relatrio anual da administrao

Transcrição

Duke Energy International,
Geração Paranapanema S.A.
Demonstrações financeiras em
31 de dezembro de 2009 e de 2008
E parecer dos auditores independentes
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES
Aos Administradores e Acionistas
Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.
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Examinamos os balanços patrimoniais da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.
(“Companhia”) em 31 de dezembro de 2009 e de 2008 e as correspondentes demonstrações do
resultado, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado dos
exercícios findos nessas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua administração. Nossa
responsabilidade é a de emitir parecer sobre essas demonstrações financeiras.
2
Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil, as
quais requerem que os exames sejam realizados com o objetivo de comprovar a adequada
apresentação das demonstrações financeiras em todos os seus aspectos relevantes. Portanto,
nossos exames compreenderam, entre outros procedimentos: (a) o planejamento dos trabalhos,
considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles
internos da Companhia, (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que
suportam os valores e as informações contábeis divulgados, e (c) a avaliação das práticas e
estimativas contábeis mais representativas adotadas pela administração da Companhia, bem como
da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.
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Somos de parecer que as referidas demonstrações financeiras apresentam adequadamente, em
todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Duke Energy International,
Geração Paranapanema S.A. em 31 de dezembro de 2009 e de 2008 e o resultado das operações,
as mutações do patrimônio líquido, os fluxos de caixa e os valores adicionados nas operações dos
exercícios findos nessas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.
São Paulo, 16 de março de 2010
PricewaterhouseCoopers
Auditores Independentes
CRC 2SP000160/O-5
Valdir Renato Coscodai
Contador CRC 1SP165875/O-6
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CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
RELATÓRIO ANUAL DA ADMINISTRAÇÃO 2009
Senhores acionistas e debenturistas,
A Administração da Duke Energy Internacional, Geração Paranapanema S.A. tem a satisfação de
apresentar este Relatório da Administração e as Demonstrações Contábeis relativas ao exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2009, acompanhadas dos pareceres dos auditores
independentes e do Conselho Fiscal.
1. PERFIL
Sociedade anônima de capital aberto, com sede administrativa em São Paulo, a Duke Energy
Internacional, Geração Paranapanema S.A. é subsidiária da Duke Energy Corp, uma das maiores
companhias do setor energético dos Estados Unidos. Com 293 colaboradores, atua na produção e
comercialização de energia elétrica por meio da administração de oito usinas hidrelétricas
instaladas ao longo do Rio Paranapanema: Jurumirim, Chavantes, Salto Grande, Canoas I, Canoas
II, Capivara, Taquaruçu e Rosana. Dessas, Canoas I e Canoas II são operadas em consórcio com a
Companhia Brasileira de Alumínio – CBA.
Com capacidade total instalada de 2.307 MW, a Companhia é considerada uma das três maiores
geradoras privadas do país, de acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Em 2009, com produção de 12.602 GWh, registrou receita operacional bruta de R$ 885.369 e lucro
líquido de R$ 189.417, variações de 7,8% e 27,7%, respectivamente, acima do ano anterior. O
Ebitda no ano foi de R$ 478.652, e a margem Ebitda atingiu 61,3%.
Desde dezembro último, a Empresa é presidida pelo executivo Armando de Azevedo Henriques,
vindo do Grupo BG – companhia multinacional de energia – onde dirigiu operações na Argentina,
Itália, Espanha e, mais recentemente, no Brasil.
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2. MENSAGEM DO PRESIDENTE
Apesar da crise financeira internacional, 2009 foi um ano bastante positivo para a Duke Energy. O
cenário macroeconômico no Brasil – menos afetado que o de outros países – aliado às boas
condições climáticas, levaram a Companhia a apresentar resultados satisfatórios em relação ao
período anterior, com crescimento de 14,8% de energia gerada.
Contribuiu também para estes resultados a melhoria nos preços de venda resultante da
renegociação de vários contratos. A medida levou a Empresa a alcançar lucro líquido de
R$ 189.417 no exercício, valor 27,7% superior ao de 2008, apesar da ocorrência de despesas
extraordinárias, em especial a provocada pela aplicação da Tarifa de Uso do Sistema de
Distribuição – Tusd-g pela Aneel.
Os bons resultados se devem ainda a diferenciais internos importantes, os quais eu já esperava
encontrar – e comprovei – ao assumir a presidência, no início de dezembro. Entre eles estão o
consistente desempenho operacional; a solidez do balanço financeiro, com forte geração de caixa; o
eficiente processo de governança corporativa, pautado pela ética, por boas práticas e controles
rígidos; a excelência de seu corpo de empregados; e os investimentos contínuos em pesquisa e
desenvolvimento.
Todas essas características que têm norteado a atuação da Duke ao longo de sua trajetória
aliam-se a outro valor inestimável: o compromisso com a segurança. Em 2009, as ações adotadas
para assegurá-la levaram a Companhia a registrar 2,8 milhões de horas trabalhadas sem a
ocorrência de qualquer acidente com afastamento.
Esse compromisso se estende também à preservação ambiental e à manutenção de
relacionamento saudável com as comunidades, às quais a Duke procura beneficiar por meio do
desenvolvimento e apoio a programas que visam à melhoria da qualidade de vida. Em 2009, essa
atuação responsável resultou no envolvimento de 17 mil pessoas em iniciativas como o Cinemagia
Duke Energy, cinema itinerante que percorreu 12 cidades do Rio Paranapanema, além do
reconhecimento de entidades independentes que honraram a Empresa com várias premiações.
Comprometido com a continuidade de todos esses avanços, agradeço aos clientes, empregados,
acionistas e, em especial à Aneel, pela confiança depositada na Companhia e em sua capacidade
de operar de maneira responsável e sustentável.
Armando de Azevedo Henriques
Presidente
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CENÁRIO
3.1 Ambiente econômico
O ano de 2009 começou com incertezas sobre os reflexos da crise financeira internacional. A
redução da oferta de crédito e a retração do consumo atingiram a economia brasileira no primeiro
trimestre. O Banco Central do Brasil – Bacen, assim como os demais bancos centrais do mundo,
reduziu a taxa básica de juros para estimular a recuperação econômica.
Após forte retração nos dois primeiros trimestres do ano, a estimativa é que o Produto Interno Bruto
– PIB encerre 2009 com queda de 0,2%, reflexo da recuperação da economia brasileira no final do
período.
A variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA foi de 4,3%, de acordo com
a meta estabelecida pelo Conselho de Política Monetária – Copom. O Bacen iniciou o processo de
sucessivas reduções nas taxas de juros – a taxa do Sistema Especial de Liquidação e de
Custódia – Selic passou de 13,75% ao ano, no início de 2009, para 8,75%, ao final. No exercício, o
real apresentou forte valorização em comparação ao dólar, em razão do aumento do fluxo de capital
estrangeiro no país, e a moeda norte-americana encerrou o ano desvalorizada em 25,3%.
As exportações somaram US$ 152,3 bilhões, redução de 23% em relação a 2008, e as importações
recuaram 26,3%, mantendo o superávit da balança comercial estável em relação ao ano anterior
(US$ 25,3 bilhões, ante US$ 24,9 bilhões em 2008).
Evolução dos indicadores econômicos
(*) Estimado
3.2 Ambiente regulatório
Os anos de 2003 e 2004 foram significativos em virtude da mudança no ambiente regulatório do
setor elétrico. A concepção geral do novo modelo foi discutida no decorrer de 2003 e resultou na Lei
nº 10.848 – sancionada pelo presidente da República em 15 de março de 2004 – que segrega o
mercado em “energia nova” e “energia velha”.
Desde então vêm ocorrendo leilões, dos quais a empresa tem participado sempre que as condições
estejam alinhadas à sua estratégia.
Em 2009 foram realizados quatro leilões: ajuste, energia nova (A3), energia existente (A1) e energia
de reserva.
Expansão 15%
Por meio do Edital de Privatização nº SF/001/99 do Estado de São Paulo, refletido na cláusula de
obrigações do Contrato de Concessão 76/99, a Companhia comprometeu-se, no prazo máximo de
oito anos (a contar de setembro de 1999), e respeitadas as restrições regulamentares, a: (i)
aumentar a sua capacidade instalada no Estado de São Paulo em 15%, ou 322,7 MW; ou (ii)
contratar esse mesmo montante de energia proveniente de novos empreendimentos construídos no
Estado, por prazo superior a cinco anos. Apesar de seus esforços, no entanto, não foi possível
cumprir essas obrigações, seja por razões regulatórias supervenientes à assinatura do Contrato de
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Concessão 76/99, ou impossibilidades técnica e física de expansão da capacidade de geração no
Estado de São Paulo (vide Nota 6.4).
4. GOVERNANÇA CORPORATIVA
A Companhia pauta sua atuação por valores corporativos alinhados à sua estratégia de
crescimento. Seu Código de Ética nos Negócios tem como objetivo assegurar a conduta ética
profissional de seus colaboradores. Adicionalmente possui a Linha Ética, um canal externo de
comunicação, disponível 24 horas, por telefone ou e-mail, por meio do qual é possível encaminhar
denúncias de desvios de comportamento, com garantia de anonimato, e solicitar informações sobre
políticas ou posicionamentos.
Desde 2004, a Companhia segue as exigências da Lei Sarbanes Oxley – SOX. Para tanto, conta
com processos estabelecidos e um sistema automatizado de controle. Além disso, treina
periodicamente funcionários nos aspectos relativos à Proibição de Práticas de Corrupção no
Exterior – FCPA.
Como sociedade anônima, adota as instruções da Comissão de Valores Mobiliários – CVM e
mantém o mercado informado sobre quaisquer atos ou fatos relevantes que envolvam seus
negócios. Também garante o sigilo de informações relevantes caso seus acionistas controladores,
debenturistas ou membros do Conselho de Administração entendam que a divulgação contraria os
interesses corporativos.
A essas práticas de governança somam-se às recomendadas pelo Instituto Brasileiro de
Governança Corporativa – IBGC, como a contratação de empresas de auditoria independente para
análise das demonstrações financeiras; o livre acesso às suas informações e instalações por parte
dos integrantes do Conselho de Administração; e o estabelecimento de atribuições e limites de
poderes da Diretoria, visando evitar o uso inadequado dos ativos da Companhia entre outras.
4.1 Estrutura organizacional
As operações da Companhia são geridas pelo Conselho de Administração, pela Diretoria e por um
Conselho Fiscal não permanente, convocado por solicitação dos acionistas.
Conselho de Administração – É composto atualmente por cinco membros e respectivos
suplentes, todos acionistas, sendo um efetivo e um suplente eleitos pelos empregados, de forma
direta, nos termos do Estatuto Social. Os conselheiros são eleitos pela Assembleia Geral e têm
mandatos de três anos, sendo permitida a reeleição. Compete a eles estabelecer as diretrizes
gerais dos negócios, o que inclui a estratégia de longo prazo e eleição e substituição dos membros
da Diretoria, assim como a fixação de suas atribuições e a fiscalização de seu desempenho.
Diretoria – Pode ser composta por até oito diretores estatutários. Atualmente, possui quatro
membros, eleitos pelo Conselho de Administração para mandatos de três anos, com possibilidade
de reeleição. Os diretores são responsáveis, entre outras tarefas, pela administração dos negócios
e execução das deliberações do Conselho de Administração. Desde 1° de dezembro de 2009, a
Diretoria é presidida por Armando de Azevedo Henriques, em substituição a Mickey Peters, que
retornou aos Estados Unidos.
Conselho Fiscal – Instalado na Assembleia Geral Ordinária de 20 de abril de 2009, é integrado por
três membros efetivos e três suplentes – sendo um efetivo e um suplente representantes dos
acionistas minoritários. Entre outras funções, analisa as demonstrações financeiras e fiscaliza os
atos dos administradores, de forma a assegurar o cumprimento de seus deveres legais e
estatutários. Autônomo em relação à Administração e aos auditores independentes, o Conselho
Fiscal vigora até a próxima Assembleia Geral Ordinária.
4.2. Auditoria externa
A contratação de serviços de auditoria externa é fundamentada em princípios que preservam a
independência dos prestadores de serviço. Assim, assegura que o auditor não deve auditar seu
próprio trabalho, não deve exercer funções gerenciais na Companhia nem promover os interesses
dela. Em 2009, além dos serviços de auditoria do balanço anual e revisão limitada das informações
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trimestrais, a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes foi contratada para a prestação de
serviços profissionais de assessoria tributária na área de Imposto de Renda, os quais representam
honorários no montante de R$ 100.
5. DESEMPENHO DOS NEGÓCIOS
5.1 Geração
A Companhia opera suas usinas hidrelétricas a partir de dois contratos de concessão: o contrato
nº 76/1999, que regula os termos de funcionamento de Jurumirim, Chavantes, Salto Grande,
Capivara, Taquaruçu e Rosana por período de 30 anos, a ser encerrado em 2029; e o contrato
nº 183/1998, por meio do qual opera Canoas I e Canoas II em consórcio com a CBA, com prazo de
35 anos, a se encerrar em 2033. Nesse sistema compartilhado, cabe à Companhia 49,7% da
energia gerada. A capacidade total das usinas, cujos reservatórios armazenam cerca de 6% de
água das Regiões Sudeste e Centro-Oeste do país, é de 2.307 MW.
Sob essa estrutura, em 2009 a Companhia gerou 12.602 GWh, o que representa 2,8% da energia
elétrica produzida no país no ano e é 14,8% superior ao volume registrado em 2008. Contribuíram
para esse crescimento as sequências hidrológicas (vazões afluentes aos reservatórios) ocorridas
em virtude da precipitação acima da Média de Longo Tempo – MLT na Bacia do Rio
Paranapanema, entre os meses de julho e dezembro. Também favoreceu o resultado o fato de a
Companhia ter firmado – e adotado – com o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS política
de operação para ampliar o despacho de geração e reduzir o vertimento ininterrupto ocorrido de
setembro a dezembro. Ao final do exercício, os reservatórios mantinham 77,5% de água
armazenada, volume superior à média histórica da Companhia, de 64,92%. A produção superou em
32,3% a energia assegurada para o ano, fixada em 9.522,12 GWh.
Produção de Energia - GWh
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Produção de Energia - GWh
Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos – CPTEC
5.2 Comercialização
A energia assegurada da Companhia é de 1.087 MW, de acordo com a revisão promovida pelo
Ministério de Minas e Energia – MME, em vigor até 2014. Desse volume, 54 MW estão alocados
para as usinas Canoas I e Canoas II, administradas em consórcio com a CBA. Do restante, 27 MW
são usados para consumo interno e perdas no sistema e 1.000 MW estão disponíveis para
contratação.
Em 2009, em função de menores perdas de sistema, a energia disponível foi de 1.008 MW. A
Companhia teve 99% de sua energia contratada, o que resultou em estabilidade do fluxo de receitas
para os próximos períodos. Contribuiu para esse desempenho o programa de fortalecimento da
marca e o estabelecimento de novos contratos com consumidores livres, demais comercializadores
e Produtores Independentes em Energia – PIE. A centralização dos esforços de comercialização e
marketing no ambiente de livre contratação permitiu que até o final do período fossem celebrados
contratos de venda com 42 clientes consumidores livres e comercializadores (Ambiente de
Contratação Livre – ACL) das Regiões Sudeste e Centro-Oeste, alcançando preço médio superior
ao do ano anterior. Assim, as vendas a esse segmento representaram 55,1% da receita bruta de
energia da Companhia no ano. A empresa possui atualmente bons níveis de contratação em longo
prazo:
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Energia Contratada
Já as vendas aos distribuidores (Ambiente de Contratação Regulada – ACR) representaram 38,6%
da receita bruta.
Os resultados estão sintonizados à estratégia de ampliar o volume de receitas dos consumidores
livres e assegurar base estável no segmento ACR. Os instrumentos contratuais firmados no âmbito
do ACL estabelecem termos e condições comerciais mais positivas, em razão da flexibilidade de
negociação. Já os contratos de ACR são em geral de longo prazo (três a oito anos) e asseguram a
estabilidade do fluxo de caixa.
Em decorrência da obrigatoriedade legal imposta às empresas distribuidoras, de compra de 100%
das necessidades esperadas de energia elétrica para os clientes ACR, a Companhia celebrou
contratos com as principais distribuidoras do país no âmbito dos 1° e 4° leilões de energia,
ocorridos, respectivamente, em dezembro de 2004 e outubro de 2005. Assim, comprometeu-se a
entregar aproximadamente 500 MW entre 2007 e 2012 e 300 MW entre 2013 e 2014, de acordo
com a tabela a seguir:
Leilões
Além dos contratos nesses dois segmentos, a Companhia também comercializa energia em
operações no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.
Em 2009, a grande quantidade de chuvas em todas as regiões do país resultou em baixa
volatilidade de preços Spot no primeiro semestre e preços estáveis em torno do valor mínimo no
segundo semestre. Nesse cenário, a Companhia gerou volume bastante superior à sua energia
assegurada, o que resultou em receitas superiores em MRE e Spot em relação ao ano anterior.
5.3 Pesquisa e Desenvolvimento
Em cumprimento à regulamentação específica sobre a obrigatoriedade de aplicação de recursos
das concessionárias de energia elétrica em ações de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, a
Companhia apropria 1% de sua receita operacional líquida anual para ações vinculadas às
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inovações tecnológicas e a valores recolhidos diretamente a órgãos vinculados ao MME, sempre
com o intuito de buscar soluções que visem melhorar seu resultado operacional.
A empresa vem desenvolvendo os seguintes projetos de P&D referentes ao ciclo 2007/2008:
• Controle do molusco invasor Limnoperna Fortunei (mexilhão-dourado) em sistemas de
resfriamento de usinas hidrelétricas com injeção de ozônio;
• Estudo de metodologias associadas à adoção de medidas emergenciais em situação de
cheias;
• Investigação da possibilidade da melhoria do rendimento e da vida útil de equipamentos em
unidade de geração de energia elétrica utilizando dinâmica computacional dos fluídos;
• Mineração de dados (extração de conhecimento de uma base de dados) para as classes
Operação e Comercial;
• Novos sistemas de transdução de corrente e de tensão em substituição aos
Transformadores de Corrente – TCs e Transformadores de Potência – TPs convencionais
em novos projetos;
• Plataforma computacional com metodologias para planejamento integrado gás-eletricidade;
• Simulador de estratégias de participação em leilões de energia para geradores aplicando
Teoria dos Jogos; e
• Técnica para validação automática dos dados de pós-operação das usinas da companhia e
aperfeiçoamento dos modelos de suporte à decisão da operação.
Seguindo as novas diretrizes de P&D estabelecidas em 2008, a Companhia iniciou em 2009 o
projeto Estudo da geração de energia elétrica através da utilização do empuxo.
Projetos estratégicos são temas de grande relevância para o setor elétrico brasileiro e exigem
esforço conjunto e coordenado de várias empresas de energia elétrica e entidades executoras. A
Aneel publicou a chamada pública de dez projetos estratégicos em 2009, sendo que a Companhia
participa dos seguintes:
• Tema estratégico 1 – Modelo de otimização do despacho hidrotérmico;
• Tema estratégico 3 – Metodologia para alocação dos custos do sistema de transmissão;
e
• Tema estratégico 9 – Proposta de metodologia para monitoramento e avaliação de
gases de efeito estufa em reservatórios de usinas hidrelétricas brasileiras.
6. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
Principais indicadores
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6.1 Lucro liquido
A Companhia encerrou o exercício de 2009 com lucro líquido de R$ 189.417, o que representa
aumento de 27,7% em comparação ao ano anterior. Os principais fatores que contribuíram para
esse desempenho foram o crescimento da receita aliado à redução das despesas financeiras. Por
outro lado, o lucro líquido do ano foi impactado negativamente pelo registro do passivo da Tusd-g. A
Companhia destina 100% do lucro líquido ao pagamento de dividendos, de acordo com seu
Estatuto Social, após constituição da Reserva Legal.
Lucro líquido (R$ mil)
6.2 Receita operacional bruta
A receita operacional bruta, de R$ 885.369, apresentou crescimento de R$ 63.939, ou 7,8% acima
do ano anterior, principalmente pelo maior volume de comercialização nos contratos bilaterais aliado
aos maiores preços estabelecidos. As vendas de energia nos contratos de leilões significaram
redução de R$ 20.275 em relação a 2008, devido à retração de 11,9% no volume. Como efeito da
maior geração de energia, a receita cresceu R$ 9.173 (89,8%) nas operações provenientes do MRE
e registrou-se queda significativa no preço da energia no mercado Spot. Apesar da redução no
preço, as vendas de energia nesse mercado tiveram aumento de 56,5% (mais R$ 12.985).
Composição da receita (R$ mil)
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6.3 Deduções à receita operacional
As deduções à receita operacional apresentaram decréscimo de R$ 8.524, ou 7,5% em relação ao
ano anterior, principalmente devido à redução do Imposto sobre Circularização de Mercadorias e
Serviços – ICMS acumulado sobre a venda de energia elétrica como efeito de mudança na
legislação do Estado de São Paulo – Decreto nº 54.177/2009 – compensada parcialmente pelo
maior volume de receita.
6.4 Receita operacional líquida
Como resultado de todos esses fatores, a receita operacional líquida aumentou 10,2%, para
R$ 780.274 em 2009, em comparação a R$ 707.811 no ano anterior.
6.5 Despesas operacionais
As despesas operacionais totalizaram R$ 439.446 em 2009, aumento de 30,3% em comparação
aos R$ 337.154 do ano anterior, devido, principalmente, ao reconhecimento, em Encargos de Uso
da Rede Elétrica, do ajuste da estimativa da Tusd-g.
As despesas de pessoal cresceram 16,7% no ano, principalmente em razão do programa de
renovação das equipes, dos pagamentos de indenizações e do dissídio de 6% determinado em
acordo coletivo.
Os serviços de terceiros totalizaram R$ 37.868, 17,3% acima do ano anterior, devido à execução de
serviços de adequação de instalações para a adoção do Sistema de Combate a Incêndio nas
Usinas, além dos reajustes regulares dos contratos. Essa rubrica inclui despesas com consultoria e
auditoria externa, manutenção e conservação de instalações, e serviços técnicos e de informática.
Em comparação a 2008, as despesas com energia comprada reduziram-se 86,4%, destacando-se:
menores volumes e preços das operações com compra de energia no mercado Spot; e diminuição
nas operações de compra de energia provenientes do MRE, em decorrência da maior geração de
energia. As operações no mercado Spot totalizaram R$ 942 (R$ 13.464 no ano anterior),
equivalentes a 9.250 MWh (35.313 MWh em 2008), enquanto as operações provenientes do MRE
encerraram o exercício com o montante de compra de R$ 1.059 (R$ 1.282 em 2008).
As despesas com Encargos de Uso da Rede Elétrica apresentaram aumento de 145,5% em
comparação a 2008, principalmente devido ao reconhecimento, na rubrica Encargos de Uso da
Rede Elétrica, do ajuste da estimativa da Tusd-g aos montantes estabelecidos na Resolução
nº 457/2000 (vide Nota 8).
Os pagamentos da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH
totalizaram R$ 51.036, aumento de 19,9% em relação ao ano anterior. O cálculo da compensação
financeira baseia-se na geração efetiva das usinas, que foi de 12.130.532 MWh, 15,5% superior aos
10.501.061 MWh gerados em 2008. Houve ainda aumento de 3,8% na Tarifa Atualizada de
Referência – TAR de R$ 60,04, em 2008, para R$ 62,33, em 2009.
A variação na rubrica de outras despesas é decorrente principalmente da reversão, em dezembro
de 2008, da provisão para créditos de liquidação duvidosa de R$ 13.389 como efeito do acordo
extrajudicial celebrado com as companhias CPFL Paulista e CPFL Piratininga. Essa rubrica também
é composta pelos custos com aluguéis, seguros, impostos e taxas, entre outros.
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6.6 Ebitda e margem Ebitda
O Ebitda (lucro antes dos impostos, juros, depreciação e amortização) da Companhia apresentou
redução de 6,4% em relação ao ano anterior, em decorrência do aumento nas despesas
operacionais pelos fatores explicados acima.
Ebitda (R$ mil)
6.7 Resultado financeiro
O resultado financeiro diminuiu R$ 89.761, representando retração de 58,5% comparativamente ao
ano anterior. As receitas financeiras aumentaram 32,3% em relação a 2008, como decorrência da
geração de caixa favorável, enquanto as despesas financeiras recuaram 37,7%, como efeito da
deflação do Índice Geral de Preços do Mercado – IGP-M em 2009 (-1,72%) em comparação à alta
de 9,81% em 2008. Esse índice de preços é o indexador da dívida da Companhia com a Eletrobrás.
6.8 Endividamento
Em 31 de dezembro de 2009, a dívida bruta totalizava R$ 845.948, redução de 12,7% em
comparação aos R$ 969.224 no final do ano anterior, decorrente da amortização no período e da
deflação registrada no IGP-M.
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A dívida líquida – representada pelo endividamento, deduzidos os recursos em caixa e equivalentes
de caixa – diminuiu principalmente pela geração de caixa das operações, pelas amortizações e pela
redução do IGP-M.
Dívida líquida (R$ mil)
6.9 Imobilizado
O ativo imobilizado contemplou, no exercício, adições de R$ 15.152 em comparação a R$ 16.822
no ano anterior. As principais aquisições foram de novos equipamentos, visando à maior
confiabilidade na capacidade de produção.
7. GESTÃO DE PESSOAS
Ao final de 2009, a Companhia mantinha 293 colaboradores – no período foram contratados 24
profissionais e 12 estagiários e demitidos 35 pessoas principalmente em virtude da reorganização
de funções ocorrida em agosto –, geridos por uma política que privilegia o reconhecimento e a
valorização. A maioria dos admitidos, 76%, possui curso superior e, entre eles, 20% são pósgraduados. Na admissão, todos recebem o Manual de Integração, com os procedimentos
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corporativos desejados, e passam por treinamentos regulares que abordam, entre outros temas, a
proibição da prática de corrupção e o Código de Ética dos Negócios.
A política de remuneração contempla o pagamento de salários compatíveis com os do segmento de
atuação da Companhia e inclui sistema de bonificação e participação nos resultados que considera
o alcance de metas individuais e coletivas. Já o leque de benefícios é composto por planos de
assistências médica e odontológica, que no ano favoreceram 900 pessoas, entre empregados e
seus dependentes, além de alimentação, transporte, seguro de vida e previdência complementar.
Na concessão desses benefícios, a Companhia desembolsou cerca de 11% da folha salarial no
exercício.
Para impulsionar o desenvolvimento dos colaboradores, a Companhia investiu cerca de R$ 12
milhões em treinamentos e reciclagem que, no ano, representaram 44,34 horas (ou 5,54 dias) por
pessoa. As iniciativas são realizadas no âmbito do Programa de Desenvolvimento Pessoal – PDP e
do Programa de Desenvolvimento Individual – PDI, que incluem avaliação 360o para todos os níveis
hierárquicos. Foram ministrados módulos em saúde e segurança, técnicos, financeiros e comerciais
e programas de meio ambiente, e desenvolvido o Programa de Gerenciamento Comercial, com a
formação de uma turma no curso de MBA Corporativo na Fundação Dom Cabral. Recursos também
foram destinados ao custeio integral de cursos de idiomas, que beneficiaram 8% dos empregados, e
ao Programa de Bolsa-Auxílio Educação, por meio do qual a Companhia arca parcialmente com
cursos de graduação, extensão e idiomas.
7.1 Saúde, segurança e qualidade de vida
A Companhia mantém a cultura Zero Enfermidade e Lesão, disseminada nas ações do Programa
Fale Comigo. Em 2009, ele foi reforçado com a criação do Programa de Padrões Comportamentais
de Segurança, por meio do qual os colaboradores expressaram suas percepções em relação ao
tema, que foram avaliadas e serviram de base para adoção de ações de melhorias.
O Sistema de Gestão de Meio Ambiente, Saúde e Segurança – SGMASS também foi aperfeiçoado
no ano. Os procedimentos passaram por revisões, e foram estruturados sistemas eletrônicos de
gerenciamento, além da realização de treinamentos e simulações de cenários de emergência. Foi
aplicada nova estratégia de planejamento, execução e acompanhamento das Avaliações das
Condições Físicas de Meio Ambiente, Saúde e Segurança, com o objetivo corrigir as não
conformidades identificadas. Em todas as instalações foram fixados painéis com informações
básicas do Plano de Respostas para Emergências – PRE e distribuídos guias resumidos dos
procedimentos operacionais a serem adotados.
Fruto desse posicionamento e das constantes avaliações de suas instalações e ambientes de
trabalho, a Companhia chegou à marca de 2,8 milhões de horas trabalhadas sem acidentes com
afastamento.
8. GESTÃO AMBIENTAL E PATRIMONIAL
Gestora de oito usinas no Rio Paranapanema, que abrangem 5 mil quilômetros de perímetro e mais
de 80 municípios, a Companhia investe continuamente na gestão do patrimônio, preservação dos
ativos e proteção dos recursos naturais do entorno.
Em continuidade ao programa A Regra é Clara, foram promovidas inspeções de manutenção em
todos os reservatórios, com o reforço da troca de informações com órgãos de fiscalização
ambiental. Esse trabalho resultou ainda no fortalecimento da relação com Promotorias e órgãos
ambientais da região de Jurumirim, o que deve motivar ações conjuntas para o controle de
ocupações irregulares. Outro fruto foi a avaliação da possibilidade de aplicação, em 2010, de
projetos ambientais em parceria com a Secretaria de Meio Ambiente do Estado do Paraná.
Em 2009, as atividades nesse sentido foram intensificadas em razão do aumento da demanda por
processos de topografia de precisão. Foram realizados processos em cerca de 600 quilômetros,
área 200% maior do que a avaliada no exercício anterior.
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8.1 Meio ambiente
Tanto no âmbito dos programas vinculados às Licenças de Operação – LOs como nos processos de
compensação ambiental, a Companhia avançou em várias frentes em 2009. No ano, o Instituto
Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – Ibama. fez vistorias técnicas
nas usinas Chavantes e Rosana para subsidiar a renovação das licenças, estando o processo em
fase de conclusão. Além disso, a Secretaria de Meio Ambiente do Estado de São Paulo concluiu o
processo de transferência, para a Companhia Ambiental do Estado de São Paulo – Cetesb, da
responsabilidade pela condução do licenciamento ambiental da usina Jurumirim.
Entre as iniciativas de compensação ambiental destacam-se o repovoamento de reservatórios com
1,5 milhão de alevinos de espécies nativas do Rio Paranapanema; o acompanhamento dos
processos de erosão, assoreamento e solapamentos nas oito usinas; e a recuperação ambiental
dos canteiros das obras do Complexo Canoas e em Rosana.
Os trabalhos de monitoramento envolveram a ictiofauna e a qualidade da água de Chavantes, Salto
Grande, Complexo Canoas e Rosana; e a produção pesqueira de Jurumirim, Chavantes, Salto
Grande, Capivara e Taquaruçu, como base para o plano de ação que visa à melhoria das condições
de pesca.
Também foi realizado o monitoramento da infestação por mexilhão-dourado nos reservatórios e nas
estruturas civis das barragens de Rosana, Taquaruçu, Capivara, Canoas I, Canoas II, Salto Grande
e Chavantes. A Companhia registrou avanços nas pesquisas e no desenvolvimento do controle do
mexilhão-dourado em sistemas de resfriamento das usinas por meio da utilização de ozônio, com a
definição e instalação de protótipo gerador do gás. A previsão é de que o equipamento comece a
operar em fase piloto em 2010.
Foram ainda realizados estudos sobre macrófitas aquáticas nos reservatórios do Complexo Canoas
e nas usinas Taquaruçu e Rosana.
8.2 Reflorestamento
A Companhia reflorestou, em 2009, 262 hectares com espécies florestais nativas, o que a levou a
acumular, no final do período, 6.419 hectares reflorestados, sendo 1.137 às margens do Complexo
Canoas, 50 no reservatório de Chavantes, 1.026 em Taquaruçu, 3.284 em Capivara e 922 em
Rosana. As iniciativas de reflorestamento foram responsáveis pela manutenção de cerca de 190
postos de trabalho, ocupados por profissionais das localidades envolvidas. Em complemento ao
Programa de Revegetação, a Companhia conserva ainda 2.816 hectares de matas nativas.
Outra iniciativa é o Programa de Promoção Florestal, que envolve o fornecimento de orientação
técnica e a doação de mudas aos proprietários rurais. Em 2009, ela resultou na doação de 169 mil
mudas. Desde que foi criada, em 1999, o total doado é de 2,2 milhões de mudas.
Adicionalmente, o Ibama aceitou as propostas contempladas nos Programas de Reflorestamento
Ciliar nos reservatórios de Taquaruçu e Capivara após ajuste de metas e definição de áreas.
8.3 Parcerias
Para consolidar seus programas ambientais e ampliar a participação nas iniciativas que envolvem a
Bacia do Rio Paranapanema, a Companhia mantém contatos e parcerias com várias organizações
e instituições, entre elas a Universidade de São Paulo – USP, Universidade Estadual Paulista –
Unesp, Universidade Estadual de Londrina, Universidade Estadual de Maringá, Faculdades Luiz
Meneghel e Coordenadoria de Assistência Técnica Integral – Cati.
Também colabora com a gestão dos recursos hídricos por meio da Associação Brasileira das
Empresas Geradoras de Energia Elétrica – Abrage, no âmbito da qual é membro titular dos comitês
do Médio Paranapanema e do Pontal do Paranapanema, em São Paulo, e dos comitês das Bacias
Hidrográficas do Piraponema e do Norte Pioneiro, no Paraná. Integra ainda o Grupo de Trabalho de
Meio Ambiente da Abrage, participando de discussões sobre os temas ambientais relacionados ao
setor elétrico e das Forças Tarefas de Ecossistemas Aquáticos e de Áreas de Preservação
Permanente.
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8.4 Comunidades e preservação ambiental
Para conscientizar as comunidades do entorno dos reservatórios de suas usinas, a Companhia
desenvolve o Programa de Comunicação Social e Educação Ambiental, cujas atividades
envolveram mais de 7,3 mil pessoas em 2009. Entre as ações destacou-se o projeto Água – Uma
viagem ao mundo do conhecimento, realizado em Taquarituba em parceria com a prefeitura local e
o Museu de Ciências da USP. A ação foi estendida posteriormente a outros municípios próximos
das usinas de Chavantes e de Jurumirim e, em 2010, vai contemplar outras três cidades do entorno
do Rio Paranapanema.
A Companhia recebeu no ano cerca de 700 solicitações de regularização de áreas. Aos
interessados forneceu orientações para que pudessem iniciar e conduzir os processos de
regularização ambiental e patrimonial. Além disso, apoiou as comunidades na análise de processos
envolvendo o respeito de limites das áreas que fazem divisa com suas propriedades.
Por sua atuação na conservação do meio ambiente, em 2009 a Companhia foi classificada pelo
terceiro ano consecutivo no 7° Benchmarking Ambiental Brasileiro, ranking das melhores práticas
em gestão socioambiental do país, com o projeto Corredor Florestal para conectividade do Parque
Estadual do Morro do Diabo à Estação Ecológica Mico-Leão-Preto. A iniciativa concorreu com
outras 150, de empresas multinacionais e de grande porte, e obteve a 9ª colocação.
9. GESTÃO SOCIAL
A Companhia procura manter estreito relacionamento com as comunidades do entorno de suas
unidades, comprometida com iniciativas que visam à melhoria da qualidade de vida.
Uma delas é a destinação de 1% de seu Imposto de Renda devido aos Fundos Municipais da
Criança e do Adolescente para impulsionar projetos e programas de atenção aos direitos desse
público. Em 2009, com o aporte de R$ 276, apoiou iniciativas nesse sentido nos municípios de
Assis, Florínea, Teodoro Sampaio, Chavantes e Tejupá, no Estado de São Paulo, e Ribeirão Claro,
no Paraná.
Ainda no ano deu continuidade ao Programa de Visitas às suas usinas hidrelétricas, que envolveu
6,2 mil pessoas, entre estudantes e turistas, que foram acompanhados por monitores. Já o
Programa de Manejo Pesqueiro, de educação ambiental, mantido em 15 cidades, envolveu no
período mais de 1,7 mil alunos das escolas locais. Na área cultural, com incentivos da Lei Rouanet,
promoveu também o Cinemagia Duke Energy, cinema itinerante que circulou por 12 cidades do Rio
Paranapanema e atingiu mais de 17 mil telespectadores, e o Auto de Natal A casa da Riqueza,
peça apresentada em Chavantes para um público de cerca de 1,5 mil pessoas.
A Companhia também estimula a prática do voluntariado entre seus profissionais e o envolvimento
deles com as comunidades. Mantém o programa Voluntariado Amigos do Futuro, que, em 2009,
contou com mais de 400 colaboradores, entre empregados e familiares que atuaram nas cidades de
Piraju (usina Jurumirim), Cândido Mota (Canoas I e Canoas II), Porecatu (Capivara) e Euclides da
Cunha (Rosana) em benefícios de pessoas em situação de risco social. Em parceria com as
prefeituras de Teodoro Sampaio e Salto Grande, também desenvolveu no ano, o Voluntariado
Amigos do Rio Paranapanema, que envolveu mais de 1,5 mil pessoas em atividades de
conscientização ambiental e de plantio de 500 árvores. Na cidade de Ourinhos, promoveu ainda a
2ª Caminhada Caminhos da Saúde, organizada durante a Semana Interna de Prevenção de
Acidentes de Trabalho – Sipat, da qual participaram 300 pessoas.
A política de patrocínios a atividades socioambientais mantida pela Companhia também tornou
viável em 2009 a realização de uma série de eventos, entre eles:
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•
VII Diálogo Interbacias de Educação Ambiental – Direcionado a educadores ambientais, foi
promovido pelo Comitê da Bacia Hidrográfica do Rio Paranapanema e reuniu cerca de 700
participantes.
•
II Fórum de Direito Ambiental – Promovido entre 16 e 18 de setembro, em Presidente
Prudente (SP), contou com aproximadamente mil participantes, que debateram a legislação
relacionada às questões ambientais. A iniciativa foi da Associação Paulista do Ministério Público
e da OAB-SP.
•
II Encontro de Topografia – O evento de caráter técnico, realizado no Colégio Agrícola
Estadual de Cambará (PR), entre 29 e 30 de outubro, contribuiu para compartilhar e debater as
melhores práticas relacionadas às atividades de topografia na gestão de bordas de
reservatórios.
•
Workshop Matas Ciliares – Organizado pela Companhia em parceria com a Secretaria de
Meio Ambiente do Estado de São Paulo, capacitou profissionais da área ambiental da região de
Ribeirão Preto (SP).
•
Exposição Água – Uma viagem ao mundo do conhecimento – Itinerante, o evento, realizado
em parceria com a USP, percorreu Taquarituba e municípios vizinhos e foi conferido por cerca
de 500 estudantes.
Outras ações pontuais foram realizadas no ano, como a limpeza do Rio Paranapanema,
coordenada por organizações não governamentais, que mobilizou as comunidades locais. A
Companhia também doou computadores para 11 entidades municipais ligadas à educação que
atendem 1,1 mil crianças e adolescentes.
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10. BALANÇO SOCIAL
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BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras
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BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO
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DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO
EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO
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DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
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DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA
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DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO
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NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 e 2008
1. CONTEXTO OPERACIONAL
A Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A., denominada "Companhia",
concessionária de uso de bem público, na condição de produtora independente, com sede em São
Paulo, tem como atividades principais a geração e a comercialização de energia elétrica, as quais
são regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, vinculada ao
Ministério de Minas e Energia – MME.
A capacidade instalada em operação da Companhia é de 2.237 MW, composta pelo seguinte
parque gerador em operação: UHE Capivara, UHE Chavantes, UHE Jurumirim, UHE Salto Grande,
UHE Taquaruçu, UHE Rosana e 49,7% do Complexo Canoas, formado pelas UHEs Canoas l e ll.
2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS E PRINCIPAIS PRÁTICAS
CONTÁBEIS
2.1 Apresentações das demonstrações financeiras
As presentes demonstrações financeiras foram aprovadas pelo Conselho de Administração da
Companhia em 16 de março de 2010.
As demonstrações financeiras foram elaboradas e estão sendo apresentadas de acordo com as
práticas contábeis adotadas no Brasil, com base nas disposições contidas na Lei das Sociedades
por Ações, alterada pela Lei nº 11.638/2007 e Medida Provisória nº 449/2008 (convertida na Lei
nº 11.941/2009), nas normas estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM e pelas
normas de legislação específica, estabelecidas pela Aneel aplicáveis às concessionárias de
serviços públicos de energia elétrica.
As principais práticas contábeis adotadas na elaboração destas demonstrações financeiras
correspondem às normas e orientações que estão vigentes para as demonstrações financeiras
encerradas em 31 de dezembro de 2009, que serão diferentes daquelas que serão utilizadas para
elaboração das demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2010, conforme descrito no item
2.3 adiante.
Na elaboração das demonstrações financeiras, é necessário utilizar estimativas para o registro de
certos ativos, passivos e outras transações. As demonstrações financeiras da Companhia incluem,
portanto, estimativas referentes à seleção das vidas úteis do ativo imobilizado, provisões
necessárias para passivos contingentes, determinação de provisões para imposto de renda,
contribuição social e outras similares. Os resultados reais podem apresentar variações em relação
às estimativas.
2.2 Descrição das principais práticas contábeis adotadas
a) Caixa e equivalentes de caixa
Caixa e equivalentes de caixa incluem dinheiro em caixa, depósitos bancários, investimentos no
circulante de alta liquidez com vencimentos originais de três meses ou menos, que são prontamente
conversíveis em um montante conhecido de caixa e com insignificante risco de mudança de valor e
limites utilizados de conta garantia. O saldo utilizado de contas garantias é demonstrado no balanço
patrimonial como “empréstimos”, no passivo circulante e compõe o saldo de caixa e equivalentes de
caixa para fins de demonstração dos fluxos de caixa.
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b) Instrumentos financeiros
A Companhia classifica seus ativos financeiros sob as seguintes categorias: mensurados ao valor
justo por meio do resultado, empréstimos e recebíveis, mantidos até o vencimento e disponíveis
para venda. A classificação depende da finalidade para o qual foram adquiridos. A Administração
determina sua classificação no reconhecimento inicial.
Ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado
São ativos financeiros mantidos para negociação ativa e frequente e seus ganhos ou perdas são
apresentados na demonstração do resultado em "resultado financeiro" no período em que ocorrem,
a menos que o instrumento tenha sido contratado em conexão com outra operação. Nesse caso, as
variações são reconhecidas na mesma linha do resultado afetada pela referida operação.
Empréstimos e recebíveis
Incluem-se nessa categoria os empréstimos concedidos e os recebíveis que são ativos financeiros
não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis, não cotados em um mercado ativo. São
incluídos como ativo circulante, exceto aqueles com prazo de vencimento superior a 12 meses após
a data do balanço (estes são classificados como ativos não circulantes). Os empréstimos e
recebíveis da Companhia compreendem partes relacionadas, contas a receber de clientes, demais
contas a receber, caixa e equivalentes de caixa, exceto os investimentos de circulante e são
contabilizados pelo custo amortizado, usando o método da taxa de juros efetiva.
c) Clientes
As contas a receber são avaliadas no momento inicial pelo valor presente, se relevantes, e
deduzidas da provisão para créditos de liquidação duvidosa. Incluem os valores relativos ao
suprimento de energia elétrica faturada e não faturada, inclusive a comercialização de energia
elétrica efetuada no âmbito da Câmara Comercializadora de Energia Elétrica – CCEE, bem como os
recebíveis da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, segundo o regime de competência.
d) Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Constituída com base na estimativa das possíveis perdas que possam ocorrer na cobrança destes
créditos.
A provisão para créditos de liquidação duvidosa é estabelecida quando existe uma evidência
objetiva de que a Companhia não será capaz de cobrar todos os valores devidos de acordo com os
prazos originais das contas a receber. O valor da provisão é a diferença entre o valor contábil e o
valor recuperável.
e) Despesas pagas antecipadamente
Os valores registrados no ativo circulante representam, substancialmente, as despesas de seguros
apropriadas conforme o regime de competência e que são amortizadas linearmente pelo prazo de
vigência da apólice. Incluem ainda, as despesas com o Imposto Predial Territorial Urbano – IPTU,
gasto com sistema de banco de dados de cadastramento das propriedades nas bordas dos
reservatórios e eventuais despesas amortizáveis.
f) Demais ativos circulantes e ativos não circulantes
Demonstrados a valores de custo ou realização, incluindo, quando aplicável, os rendimentos
auferidos.
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g) Imobilizado
Registrado ao custo de aquisição ou de construção, corrigido monetariamente até 31 de dezembro
de 1995, acrescido de remuneração do capital próprio, encargos financeiros, variações monetárias
e variações cambiais de empréstimos e financiamentos vinculados às imobilizações em curso,
deduzido das depreciações e amortizações acumuladas. A depreciação é calculada pelo método
linear por categoria de bem, nos termos da Resolução Aneel nº 240/ 2006.
h) Ativos e passivos vinculados a moedas estrangeiras ou sujeitos a atualização monetária
Atualizados até a data do balanço, de acordo com o regime de competência, com base nas
respectivas taxas de câmbio do final do período ou nos índices definidos legal ou contratualmente.
i) Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido
Apurados observando-se as disposições da legislação aplicável, com base no lucro real, ajustado
pelas despesas não-dedutíveis, receitas não-tributáveis, consideração de diferenças intertemporais
e absorção de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro
tributável. A Companhia registra créditos fiscais sobre prejuízos fiscais, base negativa de
contribuição social e provisões temporariamente não-dedutíveis conforme Deliberação
CVM nº 273/1998 e Deliberação CVM nº 371/2000.
j) Fornecedores
Inclui obrigações com fornecedores de energia elétrica, encargos de uso da rede, materiais e
serviços, avaliados por valores conhecidos, acrescidos quando aplicável, dos correspondentes
encargos incorridos até a data do balanço.
k) Plano de aposentadoria
A Companhia patrocina planos de aposentadoria e pensão a seus empregados. Esses planos foram
constituídos de acordo com as características de benefício definido e contribuição definida (após
1997). Os custos, contribuições e o passivo atuarial são determinados, anualmente, em
31 de dezembro, por atuários independentes, e são apurados e registrados de acordo com a
Deliberação CVM nº 371/2000.
l) Provisão para contingências
Constituídas com base na opinião de assessores jurídicos, para ações cujo risco de perda é
considerado provável e o montante envolvido é passível de ser razoavelmente estimado.
m) Empréstimos
Avaliação com base nas variações monetárias, acrescidos dos respectivos encargos, os quais são
apropriados em despesas financeiras com juros e demais encargos.
n) Debêntures
Inclui principal, acrescidos dos respectivos encargos, os quais são apropriados em despesas
financeiras com juros e variações monetárias. Os custos de transação incorridos na captação
destes recursos estão contabilizados como redução do valor justo inicialmente reconhecido de
acordo com o CPC nº 08 – Custos de Transação e Prêmios na Emissão de Títulos e Valores
Mobiliários.
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o) Demais passivos circulantes e passivos não circulantes
Demonstrados por valores conhecidos ou exigíveis, acrescidos, quando aplicável, das
correspondentes variações monetárias e cambiais e respectivos encargos incorridos.
p) Registro das operações de compra e venda de energia na CCEE
As compras (custo de energia comprada) e as vendas (receitas de suprimento de energia) são
registradas pelo regime de competência de acordo com informações divulgadas pela CCEE,
entidade responsável pela apuração das operações de compra e venda de energia realizada em
seu âmbito. Nos meses em que essas informações não são disponibilizadas em tempo hábil, os
valores são estimados pela Administração da Companhia, utilizando-se de informações disponíveis
no mercado, e ajustados posteriormente por ocasião da disponibilidade dessas, pela CCEE.
q) Lucro por ação
Calculado com base no número de ações do capital social integralizado em circulação, na data do
balanço.
2.3 Normas e interpretações de normas que ainda não estão em vigor
O Comitê de Pronunciamentos Contábeis emitiu e a CVM aprovou ao longo do exercício de 2009
diversos pronunciamentos contábeis alinhados com as Normas Internacionais de Contabilidade
(IFRS) emitidas pelo IASB – International Accounting Standards Board, com a vigência para os
exercícios sociais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2010 com aplicação retroativa a 2009 para
fins de comparabilidade. A Companhia efetuou avaliação dos pronunciamentos técnicos e
orientações já emitidas e concluiu que os pronunciamentos não terão impacto relevante na
determinação do resultado e na posição patrimonial e financeira, enquanto continua acompanhando
as discussões a respeito da implementação das novas normas. A Companhia não adotou
antecipadamente essas normas no exercício findo em 31 de dezembro de 2009.
3. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
As aplicações financeiras correspondem às operações de fundos de investimentos de renda fixa,
fundo de investimento exclusivo multimercado e certificados de depósitos bancários, as quais são
realizadas com instituições que operam no mercado financeiro nacional e são contratadas em
condições e taxas normais de mercado, tendo como característica alta liquidez, baixo risco de
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crédito e remuneração pela variação do Certificado de Depósito Interbancário – CDI. Os ganhos ou
perdas decorrentes de variações no valor justo desses ativos são apresentados na demonstração
do resultado em “Resultado Financeiro” no período em que ocorrem.
4. CLIENTES
As faturas emitidas pela Companhia referentes aos contratos bilaterais são emitidas com
vencimento único no mês seguinte ao do suprimento, enquanto os contratos de leilão são
desdobrados em três parcelas iguais, com vencimentos nos dias 15 e 25 do mês seguinte ao do
suprimento e no dia 5 do segundo mês subsequente.
A Companhia constituiu provisão para crédito de liquidação duvidosa para Contratos de Compra e
Venda de Energia, cujas formas e valores faturados estão em discussão.
A Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE tem por finalidade fazer frente aos impactos
financeiros a que ficou submetida à Companhia, dentre outras empresas do setor, em virtude de
despesas com a compra de energia livre no mercado de curto prazo (“Energia Livre”), forçada pela
redução da geração de energia elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de
Energia – MRE, durante o período do racionamento, ocorrido entre 2001 e 2002, implantado em
face das condições hidrológicas desfavoráveis e do baixo nível de armazenamento dos
reservatórios de várias regiões do país.
Foi elaborado, no âmbito do Acordo Geral do Setor Elétrico, pelos agentes do mercado para
equacionar os impactos oriundos do racionamento, Acordo de Reembolso de Energia Livre, em que
está estabelecido o compromisso de ressarcimento pelas distribuidoras (arrecadadoras da RTE) da
Companhia, bem como das demais empresas afetadas pela compra da energia livre. Os recursos
via RTE deveriam ser recebidos num prazo médio de 72 meses, conforme determinado pela
Resolução GCE nº 91/2001, e pela Resolução Aneel nº 31/2004 (vide Nota 22).
A Companhia, nos períodos de 2008 e 2007 baixou respectivamente os valores de R$ 32.827 e de
R$ 40.572, anteriormente constantes do saldo de Contas a Receber – Clientes, e também do saldo
de Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa foi revertido para a rubrica de Despesas com
Vendas conforme instrução expressa recebida da Aneel, em conformidade com o Item 16 do Ofício
Circular SFF/Aneel nº 2.409/07, sem prejuízo do direito que a Companhia se reserva, de vir a
recuperar o devido recebimento de 100% do valor baixado correspondente à recomposição de
receitas relativas ao período de vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de
Energia Elétrica.
Em dezembro de 2009, a Aneel publicou a Resolução nº 387/2009, estabelecendo a metodologia de
cálculo dos saldos da Energia Livre e da Perda de Receita, após o encerramento da cobrança da
RTE nas tarifas de fornecimento.
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5. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS
A Companhia optou pelo Regime Tributário de Transição – RTT de apuração do lucro real, que trata
dos ajustes tributários decorrentes dos novos métodos e critérios contábeis introduzidos pela Lei nº
11.638/2007, e pelos arts. 36 e 37 da Medida Provisória nº 449/2008 (convertida na Lei
nº 11.941/2009).
As alterações introduzidas pela Lei nº 11.638/2007 e Medida Provisória nº 449/2008 (convertida na
Lei nº 11.941/2009) que modificam o critério de reconhecimento de receitas, custos e despesas
computadas na apuração do lucro líquido do exercício definido no art. 191 da Lei nº 6.404/1976, não
terão efeitos para fins de apuração do lucro real da pessoa jurídica sujeita ao RTT, devendo ser
considerados, para fins tributários, os métodos e critérios contábeis vigentes em 31 de dezembro de
2007.
5.1 Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre diferenças temporárias
Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia esgotou sua base negativa de contribuição social
(R$ 68.826 em 31 de dezembro de 2008). As diferenças intertemporais, despesas dedutíveis no
futuro, apresentam o montante de R$ 29.574 (R$ 25.918 em 31 de dezembro de 2008).
A realização do imposto de renda ocorrerá na medida em que tais valores sejam oferecidos à
tributação. Espera-se que 55% tornem-se dedutíveis em 2010.
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5.2 Demonstrações da Apuração do Imposto de Renda e Contribuição Social
5.3 Programa de recuperação fiscal – Refis
Em novembro de 2009, a Companhia aderiu ao Programa de Recuperação Fiscal, instituído pela Lei
no 11.941/09 e pela Medida Provisória no 470/2009, visando equalizar e regularizar os passivos
fiscais por meio de um sistema especial de pagamento de suas obrigações fiscais e previdenciárias.
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As condições gerais dessa adesão podem ser assim resumidas:
a.
b.
c.
d.
Pagamento efetuado à vista;
Abrangência dos débitos pagos;
O ganho correspondente à redução dos juros, multas de mora e de ofício foi de R$ 1.075; e
Como consequência da adesão ao Refis, a Companhia obriga-se a desistência das ações
judiciais e renuncia a qualquer alegação de direito sobre a qual se funda as referidas ações,
sob pena de imediata perda dos benefícios anteriormente mencionados.
5.4 Benefício fiscal – Ágio incorporado
O montante de ágio absorvido pela Companhia, em razão da incorporação da Duke Energia do
Sudeste Ltda (“Duke Sudeste”), teve como fundamento econômico a expectativa de resultados
futuros e será amortizado até 2030, conforme estipulado pela Resolução Aneel nº 28/2002, baseado
na projeção de resultados futuros, elaborada por consultores externos naquela data. A Companhia
constituiu provisão para manter a integridade do patrimônio, cuja reversão neutralizará o efeito da
amortização do ágio no balanço patrimonial; segue sua composição:
De acordo com o requerido na Instrução CVM nº 349/2001, para fins de apresentação das
demonstrações financeiras, o valor líquido correspondente ao benefício fiscal, acima descrito, está
sendo apresentado no ativo circulante e no ativo não circulante, nesta rubrica, conforme a
expectativa de sua realização. Na forma prevista pela regulamentação da CVM, não há efeitos no
resultado no período conforme demonstrado a seguir:
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6. ATIVO IMOBILIZADO
b) Movimentação do ativo imobilizado
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6.1 Taxas de depreciação
A Companhia utiliza taxas de depreciação por categoria de bem, conforme Resolução Aneel
nº 240/ 2006.
A Companhia registra sua depreciação de acordo com as taxas determinadas pela Aneel, por
entender que tem direito à indenização do valor residual dos bens no final da concessão ou da
autorização, com base em seu entendimento e no parecer legal dos seus assessores jurídicos,
independentemente se são integrantes do Projeto Original e/ou Projeto Básico (vide Nota 6.5).
6.2 Bens vinculados à concessão
De acordo com o inciso XI da cláusula sexta do contrato de concessão, é vedada à Companhia
alienar ou ceder a qualquer título os bens e instalações considerados servíveis à concessão sem a
prévia e expressa autorização da Aneel. A Resolução Aneel nº 20/1999, que regulamenta a
desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo
autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à
alienação.
6.3 Contratos de Concessão
Em 22 de setembro de 1999, a Companhia e a Aneel assinaram o contrato de Concessão de
Geração nº 76/1999, que regula as concessões de Uso do Bem Público para geração de energia
elétrica, outorgadas pelo Decreto s/nº de 20 de setembro de 1999. O contrato concede à
Companhia o direito de produção e comercialização de energia elétrica na condição de produtor
independente, deixando, a partir daquela data, de recolher a Reserva Global de Reversão – RGR,
para contribuir com uma taxa de Uso de Bem Público, por um período de 5 anos. O prazo de
duração da concessão e do contrato é de 30 anos a partir da data de assinatura do mesmo,
podendo ser renovado por período adicional de 20 anos.
Em 14 de janeiro de 2000, a Aneel, através da Resolução nº 14, homologou o 6º Termo aditivo ao
contrato de constituição do Consórcio Canoas, tendo como partes a Companhia, como produtora
independente de energia elétrica, e a Companhia Brasileira de Alumínio – CBA. Tal contrato prevê
que 50,3% da energia gerada serão disponibilizados à CBA e os 49,7% restantes pertencerão à
Companhia. Eventuais sobras de energia não utilizadas pela CBA devem ser absorvidas, sem ônus,
pela Companhia. Reciprocamente, em regime normal de operação, quando a geração for inferior ao
estabelecido contratualmente, a diferença será complementada, sem ônus, pela Companhia. O
contrato de concessão tem prazo de vigência de 35 anos a partir da data de assinatura do mesmo,
podendo ser renovado por período adicional de 20 anos.
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6.4 Expansão 15%
A Companhia, por meio do Edital de Privatização nº SF/001/99 do Estado de São Paulo, refletido na
cláusula de obrigações do Contrato de Concessão nº 76/1999, comprometeu-se, no prazo máximo
de oito anos (a contar de setembro de 1999), e respeitadas as restrições regulamentares, a: (i)
aumentar a sua capacidade instalada no Estado de São Paulo em 15%, ou 322,7 MW; ou (ii)
contratar esse mesmo montante de energia proveniente de novos empreendimentos construídos no
referido Estado, por prazo superior a cinco anos. Apesar dos esforços da Companhia, não foi
possível cumprir com tais obrigações, seja por razões regulatórias supervenientes à assinatura do
Contrato de Concessão nº 76/1999, ou impossibilidade técnica e física de expansão da capacidade
de geração no Estado de São Paulo.
A Companhia está envolvida em tratativas com a Aneel, com o Governo de São Paulo e com o
Ministério Público Federal a respeito do assunto desde 2004.
Adicionalmente, a Companhia - em conjunto com a empresa AES Tietê S.A., a Aneel, a Fazenda
Pública do Estado de São Paulo e a União Federal - figura como ré em ação popular ajuizada por
Wilson Marques de Almeida e outros cidadãos, com o objetivo de aplicação das penalidades
expressas nas cláusulas 9ª, 10ª e 11ª do Contrato de Concessão, baseado no descumprimento
dessa obrigação de expansão da capacidade produtiva. A Companhia apresentou sua defesa
dentro do prazo legal, em 29 de setembro de 2008. Pela avaliação dos assessores legais da
Companhia, responsáveis por esse processo, a chance da Companhia ser penalizada de acordo
com o estabelecido no Contrato de Concessão foi considerada possível.
De acordo com o Despacho nº 3.168/2008, a Aneel concordou em não incluir cláusula de
prorrogação do prazo de cumprimento da obrigação de expansão no Contrato de Concessão da
Companhia, por entender que a obrigação estabelecida no edital de privatização vincula o alienante
do controle societário (ou seja, o Estado de São Paulo) e não o Poder Concedente Federal.
Portanto, o assunto continua em análise pela Procuradoria do Estado de São Paulo.
Em 16 de julho de 2009, a Companhia recebeu uma Notificação do Estado de São Paulo
solicitando que comprovasse as providências adotadas para cumprimento da obrigação de
expansão da sua capacidade instalada de geração no Estado de São Paulo em, no mínimo, 15%
conforme o Edital de Privatização da Companhia e o Contrato de Compra e Venda de Ações
celebrado com o Estado de São Paulo. A Companhia apresentou sua resposta em 17 de julho de
2009 e já apresentou Contra Notificação contrapondo as alegações aduzidas pelo Estado de São
Paulo, nos termos da Notificação Judicial, esclarecendo que desde 2000 vem envidando esforços
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para o cumprimento de tal obrigação e, a despeito da superveniência do Novo Modelo, continua
estudando oportunidades de investimento no Estado de São Paulo.
6.5 Recuperações dos Valores dos Ativos
O valor recuperável dos ativos é calculado anualmente com base na metodologia aplicada pelo
pronunciamento técnico CPC 01 – Redução ao Valor Recuperável de Ativos. Com base no fluxo de
caixa descontado e, considerando os valores de livros dos ativos reversíveis, não foram
identificados indícios de perda dos valores dos ativos.
7. INTANGÍVEL
O saldo em 31 de dezembro de 2009 é constituído principalmente por direitos de uso de software e
pela Utilização de Bem Público – UBP.
Em novembro de 2009 a Companhia reclassificou R$ 7.454 do imobilizado para o intangível
referente a Softwares administrativos.
8. FORNECEDORES
A rubrica de suprimento de energia elétrica refere-se ao processo de compra de energia via sistema
MRE e Spot.
A rubrica de materiais e serviços engloba a compra de materiais e serviços contratados.
Encargos de uso da rede elétrica
A Aneel regula as tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas
devidas pela Companhia são: (i) Tarifas de Uso de Sistema de Transmissão – Tust; (ii) Tarifas de
Uso do Sistema de Distribuição Aplicáveis Unidades Geradoras Conectadas aos Sistemas de
Distribuição – Tusd-g; e (iii) encargos de conexão.
A Companhia atualmente discute judicialmente a revisão dos valores a serem pagos por conta da
Tusd-g, pelo entendimento de que as Demais Instalações de Transmissão – DITs e os
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Transformadores de Fronteira integram o sistema de transmissão e que a tarifa por remunerar estes
ativos do sistema de transmissão deve ser calculada com base na diretriz do sinal locacional.
Em setembro de 2008 a Companhia ajustou o valor registrado por uma melhor estimativa de cálculo
com base em estudos técnicos elaborados pela USP. De acordo como o parecer dos assessores
jurídicos da Companhia, as chances de êxito nesta discussão são possíveis.
Em dezembro de 2008, o Ilmo. Sr. Dr. Diretor-Geral da Aneel, contatou a Companhia com proposta
de acordo com vistas à solução extrajudicial da discussão que envolve os valores da Tusd-g. Tal
acordo, em síntese, seria realizado nos seguintes termos: (i) Companhia pagaria à Elektro e à Vale
Paranapanema (empresas de distribuição cujas instalações são remuneradas pela Tusd-g devida
pela Companhia) os valores da Tusd-g relativos aos períodos de julho de 2004 a junho de 2009,
conforme calculado de acordo com a metodologia do selo postal; (ii) referido pagamento poderia ser
parcelado em 36 meses, contados a partir de janeiro de 2009, sem a incidência de multa; (iii) o
acordo seria formalizado por meio da assinatura dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição –
Cusd em janeiro de 2009; e (iv) a Aneel publicaria em julho de 2009 resolução com nova
metodologia de cálculo para a Tusd-g com base na diretriz legal do sinal locacional.
Visto que a proposta de tal acordo não alterou em nada a situação fática e jurídica questionada
judicialmente pela Companhia, a Companhia não aceitou a proposta realizada pela Aneel.
No final de janeiro de 2009, a Aneel conseguiu suspender os efeitos da Decisão da Tutela
Antecipada obtida pela Companhia em julho de 2008 até o julgamento do recurso de Agravo de
Instrumento promovido pela Aneel. No inicio de fevereiro de 2009, a Companhia apresentou pedido
de reconsideração e contraminuta ao Agravo de Instrumento da Aneel.
Ainda em fevereiro de 2009 o pedido de reconsideração da Companhia foi negado e atualmente
aguarda-se o julgamento final do agravo.
No inicio de março de 2009, a Companhia recebeu, Termo de Notificação nº 141/09-SFG emitido
pela Aneel, o qual aponta que a Companhia (i) não firmou os Cusd com as concessionárias de
distribuição cujas instalações são remuneradas pela Tusd-g devida por ela; e (ii) não pagou o
passivo da Tusd-g acumulado de julho de 2004 a junho de 2007.
Em 23 de março de 2009 a Companhia apresentou defesa ao termo de notificação emitida pela
Aneel. No entanto, a manifestação da Companhia não foi acolhida e, em 1º de abril de 2009, a
Aneel lavrou um Auto de Infração nº 014/09-SFG contra a Companhia em razão do não
cumprimento ao disposto no Termo de Notificação. A Companhia apresentou defesa ao Auto de
Infração em 13 de abril de 2009. Em 26 de maio de 2009, foi publicado o Despacho Aneel
nº 1.932/2009 mantendo a integralidade da multa imposta contra a Companhia. Em 23 de junho de
2009, a Companhia ajuizou Mandado de Segurança para suspender a cobrança da multa. A liminar
em favor da Companhia foi concedida em 29 de junho de 2009.
Em 17 de março de 2009, a Companhia protocolou petição para dar conhecimento ao juízo da
edição da Resolução Normativa Aneel nº 349/2009, que configura fato novo reconhecendo o próprio
pedido da Companhia, eis que adota como nova metodologia de cálculo para a Tusd-g o sinal
locacional para vigorar a partir de 1º de julho de 2009. Na mesma oportunidade, a Companhia
requereu o julgamento antecipado da lide. Em 15 de junho de 2009, o juiz proferiu despacho
determinando, entre outros, que a Aneel, Elektro e Vale do Paranapanema se manifestassem sobre
a petição da Companhia. Até o momento, não houve a publicação deste despacho.
Em 23 de junho de 2009, a Companhia apresentou petição nos autos da Ação Ordinária requerendo
o depósito judicial dos valores da Tusd-g, para se evitar a difícil reversibilidade do pagamento
diretamente às distribuidoras, e a determinação judicial de que os Cusd com a Elektro e a Vale
Paranapanema sejam considerados como assinados até 30 de junho de 2009 para todos os fins de
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direito, inclusive, mas não se limitando, ao cumprimento da obrigação regulatória estabelecida nos §
4º c/c 6º do Art. 4º da Resolução Homologatória Aneel nº 497/2007.
Em 29 de junho de 2009, o juiz proferiu decisão para: (i) indeferir o pedido de depósito judicial, sob
o fundamento de que não seria possível mitigar ou obstar os efeitos resguardados pelo Agravo de
Instrumento da Aneel (com a suspensão dos efeitos da decisão de tutela antecipada anteriormente
conferida à Companhia); e (ii) deferir o pedido para reconhecer como assinado os Cusd da
Companhia com as distribuidoras, sob o fundamento de que a assinatura dos Cusd com a confissão
de dívida equivaleria ao reconhecimento de improcedência do pedido da Companhia na Ação
Ordinária, sem prejuízo de que o correspondente pagamento seja efetivamente observado, em
consonância com os § 5º e 6º, do Art. 4º, da Resolução nº 497/2007.
Desta forma, diante da obrigação de pagar tais valores, em 30 de junho de 2009, a Companhia
reconheceu em seu resultado o montante de R$ 71.262 (R$ 59.311 registrado na rubrica Encargos
do Uso da Rede Elétrica e R$ 11.951 registrado na rubrica Despesas Financeiras), sendo,
R$ 30.534 no Passivo Circulante e R$ 40.728 no Passivo Não Circulante, ajustando o valor
registrado ao montante estabelecido pela Resolução Homologatória Aneel nº 497/2007, respeitando
decisão proferida em 29 de junho de 2009. Segundo o parecer dos assessores jurídicos da
Companhia, as chances de êxito na Ação Ordinária não são alteradas em razão do indeferimento
da petição de depósito, permanecendo classificadas como possíveis.
Em 30 de julho de 2009 a Companhia recebeu os Ofícios Aneel nº 203/2009 e nº 204/2009,
informando a ciência da decisão solicitando às Distribuidoras Elektro e EDEVP, respectivamente,
que efetuem o faturamento dos encargos de uso relativos à Companhia.
Em agosto, o tribunal de apelação decidiu em favor da Companhia autorizar os depósitos judiciais
dos montantes relativos à diferença entre as tarifas calculadas em conformidade com a Resolução
Aneel n º 349/09 e Resolução nº 497/2007. Desta forma, a Companhia reclassificou o montante de
R$ 40.727 do Circulante para o Não Circulante.
O saldo em 31 de dezembro de 2009 de Depósitos Judiciais relativos à decisão supra mencionada
é de R$ 5.116.
9. PARTES RELACIONADAS
a) Transações e saldos
A Companhia possui contrato de compartilhamento de despesas com a coligada DEB – Pequenas
Centrais Hidrelétricas Ltda. O valor estimado deste contrato para o ano de 2009 é de
R$ 2.260, cujo saldo a receber em 31 de dezembro de 2009 é de R$ 188. Adicionalmente, a Duke
Energy International Brasil Ltda. forneceu garantias para clientes da Companhia no montante de
R$ 50.078. As demais transações relevantes com Partes Relacionadas referem-se à distribuição
dos dividendos e de equivalência patrimonial.
b) Remuneração do pessoal-chave da Administração
Foi aprovada em Assembleia Geral Ordinária, realizada em 20 de abril de 2009, re-ratificada em
Assembleia Geral Extraordinária de 10 de março de 2010, o valor da remuneração anual da
Administração da Companhia no montante global de até R$ 8.250 para 2009, sendo distribuído da
seguinte forma: (i) R$ 1.500 para o Conselho de Administração; (ii) R$ 6.500 para a Diretoria e (iii)
R$ 250 para o Conselho Fiscal. O valor de remuneração do Conselho Fiscal no ano de 2009 foi de
R$ 217.
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Segue abaixo detalhe da remuneração do Conselho de Administração e Diretoria:
10. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS
10.1 Eletrobrás
Contrato de financiamento junto à Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras S.A., originário do
repasse de energia de ITAIPU/FURNAS, que prevê atualização com base na variação do
IGP-M, acrescida de juros de 10% ao ano, vencível mensalmente, com término para 15 de maio de
2013, tendo como garantia para recebimento os valores vencidos e não pagos da receita de
suprimento de energia elétrica. Este contrato foi parcialmente amortizado em 2008 com os recursos
obtidos na emissão das debêntures.
10.2 Programa de Amortização – Principal e Encargos Não Circulante
11. DEBÊNTURES
Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 1º de setembro de 2008, os acionistas aprovaram
captação de recursos, através da distribuição pública de 34.089 (trinta e quatro mil e oitenta e nove)
debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em duas séries, todas
nominativas e escriturais, da primeira emissão para distribuição pública da Companhia.
Os recursos líquidos, obtidos da captação dos R$ 340.890 (trezentos e quarenta milhões, oitocentos
e noventa mil reais) foram integralmente destinados para o pré-pagamento parcial do saldo devedor
do contrato de empréstimo que a Companhia tem com a Eletrobrás.
Os custos de transação incorridos na captação estão contabilizados como redução do valor justo
inicialmente reconhecido de acordo com o CPC nº 08.
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A Companhia está em conformidade com todas as cláusulas restritivas (covenants) previstas na
escritura das Debêntures em 31 de dezembro de 2009, tais como:
i.
Índice entre a Dívida Líquida (endividamento oneroso total menos caixa e equivalentes de
caixa) e o Ebitda (Lucro antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortização nos últimos
12 meses) não poderá ser superior a 3,2;
ii.
Índice entre o Ebitda e o Resultado Financeiro (diferença entre Receitas Financeiras e
Despesas Financeiras ao longo dos últimos 12 meses) não poderá ser inferior a 2,0;
iii. Descumprimento, pela Companhia, de qualquer obrigação pecuniária ou não pecuniária
(inclui covenants não financeiros) estabelecida na escritura das Debêntures;
iv. Cross-Default. Vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento de quaisquer
outras obrigações financeiras, de forma agregada ou individual, contraídas pela Emissora,
no mercado local ou internacional num valor superior a R$ 30 milhões;
v. Alteração no controle acionário direto ou indiretamente da Companhia, sem que tenha sido
previamente aprovada pelos debenturistas reunidos em Assembleia especialmente
convocada para esse fim;
vi. Liquidação, dissolução, cisão ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a
Companhia, que possam, de qualquer forma, vir a prejudicar o cumprimento das obrigações
decorrentes da escritura das Debêntures;
vii. Requerer recuperação judicial ou extrajudicial ou tê-las deferidas; ter pedido de autofalência
ou declaração de falência da Emissora e
viii.
Outros eventos detalhados na escritura de emissão das Debêntures.
a) Composição
A emissão foi realizada em duas séries, sendo que a primeira série é composta por 24.976
debêntures, com valor nominal unitário de R$ 10 e prazo de vencimento em 5 (cinco) anos. A
segunda série é composta por 9.113 debêntures, no valor nominal unitário de
R$ 10 e prazo de vencimento de 7 (sete) anos.
Os juros remuneratórios das debêntures da primeira série correspondem à variação do CDI,
acrescidos de juros de 2,15% a.a. As debêntures da segunda série serão atualizadas pela variação
do IPCA acrescidos juros remuneratórios de 11,6% a.a.
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b) Vencimento das Debêntures
12. Cibacap – Consórcio Intermunicipal da Bacia Capivara
A Companhia firmou compromissos com as Prefeituras Municipais da Bacia do Capivara e com o
Departamento de Estrada de Rodagem do Paraná, partes integrantes do Consórcio Intermunicipal
da Bacia de Capivara - Cibacap, envolvidos com a formação do reservatório da UHE Capivara
("Capivara"). Esses compromissos envolvem projetos, conforme acordo de Termo de Ajustamento
de Conduta – TAC existente em função das perdas, danos e/ou prejuízos causados a estes
municípios em virtude da construção de Capivara.
Conforme proposta efetuada ao Cibacap, a Companhia retificou a forma de realização da transição
dos serviços de implantação e gerenciamento das atividades voltadas a dar cumprimento à
obrigação de implantação e desenvolvimento de mata ciliar e de vegetação ao longo e no entorno
do reservatório de Capivara. Em virtude de novo dimensionamento do cronograma de obras, a
Companhia renegociou os valores a serem despendidos.
13. PLANO DE APOSENTADORIA E PENSÃO
As obrigações com a Fundação CESP (uma das entidades administradoras dos planos de
benefícios), referente ao Plano com Benefício Definido, são registradas no passivo não circulante na
rubrica de plano de aposentadoria e pensão.
13.1 Fundação Cesp III
Contrato de Confissão de Dívida para financiamento de déficit atuarial, referente ao Benefício
Suplementar Proporcional Saldado – BSPS, com vencimento final em 30 de novembro de 2017. O
saldo desse contrato é atualizado pela variação do custo atuarial, ou pela variação do IGP-DI,
acrescida de juros de 6% a.a., dos dois aplica-se o maior, sendo este incorporado mensalmente ao
valor do principal.
De acordo com a Cláusula 10ª, após a publicação anual do Demonstrativo dos Resultados da
Avaliação Atuarial do Plano de Benefícios – DRAA, relativo ao exercício anterior, será comparado
ao saldo da dívida. Sempre que o saldo remanescente for maior que o valor apontado no DRAA
como passivo a descoberto do plano, as prestações estipuladas na cláusula 8ª do presente
instrumento serão reduzidas na mesma proporção. Caso da comparação retro referida resulte, ao
contrário, um valor menor do que o apontado no DRAA, as prestações estipuladas na cláusula
8ª serão revistas de modo a manter na íntegra a obrigação prevista neste contrato, observada os
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termos da cláusula 9ª, parágrafo único. Em virtude da apresentação de superávit, o saldo foi
reduzido a zero em janeiro de 2007, superávit este, também verificado até 31 de dezembro de 2009.
13.2 Deliberação CVM 371
A Companhia é co-patrocinadora da Fundação CESP, entidade jurídica sem fins lucrativos que tem
por finalidade proporcionar benefícios de suplementação de aposentadoria e pensões, utilizando o
regime financeiro de capitalização, de acordo com o qual o valor presente dos benefícios a serem
pagos, menos o valor presente das contribuições e rendimentos, determina as necessidades de
reservas.
A Companhia, em 15 de março de 2004, implementou um novo plano de aposentadoria através da
celebração de um contrato de previdência complementar com o Bradesco Vida e Previdência S.A.
Esse plano consiste na acumulação de capital, através de um Fundo de Investimento Financeiro
Executivo – FIFE, durante o prazo de diferimento da aposentadoria, com o objetivo de gerar
recursos para aquisição de benefícios de Previdência Complementar.
A Companhia designou a Towers Perrin Forster & Crosby Ltda., “Towers Perrin”, para conduzir a
avaliação atuarial de seus benefícios pós–emprego visando determinar os passivos e custos que os
mesmos representam, de acordo com as regras do Pronunciamento NPC nº 26 do IBRACON, que
se tornou obrigatório para as Sociedades Anônimas de capital aberto pela Deliberação CVM
nº 371/2000.
O Plano PSAP/Duke Energy é um plano misto que engloba os antigos planos PSAP/CESP B e
PSAP/CESP B1 vigentes até 31 de dezembro de 1997 e 31 de agosto de 1999, respectivamente.
O benefício de Pecúlio por Morte não foi considerado para fins de atendimento à Deliberação CVM
nº 371/2000. Dado que a adesão dos participantes a este benefício é voluntária e o mesmo é
integralmente custeado pelos participantes via Fundação CESP, a Administração, apoiada na
posição da consultoria, entende que esse benefício não representa risco para a Companhia.
As informações sobre os planos de aposentadoria foram elaboradas de acordo com a Deliberação
CVM nº 371/2000, baseadas em avaliação atuarial elaborada por consultores independentes,
utilizando o método do crédito unitário projetado. Em 31 de dezembro de 2009, data do último
cálculo atuarial, o referido plano apresentou necessidade de reservas de R$ 16.456.
A contribuição da Companhia como patrocinadora no período foi de R$ 568 (R$ 543 em 31 de
dezembro de 2008). As contribuições dos participantes e da patrocinadora são reavaliadas,
periodicamente, por consultores atuariais independentes. Em 2010, com base na Deliberação CVM
nº 371/2000, estão previstas receitas de R$ 4.133 (R$ 3.596 em 2009) na demonstração do
resultado, em forma linear, a título de custo do serviço corrente e juros, líquido dos rendimentos
esperados e contribuições dos empregados.
As demais informações sobre o plano são demonstradas como segue:
I – Conciliação do passivo a ser reconhecido no balanço patrimonial
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II – Movimento do passivo a ser reconhecido no balanço patrimonial
III – Evolução do valor presente das obrigações no final do exercício
IV - Evolução do valor justo dos ativos no final do exercício
V – Despesa anual reconhecida no resultado do exercício
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VI – Premissas utilizadas nas avaliações atuariais
* Valores revisados em março de 2009 com dados auditados da Fundação CESP de 31 de
dezembro de 2008.
14. PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS
A administração da Companhia, baseada em levantamentos e pareceres elaborados pela área
jurídica e por consultores jurídicos externos, vem efetuando provisões em valores considerados
suficientes para cobrir as perdas e obrigações em potencial, relacionadas às ações trabalhistas,
fiscais e ambientais.
a) Composição
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b) Movimentação
14.1 Trabalhistas
Ações movidas por ex-empregados, envolvendo horas extras, periculosidade, equiparação salarial e
outras.
14.2 Fiscais
Auto de infração referente à destinação para incentivo fiscal (Finam) dos recolhimentos do imposto
sobre lucro inflacionário, efetuados nos meses de janeiro, fevereiro e março de 2000. A Companhia
entrou com o processo administrativo nº 11831.000528/02-92 junto ao Conselho de Contribuintes,
que julgou procedente os recolhimentos dos meses de janeiro e fevereiro, permanecendo
provisionado o montante relativo a março de 2000.
14.3 Ambientais
Referem-se às ações para compensação de impactos ambientais movidas pelos municípios Santo
Inácio, Arandu e Cambará e provisão para recuperação do terreno de Pederneiras.
15. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS
Reserva Global de Reversão: Recursos retidos originalmente pela CESP, e parcialmente
transferidos à Companhia em decorrência do processo de cisão parcial daquela empresa. Sua
eventual liquidação ocorrerá de acordo com as determinações do Poder Concedente.
Doações de equipamentos: Equipamentos operacionais cedidos pelo Operador Nacional do
Sistema – ONS.
Pesquisa e Desenvolvimento: Imobilizados adquiridos com recursos oriundos de P&D.
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16. ENCARGOS SETORIAIS
As obrigações a recolher derivadas de encargos estabelecidos pela legislação do setor elétrico são
as seguintes:
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH foi criada pela
Lei nº 7.990/1989 e destina-se a compensar os municípios afetados pela perda de terras produtivas,
ocasionadas por inundação de áreas na construção de reservatórios de usinas hidrelétricas. Do
montante arrecadado mensalmente a título de compensação financeira, 45% se destinam aos
estados, 45% aos municípios, 4,4% ao Ministério de Meio Ambiente, 3,6% ao Ministério de Minas e
Energia e 2% ao Ministério de Ciência e Tecnologia. A gestão da sua arrecadação fica a cargo da
Aneel.
Taxa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela Lei
nº 9.427/1996, e equivale a 0,5% do benefício econômico anual auferido pela concessionária,
permissionária ou autorizado do serviço público de energia elétrica. O valor anual da TFSEE é
estabelecido pela Aneel com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do
custeio de suas atividades. A TFSEE fixada anualmente é paga mensalmente em duodécimos pelas
concessionárias. Sua gestão fica a cargo da Aneel.
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
De acordo com a Lei nº 9.991/2000, o art. 24 da Lei no 10.438/2002, e o art. 12 da Lei
nº 10.848, /2004, as empresas concessionárias ou permissionárias de serviço público de
distribuição, geração ou transmissão de energia elétrica, assim como as autorizadas à produção
independente de energia elétrica, exceto aquelas que geram energia exclusivamente a partir de
pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, cogeração qualificada, usinas eólicas ou solares, devem
aplicar, anualmente, um percentual mínimo de sua receita operacional líquida em projetos de
Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica – P&D, segundo
regulamentos estabelecidos pela Aneel.
Conforme Art. 2º da Lei nº 9.991/2000, as concessionárias de geração e empresas autorizadas à
produção independente de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de,
no mínimo, um por cento de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do
setor elétrico.
A Resolução Normativa nº 233/2006, que entrou em vigor em 1º de janeiro de 2007, estabeleceu
em seu Art. 2º que o fato jurídico necessário e suficiente para a constituição das obrigações legais
referidas em seu Art. 1º é o reconhecimento contábil, por parte das concessionárias e
permissionárias, bem como pelas autorizadas à produção independente de energia elétrica dos
itens da Receita Operacional, elencados no Art. 3º, §1º desta Resolução.
Em atendimento ao Ofício Circular SFF/Aneel nº 2.409/2007, a Companhia tem apresentado os
gastos com Pesquisa e Desenvolvimento no grupo das deduções da receita bruta.
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Em fevereiro de 2009 foi pago o montante de R$ 5.352 ao Fundo Nacional de Desenvolvimento
Científico e Tecnológico – FNDCT e ao MME, referente ao período de apuração de outubro de 2007
a dezembro de 2008. A partir do exercício de 2009, a metodologia de pagamento foi alterada,
passando a ser feito mensalmente no segundo mês subseqüente ao mês de apuração.
Juros sobre Reserva Global de Reversão – RGR
A RGR é um encargo do setor elétrico pago mensalmente pelas empresas concessionárias de
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, com a finalidade de prover recursos para
reversão e/ou encampação, dos serviços públicos de energia elétrica. Tem, também, destinação
legal para financiar a expansão e melhoria desses serviços, bem como financiar fontes alternativas
de energia elétrica tais como aqueles constantes do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas
de Energia Elétrica – Proinfa, para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de novos
potenciais hidráulicos, e para desenvolver e implantar programas e projetos destinados ao combate
ao desperdício e uso eficiente da 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% de sua receita anual. O Governo Federal passou a cobrar uma
remuneração dos Produtores Independentes pelo uso dos recursos hidrológicos, exceto as PCHs,
semelhante à remuneração cobrada de empresas do setor público em relação à RGR.
17. PATRIMÔNIO LÍQUIDO
17.1 Capital Social
O capital social autorizado da Companhia é de R$ 2.355.580, sendo R$ 1.220.426 em ações
ordinárias e R$ 1.135.154 em ações preferenciais, todas nominativas escriturais e sem valor
nominal.
O capital social subscrito e integralizado é de R$ 1.999.138, dividido em 94.433.283 (noventa e
quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações, sendo 34.590.819
(trinta e quatro milhões, quinhentas e noventa mil, oitocentas e dezenove) ações ordinárias e
59.842.464 (cinquenta e nove milhões, oitocentas e quarenta e duas mil, quatrocentas e sessenta e
quatro) preferenciais, todas nominativas escriturais, sem valor nominal.
As ações preferenciais possuem as seguintes características:
i.
prioridade de reembolso no capital, sem direito a prêmio no caso de liquidação da
sociedade;
ii. dividendo prioritário, não cumulativo, de 10% a.a. calculado sobre o capital próprio a esta
espécie de ações;
iii. direito de serem incluídas na oferta pública de alienação de controle, nas condições
previstas no Art. 254-A da Lei nº 6.404/1976;
iv. direito de indicar um membro do Conselho Fiscal, e respectivo suplente, escolhidos pelos
titulares das ações, em votação em separado;
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v. direito de participar dos aumentos de capital, decorrentes da capitalização de reservas e
lucros, em igualdade de condições com as ações ordinárias;
vi. não terão direito a voto e serão irresgatáveis, enquanto cada ação ordinária nominativa terá
direito a 1 (um) voto nas deliberações das Assembleias Gerais.
17.2 Reservas de Capital
Ágio na Incorporação de Sociedade Controladora – De acordo com a Instrução CVM nº 319/1999 e
Resolução Aneel nº 28/2002, a Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A foi
autorizada a realizar a incorporação de sua controladora Duke Energia do Sudeste Ltda., nos
termos do Laudo de Avaliação da consultoria Ernst & Young Auditores Independentes S/C.
17.3 Reservas de Lucros
A Reserva Legal tem por objetivo assegurar a integridade do capital social da Companhia, nos
moldes do Art. 193 da Lei nº 6.404/1976. A Reserva Estatutária refere-se ao valor oriundo da cisão
da CESP. A Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária do dia 29 de abril de 2000 alterou o
Estatuto Social da Companhia e deliberou pela eliminação da obrigatoriedade de constituir essa
reserva a partir daquela data.
17.4 Dividendos
Destinação do lucro líquido do exercício
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Composição de dividendos a pagar
De acordo com o Estatuto Social da Companhia, a distribuição dos resultados apurados em 30 de
junho e 31 de dezembro de cada ano far-se-á semestralmente, em Assembleia Geral, ou em
períodos inferiores, caso o Conselho de Administração delibere a distribuição de dividendos
trimestrais ou intermediários. Caberá à Assembleia Geral deliberar, até 31 de outubro de cada ano,
sobre a distribuição de dividendos baseados nos resultados apurados no balanço semestral de 30
de junho, conforme estipulado no Estatuto Social, respeitado o disposto no parágrafo 3º do
Art. 205 da Lei nº 6.404/1976.
O Conselho de Administração poderá deliberar a distribuição de dividendos trimestrais, com base
em balanço especial levantado para esse fim, desde que o total dos dividendos pagos em cada
semestre civil não exceda o montante das reservas de capital de que trata §1º do Art. 182 da
Lei nº 6.404/1976.
Mediante deliberação do Conselho de Administração, poderão ser declarados dividendos
intermediários à conta de lucros acumulados ou de reserva de lucros existentes no último balanço
anual ou semestral já aprovado pela Assembleia Geral.
Antes da distribuição dos dividendos serão deduzidos 5% (cinco por cento) para constituição da
reserva legal, até o limite de 20% (vinte por cento) do capital social.
Após a dedução para a reserva legal, os lucros líquidos distribuir-se-ão na seguinte ordem:
i. dividendo de 10% (dez por cento) ao ano às ações preferenciais, a ser rateado igualmente
entre elas, calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações;
ii. dividendo de até 10% (dez por cento) ao ano às ações ordinárias, a ser rateado igualmente
entre elas, calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações; e
iii. distribuição do saldo remanescente às ações ordinárias e preferenciais, em igualdade de
condições.
Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 30 de outubro de 2009, resultou aprovada, por
maioria dos votos dos presentes, a proposta do Conselho de Administração da Companhia
aprovada em reunião realizada em 13 de agosto de 2009 acerca da distribuição dos dividendos
intermediários no montante de R$ 78.050 a ser debitado integralmente à conta de lucro líquido do
respectivo exercício, e alocado às ações preferenciais à razão de R$ 1,304257792 por ação, em
cumprimento ao disposto no item (ii), do Artigo 5º, do Estatuto Social da Companhia, sendo que
nenhum valor será creditado às ações ordinárias representativas do capital social da Companhia, e
foram disponibilizados aos acionistas em 30 de dezembro de 2009.
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18. ENERGIA ELÉTRICA VENDIDA E COMPRADA E ENCARGOS DE USO DA REDE
18.1 Energia Elétrica Vendida
(*) Não auditados
A tabela a seguir resume os volumes em MW de Energia Assegurada contratadas/expectativa de
realização de contratos pela Companhia no Ambiente de Contratação Livre – ACL e Ambiente de
Contratação Regulada – ACR.
(*) Não auditados
18.2 Energia Elétrica Comprada para Revenda
(*) Não auditados
A geração acima ou abaixo do nível de energia assegurada leva a Companhia a efetuar vendas ou
compras no MRE, enquanto que as compras e vendas no mercado Spot são decorrentes do volume
de energia elétrica faltante ou excedente dos contratos bilaterais. O grande volume de chuva e a
maior geração de 2008 ocasionaram na redução destes valores.
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Processo de Comercialização
O Processo de Comercialização de Energia Elétrica ocorre de acordo com parâmetros
estabelecidos pela Lei nº 10.848/2004, pelos Decretos nº 5.163/2004 e nº 5.177/2004 (o qual
instituiu a CCEE), e pela Resolução Normativa Aneel nº 109/2004, que instituiu a Convenção de
Comercialização de Energia Elétrica.
As relações comerciais entre os Agentes participantes da CCEE são regidas predominantemente
por contratos de compra e venda de energia, e todos os contratos celebrados entre os Agentes no
âmbito do Sistema Interligado Nacional devem ser registrados na CCEE. Esse registro inclui apenas
as partes envolvidas, os montantes de energia e o período de vigência; os preços de energia dos
contratos não são registrados na CCEE, sendo utilizados especificamente pelas partes envolvidas
em suas liquidações bilaterais.
A CCEE contabiliza as diferenças entre o que foi produzido ou consumido e o que foi contratado. As
diferenças positivas ou negativas são liquidadas no Mercado de Curto Prazo e valoradas ao Preço
de Liquidação das Diferenças – PLD, determinado semanalmente para cada patamar de carga e
para cada submercado, tendo como base o custo marginal de operação do sistema, este limitado
por um preço mínimo e por um preço máximo.
Dessa forma, pode-se dizer que o mercado de curto prazo é o mercado das diferenças entre
montantes contratados e montantes medidos.
Mercado Spot
O mercado Spot ou o mercado de energia livre funciona como uma Bolsa de Mercadorias. Toda a
energia elétrica faltante ou excedente dos contratos bilaterais é, respectivamente, comprada e
vendida na CCEE, a um preço único (preço da CCEE ou preço Spot), que depende da oferta e da
procura.
Negócios no Mercado Spot
Para atuar diretamente na CCEE, seja registrando contratos bilaterais, livremente negociados, ou
comprando e vendendo no mercado de curto prazo, ou ainda no preço "Spot", é necessário assinar
o Acordo de Mercado - conjunto de regras e condições contratuais que regem as operações entre
os agentes de mercado. Fazem parte desse contexto as empresas signatárias dos Contratos Iniciais
(geradoras e distribuidoras), os novos agentes produtores, os Clientes Livres, que atuam
diretamente na CCEE. Os interesses de consumidores livres podem ser representados por agentes
geradores, comercializadores "puros" ou pelas distribuidoras que, tradicionalmente, os atendiam.
Variação de preço no Spot
O preço da energia no mercado Spot ainda não decorre diretamente da lei da oferta e da procura. O
preço Spot é calculado mensalmente, por meio de modelos matemáticos que definem o Custo
Marginal de Operação – CMO, ou seja, o custo de produzir uma unidade de energia adicional à
última unidade consumida pelo mercado. Atualmente os preços variam de acordo com três
patamares de cargas distintos: Período Pesado (das 18h01 às 21h00), Médio (das 07h01 às 18h00
e das 21h01 às 24h00) e Leve (das 00h01 às 07h00) para dias úteis (de segunda a sábado). Para
os domingos e feriados nacionais não há a consideração do período pesado.
Uma vez calculado o CMO, a Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia –
ASMAE publica o preço a ser praticado no mercado Spot, que é igual ao CMO de cada região do
Brasil (Norte, Nordeste, Sul, Sudeste e Centro-Oeste). Esse é o preço utilizado para liquidar as
transações entre os agentes de mercado complementares aos montantes dos Contratos Bilaterais.
Assim sendo, o preço Spot é influenciado pelo nível de armazenamento dos reservatórios das
usinas hidrelétricas, pela evolução prevista da demanda de energia e pela disponibilidade atual e
futura de usinas e linhas de transmissão de energia elétrica. A idéia é que no futuro próximo o preço
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Spot varie como o preço de uma "commodity" numa Bolsa de Valores, Mercadorias & Futuro –
BM&FBOVESPA, de acordo com a relação entre oferta e demanda.
Mecanismo de Realocação de Energia – MRE
O MRE tem a finalidade de operacionalizar o compartilhamento dos riscos hidrológicos associados
ao despacho centralizado e à otimização do Sistema Hidrotérmico pelo ONS. Seu objetivo é
assegurar que todas as usinas participantes do MRE recebam seus níveis de Energia Assegurada
independentemente de seus níveis reais de produção de energia, desde que a geração total do
MRE não esteja abaixo do total da Energia Assegurada do Sistema. Em outras palavras, o MRE
realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram além de suas Energias
Asseguradas para aqueles que geraram abaixo.
Contratos Bilaterais
São contratos de compra e venda, livremente negociados entre duas partes, refletindo,
exclusivamente, as expectativas de ambas em relação às condições futuras do mercado. Ao
registrarem um contrato bilateral na CCEE, as duas partes "evitam" que a quantidade de energia
contratada seja automaticamente liquidada ao preço da CCEE. Elas, assim, evitam as incertezas da
variação do preço Spot. É importante observar que os contratos firmados entre as concessionárias
distribuidoras e os clientes finais são válidos até a data de seu encerramento, mesmo que esses
clientes estejam dentro dos limites estabelecidos para caracterização como Cliente Livre.
Contratos de Leilão
As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de energia elétrica do
Sistema Interligado Nacional – SIN, por meio de licitação na modalidade de leilões, devem garantir
o atendimento à totalidade de seu mercado no ACR, de acordo com o estabelecido pelo Art. 11 do
Decreto nº 5.163/2004 e Art. 2º da Lei nº 10.848/2004.
À Aneel cabe a regulação das licitações para contratação regulada de energia elétrica e a
realização do leilão diretamente ou por intermédio da CCEE, conforme determinado no parágrafo 11
do Art. 2º da Lei nº 10.848/2004.
18.3 Encargos de Uso da Rede
As tarifas devidas pela Companhia e estabelecidas pela Aneel são: Tust, Tusd-g e Encargos de
Conexão (vide Nota 8).
A Tust remunera o uso da Rede Básica, que é composta por instalações de transmissão com
tensão igual ou superior a 230 kV. A parte de cada empresa do total do encargo é calculada com
base em (1) valor comum a todos os empreendimentos (selo), referente a 80% do encargo Tust, e
(2) valor que considera a proximidade do empreendimento de geração em relação aos grandes
centros consumidores no caso da geração ou a proximidade em relação aos grandes centros
geradores no caso das distribuidoras ou consumidores livres (locacional), referente a 20% do
encargo Tust.
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A Tusd-g remunera o uso do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição
específica. As concessionárias de distribuição operam linhas de energia em baixa e média tensão
que são utilizadas pelos geradores para ligar suas usinas à Rede Básica ou a centros de consumo.
Somente quatro das usinas da Companhia devem pagar Tusd-g para acessar os centros de
consumo, quais sejam: Usina Rosana (que se encontra na área de concessão da Elektro
Eletricidade e Serviços S.A.) e Usinas Canoas I, Canoas II e Salto Grande (que se encontram na
área de concessão da Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A.); as outras
usinas (Jurumirim, Capivara, Chavantes e Taquaruçu) estão ligadas diretamente à Rede Básica.
O encargo de conexão contempla apenas a remuneração pelas instalações de uso exclusivo da
Companhia.
19. RESULTADO FINANCEIRO
As receitas e despesas com variação monetária da Eletrobrás foram impactadas pela redução do
Índice Geral de Preço do Mercado – IGP-M para -1,72% em 2009 (9,81% em 2008) e o aumento no
volume de aplicações financeiras gerou maiores rendimentos.
20. INSTRUMENTOS FINANCEIROS
As operações da Companhia compreendem a geração e a venda de energia elétrica para
companhias distribuidoras e clientes livres. As vendas são efetuadas através dos denominados
“contratos bilaterais”, assinados em período posterior ao da privatização da Companhia, que
determinam a quantidade e o preço de venda da energia elétrica. O preço é reajustado anualmente
pela variação do IGP-M ou IPCA. Eventuais diferenças entre a quantidade de energia gerada e o
somatório das quantidades vendidas através de contratos (faltas ou sobras) são ajustadas através
das regras de mercado e liquidadas no âmbito da CCEE. Os principais fatores de risco de mercado
que afetam o negócio da Companhia podem ser assim enumerados:
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a) Risco de crédito: Nos contratos fechados com as distribuidoras através de leilão público, a
Companhia procura minimizar os riscos de crédito com o uso de mecanismos de garantia
envolvendo os recebimentos das distribuidoras. Os contratos de leilão têm linguagem padronizada e
outros tipos de suportes de créditos podem ser fornecidos por iniciativa do comprador, como
garantia bancária e cessão do Certificado de Depósito Bancário – CDB. A maioria das distribuidoras
tem fornecido os suportes de crédito baseado em seus recebíveis.
Nos contratos fechados no mercado livre com os consumidores livres e comercializadores, a
Companhia, através da área de crédito, efetua a análise de crédito e define os limites e garantias
que serão requeridos.
Todos os contratos têm clausulas que permitem a Companhia cancelar o contrato e a entrega de
energia no caso de não comprimento dos termos do contrato.
b) Risco de Mercado: o preço da energia elétrica vendida para distribuidoras e clientes livres
determinados nos contratos de leilão e bilaterais está no nível dos preços fechados no mercado e
eventuais sobras ou faltas de energia serão liquidadas no âmbito da CCEE. A empresa possui
volumes contratados adequados (vide Nota 18).
Instrumentos financeiros no balanço patrimonial:
a) Aplicações no mercado aberto em renda fixa, acrescidas dos rendimentos auferidos até a data do
balanço, realizáveis por prazos inferiores a 90 dias e que estão reconhecidas contabilmente pelo
valor de rentabilidade ofertado no mercado.
b) Empréstimo e Financiamentos e Debêntures (vide Notas 10 e 11).
A Companhia não realizou operações com derivativos durante os períodos de 2009 e 2008.
21. SEGUROS
A Companhia mantém contratos de seguros levando em conta a natureza e o grau de risco, por
montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos
e/ou responsabilidades. As principais coberturas, conforme apólices de seguros são:
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22. ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICO
Pela Medida Provisória nº 2.148/2001, foi criado o Programa Emergencial de Redução do Consumo
de Energia Elétrica ("Programa Emergencial"). Esse programa teve por objetivo compatibilizar a
demanda de energia com a oferta, a fim de evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do
suprimento de energia. Esse programa vigorou de 1º de junho de 2001 até 28 de fevereiro de 2002,
data em que o Governo considerou normalizada a situação hidrológica. Na Região Norte do país o
programa foi suspenso a partir de janeiro de 2002.
Em consequência dessa redução forçada da demanda pela intervenção do Estado, as empresas
concessionárias de energia elétrica, tanto geradoras como distribuidoras, tiveram redução de suas
margens de lucro, pois as estruturas físicas dessas empresas, bem como de pessoal, não puderam
ser reduzidas na proporção da redução de consumo prevista naquele programa. Assim, ficaram
mantidos os custos fixos e encargos de financiamentos sem a correspondente receita.
Além do Programa Emergencial, as empresas distribuidoras tinham vários pleitos com a Aneel,
visando à recomposição do denominado “equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de
concessão”, pois ocorreram vários eventos que, no entender das empresas, resultaram no
desequilíbrio econômico-financeiro desses contratos, principalmente as variações mensais de
custos denominados como Parcela A, os quais não são gerenciáveis pelas distribuidoras.
Em 18 de dezembro de 2001, para solucionar a questão, o Governo e as empresas de energia
elétrica firmaram o Acordo Geral do Setor Elétrico ("Acordo") para restabelecer o equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos existentes e a recomposição parcial de receitas relativas ao
período de vigência do Programa Emergencial.
Esse acordo abrangeu as perdas de margem incorridas pelas distribuidoras e geradoras no período
de vigência do citado Programa Emergencial, os custos adicionais denominados como Parcela A
para o período de 1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de 2001, a parcela dos custos com a
compra de energia no âmbito do extinto Mercado Atacadista de Energia – MAE, atual CCEE,
denominada “energia livre”, realizadas até dezembro de 2002 e a adoção de fórmula substitutiva do
direito contratual previsto no Anexo V dos Contratos Iniciais.
Para eliminação de reprodução de controvérsia relativa à recompra de excedentes de Contratos
Iniciais e equivalentes, inclusive ao denominado Acordo de Recompra, a parcela das despesas com
a compra de energia no âmbito da CCEE, realizadas até dezembro de 2002, decorrentes da
redução da geração de energia elétrica nas usinas participantes do MRE e consideradas nos
denominados Contratos Iniciais e equivalentes, foi repassada aos consumidores atendidos pelo
Sistema Elétrico Interligado Nacional.
Em razão da divergência de interpretação do Acordo por parte da Aneel e dos agentes geradores,
foram realizadas sucessivas reuniões entre os geradores e os representantes da Câmara de Gestão
da Crise de Energia Elétrica – CGE (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social –
BNDES, Aneel, Conselho do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – Comae, etc.), até que, em
17 de maio de 2002, foi emitido e divulgado o Despacho nº 288 da Aneel, que esclareceu os
critérios a serem utilizados para as contabilizações relativas ao período de vigência do
racionamento.
Em reunião realizada em 4 de julho de 2002, para pôr fim às divergências, as empresas de energia
elétrica assinaram documentos que regulamentavam, regularizavam e operacionalizavam os termos
do Acordo, cujo termo de adesão foi firmado em 18 de dezembro de 2001. As contabilizações
referentes a esse Acordo, e que englobam o período de maio a dezembro de 2001 e janeiro a
dezembro de 2002, foram oficialmente divulgadas entre o encerramento do último trimestre de 2002
e início do primeiro trimestre de 2003.
Em 15 de outubro de 2002, a Aneel, através de Ofício Circular nº 1.004/02–SFF–SER/Aneel,
determinou a utilização do novo Fator Redutor de 0,93584 em vez do Fator Redutor de 0,97659,
divulgado pela própria Aneel, e que serviu de base para as provisões contábeis do exercício findo
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em 31 de dezembro de 2001, para o período de junho a dezembro de 2001. Para o período de
janeiro a fevereiro de 2002, o fator redutor determinado foi de 0,99333. Este fator deve ser utilizado
para apuração das perdas de receita durante a vigência do racionamento.
A Companhia considerou o efeito da mudança desse fator redutor para o período de junho a
dezembro de 2001 em suas demonstrações contábeis, porém entende que o mérito da matéria
ainda se encontra em discussão com a Coordenação da Implantação do Acordo e a Aneel, sendo o
entendimento unânime das empresas geradoras, e desta Companhia, de que o novo fator redutor
não reflete a boa técnica, o estrito cumprimento do Acordo e a correta aplicação da Resolução
Aneel nº 31/2002, que regula o assunto.
Sendo assim, os dados constantes das demonstrações que ora se divulgam refletem um melhor
julgamento da Companhia e de seus administradores acerca do tratamento contábil a ser adotado
em razão do Acordo, diante dos fatos e dos elementos disponíveis para julgamento da questão.
A Companhia, na defesa do entendimento expresso acima, se reserva o direito de recorrer a todas
as medidas cabíveis nas esferas administrativa e judicial, na preservação do interesse de seus
acionistas e da responsabilidade de seus administradores.
A Companhia, ao longo do ano de 2002 e durante o primeiro semestre de 2003, ajustou os
montantes referentes às transações de energia, do período de setembro de 2000 a dezembro de
2002, realizadas no âmbito da CCEE. Essas transações, no total de R$ 59.491 (vendas) e
R$ 172.252 (compras), foram liquidadas até 17 de julho de 2003 pelo montante líquido a pagar de
R$ 112.761. Os valores foram registrados com base em cálculos preparados e divulgados pela
própria CCEE e podem estar sujeitos a modificações dependendo de decisão de processos judiciais
em andamento movidos por empresas do setor, relativos, em sua maioria, à interpretação das
regras do mercado em vigor para aquele período.
Após a conclusão do processo de auditoria, houve a liquidação financeira final e total das
transações de compra e venda de energia na CCEE relativas ao período de outubro a dezembro de
2002, e a liquidação total das transações do período de janeiro a junho de 2003. As transações dos
meses subsequentes foram liquidadas regularmente, de acordo com cronograma definido pela
própria CCEE.
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PARECER DO CONSELHO FISCAL
O Conselho Fiscal da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A., no exercício de
suas funções legais e estatutárias, em reunião realizada em 17.3.2010, examinou as
Demonstrações Financeiras da Companhia (e Notas Explicativas), o Relatório Anual da
Administração, a Proposta para Distribuição do Resultado e o Parecer dos Auditores
Independentes, referentes ao exercício social encerrado em 31.12.2009. Com base nos exames
efetuados, à vista do parecer da PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (datado de
16.3.2010), observadas as análises levadas a efeito e os esclarecimentos apresentados pelos
administradores da Companhia, o Conselho Fiscal, por maioria de seus membros, opina
favoravelmente acerca dos mencionados documentos, sem qualquer ressalva, indicando seu
consequente encaminhamento à assembléia geral ordinária para os devidos fins de direito.
Jarbas T. Barsanti Ribeiro
Conselheiro Presidente
Olavo Fortes Campos Rodrigues Junior
Conselheiro Efetivo
58
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
59

relatrio anual da administrao

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