relacionamento com as partes
relacionadas, assim como informações sobre as transações e saldos existentes necessárias para a compreensão do
potencial efeito desse relacionamento nas demonstrações contábeis. No mínimo, as divulgações devem incluir o
montante das transações, o montante dos saldos existentes e seus termos e condições, incluindo se estão ou não com
cobertura de seguro, a natureza da remuneração a ser paga; informações de quaisquer garantias dadas ou recebidas;
provisão para créditos de liquidação duvidosa relacionada com o montante dos saldos existentes; e despesa
reconhecida durante o período a respeito de dívidas incobráveis ou de liquidação duvidosa de partes relacionadas.
16.2. Transações com partes relacionadas que, segundo as normas contábeis, devam ser divulgadas nas
demonstrações financeiras individuais ou consolidadas da Companhia e que tenham sido celebradas nos
3 últimos exercícios sociais ou estejam em vigor no exercício social corrente
Compras de Energia
No curso regular de seus negócios, a Companhia compra energia da AES Tietê de acordo com um contrato de compra
bilateral, datado de 7 de dezembro de 2000. A AES Tietê é controlada pela Brasiliana. Nos termos do contrato de
compra bilateral, a Companhia está obrigada a adquirir 1.268 MW Médio por ano ao preço atual de R$ 159,85 por
MWh, reajustado em julho de cada ano com base no IGP-M. A Companhia assinou um aditivo a este contrato, em 30
de outubro de 2003, prorrogando o prazo para 2028, que, por meio dos Despachos nºs 1.060 e 1.244, de 24 de agosto
e 20 de setembro de 2005, respectivamente, não foi aprovado pela ANEEL. Visando a preservação de seus direitos, a
Companhia ajuizou uma ação na justiça contra a ANEEL no dia 28 de outubro de 2005 com pedido de liminar que foi
negada, pela não existência de perigo iminente. Em 21 de agosto de 2007, a ANEEL publicou o despacho nº 2.467,
mantendo a decisão anteriormente publicada nos Despachos nºs 1.060 e 1.244, rejeitando o Termo de Aditamento. Em
5 de agosto de 2010, o Conselho de Administração da Companhia aprovou a desistência da ação judicial contra a
ANEEL, após exame por seus advogados externos e internos.
a)
Nome das Partes Relacionadas: AES Tietê S.A. e Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.
b)
Relação das partes com o emissor: a Companhia e a AES Tietê S.A. são sociedades coligadas sob controle
comum;
c)
Data da Transação: 7 de dezembro de 2000;
d)
Objeto do Contrato: compra bilateral de energia de 1.268 MW Médio por ano, consistindo o contrato em um
contrato de compra e venda de energia em que a Tietê compromete-se a fornecer energia à AES
Eletropaulo;
e)
Montante envolvido no negócio: Foram desembolsados R$1.566,7 milhões e R$1.675,5 milhões e R$ 1.730,4
milhões, em 2008, 2009 e 2010, respectivamente;
f)
Saldo existente de: R$188,5 milhões e R$186,5 milhões e R$ 181,2 milhões em 2008, 2009 e 2010,
respectivamente.
g)
Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir:
Indeterminado;
h)
Garantias e Seguros relacionados: garantia financeira prestada pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade
de São Paulo SA em favor da AES Tietê SA assinada em 30de junho de 2005;
i)
Duração: 15 anos (até 31 de dezembro de 2015);
j)
Condições de rescisão ou extinção: Não aplicável;
k)
Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para
a operação; e (II) a taxa de juros cobrada: Não aplicável.
Garantias
Em garantia do pagamento dos valores devidos pela Brasiliana em razão da 3ª emissão de Debêntures, no montante
de R$800 milhões, foram alienadas fiduciariamente as ações de emissão da AES Eletropaulo detidas pela Brasiliana e
AES Elpa, que representam 50,8% das ações da Companhia detidas pela Brasiliana (17,7% do total das ações da AES
169
Eletropaulo), bem como os proventos decorrentes do fluxo de dividendos e juros sobre o capital próprio subjacentes às
referidas ações dadas em garantia.
a)
Nome das Partes Relacionadas: AES Eletropaulo, Companhia Brasiliana de Energia e AES Elpa S.A.;
b)
Relação das partes com o emissor: a AES Elpa S.A. é controladora direta da Companhia e a Companhia
Brasiliana de Energia é a controladora indireta da Companhia, através da AES Elpa S.A.;
c)
d)
Objeto do Contrato: alienação fiduciária de ações da Companhia em garantia da 3ª emissão de debêntures
da Companhia Brasiliana de Energia;
e)
Montante envolvido no negócio: R$800 milhões, não havendo como aferir o valor da garantia, pois varia de
acordo com o valor de mercado das ações, bem como de acordo com os rendimentos/dividendos recebidos;
f)
Saldo existente de: R$813,7 milhões, R$809,7 milhões e R$ 811,8 milhões em 2008, 2009 e 2010,
respectivamente. Estes valores referem-se aos saldos que a Brasiliana possuía com os detentores das
debêntures, que estão garantidas por ações da Companhia. Não há saldo existente nos anos considerados
entre a AES Eletropaulo e a Brasiliana;
g)
Indeterminado;
h)
Garantias e Seguros relacionados: Em garantia do pagamento dos valores devidos pela Brasiliana em razão
de sua 3ª emissão de Debêntures, foram alienadas fiduciariamente 50,8% das ações de emissão da
Companhia detidas pela Brasiliana, que representam 17,7% do total das ações da Companhia), bem como
os proventos decorrentes do fluxo de dividendos e juros sobre o capital próprio subjacentes às referidas
ações dadas em garantia.
i)
Duração: até o integral cumprimento das obrigações assumidas pela Companhia Brasiliana de Energia no
âmbito da 3ª emissão de debêntures da Companhia Brasiliana de Energia, com vencimento previsto em 20
de maio de 2016;
j)
Condições de rescisão ou extinção: o contrato será extinto e as ações alienadas fiduciariamente serão
totalmente liberadas no momento do pagamento integral das obrigações assumidas pela Companhia
Brasiliana de Energia no âmbito da 3ª emissão de debêntures da Companhia Brasiliana de Energia; e
k)
Compartilhamento de Plataforma de Tecnologia da Informação (TI)
A Companhia celebrou um Contrato de Prestação de Serviços com a AES Big Sky LLC (“ABS”), em 18 de janeiro de
2006, que tem por objeto a nomeação da ABS para a prestação de serviços na área de hospedagem do data center,
suporte, gerenciamento e administração da Plataforma da SAP e gerenciamento de rede, entre outros, bem como
desempenho de determinadas tarefas, conforme solicitado pela Companhia. Este contrato tem prazo de 5 anos e será
automaticamente renovado por períodos sucessivos de 1 ano. O gasto anual previsto é de US$ 5,0 Milhões sendo
permitida uma variação de até no máximo 20% com demandas eventuais.
a)
Nome das Partes Relacionadas: AES Big Sky LLC e AES Eletropaulo;
b)
Relação das partes com o emissor: A AES Big Sky LLC e a Companhia são sociedades pertencentes ao
mesmo grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da The AES Corporation;
c)
Data da Transação: 18 de janeiro de 2006;
d)
Objeto do Contrato: prestação de serviços na área de hospedagem do data center, suporte, gerenciamento e
administração da Plataforma da SAP e gerenciamento de rede, entre outros, bem como desempenho de
determinadas tarefas, conforme solicitado pela Companhia;
e)
Montante envolvido no negócio: R$ 7,3 milhões, R$11,0 milhões e R$10,4milhões em 2008, 2009 e 2010,
respectivamente;
f)
Saldo existente de: R$ 7,3 milhões, R$11,0 milhões e R$10,4milhões em 2008, 2009 e 2010,
respectivamente;
g)
Indeterminado;
h)
Garantias e Seguros relacionados: Não aplicável;
i)
Duração: 5 anos, com renovação automática por períodos sucessivos de 1 (um) ano;
170
j)
Condições de rescisão ou extinção: o contrato pode ser rescindido (A) pela Companhia, a seu exclusivo
critério, mediante notificação por escrito à AES Big Sky LLC: (i) em caso de falência, recuperação judicial ou
extrajudicial da contratada; (ii) em caso de encerramento das atividades da contratante; (iii) em caso de
ocorrência evento de força maior que persista por mais de 120 dias; e (iv) se a contratante não mais precisar
dos serviços contratados; e (B) pela AES Big Sky LLC, a seu exclusivo critério, mediante notificação por
escrito à Companhia: (i) em caso de não pagamento do valor contratado por período superior a três meses,
exceto se tal valor estiver sendo contestado; (ii) se a Companhia não cumprir com suas obrigações legais
e/ou contratuais; (iii) em caso de ocorrência evento de força maior que persista por mais de 120 dias; (iv) em
caso de falência, recuperação judicial ou extrajudicial da contratante; e (v) em caso de alienação de controle
da Companhia.
k)
Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões
para a operação; e (II) a taxa de juros cobrada: Não aplicável.
Crédito contra a AES Sul
O crédito que a Companhia detém contra a AES Sul no valor de R$2.759 mil é oriundo de compra de energia no curto
prazo no âmbito do Mercado Atacadista de Energia – MAE no período entre 1999 e 2000. Na época o Mercado
Atacadista de Energia – MAE determinou que a AES Sul deveria pagar à Companhia o valor do crédito mencionado
acima. A AES Sul não concordou com o valor imposto pelo Mercado Atacadista de Energia – MAE, tendo, portanto
ajuizado ação em face do Mercado Atacadista de Energia – MAE para discutir o valor judicialmente. Ainda não houve
decisão.
a)
Nome das Partes Relacionadas: AES Sul;
b)
Relação das partes com o emissor: a Companhia e a AES Sul são sociedades sob controle comum;
c)
Data da Transação: período entre 1999 e 2000;
d)
Objeto do Contrato: compra de energia no curto prazo;
e)
Montante envolvido no negócio: R$2,8 milhões em 2008, 2009 e 2010, respectivamente;
f)
Saldo existente: R$2,8 milhões em 2008, 2009 e 20010, respectivamente;
g)
Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível: Indeterminado;
h)
i)
Duração: Não aplicável;
j)
Condições de rescisão ou extinção: Não aplicável; e
k)
Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda: (I) a natureza e as razões para
AES Infoenergy
O crédito que a Companhia detém contra a AES Infoenergy no valor de R$111 mil em 2010, R$4 mil em 2009 e R$19
mil em 2008 são referentes ao reembolso de pequenas despesas cotidianas.
a)
Nome das Partes Relacionadas: AES Infoenergy;
b)
Relação das partes com o emissor: a Companhia e a AES Infoenergy são sociedades sob controle comum;
c)
Data da Transação: Não aplicável;
d)
Objeto do Contrato: Não aplicável;
e)
Montante envolvido no negócio: R$19 mil, R$4 mil e R$ 111 mil em 2008, 2009 e 2010, respectivamente;
f)
Saldo existente: R$19 mil, R$4 mil e R$ 111 mil em 2008, 2009 e 2010, respectivamente;
g)
h)
i)
j)
k)
171
AES Uruguaiana
A Companhia mantinha com a AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. contrato de compra e venda de energia até
que a mesma sofreu interrupção no fornecimento e o consequente cancelamento do contrato. Os saldos existentes e
valores transitados em resultado foram referentes aos fornecimentos de energia que ocorreram em 2007, 2008 e 2009
antes da paralisação da AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. em 2009.
a)
Nome das Partes Relacionadas: AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda.;
b)
Relação das partes com o emissor: a Companhia e a AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. são
sociedades sob controle comum;
c)
d)
Objeto do Contrato: compra e venda de energia;
e)
Montante envolvido no negócio: Foram desembolsados R$47,6 milhões, R$3,5 milhões e zero, em 2008,
2009 e 2010, respectivamente;
f)
Saldo existente: R$2,9 milhões em 2008, e zero em 2009 e 2010, respectivamente;
g)
Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível: Não aplicável;
h)
i)
j)
k)
Crédito contra a AES Uruguaiana
O crédito que a Companhia detinha contra a AES Uruguaiana no valor de R$43 mil em 2008 é referente ao reembolso
de pequenas despesas cotidianas.
a)
Nome das Partes Relacionadas: AES Uruguaiana;
b)
Relação das partes com o emissor: a Companhia e a AES Uruguaiana são sociedades sob controle comum;
c)
d)
Objeto do Contrato: Não aplicável;
e)
Montante envolvido no negócio: R$ 43 mil em 2008. zero em 2009 e 2010;
f)
Saldo existente: R$ 43 mil em 2008, zero em 2009 e 2010;
g)
h)
i)
j)
k)
AES Eletropaulo Telecom
A Companhia mantém contrato com a AES Eletropaulo Telecom para prestação de serviços de circuitos especializados
de telecomunicaçãoes (links).
a)
Nome das Partes Relacionadas: AES Eletropaulo Telecom;
b)
Relação das partes com o emissor: a Companhia e a AES Eletropaulo Telecom são sociedades sob controle
comum;
c)
d)
Objeto do Contrato: Serviços de circuitos especializados de telecomunicação (links);
e)
Montante envolvido no negócio: zero, zero e R$3,4 milhões em 2008, 2009 e 2010, respectivamente;
172
f)
Saldo existente: zero em 2008, zero em 2009 e 15,9 milhões em 2010;
g)
h)
i)
Duração: 4 anos;
j)
Condições de rescisão ou extinção: O Contrato poderá o mesmo ser denunciado, a qualquer tempo, sem
qualquer razão ou motivo, sem que a mencionada rescisão implique em multa contratual, pagamento de
indenização ou qualquer outra penalidade mediante aviso prévio por escrito pela Contratada à Contratante,
com no mínimo 150 (cento e cinqüenta) dias de antecedência da data desejada para a rescisão contratual e
pela Contratante à Contratada, com no mínimo 90 (noventa) dias de antecedência da data desejada para a
rescisão contratual. Na hipótese de não observância dos prazos descritos neste item caberá multa de 10%
(dez por cento) do valor total do Contrato. Em ambas as hipóteses, a Contratante ficará exclusivamente
responsável tão-somente pelo pagamento dos Circuitos até referida rescisão.
Na hipótese de denúncia parcial do Contrato que importará em cancelamento dos circuitos antes do término
do prazo de vigência previsto nas respectivas Ordens de Serviço, a Contratante pagará à Contratada, a título
de perdas e danos pré-fixados, as seguintes penalidades:
- caso a denúncia ocorra no primeiro ano da ativação dos circuitos a serem cancelados, a Contratante
pagará à Contratada a quantia equivalente a 30% (trinta por cento) da remuneração aplicável aos circuitos
cancelados, multiplicada pelo número de meses de contratação remanescentes;
- caso a denúncia ocorra no segundo ano da ativação dos circuitos a serem cancelados, a Contratante
pagará à Contratada a quantia equivalente a 25% (vinte e cinco por cento) da remuneração aplicável aos
circuitos cancelados, multiplicada pelo número de meses de contratação remanescentes;
- caso a denúncia ocorra no terceiro ano da ativação dos circuitos a serem cancelados, a Contratante pagará
à Contratada a quantia equivalente a 20% (vinte por cento) da remuneração aplicável aos circuitos
cancelados, multiplicada pelo número de meses de contratação remanescentes;
- caso a denúncia ocorra no quarto ano da ativação dos circuitos a serem cancelados, a Contratante pagará
à Contratada a quantia equivalente a 10% (dez por cento) da remuneração aplicável aos circuitos
cancelados, multiplicada pelo número de meses de contratação remanescentes; e
k)
Compra e Venda da Eletropaulo Telecom celebrada com a Companhia Brasiliana de Energia
A Companhia mantinha investimentos na Eletropaulo Telecomunicações Ltda., sociedade por quotas de
responsabilidade limitada constituída em 1998, com o objetivo de prestar serviços de telecomunicação em geral e
serviços técnicos de consultoria e de manutenção. A ANEEL através do Ofício nº 561/2005-SFF exigiu a segregação
da participação acionária detida pela Companhia na Eletropaulo Telecomunicações Ltda., baseada no artigo 8º da Lei
nº 10.848/2004, pela qual é vedado às concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica deterem
participação societária em outras sociedades, cujo objeto social seja estranho ao objeto do contrato de concessão.
Tendo em vista o acima exposto, a Companhia efetuou, em 15 de setembro de 2005, a transferência acionária, através
de contrato de compra e venda de quotas (valor contábil registrado em julho de 2005 de R$ 42.998), para a AES
Transgás Empreendimentos S.A (atualmente Companhia Brasiliana de Energia).
O referido contrato de compra e venda, entre outras, incluí as seguintes principais condições:
• A dívida assumida pela Companhia Brasiliana de Energia junto à Companhia no valor de R$ 42.998, não sofrerá
qualquer tipo de atualização;
• Eventuais dividendos que venham a ser pagos pela Eletropaulo Telecomunicações serão integralmente
repassados à Companhia;
• Prevista a alienação desse investimento e eventuais resultados apurados quando da alienação pela Companhia
Brasiliana de Energia também serão integralmente repassados à Companhia.
A referida operação foi deliberada e aprovada pelo Conselho de Administração da Companhia em 15 de setembro de
2005 e anuída pela ANEEL através do Despacho nº 1.363, de 28 de setembro de 2005.
Em 2 de junho de 2010, o Conselho de Administração da Companhia e da Companhia Brasiliana de Energia,
aprovaram a liquidação financeira e o termo de quitação referentes à aquisição das quotas da Eletropaulo
Telecomunicações Ltda. O preço de aquisição, no valor de R$ 296.307, foi determinado através de laudo de avaliação
elaborado por avaliador independente, o qual foi atualizado pela SELIC desde 31 de dezembro de 2009 até a data do
efetivo pagamento em 24 de junho de 2010, resultando no valor de R$ 308.367. Em consequência, a Companhia
registrou, no semestre findo em 30 de junho de 2010, um ganho de R$ 265.369 na rubrica outras receitas operacionais.
a)
Nome das Partes Relacionadas: AES Eletropaulo e Companhia Brasiliana de Energia;
b)
Relação das partes com o emissor:a Companhia Brasiliana de Energia é acionista controladora da
Companhia;
c)
Data da Transação: 15 de setembro de 2005;
173
d)
Objeto do Contrato: compra e venda de quotas da Eletropaulo Telecomunicações Ltda.;
e)
Montante envolvido no negócio: R$43,0 milhões em 2008, R$ 43,0 milhões em 2009 e R$ 308,4 milhões em
2010;
f)
Saldo existente: R$43,0 milhões em 2008, R$ 43,0 milhões em 2009 e zero em 2010;
g)
Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir: R$43,0
milhões em 2008, R$ 43,0 milhões em 2009 e R$ 308,4 milhões em 2010;
h)
i)
j)
k)
16.3. Em relação a cada uma das transações ou conjunto de transações mencionados no item 16.2 acima
ocorridas no último exercício social:
(a) identificar as medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses
A Companhia adota práticas de governança corporativa e aquelas recomendadas e/ou exigidas por legislação e
regulamentação, inclusive aquelas previstas no Regulamento de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa do
Nível 2 da BM&FBOVESPA. A aprovação das operações com partes relacionadas é também submetida à aprovação
dos órgãos decisórios da Companhia, conforme regras previstas no Estatuto Social da Companhia. Ademais, em
conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, qualquer acionista ou membro do Conselho de Administração está
proibido de votar em deliberação acerca de matéria em que tenha interesses conflitantes com os da Companhia.
As operações celebradas pela Companhia com partes relacionadas seguem os padrões de mercado e são amparadas
pelas devidas avaliações prévias de seus termos e condições e do estrito interesse da Companhia em sua realização.
Conforme estipula o Regulamento do Nível 2, a Companhia deve enviar à BM&FBOVESPA, quando for o caso,
informações de todo e qualquer contrato celebrado entre a Companhhia e suas controladas, coligadas, acionistas
controladores, administradores e sociedades controladas e coligadas dos administradores e dos acionistas
controladores, assim como com outras sociedades que com qualquer dessas pessoas integre um mesmo grupo de fato
ou direito, sempre que for atingido, num único contrato ou em contratos sucessivos, com ou sem o mesmo fim, em
qualquer período de um ano, valor igual ou superior a R$0,2 milhão, ou valor igual ou superior a 1% sobre o nosso
patrimônio líquido, considerando o maior. Essas informações divulgadas deverão discriminar o objeto do contrato, o
prazo, o valor, as condições de rescisão ou de término e a eventual influência do contrato sobre a administração ou a
condução dos nossos negócios.
(b) demonstrar o caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou o pagamento
compensatório adequado
As operações da Companhia observam caráter estritamente comutativo, pois são realizadas dentro dos parâmetros de
contratação estabelecidos pela ANEEL, que visam à modicidade tarifária, a estimular a expansão da oferta, a zelar pela
compra eficiente e a definir mecanismos de proteção ao consumidor de energia elétrica. As operações da Companhia
são submetidas à aprovação dessa autarquia. No passado, essas operações foram realizadas dentro dos limites do
indicador VN (valor nominativo) e foram devidamente aprovadas pela ANEEL.
17.
Capital Social
17.1. Capital social
Espécie e
Classe das
Ações
Ordinárias
Quantidade de
ações
66.604.817
Preferenciais 100.739.070
a. capital emitido (em
R$)
b. capital subscrito
(R$)
420.948.791,98
420.948.791,98
636.680.524,50
636.680.524,50
c. capital integralizado
(R$)
420.948.791,98
d. prazo para
integralização
Não aplicável
636.680.524,50
Não aplicável
Total
167.343.887
1.057.629.316,47
1.057.629.316,47
1.057.629.316,47
Não aplicável
* As ações da Companhia não têm valor nominal, não sendo, por isso, possível a determinação do capital social emitido, subscrito e
integralizado em R$ por classe e espécie de ações.
f) títulos conversíveis
em ações
e) capital autorizado
174
g. condições
para conversão
Quantidade de ações
Valor (em R$)
Data de autorização
Não determinada
3.248.680.000,00
Não há.
Não aplicável.
O estatuto da Companhia estabelece que o Conselho de Administração está autorizado a aumentar o capital social até
o limite do capital autorizado, devendo ser fixada a quantidade, espécie e classe de ações, seu preço de emissão,
demais condições de subscrição e integralização de acordo com a legislação societária. Dentro do limite do capital
social autorizado, a Companhia poderá, por deliberação do Conselho de Administração, aumentar o capital mediante a
emissão de ações ordinárias e ou preferenciais, sem guardar proporção entre as espécies ou classes então existentes.
O aumento de capital mediante integralização de bens dependerá de aprovação de Assembléia Geral.
17.2. Aumentos de capital da Companhia
Nos últimos 3 exercícios sociais e no exercício social corrente, o capital da Companhia não sofreu aumento.
17.3. Desdobramentos, grupamentos e bonificações
Não houve desdobramentos nem bonificações nos 3 últimos exercícios sociais nem no exercício social corrente.
No entanto, houve um grupamento de ações, na proporção de 250 (duzentas e cinqüenta) ações para 01 (uma) nova
ação, aprovado em Assembléia Geral Extraordinária realizada em 26 de fevereiro de 2008. Antes da aprovação do
grupamento, o capital social da Companhia era constituído de 16.651.204.352 ações ordinárias, 592.337.266 ações
preferenciais Classe A e 24.592.430.058 ações preferenciais Classe B. Após o grupamento, o capital social da
Companhia passou a ser dividido em 66.604.817 ações ordinárias, 2.369.349 ações preferenciais Classe A e
98.369.721 ações preferenciais Classe B.
A tabela abaixo apresenta a composição do capital social antes e depois do grupamento:
Grupamento de ações:
Data da
Deliberação
(AGE)
26.02.2008
Quantidade de Ações antes do grupamento
Quantidade de Ações depois do grupamento
Ações
Ações
Ações
preferenciais
preferenciais
ordinárias
Classe A
Classe B
16.651.204.352
592.337.266
24.592.430.058
Total de ações antes do grupamento: 41.835.971.676
Ações
Ações
preferenciais de
preferenciais
Classe A
Classe B
66.604.817
2.369.349
98.369.721
Total de ações depois do grupamento: 167.343.887
Ações
Ordinárias
17.4. Reduções de capital da Companhia
Nos últimos 3 exercícios sociais e no exercício social corrente, o capital social da Companhia não sofreu redução.
17.5. Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes
Em 20 de dezembro de 2010, em Assembleia Geral Extraordinária foi aprovada a conversão mandatória da totalidade
das ações preferenciais classe A (PNA) em ações preferenciais classe B (PNB), sendo que cada 1 (uma) ação PNA,
obrigatoriamente, convertida em 1 (uma) ação PNB. Em virtude da conversão, as ações PNA foram extintas e as ações
PNB passarão a ser denominadas simplesmente como “ações preferenciais” e negociadas na BM&FBOVESPA sob o
código de negociação ELPL4.
Data da
Deliberação
(AGE)
20.12.2010
18.
Quantidade de Ações antes da conversão
Ações
Ações
Ações
preferenciais
preferenciais
ordinárias
Classe A
Classe B
66.604.817
2.369.349
98.369.721
Total de ações antes da conversão: 167.343.887
Quantidade de Ações após a conversão
Ações Ordinárias
Ações preferenciais
66.604.817
100.739.070
Total de ações após a conversão: 167.343.887
Valores mobiliários
18.1. Direitos de cada classe e espécie de ação emitida
a.
direito a dividendos
Em cada exercício social, os acionistas farão jus a um dividendo obrigatório de 25% (vinte e cinco por cento) do lucro
líquido da Companhia, na forma do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações.
As ações preferenciais conferirão a seus titulares o direito à percepção de dividendos 10% (dez por cento) maiores do
que os atribuídos às ações ordinárias.
Nos termos do § 6, do artigo 24, do estatuto social, os dividendos não reclamados no prazo de 3 (três) anos, a contar
da data de início do pagamento, reverterão a favor da Companhia.
175
b.
direito de voto
Cada ação ordinária confere ao seu titular o direito a um voto nas Assembleias Gerais da Companhia;
Cada ação preferencial escritural confere ao seu titular o direito a voto restrito, exclusivamente, às seguintes matérias:
I. transformação, incorporação, fusão ou cisão da Companhia;
II. aprovação de contratos entre a Companhia e seu Acionista Controlador, diretamente ou através de
terceiros, assim como de outras sociedades nas quais o Acionista Controlador tenha interesse, sempre que, por força
de disposição legal ou estatutária, sejam deliberados em Assembléia Geral;
III. avaliação de bens destinados à integralização de aumento de capital da Companhia;
IV. escolha da empresa especializada para determinação do valor econômico da Companhia, na hipótese
de cancelamento de registro da Companhia como companhia aberta perante a Comissão de Valores Mobiliários, ou de
descontinuidade das práticas diferenciadas de governança corporativa; e
V. alteração ou revogação de dispositivos do Estatuto Social da Companhia que alterem ou modifiquem
quaisquer das exigências previstas no item 4.1 do Regulamento de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa
Nível 2 da BM&FBOVESPA, quais sejam:
1. procedimento de oferta pública de aquisição de ações em caso de alienação de controle;
2. procedimento a ser observado em caso de cancelamento de registro de companhia aberta;
3. mandato unificado dos membros do Conselho de Administração, com prazo máximo de 2 (dois)
anos;
4. cláusula compromissória estatutária sujeitando a resolução de qualquer conflito ou controvérsia à
arbitragem; e
5. direitos de voto das ações preferenciais.
As ações preferenciais adquirirão, entretanto, pleno direito de voto para quaisquer deliberações se a Companhia deixar
de pagar, por 3 (três) exercícios consecutivos, os dividendos a que fizerem jus.
c.
conversibilidade em outra classe ou espécie de ação, indicando (i) condições e (ii) efeito sobre o
capital social
As ações preferenciais não são conversíveis em ordinárias.
d.
direitos no reembolso do capital
As ações preferenciais terão prioridade no reembolso do capital, com base no capital integralizado, sem direito a
prêmio, no caso de liquidação da sociedade.
O valor do reembolso será determinado com base no valor patrimonial constante do último balanço aprovado pela
Assembléia Geral, observado o disposto no artigo 45, da Lei das Sociedades por Ações.
e.
direito a participação em oferta pública por alienação de controle
Em caso de alienação do controle da Companhia, os acionistas terão o direito a receber um valor por ação
correspondente a, no mínimo, (i) 100% (cem por cento) do valor pago por ação do Acionista Controlador para os
acionistas titulares de ações ordinárias; e (ii) 100% (cem por cento) do valor pago por ação do Acionista Controlador
para os acionistas titulares de ações preferenciais.
f.
restrições à circulação
A única hipótese de restrição à circulação imposta pelo Estatuto Social da Companhia recai sobre as ações
representativas do capital social da Companhia que são detidas pelos integrantes do grupo controlador da Companhia,
ou por seus sucessores. Estas ações, bem como seus direitos de subscrição e bonificações distribuídas em
decorrência de capitalização de lucros ou reservas não poderão ser transferidas, cedidas ou de qualquer forma
alienadas, gratuita ou onerosamente, no todo ou em parte sem a prévia e expressa concordância da Agência Nacional
de Energia Elétrica – ANEEL.
g.
condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários
É necessária a aprovação de acionistas que representem metade, no mínimo, das ações com direito a voto para
deliberação sobre alteração nas preferências, vantagens e condições de resgate ou amortização de uma ou mais
classes de ações preferenciais, ou criação de nova classe mais favorecida.
176
Adicionalmente, a eficácia das deliberações sobre as matérias acima dependerá de prévia aprovação ou posterior
ratificação, em prazo improrrogável de um ano, por titulares de mais da metade de cada classe de ações preferenciais
prejudicadas, reunidos em assembléia especial convocada pelos administradores e instalada com as formalidades da
Lei das Sociedades por Ações.
Caso aprovada a matéria, terá o acionista dissidente titular de ações preferenciais o direito de retirar-se da Companhia,
mediante reembolso do valor das suas ações.
Ressalte-se que os acionistas titulares de ações preferenciais têm direito de voto nas deliberações a respeito da
alteração de seu poder de voto restrito.
h.
outras características relevantes
Todas as características relevantes foram divulgadas nos itens acima.
i.
emissores estrangeiros devem identificar as diferenças entre as características descritas nos
itens “a” a “i” e aquelas normalmente atribuídas a valores mobiliários semelhantes emitidos por
emissores nacionais, diferenciando quais são próprias do valor mobiliário descrito e quais são
impostas por regras do país de origem da Companhia ou do país em que seus valores
mobiliários estão custodiados.
Não aplicável.
18.2. Regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a
realizar oferta pública
Direito de Voto
Nos termos do artigo 22 do Estatuto Social da Companhia, a Companhia deverá observar os acordos de acionistas
arquivados em sua sede, devendo os presidentes das assembleias gerais e das reuniões do Conselho de
Administração da Companhia absterem-se de computar votos contrários aos termos de tais acordos de acionistas.
Nessa data encontra-se arquivado em sua sede, o Acordo de Acionistas da Brasiliana, celebrado em 22 de dezembro
de 2003, conforme alterado de tempos em tempos, que tem por objeto a definição de regras específicas sobre, entre
outras matérias, (i) o exercício de direito de voto na Brasiliana, na Companhia e todas as demais companhias
operacionais controladas pela Brasiliana, e (ii) as relações entre a AES Holdings Brasil Ltda. e a BNDESPAR,
regulando o controle da Brasiliana bem como o exercício do controle sobre a Companhia.
Conforme previsto na Cláusula 2.1.1 do Acordo de Acionistas da Brasiliana, dentre as ações vinculadas a esse acordo
de acionistas estão as ações de emissão da Companhia detidas, direta ou indiretamente, pela Brasiliana, bem como a
ação de emissão da Companhia detida pela BNDESPAR.
Não obstante o disposto na Cláusula 2.1.1 do Acordo de Acionistas da Brasiliana, de acordo com a Cláusula 2.4 desse
mesmo acordo de acionistas, para fins de alienação, é facultado à BNDESPAR o direito de desvincular do acordo de
acionistas as ações de sua titularidade de emissão da Brasiliana, de emissão da Companhia ou de emissão das outras
sociedades, conforme estabelecido no acordo de acionistas. Além disso, nos termos da Cláusula 7.3.1 do Acordo de
Acionistas da Brasiliana, as ações vendidas publicamente, de forma pulverizada, estarão automaticamente
desvinculadas do acordo de acionistas.
Os votos e as decisões dos acionistas da Companhia deverão ser orientados pelos seguintes princípios, nos termos da
Cláusula 1.5 do Acordo de Acionistas da Brasiliana:
a.
a administração da Companhia deverá buscar sempre elevados níveis de eficiência, produtividade,
competitividade e qualidade na prestação de serviços;
b.
atendimento das obrigações relacionadas às concessões, permissões ou autorizações outorgadas à
Companhia;
c.
maximização da rentabilidade do capital, por meio do pagamento de dividendos ou de juros sobre o capital
próprio da Companhia;
d.
a Companhia deve ser administrada atendendo aos mais altos padrões de governança corporativa; e
e.
a Companhia deve prestar os serviços a que se destina, em atendimento aos padrões exigidos pelo órgão
regulador (Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL).
Nos termos da Cláusula 3.1 do Acordo de Acionistas da Brasiliana, a deliberação, no âmbito de assembleia geral ou do
Conselho de Administração da Companhia, referente a determinadas matérias, deverá ser determinada em reunião
prévia (Reunião Prévia) com o voto afirmativo da AES Holdings Brasil Ltda. e do BNDES (ou seus respectivos
sucessores acionários) manifestado expressamente. Caso tal deliberação não tenha o voto afirmativo da AES Holdings
Brasil Ltda. e da BNDESPAR (ou seus respectivos sucessores acionários) será considerada rejeitada. As matérias
sujeitas à prévia aprovação da AES Holdings Brasil Ltda. e da BNDESPAR (ou seus respectivos sucessores
acionários) são, resumidamente, as seguintes:
a.
implementação de orçamento e planos de estratégia de negócios;
177
b.
mudanças na política de distribuição, incluindo distribuição de dividendos, juros sobre o capital próprio e
lucros;
c.
realização de empréstimos e financiamentos, bem como operações envolvendo ativos e participação
societária, cujos montantes anuais, juntos ou separadamente, correspondam ao valor atualizado de R$41
milhões, exceto se (i) forem operações que já constem no plano anual de negócios; (ii) forem contratos de
compra e venda de energia com terceiros não relacionados com a AES Holdings Brasil Ltda. ou com a
BNDESPAR;
d.
emissão de títulos de dívida, incluindo a emissão e oferta de notas;
e.
redução ou aumento do capital social;
f.
operações com a AES Corporation e o BNDES ou suas subsidiárias que não estejam contempladas no plano
anual de negócios ou previamente acordadas entre a AES Corporation e o BNDES;
g.
disposição, transferência ou constituição de empréstimos, ou penhor dos ativos em montante anual superior
a R$41 milhões, exceto se previamente previsto pelo plano anual de negócios;
h.
alterações no Estatuto Social da Companhia;
i.
aprovação das demonstrações financeiras;
j.
incorporação, cisão, liquidação ou mudança do tipo societário; e
k.
remuneração dos administradores, somente se tal remuneração não for compatível com a média praticada
pelo mercado.
De acordo com a Cláusula 3.3.2 do Acordo de Acionistas da Brasiliana, as deliberações tomadas no âmbito de Reunião
Prévia em relação às matérias mencionadas acima vincularão, entre outros, (i) os membros do Conselho de
Administração da Companhia nas respectivas reuniões, e (ii) o voto da Brasiliana em assembleias gerais da
Companhia.
O Acordo de Acionistas da Brasiliana prevê, em sua Cláusula 3.3.16 que, na hipótese de não ter sido realizada a
Reunião Prévia antes da assembleia geral ou da reunião do Conselho de Administração da Companhia, a AES Holdings
Brasil Ltda. e a BNDESPAR, e seus respectivos representantes na referida assembleia geral ou reunião, deverão
exercer seus votos com o objetivo de suspender os trabalhos da reunião do Conselho de Administração, da Companhia
até que a matéria seja deliberada em Reunião Prévia.
Adicionalmente, conforme disposição das Cláusulas 3.3.4 e 3.3.17 do Acordo de Acionistas da Brasiliana, caso
quaisquer das matérias mencionadas acima não tenham sido aprovadas pela AES Holdings Brasil Ltda. e pela
BNDESPAR em Reunião Prévia ou a AES Holdings Brasil Ltda. e a BNDESPAR (ou seus respectivos representantes)
não tenham conseguido suspender os trabalhos da assembleia geral ou da reunião do Conselho de Administração da
Companhia, a AES Holdings Brasil Ltda. e a BNDESPAR votarão, ou orientarão seus representantes para votarem, na
assembleia geral ou na reunião do Conselho de Administração da Companhia no sentido de não aprovar a proposta
apresentada.
Nos termos da Cláusula 3.3.15 do Acordo de Acionistas da Brasiliana, AES Holdings Brasil Ltda. e a BNDESPAR estão
obrigadas a orientar seus representantes nas assembleias gerais e nas reuniões do Conselho de Administração da
Companhia a votarem estritamente de acordo com as deliberações adotadas na Reunião Prévia.
Na hipótese de qualquer dos membros do Conselho de Administração da Companhia indicados pela AES Holdings
Brasil Ltda. ou pela BNDESPAR, atuarem em contrariedade com as deliberações da Reunião Prévia, a AES Holdings
Brasil Ltda., a BNDESPAR e a Brasiliana obrigam-se a adotar providências e votar no sentido de: (i) destituir os
membros do Conselho Administração da Companhia que descumprirem a orientação adotada em Reunião Prévia; (ii)
eleger, no prazo máximo de 30 (trinta) dias contados da solicitação expressa, novos membros para o Conselho de
Administração da Companhia, de forma a restabelecer a composição do Conselho de Administração da Companhia;
(iii) instruir seus representantes e os novos representantes, eleitos em substituição, na forma dos itens (i) e (ii) acima,
no sentido de que atuem de maneira a, tanto quanto possível, desfazerem-se os atos praticados em razão dos votos
proferidos pelo representante substituído.
Oferta Pública
Nos termos do artigo 25 do Estatuto Social da Companhia, a alienação de nosso controle, tanto por meio de uma única
operação, quanto por meio de operações sucessivas, deverá ser contratada sob a condição, suspensiva ou resolutiva,
de que o adquirente se obrigue a efetivar oferta pública de aquisição das demais ações dos outros acionistas da
Companhia, observando as condições e prazos vigentes na legislação e no Regulamento do Nível 2 da
BM&FBOVESPA, de forma a lhes assegurar que (i) os acionistas detentores de ações ordinárias recebam tratamento
igualitário àquele dado ao acionista controlador alienante; (ii) os acionistas detentores de ações preferenciais classe A
recebam um valor por ação correspondente a, no mínimo, 80% (oitenta por cento) do valor por ação pago aos
acionistas detentores de ações ordinárias; e (iii) os acionistas detentores de ações preferenciais classe B recebam um
valor por ação correspondente a, no mínimo, 100% (cem por cento) do valor por ação pago aos acionistas detentores
de ações ordinárias.
Esta oferta também será exigida, de acordo com o artigo 26 do Estatuto Social da Companhia, (i) quando houver
cessão onerosa de direitos de subscrição de ações e de outros títulos ou direitos relativos a valores mobiliários
178
conversíveis em ações, que venha a resultar na alienação do controle da Companhia; e (ii) na alienação de controle de
sociedade que detenha o controle da Companhia, sendo que, nesta última hipótese, o acionista controlador alienante
ficará obrigado a declarar à BM&FBOVESPA o valor atribuído à Companhia nessa alienação, além de anexar
documentos que comprovem esse valor.
Além disso, conforme previsto no artigo 26, parágrafo único, do Estatuto Social da Companhia, aquele que já detiver
ações de emissão da Companhia e que venha a adquirir o seu controle, em razão de contrato particular de compra e
venda de ações celebrado com o acionista controlador que envolva qualquer quantidade de ações, deverá efetivar
oferta pública na forma acima referida, além de ressarcir os acionistas de quem tenha comprado ações em bolsa nos
seis meses anteriores à data da alienação de controle por meio do pagamento da diferença atualizada entre o preço
pago ao acionista controlador alienante e o valor pago em bolsa por nossas ações.
A oferta pública de aquisição de ações também deverá ocorrer, nos termos do artigo 11, parágrafo segundo, do
Estatuto Social da Companhia, nas hipóteses de cancelamento do seu registro de companhia aberta perante a CVM ou
de descontinuidade de suas Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa.
Nos termos do caput do artigo 31 do Estatuto Social da Companhia, a oferta pública de aquisição de ações que
preceder o cancelamento de registro de companhia aberta perante a CVM deverá ter como preço mínimo,
obrigatoriamente, o valor econômico da Companhia, determinado em laudo de avaliação, mediante a utilização de
metodologia reconhecida ou com base em outro critério que venha a ser definido pela CVM.
Para efeitos de oferta pública de aquisição de ações nas hipóteses de cancelamento do registro de companhia aberta
perante a CVM ou de descontinuidade de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa, compete privativamente
à Assembléia Geral, de acordo com o parágrafo 2º do artigo 11 e com o parágrafo 2º do artigo 31 do Estatuto Social da
Companhia, escolher a empresa especializada responsável pela determinação do valor econômico da Companhia a
partir da apresentação, pelo Conselho de Administração, de lista tríplice.
Nos termos do artigo 32 do Estatuto Social da Companhia, quando informada ao mercado a decisão de se proceder ao
cancelamento do registro de companhia aberta, o ofertante deverá divulgar o valor máximo por ação ou lote de mil
ações pelo qual formulará a oferta pública, ficando a oferta pública condicionada ao valor econômico, conforme
apurado por meio do laudo de avaliação mencionado acima, não ser superior ao valor divulgado pelo ofertante. Caso o
valor econômico apurado por meio de referido laudo de avaliação, a decisão de se proceder ao cancelamento de
registro de companhia aberta estará revogada, exceto se o ofertante concordar expressamente em formular a oferta
pública pelo valor econômico, conforme apurado no referido laudo de avaliação, devendo o ofertante divulgar ao
mercado a decisão que tiver adotado.
Finalmente, nos termos do artigo 33 do Estatuto Social da Companhia, o acionista controlador deverá realizar oferta
pública de aquisição de ações dos demais acionistas na hipótese da Companhia deixar de integrar o Nível 2 de
Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA. Essa oferta pública de aquisição de ações
será exigida também, conforme previsto no parágrafo 1º do artigo 33 do Estatuto Social da Companhia, na hipótese da
Companhia deixar de integrar o Nível 2 de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA em
razão de reorganização societária em que a companhia resultante não seja classificada como detentora do Nível 2 de
Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA.
Caso ocorra alienação do controle da Companhia até 12 (doze) meses após a data em que a Companhia tiver deixado
de integrar o Nível 2 de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA, o acionista controlador
alienante e o comprador estarão, conjunta e solidariamente, obrigados a realizar oferta pública de aquisição de ações
dos demais acionistas da Companhia pelo preço e nas condições obtidas pelo acionista controlador na alienação de
suas próprias ações, devidamente atualizado, observando-se as mesmas regras constantes do capítulo X do Estatuto
Social da Companhia.
18.3. Exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto
As ações preferenciais terão direito de participar dos aumentos de capital, decorrentes de correção monetária e da
capitalização de reservas e lucros, recebendo ações da mesma espécie.
Adicionalmente, as restrições ao exercício do direito de voto pelos titulares de ações preferenciais serão suspensas
caso a Companhia deixar de pagar, por 3 (três) exercícios consecutivos, os dividendos a que tais ações fazem jus.
Nessa situação, os titulares de ações preferenciais terão direito de voto pleno em todas as matérias submetidas à
apreciação e deliberação dos acionistas.
De acordo com o estatuto social da Companhia e seu Acordo de Acionistas as ações que fizerem parte do controle
acionário da Companhia não poderão ser transferidas, cedidas ou, de qualquer outra forma, alienadas, direta ou
indiretamente, gratuita ou onerosamente, sem a prévia e expressa concordância da ANEEL ou exceto de forma
expressamente prevista no Acordo de Acionistas. Na hipótese de transferência, integral ou parcial, de ações, que
fazem parte do controle acionário, o(s) novo(s) acionista(s) controlador(es) deverá(ão) assinar termo de anuência e
submissão às cláusulas do Contrato de Concessão de Uso de Bem Público para Geração de Energia Elétrica firmado
entre a Sociedade e o Poder Concedente, e às normas legais e regulamentares da concessão.
Desta forma, a transferência, cessão, oneração, gravame ou alienação das Ações vinculadas em infração ao Acordo de
Acionistas será nula de pleno direito, obrigando=se as partes do Acordo de Acionista, entre outras a Companhia, a não
praticar qualquer ato ou efetuar qualquer registro que infrinja as normas lá estabelecidas.
179
Não obstante o referido acima, à BNDESPAR é facultado o direito de desvincular do Acordo de Acionistas ações de
sua propriedade a ele vinculadas.
Por outro lado as companhias integrantes do Grupo Econômico da Companhia não poderão alienar indiretamente suas
ações de emissão da Brasiliana, inclusive os direitos patrimoniais e econômicos a elas inerentes, sem prévia e
expressa autorização da BNDESPAR, exceto se observadas o direito de preferência e demais as disposições na
cláusula 5 do Acordo de Acionistas.
Se AES Brasil quiser alienar suas ações de emissão da Brasiliana e a BNDESPAR não tiver exercido o direito de
preferência, poderá a BNDESPAR, por escrito, exigir que todas as suas ações ordinárias e preferenciais de emissão da
Brasiliana sejam adquiridas nas mesmas bases e condições (Tag Along) em que forem alienadas as ações de
propriedade da AES Brasil.
Adicionalmente, na hipótese de decidir alienar todas as suas ações de emissão da Brasiliana, desde que represente
pelo menos 25% (vinte e cinco por cento) do capital votante da Brasiliana, a BNDESPAR poderá exercer o direito de
obrigar a AES Brasil a também alienar todas as ações de emissão da Brasiliana de sua propriedade (Drag Along), sem
prejuízo do direito da AES Brasil de exercer o direito de preferência. Em caso de exercício do direito de obrigar a
alienação (Drag Along) pela BNDESPAR, a alienação de todas as ações de emissão da BRASILIANA de propriedade
da AES Brasil ocorrerá, pelo mesmo preço por ação, independente de classe ou espécie, e nos mesmos termos e
condições especificados na oferta do terceiro apresentada pelo BNDESPAR à AES Brasil.
Para maiores detalhes sobre as limitações e procedimentos para a alienação das ações do bloco de controle da
Brasiliana e suas controladas vide Acordo de Acionistas
18.4. Volume de negociações bem como maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados em
bolsa de valores ou mercado de balcão organizado, em cada um dos trimestres dos 3 últimos exercícios
sociais
180
Ano
4T10
3T10
2T10
1T10
4T09
3T09
2T09
1T09
4T08
3T08
2T08
1T08
Ano
4T10*
3T10
2T10
1T10
4T09
3T09
2T09
1T09
4T08
3T08
2T08
1T08
Ano
4T10*
3T10
2T10
1T10
4T09
3T09
2T09
1T09
4T08
3T08
2T08
1T08
Ano
4T10*
3T10
2T10
1T10
4T09
3T09
2T09
1T09
4T08
3T08
2T08
1T08
Valor mínimo
por ação
30,00
32,01
33,00
32,70
32,60
32,18
27,30
23,00
20,00
19,30
25,00
43,75
Valor mínimo
por ação
28,47
29,90
27,61
33,00
32,02
30,50
26,87
23,50
18,50
22,20
30,50
30,00
Valor mínimo
Valor médio
ON
Valor máximo por
por ação
33,66
35,10
36,13
34,95
34,76
33,09
30,40
24,14
22,34
27,70
35,16
75,26
Valor médio
ação
37,00
36,99
38,00
39,33
37,50
35,00
33,20
25,55
24,90
31,00
40,00
102,50
Negociadas (R$)
2.818,85
1.029,76
516,54
1.813,63
3.784,44
3.265,75
4.222,61
1.619,56
3.050,90
7.911,98
15.639,73
2.283,44
PNA
Valor máximo por
Média diária de Ações
ação
32,10
37,19
38,50
39,00
36,50
35,81
33,00
31,65
27,50
32,40
33,50
34,00
Negociadas (R$)
127.030,18
240.004,03
516.811,34
96.092,87
138.239,05
125.178,22
18.003,70
65.106,56
80.209,64
153.747,29
78.426,77
232.378,93
PNB
Valor máximo por
por ação
30,60
34,26
34,16
35,48
34,14
31,89
29,86
26,55
22,73
29,33
31,65
31,23
Valor médio
por ação
28,76
30,02
29,70
33,70
32,95
32,91
27,45
24,94
18,30
22,18
33,82
29,99
por ação
30,71
34,61
34,53
37,20
35,45
35,29
31,38
27,79
25,57
32,30
37,02
34,00
Valor mínimo
por ação
30,10
-
Valor médio
por ação
30,99
-
ação
32,37
37,96
39,74
39,98
38,83
39,00
35,25
33,49
29,50
38,68
40,75
36,50
Negociadas (R$)
22.377.085,44
26.089.141,66
25.771.189,39
24.538.420,02
24.354.548,46
20.290.516,95
27.689.098,54
15.627.650,31
26.645.806,44
29.048.047,71
21.646.026,90
25.193.065,15
PN
Valor máximo por
ação
32,20
-
Negociadas (R$)
14.614.654,29
-
* Com a conversão de ações aprovada na Assembléia Geral Extraordinária de 20/12/2010, as ações preferenciais da Companhia foram
agrupadas em uma única classe ações, a ELPL4, dessa forma deixou de existir as ações ELPL5 e ELPL6. Assim, a partir do pregão de
21/12/2010, a Companhia possuía apenas as ações ordinárias (ELPL3) e ações preferenciais (ELPL4) em negociação na
BM&FBOVESPA
** Fonte: Resumo mensal de negociação da BM&FBOVESPA
18.5 Outros valores mobiliários emitidos que não sejam ações, indicando: (a) identificação do valor
mobiliário; (b) quantidade; (c) valor; (d) data de emissão; (e) restrições à circulação; (f) conversibilidade
em ações ou conferência de direito de subscrever ou comprar ações do emissor, informando: (i)
condições; (ii) efeitos sobre o capital social; (g) possibilidade de resgate, indicando: (i) hipóteses de
181
resgate ; (ii) fórmula de cálculo do valor de resgate; (h) quando os valores mobiliários forem de dívida,
indicar, quando aplicável; (I) vencimento, inclusive as condições de vencimento antecipado; (II) juros; (III)
garantia e, se real, descrição do bem objeto; (IV) na ausência de garantia, se o crédito é quirografário ou
subordinado; (V) eventuais restrições impostas ao emissor em relação à distribuição de dividendos, à
alienação de determinados ativos, à contratação de novas dívidas, à emissão de novos valores
mobiliários; (VI) o agente fiduciário, indicando os principais termos do contrato; (i) condições para
alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários; e (j) outras características relevantes
Debêntures
A Companhia realizou 13 emissões de debêntures, sendo certo que todas as debêntures da 1ª emissão até a 8ª
emissão foram devidamente liquidadas e não estão em circulação.
9ª Emissão de Debêntures pela Companhia
Em 16 de dezembro de 2005, a Companhia emitiu 25.000 debêntures simples, não-conversíveis em ações, todas
nominativas e escriturais, da espécie sem garantia nem preferência (quirografária), em série única, com valor nominal
unitário de R$10 mil, no valor total de R$250 milhões, com data de emissão em 20 de dezembro de 2005 e vencimento
final em 20 de dezembro de 2013. As debêntures inicialmente rendiam juros, correspondentes a 100,0% da variação da
Taxa DI, capitalizada de um spread de 2,5% ao ano, base 252 dias úteis. As debêntures não possuem restrições à
circulação.
Em 20 de agosto de 2007, a Companhia celebrou o aditamento dos termos e condições da 9ª emissão de debêntures.
As alterações em tais debêntures geraram uma redução no custo dessa dívida de CDI + 2,50% a.a para CDI + 1,75% e
alongamento do prazo médio de 5,3 para 9,3 anos, prorrogando o vencimento da dívida de 20 de dezembro de 2013
para 20 de agosto de 2018. Em 31 de dezembro de 2010, o saldo em aberto devido nos termos desse contrato era de
R$261,0 milhões.
Resgate Antecipado Facultativo
A partir de 20 de agosto de 2013, e com aviso prévio de 15 (quinze) dias da data do evento, a Companhia poderá
promover o resgate antecipado, total ou parcial, das debêntures em circulação, mediante pagamento do valor nominal
unitário não amortizado, acrescido da remuneração, calculada pro rata temporis desde a data de emissão ou da última
data de pagamento da remuneração, conforme o caso, até a data do resgate antecipado facultativo das debêntures,
acrescido de prêmio, conforme descrito na tabela abaixo e incidente sobre o saldo devedor das debêntures em
circulação:
Mês/Ano
08/13 - 08/14
09/14 – 08/15
09/15 – 08/16
09/16 – 08/17
09/17 – 08/18
Prêmio
1,75%
1,40%
1,05%
0,70%
0,40%
Vencimento Antecipado
As debêntures serão declaradas vencidas e imediatamente exigíveis, independentemente de aviso, notificação ou
interpelação judicial ou extrajudicial, na ocorrência dos seguintes eventos:
(a)
pedido de recuperação judicial ou submissão aos credores de pedido de negociação de plano de
recuperação extrajudicial, formulado pela Companhia, ou por suas controladas, diretas ou indiretas;
(b)
extinção, liquidação, dissolução, insolvência, pedido de auto-falência, pedido de falência não elidido no
prazo legal ou decretação de falência da Companhia, ou de suas controladas, diretas ou indiretas, exceto
a extinção, liquidação ou dissolução da (i) Eletropaulo Metropolitana Overseas II Ltd., (ii) Eletropaulo
Comercial Exportadora Ltda., e (iii) qualquer outra controlada, direta ou indireta, da Companhia desde que
sua extinção, liquidação ou dissolução se realize em cumprimento das exigências relacionadas ao
processo de desverticalização, conforme determinado pela Lei 10.848 de 14 de março de 2004;
(c)
falta de pagamento, pela Companhia, do principal e/ou da remuneração das debêntures nas respectivas
datas de vencimento, não sanadas no prazo de 2 (dois) dias úteis contados das respectivas datas de
vencimento;
(d)
falta de cumprimento pela Companhia de qualquer obrigação não pecuniária prevista nesta escritura
dentro de um prazo de 30 (trinta) dias de notificação do agente fiduciário a respeito do descumprimento;
(e)
alteração do controle acionário da Companhia que não resulte na AES Corporation ou no BNDES, ou
ambos, como controladores (direta ou indiretamente) da Companhia;
(f)
término, extinção ou transferência da concessão da Companhia para a exploração de serviços de
distribuição de energia;
(g)
declaração de vencimento antecipado de qualquer dívida e/ou obrigação da Companhia, ou de suas
controladas, diretas ou indiretas, em valor individual ou global superior ao equivalente em reais a US$25
milhões;
(h)
protesto legítimo de títulos contra a Companhia, ainda que na condição de garantidora, cujo valor
182
individual ou global ultrapasse o equivalente em reais a US$ 25 milhões salvo se (i) no prazo de 5 (cinco)
dias úteis a Companhia tiver comprovado que o protesto foi efetuado por erro ou má-fé de terceiro, (ii) for
cancelado, ou ainda (iii) tiver sua exigibilidade suspensa por sentença judicial;
(i)
decisão judicial transitada em julgado ou arbitral definitiva, de natureza condenatória, contra a
Companhia, cujo valor total ultrapasse o equivalente em reais a US$ 25 milhões, desde que a Companhia
não comprove o pagamento ao agente fiduciário no prazo de 30 (trinta) dias úteis a partir do referido
pagamento, do referido valor total, nos prazos e termos estabelecidos em referida decisão judicial
transitada em julgado ou decisão arbitral definitiva;
(j)
comprovação da inveracidade de qualquer declaração feita pela Companhia na escritura que afete de
forma adversa e relevante as debêntures; e
(k)
não-manutenção, até o vencimento das debêntures, e desde que haja debêntures em circulação, dos
seguintes índices e limites:
(i)
O índice obtido da divisão da Dívida Financeira pelo EBITDA (conforme definidos abaixo) não
poderá ser igual ou superior a 3,5.
Onde:
“Dívida Financeira” significa a dívida consolidada da Companhia e das suas subsidiárias em base
consolidada de acordo com o resultado trimestral contábil mais recente; e
EBITDA significa o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme apresentado
no demonstrativo contábil consolidado da Companhia na linha “Resultado Operacional” (excluindo as
receitas e despesas financeiras), (ii) todos os montantes de depreciação e amortização, (iii) todo caixa
recebido atribuível ao reajuste tarifário extraordinário de acordo com a Medida Provisória 14 de 21 de
dezembro de 2001 (Lei número 10.438, datado de 26 de abril de 2002) e (iv) todos os montantes relativos
a despesas com entidade de previdência privada classificado na conta de “custo de operação”.
(ii)
O índice obtido da divisão entre EBITDA (conforme definido acima) pelas Despesas Financeiras
(conforme definido abaixo) não poderá ser igual ou inferior a 1,75.
Onde:
“Despesas Financeiras” significam as despesas da Companhia e das suas subsidiárias em qualquer
período, relacionadas ao total de juros incidentes no montante da dívida a pagar em tal período, incluindo
comissões, descontos, honorários e despesas derivadas de letras de crédito e de aceite de
financiamentos a medida que tais financiamentos constituam Dívida.
“Dívida” significa o somatório de (a) todas as obrigações da Companhia por fundos tomados em
empréstimo ou em relação a depósitos ou adiantamento de qualquer tipo, (b) todas as obrigações da
Companhia evidenciadas por títulos, debêntures, notas, contratos derivativos (e que não sejam
celebrados para fim de proteção de flutuação de taxas de juros, moedas, inflação ou preço de energia),
ou instrumentos similares; (c) todas as dívidas de terceiros garantidas por (ou em relação a qual o titular
da dívida tenha um direito, seja condicional ou não, de ser garantido) qualquer ônus sobre bens detidos
ou adquiridos pela Companhia, tenha ou não a dívida garantida sido assumida; (d) todas as obrigações
relativas a arrendamentos mercantis da Companhia; (e) todas as obrigações, condicionais ou não, da
Companhia na qualidade de parte de cartas de crédito, cartas de garantia e/ou avais; e (f) todas as
obrigações, condicionais ou não, da Companhia em relação a aceites bancários.
Restrições à Distribuição de Dividendos
Não há restrições à distribuição de dividendos.
Restrições à Alienação de Determinados Ativos
Não há restrições à alienação de ativos.
Restrições à Contratação de Novas Dívidas
Não há restrições à contratação de novas dívidas, desde que cumprido o covenant financeiro disposto no item (k) das
hipóteses de vencimento antecipado relacionadas acima.
Restrições à Emissão de Novos Valores Mobiliários
Não há restrições à emissão de novos valores mobiliários.
Agente Fiduciário
Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários, cujos direitos e obrigações estão estabelecidos nos
termos da escritura particular da 9ª Emissão de Debêntures, observada a Instrução CVM 28/83. É devida ao agente
fiduciário, uma remuneração a ser paga em parcelas anuais de R$21.000,00 (vinte e um mil reais), sendo a primeira
devida no 5º (quinto) dia útil após a data de assinatura da escritura de emissão e as demais no mesmo dia dos anos
subsequentes. A remuneração será atualizada, anualmente, de acordo com o IGPM, ou na sua falta, pelo índice oficial
183
que vier a substituí-lo, a partir da data do primeiro pagamento, calculado pro rata die se necessário. O Agente
Fiduciário tem o dever de proteger os direitos e interesses dos Debenturistas, além de outros deveres previstos em lei,
em ato normativo da Comissão de Valores Mobiliários.
Condições para Alteração dos direitos assegurados pelas Debêntures
As Debêntures não serão objeto de repactuação programada.
Em 18 de setembro de 2007, a Companhia emitiu 60.000 debêntures simples, não-conversíveis em ações, todas
nominativas e escriturais, da espécie subordinada, a ser convertida para espécie sem garantia nem preferência
(quirografária), em série única, com valor nominal unitário de R$10 mil, no valor total de R$600 milhões, com data de
emissão em 15 de setembro de 2007. O vencimento final das debêntures desta emissão é 15 de setembro de 2013. As
debêntures rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 0,90% ao
ano, base 252 dias úteis. Em 31 de dezembro de 2010, o saldo em aberto devido nos termos desse contrato era de
R$620,0 milhões. As debêntures não possuem restrições à circulação.
Amortização Extraordinária
A Companhia pode amortizar extraordinariamente as Debêntures em circulação, a partir de 15 de setembro de 2011,
mediante publicação de aviso aos debenturistas, com antecedência mínima de 5 (cinco) dias úteis da data pretendida
para pagamento da amortização.
A amortização extraordinária poderá ser total ou parcial, pelo valor nominal unitário não amortizado, acrescido da
remuneração, calculada pro rata temporis, desde a data de emissão ou da última data de pagamento da remuneração,
conforme o caso, até a data de pagamento da amortização das debêntures, acrescido de prêmio equivalente a (i) 0,50%
(zero vírgula cinquenta por cento) a partir do 4º (quarto) ano contato da data de emissão. A amortização extraordinária
deverá atingir todas as debêntures, na mesma proporção por ano remanescente, tendo como base os anos que faltam
até a data de vencimento.
(a)
(b)
(c)
vencimento;
(d)
(e)
milhões;
(f)
não comprovação, pela Companhia, da utilização dos recursos obtidos com a emissão das debêntures de
acordo com o estabelecido na escritura de emissão, no prazo de 30 (trinta) dias da liquidação financeira
da emissão;
(g)
falta de cumprimento pela Companhia de qualquer obrigação não pecuniária prevista nesta escritura (à
exceção da alínea (f) acima) dentro de um prazo de 30 (trinta) dias de notificação do agente fiduciário a
respeito do descumprimento;
(h)
alteração do controle acionário da Companhia que não resulte na AES Corporation ou no BNDES, ou
ambos, como controladores (direta ou indiretamente) da Companhia;
(i)
cisão, fusão ou incorporação envolvendo a Companhia, para a qual (i) não tenha sido obtida a anuência
prévia dos debenturistas; ou (ii) que não tenha sido assegurado o resgate das debêntures para
debenturistas dissidentes, nos termos do § 1º do artigo 231 da Lei das Sociedas por Ações;
(j)
declaração de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Companhia estiver em
descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na escritura de emissão, no contrato de
distribuição e/ou nos demais documentos da oferta;
184
(k)
individual ou global ultrapasse o equivalente em reais a US$ 25 milhões salvo se (i) no prazo de 5 (cinco)
cancelado, ou ainda (iii) tiver sua exigibilidade suspensa por sentença judicial;
(l)
Companhia, cujo valor total ultrapasse o equivalente em reais a US$ 25 milhões, desde que a Companhia
não comprove o pagamento ao agente fiduciário no prazo de 30 (trinta) dias úteis a partir do referido
(m) transformação do tipo societário da Companhia;
(n)
forma adversa e relevante as debêntures;
(o)
(iii)
Onde:
EBITDA significa o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme a
presentado no demonstrativo contábil consolidado da Companhia na linha “Resultado Operacional”
(excluindo as receitas e despesas financeiras), (ii) todos os montantes de depreciação e amortização,
(iii) todo caixa recebido atribuível ao reajuste tarifário extraordinário de acordo com a Medida Provisória
14 de 21 de dezembro de 2001 (Lei número 10.438, datado de 26 de abril de 2002) e (iv) todos os
montantes relativos a despesas com entidade de previdência privada classificado na conta de “custo de
operação”.
(ii)
O índice obtido da divisão entre EBITDA (conforme definido acima) pelas Despesas
Financeiras (conforme definido abaixo) não poderá ser igual ou inferior a 1,75.
Onde:
obrigações, condicionais ou não, da Companhia em relação a aceites bancários; ou
(p) caso a Companhia não celebre com o agente fiduciário o aditamento à escritura de emissão, nos
termos previstos na escritura de emissão, de forma a refletir a alteração da espécie das debêntures de
subordinada para quirografária em até 30 (trinta) dias contados da publicação do anúncio de início.
De acordo com as debêntures emitidas, a Companhia não poderá efetuar declaração de dividendos acima do mínimo
obrigatório sempre que estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na escritura de
emissão, no contrato de distribuição e/ou nos demais documentos da oferta.
Não há restrições à contratação de novas dívidas, desde que cumprido o covenant financeiro disposto no item (o) das
185
Agente Fiduciário
Planner Trustee DTVM Ltda., cujos direitos e obrigações estão estabelecidos nos termos da escritura particular da 10ª
Emissão de Debêntures, observada a Instrução CVM 28/83. É devida ao agente fiduciário, uma remuneração a ser
paga em parcelas trimestrais de R$7.500,00 (sete mil e quinhentos reais), sendo a primeira devida no 1º dia útil após a
data de assinatura da escritura de emissão e as demais no mesmo dia dos trimestres subsequentes. A remuneração
será atualizada, anualmente, de acordo com o IGPM, ou na sua falta, pelo índice oficial que vier a substituí-lo, a partir
da data do primeiro pagamento, calculado pro rata die se necessário. O Agente Fiduciário tem o dever de proteger os
direitos e interesses dos Debenturistas, além de outros deveres previstos em lei, em ato normativo da Comissão de
Valores Mobiliários.
Em 23 de outubro de 2007, a Companhia emitiu 20.000 debêntures simples, não-conversíveis em ações, todas
unitário de R$10 mil, no valor total de R$200 milhões, com data de emissão em 1º de novembro de 2007. O
vencimento final das debêntures desta emissão é 1º de novembro de 2018. As debêntures rendem juros,
correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 1,75% ao ano, base 252 dias úteis.
Em 31 de dezembro de 2010, o saldo em aberto devido nos termos desse contrato era de R$204,0 milhões. As
debêntures não possuem restrições à circulação.
Amortização Extraordinária
A Companhia poderá amortizar extraordinariamente as Debêntures em circulação, a qualquer tempo, até o 6º (sexto)
ano contado da data de emissão, mediante publicação de aviso aos debenturistas, com antecedência mínima de 5
(cinco) dias úteis da data pretendida para pagamento da amortização.
A amortização extraordinária poderá ser total ou parcial, pelo valor nominal unitário não amortizado, acrescido da
remuneração, calculada pro rata temporis desde a data de emissão ou da última data de pagamento da remuneração,
conforme o caso, até a data de pagamento da amortização das debêntures, acrescido de prêmio de 1,5% (um vírgula
cinco por cento) e, a partir do 6º (sexto) ano, este prêmio decrescerá 0,25% (zero vírgula vinte e cinco por cento) por
ano remanescente, tendo como base os anos que faltam até o vencimento. Os recursos das amortizações
extraordinárias serão aplicados pro rata para amortizar as parcelas vincendas.
(a)
(b)
(c)
vencimento;
(d)
(e)
milhões;
(f)
falta de cumprimento pela Companhia de qualquer obrigação não pecuniária prevista na Escritura de
Emissão dentro de um prazo de 30 (trinta) dias de notificação do agente fiduciário a respeito do
descumprimento;
(g)
alteração do controle acionário da Companhia que não resulte na AES Corp ou no BNDES, ou ambos,
como controladores (direta ou indiretamente) da Companhia;
186
(h)
prévia dos Debenturistas; ou (ii) que não tenha sido assegurado o resgate das debêntures para
debenturistas dissidentes, nos termos do parágrafo 1º do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações;
(i)
descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na escritura de emissão, no contrato de
colocação e/ou nos demais documentos da oferta;
(j)
individual ou global ultrapasse o equivalente em reais a US$25 milhões salvo se (i) no prazo de 5 (cinco)
cancelado, ou ainda (iii) tiver a sua exigibilidade suspensa por sentença judicial;
(k)
Companhia, cujo valor total ultrapasse o equivalente em reais a US$25 milhões, desde que a Companhia
não comprove o pagamento ao Agente Fiduciário no prazo de 30 (trinta) dias úteis a partir do referido
(l)
transformação do tipo societário da Companhia;
(m) comprovação da inveracidade de qualquer declaração feita pela Companhia na escritura de emissão que
afete de forma adversa e relevante as debêntures; ou
(n)
(iv)
Onde:
EBITDA significa o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme apresentado
no demonstrativo contábil consolidado da Companhia na linha “Resultado Operacional” (excluindo as
receitas e despesas financeiras), (ii) todos os montantes de depreciação e amortização, (iii) todo caixa
recebido atribuível ao reajuste tarifário extraordinário de acordo com a Medida Provisória 14 de 21 de
dezembro de 2001 (Lei número 10.438, datado de 26 de abril de 2002) e (iv) todos os montantes relativos
a despesas com entidade de previdência privada classificado na conta de “custo de operação”.
(ii)
O índice obtido da divisão entre EBITDA (conforme definido acima) pelas Despesas Financeiras
Onde:
“Dívida” significa o somatório de (a) todas as obrigações da Companhia por fundos tomados em empréstimo
ou em relação a depósitos ou adiantamento de qualquer tipo, (b) todas as obrigações da Companhia
evidenciadas por títulos, debêntures, notas, contratos derivativos (e que não sejam celebrados para fim de
proteção de flutuação de taxas de juros, moedas, inflação ou preço de energia), ou instrumentos similares; (c)
todas as dívidas de terceiros garantidas por (ou em relação a qual o titular da dívida tenha um direito, seja
condicional ou não, de ser garantido) qualquer ônus sobre bens detidos ou adquiridos pela Companhia, tenha
ou não a dívida garantida sido assumida; (d) todas as obrigações relativas a arrendamentos mercantis da
Companhia; (e) todas as obrigações, condicionais ou não, da Companhia na qualidade de parte de cartas de
crédito, cartas de garantia e/ou avais; e (f) todas as obrigações, condicionais ou não, da Companhia em
relação a aceites bancários.
De acordo com as debêntures emitidas, a Companhia não poderá efetuar declaração de dividendos acima do mínimo
obrigatório sempre que estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na escritura de
emissão, no contrato de colocação e/ou nos demais documentos da oferta.
Não há restrições à contratação de novas dívidas, desde que cumprido o covenant financeiro disposto no item (n) das
187
Agente Fiduciário
Oliveira Trust DTVM S.A., cujos direitos e obrigações estão estabelecidos nos termos da escritura particular da 11ª
Emissão de Debêntures, observada a Instrução CVM 28/83. É devida ao agente fiduciário, uma remuneração a ser
paga em parcelas trimestrais de R$7.500,00 (sete mil e quinhentos reais), sendo a primeira devida quando do registro
na CVM, e as demais a cada 90 (noventa dias). A remuneração será atualizada, anualmente, de acordo com o IGPM,
ou na sua falta, pelo índice oficial que vier a substituí-lo, a partir da data do primeiro pagamento, calculado pro rata die
se necessário. O Agente Fiduciário tem o dever de proteger os direitos e interesses dos Debenturistas, além de outros
deveres previstos em lei, em ato normativo da Comissão de Valores Mobiliários.
Em 1° de abril de 2010, a Companhia emitiu 400.000 debêntures simples, não-conversíveis em ações, todas
nominativas e escriturais, com garantia firme de colocação, em série única, com valor nominal unitário de R$ 1.000,00
(um mil reais), no valor total de R$400.000.000,00 (quatrocentos milhões de reais). O vencimento final das debêntures
desta emissão é 1º de abril de 2014. As debêntures rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI,
capitalizada de um spread de 1,25% ao ano, base 252 dias úteis. As debêntures não possuem restrições à circulação.
Em 31 de dezembro de 2010, o saldo em aberto devido nos termos desse contrato era de R$409,0 milhões. As
Oferta de Resgate
A Companhia poderá, a seu exclusivo critério, realizar a qualquer tempo, oferta de resgate antecipado das debêntures,
endereçada a todos os debenturistas, sendo-lhes assegurada igualdade de condições para aceitar tal oferta. O valor a
ser pago aos debenturistas a título de resgate será equivalente ao valor nominal unitário ou ao saldo do valor nominal
unitário, acrescido da remuneração devida até a data de resgate, e de eventual prêmio de resgate a ser oferecido aos
debenturistas, a exclusivo critério da Companhia, o qual não poderá ser negativo. As debêntures resgatadas
antecipadamente serão obrigatoriamente canceladas pela Companhia.
Resgate Antecipado Facultativo
A partir de 1 de abril de 2012, e com aviso prévio de 10 (dez) dias da data do evento, a Companhia
poderá, a seu exclusivo critério, promover o resgate antecipado, total ou parcial, das debêntures
em circulação. O valor a ser pago aos debenturistas a título de resgate antecipado será equivalente
ao valor nominal unitário ou ao saldo do valor nominal unitário das debêntures, acrescido da
remuneração devida e ainda não paga até a data de resgate antecipado, sendo devido,
adicionalmente, aos debenturistas, um prêmio de 0,25% (vinte e cinco centésimos por cento)
incidente sobre o saldo devedor atualizado das debêntures.
(i)
(ii)
prazo legal ou decretação de falência da Companhia, ou de suas controladas, diretas ou indiretas,
exceto a extinção, liquidação ou dissolução da (i) Eletropaulo Telecomunicações Ltda., e (ii) qualquer
outra controlada, direta ou indireta, da Companhia desde que sua extinção, liquidação ou dissolução se
realize em cumprimento das exigências relacionadas ao processo de desverticalização, conforme
determinado pela Lei 10.848 de 14 de março de 2004;
(iii)
vencimento;
(iv)
188
(v)
controladas, diretas ou indiretas, em valor individual ou global superior ao equivalente em reais a US$
25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de dólares norte-americanos);
(vi)
falta de cumprimento pela Companhia de qualquer obrigação não pecuniária prevista na escritura dentro
de um prazo de 30 (trinta) dias de notificação do agente fiduciário a respeito do descumprimento;
(vii)
alteração do controle acionário da Companhia que não resulte na AES Corporation ou no BNDESPar,
ou ambos, como controladores (direta ou indiretamente) da Companhia;
(viii)
debenturistas dissidentes, nos termos do §1° do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações;
(ix)
descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na escritura, no contrato de distribuição
e/ou nos demais documentos da oferta;
(x)
individual ou global ultrapasse o equivalente em reais a US$ 25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de
dólares norte-americanos) salvo se (i) no prazo de 5 (cinco) dias úteis a Companhia tiver comprovado
que o protesto foi efetuado por erro ou má-fé de terceiro, (ii) for cancelado, ou ainda (iii) tiver a sua
exigibilidade suspensa por sentença judicial;
(xi)
Companhia, cujo valor total ultrapasse o equivalente em reais a US$ 25.000.000,00 (vinte e cinco
milhões de dólares norte-americanos), desde que a Companhia não comprove o pagamento ao agente
fiduciário no prazo de 30 (trinta) dias úteis a partir do referido pagamento, do referido valor total, nos
prazos e termos estabelecidos em referida decisão judicial transitada em julgado ou decisão arbitral
definitiva;
(xii)
(xiii)
comprovação da inveracidade de qualquer declaração feita pela Companhia da Escritura que afete de
forma adversa e relevante as debêntures; ou
(xiv)
(i) O índice obtido da divisão da Dívida Financeira pelo EBITDA (conforme definidos abaixo) não poderá
ser igual ou superior a 3,5.
Onde:
consolidada de acordo com o resultado trimestral contábil mais recente;
“EBITDA” significa o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme
apresentado no demonstrativo contábil consolidado da Companhia na linha “Resultado Operacional”
(excluindo as receitas e despesas financeiras), (ii) todos os montantes de depreciação e amortização, e
(iii) todos os montantes relativos a despesas com entidade de previdência privada classificado na conta
de “custo de operação”.
(ii) O índice obtido da divisão entre EBITDA (conforme definido acima) pelas Despesas Financeiras
Onde:
período dos últimos 12 (doze) meses, relacionadas ao total de juros incidentes no montante da dívida a
pagar em tal período, incluindo comissões, descontos, honorários e despesas derivadas de letras de
crédito e de aceite de financiamentos a medida que tais financiamentos constituam Dívida.
Destinação dos Recursos
189
Os recursos a serem captados na distribuição das debêntures serão utilizados para o pagamento dos Bonds
denominados em Reais, emitidos pela Companhia em junho de 2005 e vencíveis em junho de 2010, no valor de R$
474.060.000,00 (quatrocentos e setenta e quatro milhões e sessenta mil reais).
Não há restrições à contratação de novas dívidas, desde que cumprido o covenant financeiro disposto no item (xiv) das
Agente Fiduciário
SLW Corretora de Valores e Câmbio Ltda., cujos direitos e obrigações estão estabelecidos nos termos da escritura
particular da 12ª Emissão de Debêntures da Companhia, observada a Instrução CVM 28/83. É devida ao agente
fiduciário, uma remuneração a ser paga em parcelas anuais de R$13.000,00 (treze mil reais), sendo o primeiro
pagamento devido no 5º (quinto) dia após a integralização da capitalização das debêntures, e os demais pagamentos,
nas mesmas datas dos anos subseqüentes. A remuneração será atualizada, anualmente, de acordo com o Índice
Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, ou na sua falta, pelo índice oficial que vier a substituí-lo, a partir da
data do primeiro pagamento, calculado pro rata die se necessário. O agente fiduciário tem o dever de proteger os
direitos e interesses dos debenturistas, além de outros deveres previstos em lei, em ato normativo da Comissão de
Valores Mobiliários.
Em 14 de maio de 2010, a Companhia emitiu 400 (quatrocentas) debêntures simples, da espécie subordinada,
nominativas e escriturais, em garantia firme de colocação, em série única, com valor nominal unitário de R$ 1 milhão,
no valor total de R$ 400 milhões, para distribuição pública com esforços restritos de colocação, com vencimento final
em 14 de maio de 2020. As debêntures rendem juros correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada
de um spread de 1,5% ao ano, base 252 dias úteis. As debêntures não possuem restrições à circulação. Em 31 de
dezembro de 2010, o saldo em aberto devido nos termos desse contrato era de R$399,2 milhões. As debêntures não
possuem restrições à circulação.
Resgate Antecipado
A Companhia poderá, a seu exclusivo critério, realizar a qualquer tempo o resgate antecipado da totalidade das
debêntures em circulação, com aviso prévio de 10 (dez) dias úteis da data do evento, mediante pagamento do valor
nominal unitário não amortizado, acrescido da remuneração, calculada pro rata temporis desde a data de emissão ou
da última data de pagamento da remuneração, conforme o caso, até a data do resgate antecipado facultativo das
debêntures, acrescido de prêmio, conforme descrito na tabela abaixo e incidente sobre o saldo devedor das debêntures
em circulação:
Data
14.05.2010 – 14.05.2012
15.05.2012 – 14.05.2013
15.05.2013 – 14.05.2014
15.05.2014 – 14.05.2015
Prêmio
1,80%
1,70%
1,60%
1,50%
Caso o resgate antecipado ocorra a partir do dia 15 de maio de 2015, inclusive, não haverá prêmio para tal resgate.
Note-se que as debêntures resgatadas antecipadamente serão obrigatoriamente canceladas pela Companhia.
(i)
(ii)
prazo legal ou decretação de falência da Companhia, ou de suas controladas, diretas ou indiretas,
exceto a extinção, liquidação ou dissolução da (i) Eletropaulo Telecomunicações Ltda., e (ii) qualquer
190
outra controlada, direta ou indireta, da Companhia desde que sua extinção, liquidação ou dissolução se
realize em cumprimento das exigências relacionadas ao processo de desverticalização, conforme
determinado pela Lei 10.848 de 14 de março de 2004;
(iii)
vencimento;
(iv)
(v)
controladas, diretas ou indiretas, em valor individual ou global superior ao equivalente em reais a US$
25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de dólares norte-americanos);
(vi)
falta de cumprimento pela Companhia de qualquer obrigação não pecuniária prevista na escritura dentro
de um prazo de 30 (trinta) dias de notificação do Agente Fiduciário a respeito do descumprimento;
(vii)
alteração do controle acionário da Companhia que não resulte na AES Corporation ou no BNDESPar,
ou ambos, como controladores (direta ou indiretamente) da Companhia;
(viii)
debenturistas dissidentes, nos termos do §1° do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações;
(ix)
descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na escritura, no contrato de distribuição
e/ou nos demais documentos da oferta;
(x)
individual ou global ultrapasse o equivalente em reais a US$ 25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de
dólares norte-americanos) salvo se (i) no prazo de 5 (cinco) dias úteis a Companhia tiver comprovado
que o protesto foi efetuado por erro ou má-fé de terceiro, (ii) for cancelado, ou ainda (iii) tiver a sua
exigibilidade suspensa por sentença judicial;
(xi)
Companhia, cujo valor total ultrapasse o equivalente em reais a US$ 25.000.000,00 (vinte e cinco
milhões de dólares norte-americanos), desde que a Companhia não comprove o pagamento ao agente
fiduciário no prazo de 30 (trinta) dias úteis a partir do referido pagamento, do referido valor total, nos
prazos e termos estabelecidos em referida decisão judicial transitada em julgado ou decisão arbitral
definitiva;
(xii)
(xiii)
forma adversa e relevante as debêntures; ou
(xiv)
(i) O índice obtido da divisão da Dívida Financeira pelo EBITDA (conforme definidos abaixo) não
Onde:
consolidada de acordo com o resultado trimestral contábil mais recente;
“EBITDA” significa o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme
apresentado no demonstrativo contábil consolidado da Companhia na linha “Resultado Operacional”
(excluindo as receitas e despesas financeiras), (ii) todos os montantes de depreciação e amortização, e
(iii) todos os montantes relativos a despesas com entidade de previdência privada classificado na conta
de “custo de operação”.
(ii) O índice obtido da divisão entre EBITDA (conforme definido acima) pelas Despesas Financeiras
Onde:
período dos últimos 12 (doze) meses, relacionadas ao total de juros incidentes no montante da dívida a
pagar em tal período, incluindo comissões, descontos, honorários e despesas derivadas de letras de
crédito e de aceite de financiamentos a medida que tais financiamentos constituam Dívida.
191
Os recursos a serem captados na distribuição das debêntures serão utilizados parcialmente para o pagamento dos
Bonds denominados em Reais, emitidos pela Companhia em junho de 2005 e vencíveis em de junho de 2010, no valor
de R$ 474.060.000,00 (quatrocentos e setenta e quatro milhões e sessenta mil reais) e para financiamento de parte
dos investimentos de 2010.
Não há restrições à contratação de novas dívidas, desde que cumprido o covenant financeiro disposto no item (xiv) das
Agente Fiduciário
GDC Partners Serviços Fiduciários DTVM Ltda., cujos direitos e obrigações estão estabelecidos nos termos da
escritura particular da 13ª Emissão de Debêntures da Companhia, observada a Instrução CVM 28/83. É devida ao
agente fiduciário, após o pagamente da 1ª (primeira) parcela de R$ 9.820,00 (nove mil, oitocentos e vinte reais),
devidos na data da assinatura da escritura, a título de implantação da emissão, uma remuneração trimestral de R$
8.070,00 (oito mil e setenta reais), devido o 1º (primeiro) pagamento na data de assinatura da escritura, e os demais
pagamentos a cada 3 (três) meses a contar desta data, até o resgate total das debêntures. A remuneração será
atualizada anualmente pela variação acumulada do IPCA/IBGE a partir de março de 2010. O Agente Fiduciário tem o
dever de proteger os direitos e interesses dos Debenturistas, além de outros deveres previstos em lei e em ato
normativo da Comissão de Valores Mobiliários.
Em 05 de janeiro de 2012 ocorreu a subscrição e integralização das 600 (seiscentas) Debêntures simples, da espécie
quirografária, nominativas e escriturais, em garantia firme de colocação, em série única, com valor nominal unitário de
R$1 milhão, no valor total de R$ 600 milhões, para distribuição pública com esforços restritos de colocação, com data
de emissão em 28 de novembro de 2011 e vencimento final em 28 de novembro de 2021. As debêntures rendem juros
correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 1,5% ao ano, base 252 dias úteis. As
Resgate Antecipado
A Companhia poderá, a seu exclusivo critério, realizar a partir de 28 de dezembro de 2013 ("Data de Início do Resgate
Antecipado"), resgate antecipado parcial ou total das debêntures em circulação, por meio de comunicação escrita ao
Agente Fiduciário e de publicação de aviso aos Debenturistas com antecedência mínima de 5 (cinco) dias úteis da data
do evento, mediante pagamento do valor nominal unitário não amortizado, acrescido da remuneração devida e ainda
não paga, até a data do resgate antecipado das debêntures, acrescido de prêmio de 1,25% (um inteiro e vinte e cinco
centésimos por cento).
(a)
recuperação extrajudicial, formulado pela Emissora, ou por suas controladas, diretas ou indiretas;
(b)
extinção, liquidação, dissolução, insolvência, pedido de auto-falência, pedido de falência não elidido no prazo
192
legal ou decretação de falência da Emissora, ou de suas controladas, diretas ou indiretas, exceto a extinção, liquidação
ou dissolução da (i) Eletropaulo Telecomunicações Ltda., e (ii) qualquer outra controlada, direta ou indireta, da
Emissora desde que sua extinção, liquidação ou dissolução se realize em cumprimento das exigências relacionadas ao
(c)
falta de pagamento, pela Emissora, do principal e/ou da Remuneração das Debêntures nas respectivas datas
de vencimento, não sanadas no prazo de 2 (dois) dias úteis contados das respectivas datas de vencimento;
(d)
término, extinção ou transferência da concessão da Emissora para a exploração de serviços de distribuição
de energia ou ato de qualquer autoridade governamental com o objetivo de sequestrar, expropriar, nacionalizar,
desapropriar ou de qualquer modo adquirir, compulsoriamente, totalidade ou parte substancial dos ativos da Emissora;
(e)
declaração de vencimento antecipado de qualquer dívida e/ou obrigação da Emissora, ou de suas
controladas, diretas ou indiretas, em valor individual ou global superior ao equivalente em reais a US$25.000.000,00
(vinte e cinco milhões de dólares norte-americanos);
(f)
falta de cumprimento pela Emissora de qualquer obrigação não pecuniária prevista nesta Escritura dentro de
um prazo de 30 (trinta) dias de notificação do Agente Fiduciário a respeito do descumprimento;
(g)
alteração do controle acionário da Emissora que não resulte na AES Corporation ou no BNDES Participações
S.A., ou ambos, como controladores (direta ou indiretamente) da Emissora;
(h)
cisão, fusão ou incorporação envolvendo a Emissora, para a qual (i) não tenha sido obtida a anuência prévia
dos Debenturistas; ou (ii) que não tenha sido assegurado o resgate das Debêntures para Debenturistas dissidentes,
nos termos do §1° do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações;
(i)
declaração de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Emissora estiver em descumprimento
com qualquer obrigação pecuniária prevista nesta Escritura, no Contrato de Distribuição e/ou nos demais documentos
da Oferta;
(j)
protesto legítimo de títulos contra a Emissora, ainda que na condição de garantidora, cujo valor individual ou
global ultrapasse o equivalente em reais a US$25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de dólares norte-americanos)
salvo se (i) no prazo de 5 (cinco) dias úteis a Emissora tiver comprovado que o protesto foi efetuado por erro ou má-fé
de terceiro, (ii) for cancelado, ou ainda (iii) tiver a sua exigibilidade suspensa por sentença judicial;
(k)
decisão judicial transitada em julgado ou arbitral definitiva, de natureza condenatória, contra a Emissora, cujo
valor total ultrapasse o equivalente em reais a US$25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de dólares norte-americanos),
desde que a Emissora não comprove o pagamento ao Agente Fiduciário no prazo de 30 (trinta) dias úteis a partir do
referido pagamento, do referido valor total, nos prazos e termos estabelecidos em referida decisão judicial transitada
em julgado ou decisão arbitral definitiva;
(l)
transformação do tipo societário da Emissora;
(m)
comprovação da inveracidade de qualquer declaração feita pela Emissora nesta Escritura que afete de forma
adversa e relevante as Debêntures; ou
(n)
não-manutenção, até o Vencimento das Debêntures, e desde que haja Debêntures em circulação, dos
seguintes índices e limites financeiros, apurados com base nas demonstrações financeiras consolidadas da Emissora,
a serem calculados trimestralmente, a partir do trimestre encerrado em 31 de dezembro de 2011, inclusive:
(i) O índice obtido da divisão da Dívida Financeira pelo EBITDA (conforme definidos abaixo) não poderá ser superior a
3,5.
Onde:
“Dívida Financeira” significa o somatório de (a) todas as obrigações por fundos tomados em empréstimo ou em relação
a depósitos ou adiantamento de qualquer tipo, (b) todas as obrigações evidenciadas por títulos, debêntures, notas,
contratos derivativos (e que não sejam celebrados para fim de proteção de flutuação de taxas de juros, moedas,
inflação ou preço de energia), ou instrumentos similares; (c) todas as dívidas de terceiros garantidas por (ou em
relação a qual o titular da dívida tenha um direito, seja condicional ou não, de ser garantido) qualquer ônus sobre bens
detidos ou adquiridos, tenha ou não a dívida garantida sido assumida; (d) todas as obrigações relativas a
arrendamentos mercantis; (e) todas as obrigações, condicionais ou não, na qualidade de parte de cartas de crédito,
cartas de garantia e/ou avais; e (f) todas as obrigações, condicionais ou não, em relação a aceites bancários;
excluindo-se (i) empréstimos setoriais compulsórios (“Empréstimos Compulsórios”), e (ii) empréstimos concedidos pela
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás (“Empréstimos Eletrobrás). As exclusões mencionadas nos itens “i” e “ii”
acima somente serão aplicadas se a Emissora estiver atuando como agente repassador dos Empréstimos
Compulsórios e dos Empréstimos Eletrobrás para outras entidades.
“EBITDA” significa o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme apresentado no
demonstrativo contábil consolidado na linha “Resultado Operacional” (excluindo as receitas e despesas financeiras), (ii)
todos os montantes de depreciação e amortização, (iii) todos os montantes relativos a despesas com entidade de
previdência privada classificado na conta de “custo de operação”, e (iv) os ajustes positivos e negativos da CVA Conta de Compensação de Variação de Valores do Custo de Aquisição de Energia Elétrica, desde que não incluídos
no resultado operacional acima.
(ii) O índice obtido da divisão do EBITDA (conforme definido acima) pelas Despesas Financeiras (conforme definido
193
abaixo) não poderá ser inferior a 1,75.
Onde:
“Despesas Financeiras” significam as despesas em qualquer período dos últimos 12 (doze) meses, relacionadas ao
total de juros incidentes no montante da dívida a pagar em tal período, incluindo comissões, descontos, honorários e
despesas derivadas de letras de crédito e de aceite de financiamentos a medida que tais financiamentos constituam
Dívida (conforme definida acima). As despesas financeiras excluem aquelas relacionadas (i) aos Empréstimos
Compulsórios (conforme definido acima) e (ii) aos Empréstimos Eletrobrás (conforme definido acima), desde que a
Emissora esteja atuando como agente repassador dos Empréstimos Compulsórios e dos Empréstimos Eletrobrás para
outras entidades.
Os recursos a serem captados na distribuição das Debêntures serão utilizados para recomposição de caixa em virtude
das amortizações de dívida referentes a 2011 e 2012.
Não há restrições à contratação de novas dívidas, desde que cumprido o covenant financeiro disposto no item (n) das
Agente Fiduciário
Pavarini Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Ltda., cujos direitos e obrigações estão estabelecidos nos termos
da escritura particular da 14ª Emissão de Debêntures da Companhia, observada a Instrução CVM 28/83. É devida ao
agente fiduciário, no valor anual de R$14.000,00 (quatorze mil reais), devido o 1º (primeiro) pagamento em 10 de
janeiro de 2012, e os demais pagamentos na mesma data dos anos subsequentes, até o resgate total das debêntures.
A remuneração será atualizada anualmente pela variação acumulada do IGPM. O Agente Fiduciário tem o dever de
proteger os direitos e interesses dos Debenturistas, além de outros deveres previstos em lei e em ato normativo da
Comissão de Valores Mobiliários.
18.6. Mercados brasileiros nos quais valores mobiliários do emissor são admitidos à negociação
As ações ordinárias e preferenciais Classe A e B de emissão da Companhia são negociadas na BM&FBOVESPA. As
debêntures das 9ª, 10ª, 11ª, 12ª e 13ª emissões são negociadas na CETIP S.A. – Balcão Organizado de Ativos e
Derivativos, regulada pelo Banco Central e pela CVM (CETIP) e as debêntures das 10ª, 11ª, 12ª e 13ª emissões são
admitidas à negociação na BM&FBOVESPA.
18.7. Classes e espécies de valores mobiliários admitidos à negociação em mercados estrangeiros, incluindo:
a) país; b) mercado; c) entidade administradora do mercado no qual os valores mobiliários são admitidos
à negociação; d) data de admissão à negociação; e) se houver, indicar o segmento de negociação; f) data
de início de listagem no segmento de negociação; g) percentual do volume de negociações no exterior
em relação ao volume total de negociações de cada classe e espécie no último exercício; h) se houver,
proporção de certificados de depósito no exterior em relação a cada classe e espécie de ações; i) se
houver, banco depositário; e j) se houver, instituição custodiante
Em 27 de setembro de 2006, tivemos a admissão e início de listagem para negociação no mercado Portal (144A) - Reg
S, dos Estados Unidos da América, de American Depositary Receipts lastreados em ações preferenciais de emissão da
Companhia. A entidade administradora do mercado no qual os valores mobiliários são admitidos à negociação é a
NASDAQ. Para esse fim, o Itaú Unibanco S.A. é a instituição custodiante e o The Bank of New York Mellon é a
instituição depositária nos Estados Unidos. Cada Depositary Share preferencial representa 1 ação preferencial da
Companhia. Em 2010, a proporção entre o volume negociado de Depositary Receipts em relação às ações
preferenciais foi de 0,01%.
18.8. Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e
194
sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor
Em 16 de dezembro de 2005, a Companhia emitiu 25.000 debêntures simples, não-conversíveis em ações, todas
unitário de R$10 mil, no valor total de R$250 milhões, com data de emissão em 20 de dezembro de 2005. Para maiores
informações, vide item 18.5 deste Formulário de Referência.
Em 18 de setembro de 2007, a Companhia emitiu 60.000 debêntures simples, não-conversíveis em ações, todas
nominativas e escriturais, da espécie subordinada, a ser convertida para espécie sem garantia nem preferência
(quirografária), em série única, com valor nominal unitário de R$10 mil, no valor total de R$600 milhões, com data de
emissão em 15 de setembro de 2007. Para maiores informações, vide item 18.5 deste Formulário de Referência.
Em 23 de outubro de 2007, a Companhia emitiu 20.000 debêntures simples, não-conversíveis em ações, todas
unitário de R$10 mil, no valor total de R$200 milhões, com data de emissão em 1º de novembro de 2007. Para maiores
informações, vide item 18.5 deste Formulário de Referência.
Em 1° de abril de 2010, a Companhia emitiu 400.000 debêntures simples, não-conversíveis em ações, todas
nominativas e escriturais, com garantia firme de colocação, em série única, com valor nominal unitário de R$ 1.000,00
(um mil reais), no valor total de R$400.000.000,00 (quatrocentos milhões de reais). Para maiores informações, vide
item 18.5 deste Formulário de Referência.
Em 14 de maio de 2010, a Companhia emitiu 400 (quatrocentas) debêntures simples, da espécie subordinada,
nominativas e escriturais, em garantia firme de colocação, em série única, com valor nominal unitário de R$1 milhão,
no valor total de R$ 400 milhões. Para maiores informações, vide item 18.5 deste Formulário de Referência.
18.9. Ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiro
Não aplicável.
18.10.
Em 02 de dezembro de 2009, a Companhia foi informada por intermédio da Secretaria da Fazenda, que o Estado de
São Paulo publicaria, no dia 03 de dezembro de 2009, um aviso de licitação para a contratação de instituição
autorizada a negociar no segmento de ações, para assessorá-lo na definição e implementação de uma estratégia de
venda das participações societárias minoritárias que detém direta ou indiretamente em empresas privadas, entre as
quais se insere o bloco de 1.403.328 ações ordinárias de emissão da Companhia. Esse montante representa 2,1% das
ações ordinárias e 0,8% do capital social total da Companhia. Posteriormente, a Companhia foi informada que o Banco
Santander (Brasil) S.A foi o vencedor da referida licitação.
Diante disso, a Companhia espera que o Estado de São Paulo efetue uma oferta pública de distribuição dos valores
mobiliários de sua emissão que se encontram atualmente em seu poder. A Companhia não tem ingerência sobre
maiores detalhamentos referentes à referida oferta.
19.
Planos de recompra e valores mobiliários em tesouraria
19.1. Planos de recompra de ações da Companhia nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social
corrente
Não aplicável.
19.2. Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria por tipo, classe e espécie, e indicando a
quantidade, valor total e preço médio ponderado de aquisição
Não aplicável.
19.3. Valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social
Não havia valores mobiliários mantidos em tesouraria em 31 de dezembro de 2010.
195
20.
Política de negociação de valores mobiliários
20.1. Política de negociação de valores mobiliários de emissão da Companhia pelos acionistas controladores,
diretos ou indiretos, diretores, membros do conselho de administração, do conselho fiscal e de qualquer
órgão com funções técnicas ou consultivas, criado por disposição estatutária
a.
data de aprovação
15 de maio de 2008.
b.
pessoas vinculadas
Companhia, seus acionistas controladores, diretos ou indiretos, membros do Conselho de Administração, diretores,
membros do Conselho Fiscal, membros dos comitês ou de quaisquer órgãos com funções técnicas e consultivas,
criados por disposição estatutária, empregados da Companhia que, em virtude de seu cargo, função ou posição, ou
circunstancialmente, tenham acesso a Informações Relevantes, quem quer que, em virtude de seu cargo, função ou
posição nos Acionistas Controladores, nas sociedades controladas e nas sociedades coligadas, tenha acesso ou
conhecimento de informações relevantes, prestadores de serviços e qualquer pessoa que tenha aderido
expressamente à Política de Negociação.
c.
principais características
A Companhia adota as regras estabelecidas na Instrução da CVM nº 358, de 3 de janeiro de 2002, quanto à
negociação de valores mobiliários de sua emissão. Sendo assim, as pessoas vinculadas elencadas no item “b” acima
são vedados de negociar valores mobiliários de nossa emissão, incluindo operações com derivativos que envolvam
valores mobiliários de emissão da nossa Companhia, nos períodos e condições descritos no item “d” a seguir.
A Política de Negociação de Ações da Companhia tem por finalidade registrar e esclarecer os critérios e procedimentos
a serem empregados pelas pessoas vinculadas para evitar que os Valores Mobiliários sejam por elas negociados
mediante a utilização de informação privilegiada, prevenindo, assim, a ocorrência da prática de insider trading, isto é, a
utilização de informação privilegiada de que a pessoa vinculada tenha conhecimento e da qual deva manter sigilo, por
força do disposto no artigo 155, §§ 1º a 4º, da Lei das Sociedades por Ações e na Instrução da CVM nº 358, capaz de
propiciar, para si ou para outrem, vantagem indevida, mediante negociação, em nome próprio ou de terceiros, com
valores mobiliários.
A referida política foi elaborada nos termos da legislação aplicável, sendo o Diretor de Relações com Investidores o
responsável pelo seu acompanhamento e execução, competindo-lhe o dever de informar às pessoas vinculadas e aos
órgãos públicos competentes sobre os Períodos de Vedação à Negociação de Valores Mobiliários.
d.
previsão de períodos de vedação de negociações e descrição dos procedimentos adotados para
fiscalizar a negociação em tais períodos
A Companhia e as pessoas vinculadas não podem negociar, direta ou indiretamente, com valores mobiliários de
emissão da Companhia nos seguintes períodos:
(i) no período de 1 (um) mês que antecede o encerramento do exercício social, até a publicação do anúncio
que colocar à disposição dos acionistas as demonstrações financeiras anuais da Companhia e demais
documentos relacionados no artigo 133 da Lei das Sociedades por Ações;
(ii) durante o período de 15 (quinze) dias anterior à divulgação das informações financeiras trimestrais;
(iii) se estiver em curso a aquisição ou alienação, pela Companhia, de ações de sua própria emissão;
(iv) se houver intenção de promover fusão, incorporação, cisão total ou parcial, transformação ou
reorganização societária envolvendo a Companhia;
(v) quando tiverem conhecimento de informação relevante ainda não divulgada ao mercado, até o momento
em que tal divulgação for efetivada;
(vi) nos períodos determinados pela regulamentação emitida pela CVM; e/ou
(vii) nos demais períodos declarados pelo Diretor de Relações com Investidores como Períodos Especiais de
Vedação à Negociação.
Os administradores que se afastarem da administração da Companhia antes da divulgação pública de ato ou fato
iniciado durante seu período de gestão não poderão negociar com Valores Mobiliários de emissão da Companhia (i)
até a divulgação de tal ato ou fato relevante ao mercado; e (ii) mesmo após a divulgação do ato ou fato relevante ao
196
mercado, caso a negociação por parte dos administradores possa interferir nas condições do referido ato ou fato, em
prejuízo dos acionistas da Companhia ou dela própria.
Para fiscalizar a negociação nos períodos acima elencados pelas pessoas vinculadas, a Companhia adota o seguinte
procedimento de comunicação de informações sobre as negociações por administradores e acionistas controladores:
Os administradores, os conselheiros fiscais e os membros de órgãos criados por disposição estatutária com funções
técnicas ou consultivas deverão informar a titularidade de Valores Mobiliários de emissão da Companhia, de acionista
controlador, de sociedades controladas e de sociedades coligadas, desde que se trate de companhias abertas, bem
como as alterações nessas posições. Essa comunicação deverá ser encaminhada ao Diretor de Relações com
Investidores da Companhia e, por este, à CVM e à Bolsa de Valores, em formulário cujo modelo encontra-se no Anexo
II da Política de Negociação de Ações da Companhia aprovada na reunião do Conselho de Administração da
Companhia realizada em 15 de maio de 2008.
A comunicação à Companhia deve ser feita: (i) no primeiro dia útil após a sua investidura no cargo; e (ii) no prazo de 5
(cinco) dias após a realização de cada negócio. A comunicação à CVM e à Bolsa de Valores deverá ser efetuada: (i)
imediatamente após a investidura no cargo; e (ii) no prazo máximo de 10 (dez) dias após o término do mês em que se
verificar alteração das posições detidas, indicando o saldo da posição detida no período.
Os acionistas controladores deverão comunicar detalhadamente à Companhia, à CVM e à Bolsa de Valores quaisquer
negociações que vierem a ser efetuadas com Valores Mobiliários de emissão da Companhia, informando-se inclusive o
preço, no prazo de 10 (dez) dias após o término do mês em que se verificar a negociação.
Além disso, a negociação com Valores Mobiliários de emissão da Companhia por parte das pessoas vinculadas em
violação às regras estabelecidas na Política de Negociação, na Instrução da CVM nº 358 e nos demais dispositivos
legais e regulamentares aplicáveis poderá sujeitar o infrator a responder processo administrativo sancionador e à
aplicação, pela CVM, de penalidades previstas no artigo 11 da Lei n° 6.385 (advertência, multa de até 3 (três) vezes o
montante da vantagem econômica obtida ou da perda evitada em decorrência do ilícito, suspensão ou inabilitação para
o exercício dos cargos de administrador ou conselheiro fiscal de companhia aberta, de entidade do sistema de
distribuição de valores mobiliários ou de outras entidades que dependam de autorização ou registro a CVM, e/ou
proibição para atuar, direta ou indiretamente, em uma ou mais modalidades de operação no mercado de valores
mobiliários.
A utilização de informação privilegiada, de que a pessoa vinculada tenha conhecimento e da qual deva manter sigilo,
capaz de propiciar, para si ou para outrem, vantagem indevida, mediante negociação, em nome próprio ou de terceiros,
com valores mobiliários, ainda constitui crime, sujeitando o infrator à pena de reclusão de 1 (um) a 5 (cinco) anos, e
multa de até 3 (três) vezes o montante da vantagem ilícita obtida em decorrência do crime.
Por fim, a violação às disposições da Política de Negociação sujeitará o infrator a responder a procedimento interno de
caráter disciplinar, o qual poderá resultar, inclusive, na perda do emprego ou no término da relação de prestação de
serviços à Companhia.
21.
Política de divulgação de informações
21.1. Normas, regimentos ou procedimentos internos adotados pela Companhia para assegurar que as
informações a serem divulgadas publicamente sejam recolhidas, processadas e relatadas de maneira
precisa e tempestiva
A Companhia deve atender às exigências relativas à divulgação de informações previstas na Lei das Sociedades por
Ações, nos normativos expedidos pela CVM e no Regulamento de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa
da BM&FBOVESPA – Nível 2 aplicáveis às companhias que aderiram ao Nível 2 de Governança Corporativa da
BM&FBOVESPA.
Nos termos da legislação brasileira sobre valores mobiliários, a Companhia deve divulgar qualquer acontecimento
relevante relacionado aos seus negócios à CVM e à BM&FBOVESPA. A Companhia deve ainda publicar na imprensa
aviso de tais acontecimentos relevantes. Um fato será havido por relevante se puder causar impacto ponderável sobre
o preço dos valores mobiliários da Companhia, a decisão dos investidores de negociar valores mobiliários da
Companhia ou a decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos como titulares de quaisquer dos valores
mobiliários da Companhia. Em circunstâncias especiais de proteção de interesse legítimo da Companhia, a mesma
poderá apresentar à CVM pedido de tratamento confidencial dos fatos relevantes.
Divulgação de Informações Eventuais e Periódicas
De acordo com a regulamentação aplicável, a Companhia deve fornecer à CVM e à BM&FBOVESPA determinadas
informações (i) periódicas, que incluem este Formulário de Referência, o Formulário Cadastral, as informações
trimestrais, os relatórios trimestrais da administração e dos auditores independentes, editais de convocação e atas de
Assembléias Gerais Ordinárias e (ii) eventuais, tais como aviso aos acionistas, editais de convocação e atas de
Assembléias Gerais Extraordinárias, fatos relevantes, acordos de acionistas, entre outros.
Reunião Pública com Analistas
197
O Regulamento do Nível 2 estipula que, pelo menos uma vez ao ano, a Companhia e seus administradores deve
realizar reunião pública com analistas e quaisquer outros interessados, para divulgar informações quanto à sua
respectiva situação econômico-financeira, projetos e perspectivas.
Calendário Anual
O Regulamento do Nível 2 determina que a Companhia e seus administradores devem enviar à BM&FBOVESPA e
divulgar, até o fim de janeiro de cada ano, um calendário anual, informando sobre eventos corporativos programados
pela Companhia, informando o evento, data e hora de sua realização, publicação e do envio do documento tratado no
evento à BM&FBOVESPA. Eventuais alterações subseqüentes em relação aos eventos programados deverão ser
enviadas à BM&FBOVESPA e divulgadas imediatamente.
Normas, regimentos e procedimentos internos
Além de sua Política de Divulgação (conforme abaixo definida) e dos procedimentos para evitar o uso de informação
privilegiada contidos em sua Política de Negociação de Valores Mobiliários, acima descrita, a Companhia gerencia a
divulgação das informações acerca de seus resultados, visando a garantir que sejam recolhidas, processadas e
relatadas de maneira precisa e tempestiva, através de políticas internas (normas administrativas) que versam sobre
preparação de informações financeiras, consolidação e preparação de relatórios financeiros, processo de fechamento
contábil e preparação das publicações exigidas pela lei e pela regulamentação. Essas políticas estabelecem
procedimentos para gerar, revisar e aprovar demonstrações financeiras e os registros contábeis e procedimentos para
preparar as publicações exigidas, observando critérios na elaboração da redação e o entendimento das informações
pelo investidor comum. Elas definem responsabilidades, cronogramas e procedimentos a serem adotados na
elaboração de informações financeiras e contábeis e de publicações.
21.2. Política de divulgação de ato ou fato relevante adotada pela Companhia, com indicação dos
procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca de informações relevantes não divulgadas
A Companhia possui uma Política de Divulgação de Informações Relevantes e Manutenção de Sigilo de Informações
Relevantes (“Política de Divulgação”), nos termos da Instrução CVM nº 358, de 03 de janeiro de 2002, conforme
alterada. A política da Companhia, aprovada em Reunião do Conselho de Administração realizada em 15 de maio de
2008, é destinada aos seus acionistas controladores, administradores, membros do Conselho Fiscal, membros de
quaisquer órgãos com funções técnicas ou consultivas, criados por disposição estatutária, empregados da Companhia
que, em virtude de seu cargo, função ou posição, ou circunstancialmente, tenham acesso a Informações Relevantes, a
quem quer que, em virtude de seu cargo, função ou posição nos acionistas controladores, nas sociedades controladas
e nas sociedades coligadas, tenha acesso ou conhecimento de informações relevantes, prestadores de serviços e
qualquer pessoa que tenha aderido expressamente à Política de Divulgação (as “Pessoas Vinculadas”). Essa política
estabelece regras de sigilo e confidencialidade, procedimentos relativos à manutenção de sigilo, bem como atribui
responsabilidade direta e subsidiária pela divulgação de fato relevante ao diretor de relações com investidores e aos
destinatários que tenham conhecimento pessoal de fato relevante, respectivamente.
A Política de Divulgação da Companhia tem por finalidade registrar e esclarecer os critérios e procedimentos a serem
empregados pelo Diretor de Relações com Investidores e demais Pessoas Vinculadas no relacionamento com
investidores, no que tange à divulgação de informações relevantes e a manutenção do sigilo de informações
privilegiadas, de forma a desenvolver um fluxo contínuo de informações e manter realistas as expectativas dos
investidores, através da imediata divulgação das informações relevantes dentro da mais ampla base possível. A
Política de Divulgação de Informações Relevantes e Manutenção de Sigilo de Informações Relevantes da Companhia
foi elaborada nos termos da legislação aplicável. Através dela, a Companhia assume o compromisso de divulgar
informações de maneira oportuna, consistente e confiável, em consonância com as exigências legais, visando à melhor
performance de seus valores mobiliários no mercado. É importante que esse procedimento tenha continuidade e
uniformidade e que todos s segmentos da comunidade investidora tenham acesso equânime às informações relevantes
da Companhia.
As partes relacionadas deverão aderir, mediante a assinatura do termo de adesão, à Política de Divulgação da
Companhia, sendo que a Companhia manterá em sua sede social a relação das pessoas vinculadas e suas
respectivas qualificações, indicando cargo ou função exercida, endereço e número de inscrição no Cadastro Nacional
de Pessoas Físicas ou Jurídicas, conforme o caso. A relação será sempre mantida à disposição da CVM.
As pessoas vinculadas têm a obrigação de comunicar imediatamente à Companhia, por escrito, a alteração de
qualquer de seus dados cadastrais. Mediante o recebimento de referida comunicação, a Companhia deverá
imediatamente proceder à atualização do cadastro da pessoa vinculada.
Caso a Companhia, no curso de qualquer negociação ou discussão de assuntos a ela relacionados, mantenha contato
e dê conhecimento de Informações Relevantes não divulgadas a terceiros que não sejam considerados pessoas
vinculadas, poderá exigir de tais terceiros a assinatura de um termo de confidencialidade, nos termos do Anexo II à
Política de Divulgação.
A pessoa vinculada que tiver conhecimento de informação relevante deverá, sempre que verificar a omissão na sua
divulgação, relatar a irregularidade, por escrito, ao Diretor de Relações com Investidores. Na hipótese de, decorridos 5
(cinco) dias úteis da data em que foi realizada a referida comunicação e não se configurando a decisão de manter
sigilo, tomada na forma do artigo 6º da Instrução da CVM nº 358, a pessoa vinculada constatar a omissão do Diretor de
Relações com Investidores no cumprimento de seu dever de comunicação e divulgação, a pessoa vinculada somente
se eximirá de responsabilidade pela omissão de divulgação de Informação Relevante caso a comunique,
imediatamente, à CVM.
198
A comunicação de informações relevantes à CVM e às Bolsas de Valores pelo Diretor de Relações com Investidores
deve ser feita imediatamente por meio de documento escrito, descrevendo detalhadamente a informação relevante, de
forma clara e precisa, em linguagem acessível ao público investidor, indicando, ainda, sempre que possível, os valores
envolvidos e outros esclarecimentos que a Companhia entender necessário.
A informação relevante deve ser divulgada ao público por meio de anúncio publicado nos jornais utilizados
regularmente para tal fim pela Companhia, podendo o anúncio conter a descrição resumida da informação relevante,
desde que indique endereço na Internet onde esteja disponível a descrição completa da informação relevante, em teor,
no mínimo, idêntico ao texto enviado à CVM e às Bolsas de Valores.
Sempre que for veiculada informação relevante por qualquer meio de comunicação, inclusive informação à imprensa ou
em reunião de entidades de classe, investidores, analistas ou com público selecionado, no País ou no exterior, a
informação relevante será divulgada simultaneamente à CVM, Bolsas de Valores e ao público investidor em geral.
A Companhia, seus empregados, Diretores e quaisquer outras pessoas vinculadas, à exceção do Diretor de Relações
com Investidores, não comentarão sobre rumores. Quando forem questionados sobre qualquer atividade ou boato
envolvendo a Companhia que possa ser considerado informação relevante, tais pessoas deverão dirigir os referidos
questionamentos à área de Relações com Investidores.
A informação relevante deverá ser divulgada antes do início ou após o encerramento dos negócios nas Bolsas de
Valores. Caso as Bolsas de Valores não operem simultaneamente, a divulgação será feita observando o horário de
funcionamento das Bolsas de Valores localizadas no território brasileiro.
Caso seja imperativo que a divulgação de ato ou fato relevante ocorra durante o horário de negociação, o Diretor de
Relações com Investidores poderá, ao comunicar o ato ou fato relevante, solicitar, simultaneamente, às Bolsas de
Valores a suspensão da negociação dos Valores Mobiliários de emissão da Companhia, pelo tempo necessário à
adequada disseminação da informação relevante.
A informação relevante somente poderá deixar de ser divulgada em caso excepcional, se o Diretor de Relações com
Investidores e os Acionistas Controladores ou os Administradores da Companhia (conforme o caso), concluírem, de
forma justificada, que sua divulgação pode colocar em risco interesse legítimo da Companhia.
Além disso, caso a informação relevante esteja ligada a operações envolvendo diretamente os Acionistas
Controladores e estes decidam por sua não divulgação, deverão informar o Diretor de Relações com Investidores da
Companhia.
Nos demais casos, quando a informação relevante estiver ligada a operações envolvendo a Companhia, caberá aos
Administradores decidir pela divulgação ou não da informação relevante e informar o Diretor de Relações com
Investidores da Companhia.
Os Acionistas Controladores e os Administradores, por meio do Diretor de Relações com Investidores da Companhia,
poderão decidir por submeter à apreciação da CVM questão acerca da divulgação ao público de informação relevante
que possa colocar em risco interesse legítimo da Companhia. O requerimento deverá ser dirigido ao Presidente da
CVM, em envelope lacrado, no qual deverá constar a palavra "Confidencial".
Os Acionistas Controladores e os Administradores ficam obrigados a, diretamente ou através do Diretor de Relações
com Investidores, divulgar imediatamente a Informação Relevante, na hipótese de esta escapar ao controle ou se
ocorrer oscilação atípica na cotação, preço ou quantidade negociada dos valores mobiliários de emissão da
Companhia.
As Pessoas Vinculadas devem guardar sigilo acerca de informações privilegiadas/relevantes às quais tenham acesso
até que tais Informações Relevantes sejam divulgadas ao mercado, bem como zelar para que seus subordinados e
terceiros de sua confiança também o façam. Devem, ainda, abster-se de discutir informações relevantes em lugares
públicos. Da mesma forma, somente deverão tratar de assuntos relacionados à Informação Relevante com aqueles
que dela tenham necessidade de ter conhecimento.
Para assegurar a manutenção do sigilo das informações relevantes e privilegiadas, devem ser adotadas, entre outras,
as seguintes práticas:
(i) manter todos os memorandos, correspondências e outros documentos que contenham informações
relacionadas à Companhia, às Sociedades Controladas e às Sociedades Coligadas em local seguro, do qual
somente a Pessoa em questão possua a chave (armário, gaveteiro etc.);
(ii) evitar discussões a respeito de assuntos confidenciais da Companhia, das Sociedades Controladas ou
das Sociedades Coligadas em locais em que a conversa possa ser ouvida por pessoas às quais o assunto
não está endereçado (elevadores, restaurantes, etc.);
(iii) não fazer quaisquer comentários sobre informações confidenciais da Companhia, das Sociedades
Controladas ou das Sociedades Coligadas com familiares, colegas e conhecidos;
(iv) não fornecer seu login e senha do computador profissional para outra pessoa, em hipótese alguma.
Em caso de dúvidas sobre o caráter relevante da informação recebida a respeito da Companhia, das Sociedades
Controladas ou das Sociedades Coligadas, a Pessoa Relacionada deve: (i) evitar negociar com Valores Mobiliários e
dar dicas de negociação a outrem até que se confirme que a informação em questão não é relevante ou venha a se
199
tornar pública; e (ii) consultar a área de Compliance ou de Relações com Investidores da Companhia antes de negociar
com Valores Mobiliários e dar dicas de negociação a outrem.
Caso qualquer Pessoa Relacionada verifique que (a) uma Informação Relevante ainda não divulgada ao público
tornou-se do conhecimento de pessoas diversas das que (i) tiveram originalmente conhecimento ou (ii) decidiram
manter sigilosa a Informação Relevante; e/ou (b) ocorreu oscilação atípica na cotação, preço ou quantidade negociada
dos Valores Mobiliários, tal Pessoa Relacionada deverá comunicar imediatamente tais fatos ao Diretor de Relações
com Investidores.
Todo e qualquer funcionário da Companhia deve seguir os seguintes procedimentos:
(i) não falar por telefone ou fazer qualquer tipo de contato com áreas de pesquisa ou venda de ações de
bancos ou investidores de modo geral;
(ii) caso seja abordado pelo público externo, redirecionar o contato para a Diretoria de Relações com
Investidores; e
(iii) antes de conceder entrevistas para a imprensa que abordem cenários futuros, consultar a Diretoria de
Relações com Investidores para alinhar o discurso com a informação divulgada ao mercado.
É obrigatória a presença de um funcionário da Diretoria de Relações com Investidores em todas as entrevistas que
contemplem ou possam contemplar cenários futuros da Companhia.
A Diretoria de Relações com Investidores poderá revisar modelos financeiros ou minutas de projeções e relatórios de
analistas, unicamente com o objetivo de identificar premissas e parâmetros que contemplem dados de conhecimento
público incorretos e que, por conseguinte, levem a conclusões irrealistas.
No período entre o término de cada trimestre e a data de divulgação dos respectivos resultados da Companhia, os
funcionários da Diretoria de Relações com Investidores observarão um "período de silêncio", durante o qual não farão
qualquer comentário, nem a respeito das estimativas dos analistas nem com relação às próprias previsões e/ou
estimativas futuras de desempenho.
Quando questionada pelos analistas sobre as estimativas e projeções de resultados da Companhia, a Diretoria de
Relações com Investidores: não ratificará nem rejeitará o resultado estimado ou projetado, e, excetuado o período de
silêncio, poderá questionar ao analista se as premissas de sua projeção estão em linha com as projeções do mercado,
ou apontar algum dado conhecido que tenha sido omitido ou erro específico em fato histórico que o analista tenha
utilizado em sua estimativa de resultado.
Em razão de circunstâncias extraordinárias, a Diretoria de Relações com Investidores poderá entender cabível
pronunciar-se sobre esses relatórios e, nesse caso, fará essa indicação através de ampla divulgação ao mercado, na
forma prevista no artigo 3º da Instrução CVM nº 358.
As Pessoas Vinculadas responsáveis pelo descumprimento de qualquer disposição constante da Política de
Divulgação da Companhia se obrigam a ressarcir a Companhia e/ou outras Pessoas Vinculadas e terceiros, de todos
os prejuízos que venham a ser causados em decorrência, direta ou indireta, de tal violação.
A violação às regras estabelecidas na Política de Divulgação da Companhia, na Instrução CVM nº 358 e nos demais
dispositivos legais e regulamentares aplicáveis poderá sujeitar o infrator a responder processo administrativo
sancionador e à aplicação, pela CVM, das penalidades previstas no artigo 11 da Lei n°6.385. A violação às disposições
da Política de Divulgação da Companhia sujeitará a Pessoa Vinculada a responder a procedimento interno de caráter
disciplinar, o qual poderá resultar, inclusive, na perda do emprego ou no término da relação de prestação de serviços à
Companhia.
21.3. Administrador responsável pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de
divulgação de informações
Diretor de Relações com Investidores.
22.
Negócios extraordinários
22.1. Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos
negócios do emissor
Não houve operações de aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante nos últimos três exercícios sociais que
não se enquadre como operação normal nos negócios da Companhia.
22.2. Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor
200
Não houve alterações significativas na formação de condução dos negócios da Companhia.
22.3. Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com
suas atividades operacionais
Não houve contratos relevantes celebrados pela Companhia e suas controladas não diretamente relacionados com
suas atividades operacionais.
201

FR Eletropaulo 22.04.10 - para atualização pelo IPE

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