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Timestamp: 2018-07-21 03:07:03+00:00

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Formulário de Referência ESPIRITO SANTO CENTRAIS ELETRICAS SA Versão : Declaração e Identificação dos responsáveis 1 - PDF
Formulário de Referência ESPIRITO SANTO CENTRAIS ELETRICAS SA Versão : Declaração e Identificação dos responsáveis 1
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Osvaldo Nobre Azeredo
1 Índice 1. Responsáveis pelo formulário Declaração e Identificação dos responsáveis 1 2. Auditores independentes 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Outras informações relevantes 5 3. Informações financ. selecionadas Informações Financeiras Medições não contábeis Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Política de destinação dos resultados Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Nível de endividamento Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Outras informações relevantes Fatores de risco Descrição dos fatores de risco Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores Processos sigilosos relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Outras contingências relevantes Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Risco de mercado Descrição dos principais riscos de mercado 43
2 Índice Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Alterações significativas nos principais riscos de mercado Outras informações relevantes Histórico do emissor 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Breve histórico Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial Outras informações relevantes Atividades do emissor Descrição das atividades do emissor e suas controladas Informações sobre segmentos operacionais Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Receitas relevantes provenientes do exterior Efeitos da regulação estrangeira nas atividades Relações de longo prazo relevantes Outras informações relevantes Grupo econômico Descrição do Grupo Econômico Organograma do Grupo Econômico Operações de reestruturação Outras informações relevantes Ativos relevantes Bens do ativo não-circulante relevantes - outros 91
3 Índice Outras informações relevantes Comentários dos diretores Condições financeiras e patrimoniais gerais Resultado operacional e financeiro Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Políticas contábeis críticas Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau de eficiência e deficiência e recomendações presentes no relatório do auditor Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras Plano de negócios Outros fatores com influência relevante Projeções Projeções divulgadas e premissas Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas Assembleia e administração Descrição da estrutura administrativa Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/ Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores Outras informações relevantes 160
4 Índice 13. Remuneração dos administradores Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas por administradores e conselheiros fiscais - por órgão Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatutária Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a Método de precificação do valor das ações e das opções Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria Percentual na remuneração total detido por administradores e membros do conselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados por órgão, recebida por qualquer razão que não a função que ocupam Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal reconhecida no resultado de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas do emissor Outras informações relevantes Recursos humanos Descrição dos recursos humanos Alterações relevantes - Recursos humanos Descrição da política de remuneração dos empregados Descrição das relações entre o emissor e sindicatos Controle 15.1 / Posição acionária Distribuição de capital 229
5 Índice Organograma dos acionistas Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores do emissor Outras informações relevantes Transações partes relacionadas Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas Informações sobre as transações com partes relacionadas Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado Capital social Informações sobre o capital social Outras informações relevantes Valores mobiliários Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto Descrição dos outros valores mobiliários emitidos Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros Outras informações relevantes Planos de recompra/tesouraria Outras informações relevantes Política de negociação
6 Índice Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários Outras informações relevantes Política de divulgação Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante e dos procedimentos relativos à manutenção de sigilo sobre informações relevantes não divulgadas Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações Outras informações relevantes Negócios extraordinários Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais Outras informações relevantes 272
7 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Miguel Dias Amaro Diretor Presidente/Relações com Investidores Os diretores acima qualificados, declaram que: a. reviram o formulário de referência b. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a 19 c. o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira do emissor e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ele emitidos PÁGINA: 1 de 272
8 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional KPMG Auditores Independentes CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 01/01/2004 a 07/03/2012 Descrição do serviço contratado Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico Não há. Carlos Augusto Pires 22/02/2011 a 07/03/ Exercício 2010: (1) Emissão de parecer de auditoria das DF s e revisão das nossas ITR s, referentes ao exercício social de (2) Aplicação de procedimentos de auditoria previamente acordados para fins de atendimento aos requerimentos dos Despachos 2.877/2008 e 3.250/2009 na validação dos valores da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A CVA, da Movimentação da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE e Itens Financeiros para os reajustes tarifários de Exercício 31/12/2011: Emissão de parecer de auditoria das DF s e revisão dos ITR s (31/03/2011; 30/06/2011 e 30/09/2011), referentes ao exercício social de A informação sobre o montante total da remuneração dos auditores independentes deverá ser prestada somente em relação ao último exercício social, conforme Intrução da CVM nº 480/09, neste caso 31 de dezembro de 2012 que foi realizada pela Deloitte. Em atendimento ao disposto no Artigo 31 da Instrução CVM nº 308/99, o qual determina a rotatividade dos auditores independentes a cada período de 5 (cinco) anos, comunica aos seus acionistas e ao mercado a contratação da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes ( Deloitte ) para a realização de auditoria externa independente da Companhia. A Deloitte iniciará suas atividades a partir da revisão das informações trimestrais ( ITRs ) do primeiro trimestre de Por fim, informamos ainda, que obtivemos a devida anuência da KPMG Auditores Independentes, atual auditor externo independente da Companhia, sobre a mudança mencionada acima. Informamos que a justificativa acima apresentada esta em linha com o Comunicado ao Mercado realizado no dia 20 de março de Período de prestação de serviço CPF Endereço Rua: Dr. Renato Paes de Barros, 33, Itaim Bibi, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , PÁGINA: 2 de 272
9 Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 08/03/2012 a 05/03/2013 Descrição do serviço contratado Exercício 31/12/2012: Emissão de parecer de auditoria das DF s e revisão dos ITR s (31/03/2012; 30/06/2012 e 30/09/2012), referentes ao exercício social de Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico Não há. Iara Pasian 08/03/2012 a 05/03/ a)para o exercício social de 2012 o montante total da remuneração dos auditores independentes referente a Emissão de parecer de auditoria das DF s de 31 de dezembro de 2012 e revisão das nossas ITR s, para os períodos de 31/03/2012, 30/06/2012 e 30/09/2012, foi de R$ ,07 b)adicionalmente contratamos serviços referentes a procedimentos previamente acordados para atendimento ao Órgão Regulador (ANEEL) para validação dos valores da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A CVA no valor de R$74.249,99. Em 23 de abril de 2013 a Companhia divulgou por meio de Comunicado ao Mercado a Mudança do Auditor em conformidade com a instrução CVM º 308/99 Art. 28, a referida mudança de auditores independentes deu-se por término do contrato de prestação de serviços entre as partes. Por fim, foi informado ainda, que obtivemos a devida anuência da Deloitte, sobre a mudança mencionada. Período de prestação de serviço CPF Endereço Rua Alexandre Dumas, 1981, Chácara Stº Antônio, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , PÁGINA: 3 de 272
10 Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 06/03/2013 Descrição do serviço contratado A proposta dos Auditores Independentes inclui a Emissão de parecer de auditoria das DF s de 31 de dezembro de 2013, revisão das nossas ITR s e dos controles de SCIRF nas respectivas datas-base 31/03/2013; 30/06/2013 e 30/09/2013, no montante de R$ ,00 Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico Não aplicável Valdir Renato Coscodai 06/03/ A informação sobre o montante total da remuneração dos auditores independentes deverá ser prestada somente em relação ao último exercício social, conforme Intrução da CVM nº 480/09, neste caso 31 de dezembro de 2012 que foi realizada pela Deloitte. Não aplicável Período de prestação de serviço CPF Endereço Avenida Francisco Matarazzo, nº 1.400, Torre Torino - 10º, Água Branca, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , PÁGINA: 4 de 272
11 2.3 - Outras informações relevantes 2.3. Outras informações relevantes: Além dos serviços indicados nos itens acima, os auditores independentes não prestaram nenhum outro tipo de serviço. PÁGINA: 5 de 272
12 3.1 - Informações Financeiras - Individual Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Exercício social (31/12/2012) Exercício social (31/12/2011) Exercício social (31/12/2010) Patrimônio Líquido , , ,00 Ativo Total , , ,00 Resultado Bruto , , ,00 Resultado Líquido , , ,00 Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades) Valor Patrimonial de Ação (Reais Unidade) , , , , , , Resultado Líquido por Ação 26, , , PÁGINA: 6 de 272
13 3.2 - Medições não contábeis 3.2 Caso a Companhia tenha divulgado, no decorrer do último exercício social, ou deseje divulgar neste formulário medições não contábeis, a Companhia deve: a) informar o valor das medições não contábeis; b) fazer as conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas; e c) explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações: Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 7 de 272
14 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 3.3. Identificar e comentar qualquer evento subsequente às últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social que as altere substancialmente: (em milhares de reais, exceto quando indicado). As informações abaixo se referem às demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2012 e a eventos ocorridos anteriormente a autorização da elaboração das demonstrações financeiras ocorrida em 25 de fevereiro de Lei nº /13 (Conversão da Medida Provisória nº 579/12). O ano de 2012 foi marcado por significativas alterações nas regulamentações aplicadas ao setor de energia elétrica, entre elas, a Medida Provisória n 579, de 11 de setembro de 2012, na qual o governo federal apresentou medidas para reduzir a conta de energia elétrica, a partir de janeiro de A redução média prevista para todo o Brasil era de 20,2%, decorrente da atuação do governo em duas frentes: Renovação das Concessões (13%) e Encargos Setoriais (7%). A Medida Provisória nº 579/2012 que resultou na Lei nº /13, estabelece que as concessionárias de geração e transmissão, licitadas antes de 13 de fevereiro de 1995 (artigo 19 da Lei nº 9.074/1995) e que tiverem seus contratos vencendo entre 2013 e 2017, poderão prorrogar antecipadamente as suas concessões. As concessões de geração alcançadas pela Lei deverão disponibilizar sua garantia física de energia para o regime de cotas a ser distribuído proporcionalmente ao mercado de cada distribuidora, impactando a contratação de energia. Por sua vez, as concessionárias de transmissão, atingidas pela MP 579/12, terão considerados em sua tarifa, somente os custos de operação e manutenção, encargos e tributos, já que os ativos vinculados à prestação do serviço estarão totalmente amortizados. No que se refere aos Encargos Setoriais, as cotas da Conta de Consumo de Combustíveis CCC e a Reserva Global de Reversão RGR deixará de ser cobrada dos consumidores e a Conta de Desenvolvimento Energético CDE será inicialmente reduzida em 75% de seu valor atual. O Decreto nº 7.891/13 estabelece uma maior abrangência para a aplicação dos recursos da CDE, os quais poderão ser utilizados para subsidiar os descontos tarifários previstos em lei, como a tarifa social baixa renda, rural, água, esgoto e saneamento, irrigantes, entre outros. Desse modo, a diferença auferida de receita, devido aos descontos concedidos, não será mais ressarcida por meio das tarifas dos demais consumidores. Em 24 de janeiro de 2013 a ANEEL aprovou a Revisão Tarifária Extraordinária RTE, específica para o ajuste dos custos de energia, custos de transmissão e encargos setoriais, de todas as distribuidoras de energia. Assim, simultaneamente serão reduzidos os custos não gerenciáveis e as tarifas de fornecimento, não havendo impactos na margem das distribuidoras. Estes efeitos serão percebidos pelos consumidores a partir do final de janeiro de As principais alterações que permitiram a redução da conta foram: i) Alocação de cotas de energia, resultantes das geradoras com concessões renovadas; ii) Redução dos custos de transmissão; iii) Redução dos encargos setoriais; e iv) Retirada de subsídios da estrutura da tarifa, com aporte direto do Tesouro Nacional. Captação de Empréstimos Em 15 de fevereiro de 2013, a Companhia assinou junto ao Banco do Brasil, contrato de empréstimo nas modalidades de Crédito Rural e Agronegócio, no valor de R$ cada, totalizando R$ Sobre os valores contratados, há incidência de juros de 98,50% do CDI e de 105,50% do CDI, respectivamente, com principal e juros a vencer em única parcela em fevereiro de PÁGINA: 8 de 272
15 3.4 - Política de destinação dos resultados 3.4. Política de destinação dos resultados dos 3 últimos exercícios sociais: (em milhares de reais, exceto quando indicado) a) Regras sobre retenção de lucros De acordo com o artigo 28 de nosso Estatuto Social, a destinação do lucro líquido do exercício social findo em De acordo com o artigo 28 de nosso Estatuto Social, a destinação do lucro líquido do exercício social findo em realizou-se da seguinte forma: realizou-se da forma: seguinte De acordo com o artigo 28 de nosso Estatuto Social, a destinação do lucro líquido do exercício social findo em realizou-se da forma: seguinte (a) Destinou-se à título de constituição de Reserva Legal o equivalente a 5% do lucro líquido do exercício, nos termos do Artigo 193, parágrafo 1º da Lei 6.404/76 e alterações posteriores; (b) Realizou-se o pagamento, à título de juros sobre o capital próprio imputáveis aos dividendos, de 28%(vinte e oito por cento) do lucro líquido do exercício, nos termos de deliberação havida em Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 18 de dezembro de (c) Destinou-se o percentual restante à conta de Dividendos, a serem pagos no decorrer deste exercício à acionista titular de ações ordinárias da Companhia na data-base da presente Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária. Na AGO realizada em 9 de abril de 2013, nosso acionista deliberou sobre a retenção de parte do lucro líquido do exercício de 2012, no valor de R$ ,68 como constituição de reserva de retenção de lucros, com a finalidade de (a) Destinou-se à título de constituição de Reserva Legal o equivalente a 5% do lucro líquido do exercício, nos termos do Artigo 193, parágrafo 1º da Lei 6.404/76 e alterações posteriores; (b) Realizou-se o pagamento, à título de juros sobre o capital próprio imputáveis aos dividendos, de 44%(quarenta e quatro por cento) do lucro líquido do exercício, nos termos de deliberação havida em Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 12 de dezembro de (c) Destinou-se o percentual restante à conta de Dividendos, a serem pagos no decorrer deste exercício à acionista titular de ações ordinárias da Companhia na data-base da presente Assembleia Geral Ordinária. Na AGO realizada em 9 de abril de 2012, nosso acionista não deliberou sobre a retenção de parte do lucro líquido do exercício de (a) Destinou-se à título de constituição de Reserva Legal o equivalente a 5% do lucro líquido do exercício, nos termos do Artigo 193, parágrafo 1º da Lei 6.404/76 e alterações posteriores; (b) Realizou-se o pagamento, à título de juros sobre o capital próprio imputáveis aos dividendos, de 28% (vinte e oito por cento) do lucro líquido do exercício, nos termos de deliberação havida em Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 22 de dezembro de (c) Destinou-se o percentual restante à conta de Dividendos, a serem pagos no decorrer deste exercício à acionista titular de ações ordinárias da Companhia na data-base da presente Assembleia Geral Ordinária. Na AGO realizada em 5 de abril de 2011, nosso acionista não deliberou sobre a retenção de parte do lucro líquido do exercício de PÁGINA: 9 de 272
16 3.4 - Política de destinação dos resultados b) Regras sobre distribuição de dividendos c)periodicidade das distribuições de dividendos d) Restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial aplicável a Companhia, assim como contratos, decisões judiciais, investimentos. A Companhia poderá A Companhia poderá A Companhia poderá levantar balanços levantar balanços levantar balanços semestrais e/ou trimestrais, semestrais e/ou trimestrais, semestrais e/ou trimestrais, podendo com base neles podendo com base neles podendo com base neles declarar, por deliberação declarar, por deliberação declarar, por deliberação do Conselho de do Conselho de do Conselho de Administração, Administração, Administração, dividendos intermediários dividendos intermediários dividendos intermediários e intercalares. Os e intercalares. Os e intercalares. Os dividendos intermediários dividendos intermediários dividendos intermediários e intercalares poderão ser e intercalares poderão ser e intercalares poderão ser imputados ao dividendo imputados ao dividendo imputados ao dividendo mínimo obrigatório. mínimo obrigatório. mínimo obrigatório. A Companhia poderá A Companhia poderá A Companhia poderá pagar ao seu acionista pagar ao seu acionista pagar ao seu acionista juros sobre o capital juros sobre o capital juros sobre o capital próprio, os quais poderão próprio, os quais poderão próprio, os quais poderão ser imputados ao ser imputados ao ser imputados ao dividendo mínimo dividendo mínimo dividendo mínimo obrigatório. obrigatório. obrigatório. Na AGOE realizada em 9 Na AGO realizada em 9 Na AGO realizada em 5 de abril de 2013, nosso de abril de 2012, nosso de abril de 2011, nosso acionista deliberou a acionista deliberou a acionista deliberou a distribuição no valor de distribuição de dividendos distribuição de dividendos R$ ,00 como no valor total de no valor total de juros sobre o capital R$ ,44. Os juros R$ ,87. Os juros próprio, imputáveis aos sobre o capital próprio, sobre o capital próprio, dividendos. imputáveis aos imputáveis aos dividendos. dividendos. Anual. No entanto, Anual. No entanto, Anual. No entanto, conforme disposto pelo conforme disposto pelo conforme disposto pelo artigo 29 do Estatuto artigo 29 do Estatuto artigo 29 do Estatuto Social, a Companhia Social, a Companhia Social, a Companhia poderá levantar poderá levantar poderá levantar balanços semestrais balanços semestrais balanços semestrais e/ou trimestrais, e/ou trimestrais, e/ou trimestrais, podendo com base podendo com base podendo com base neles declarar, por neles declarar, por neles declarar, por deliberação do deliberação do deliberação do Conselho de Conselho de Conselho de Administração, dividendos intermediários e intercalares. A Lei das Sociedades por Ações permite que a Companhia suspenda a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com a nossa condição financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve Administração, dividendos intermediários e intercalares. A Lei das Sociedades por Ações permite que a Companhia suspenda a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com a nossa condição financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve Administração, dividendos intermediários e intercalares. A Lei das Sociedades por Ações permite que a Companhia suspenda a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com a nossa condição financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve PÁGINA: 10 de 272
17 3.4 - Política de destinação dos resultados administrativas ou arbitrais. emitir seu parecer sobre a emitir seu parecer sobre a emitir seu parecer sobre a recomendação do recomendação do recomendação do Conselho de Conselho de Conselho de Administração. Ademais, Administração. Ademais, Administração. Ademais, o Conselho de o Conselho de o Conselho de Administração deverá Administração deverá Administração deverá apresentar justificativa apresentar justificativa apresentar justificativa para a suspensão à CVM dentro de cinco dias da para a suspensão à CVM dentro de cinco dias da para a suspensão à CVM dentro de cinco dias da realização da Assembleia realização da Assembleia realização da Assembleia Geral. Os lucros não Geral. Os lucros não Geral. Os lucros não distribuídos, em razão da distribuídos, em razão da distribuídos, em razão da suspensão na forma suspensão na forma suspensão na forma acima mencionada, acima mencionada, acima mencionada, serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por prejuízos subsequentes, prejuízos subsequentes, prejuízos subsequentes, deverão ser pagos, a deverão ser pagos, a deverão ser pagos, a título de dividendos, tão título de dividendos, tão título de dividendos, tão logo a condição logo a condição logo a condição financeira da companhia financeira da companhia financeira da companhia o permita. A 1º emissão o permita. A 1º emissão o permita. A 1º emissão de debêntures da de debêntures da de debêntures da Companhia possuía Companhia possuía Companhia possui restrições com restrições com restrições com distribuição de distribuição de distribuição de dividendos. Em 01 de dividendos. Em 01 de dividendos. Para maiores junho de 2011 foi papa a junho de 2011 foi papa a informações sobre ultima parcela das ultima parcela das restrições à distribuição debêntures. Para maiores debêntures. Para maiores de dividendos, vide item informações sobre informações sobre 10,1 (f) d deste restrições à distribuição de dividendos, vide item restrições à distribuição de dividendos, vide item Formulário de Referência. 10,1 (f) d deste 10,1 (f) d deste Formulário de Referência. Formulário de Referência. PÁGINA: 11 de 272
18 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Exercício social 31/12/2012 Exercício social 31/12/2011 Exercício social 31/12/2010 Lucro líquido ajustado , , ,87 Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 30, , , Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 7, , , Dividendo distribuído total , , ,87 Lucro líquido retido ,68 0,00 0,00 Data da aprovação da retenção 09/04/ /04/ /04/2011 Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Juros Sobre Capital Próprio Ordinária , ,00 05/06/ ,00 26/05/2011 Dividendo Obrigatório Ordinária ,44 05/06/ ,87 26/05/2011 PÁGINA: 12 de 272
19 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas 3.6. Informar se, nos 3 últimos exercícios sociais, foram declarados dividendos a conta de lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios sociais anteriores: (em milhares de reais, exceto quando indicado). Em AGO realizada em 19 de dezembro de 2012, ocorreu a deliberação de distribuição de parcela de Lucros retidos, a débito da conta de reserva de retenção de lucros, no valor de R$ ,00 (trinta milhões de reais), vez que a mencionada parcela cumpriu o objetivo para o qual foi constituída, não mais se justificando a manutenção da retenção desse montante Lucros retidos ,00 0,00 Reservas constituídas 0,00 0,00 0,00 PÁGINA: 13 de 272
20 3.7 - Nível de endividamento Exercício Social Montante total da dívida, de qualquer natureza Tipo de índice Índice de endividamento 31/12/ ,00 Índice de Endividamento 2, Descrição e motivo da utilização de outro índice PÁGINA: 14 de 272
21 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Exercício social (31/12/2012) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Garantia Real , ,00 0,00 0, ,00 Garantia Flutuante , , , , ,00 Quirografárias , ,00 0,00 0, ,00 Total , , , , ,00 Observação Garantia Real: Divídas garantidas por bens integrantes do ativo da companhia emissora; Garantia Flutuante: Os bens objeto da garantia flutuante não ficam vinculados à emissão, o que possibilita à emissora dispor desses bens sem prévia autorização; Dívidas Quirografárias: não oferecem privilégio algum sobre o ativo da emissora. PÁGINA: 15 de 272
22 3.9 - Outras informações relevantes 3.9. Outras informações relevantes: Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. PÁGINA: 16 de 272
23 4.1 - Descrição dos fatores de risco 4.1. Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão da Companhia: (em milhares de reais, exceto quando indicado) a) Com relação à Companhia: A Companhia não pode assegurar a renovação de seu contrato de concessão. A ANEEL pode penalizá-la por descumprimento de cláusulas de seu contrato de concessão e o valor total investido pode não ser recuperado caso sua concessão seja extinta. A concessão da Companhia iniciou-se em 17 de julho de 1995 e vigorará até 17 de julho de A Companhia realiza suas atividades de distribuição com base nas condições estabelecidas no Contrato de Concessão. O contrato de concessão foi celebrado entre a União e a Escelsa em 17 de julho de 1995, tendo um prazo fixo de vigência de 30 anos, podendo ser renovado por igual período, a critério da ANEEL, mediante requerimento da Companhia e desde que determinadas condições sejam satisfeitas. A ANEEL tem a faculdade de aplicar penalidades que incluem multas significativas (de até 2% do faturamento, correspondente aos últimos doze meses anteriores à lavratura do Auto de Infração) e sanções pela inobservância de qualquer condição legal e regulamentar vigente ou que venha a ser estabelecida, bem como as constantes no Contrato de Concessão. A ANEEL também pode extinguir a concessão antes do término de seu prazo se for descumprida qualquer das condições estabelecidas no Contrato de Concessão, no caso de decretação de falência ou dissolução ou por meio de expropriação, se for de interesse público. Caso a ANEEL extinga a concessão antes do término do prazo, a indenização que será devida pela parte não amortizada do investimento pode não ser suficiente para que seja recuperado o valor total do investimento feito. A extinção antecipada ou a imposição de multas ou penalidades severas pela ANEEL pode ter um efeito negativo relevante sobre a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia. Previsões incorretas das necessidades de energia podem afetar adversamente os resultados operacionais da Companhia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Companhia corre o risco de ser impedida de repassar integralmente aos seus clientes os custos das compras de energia se errar na previsão da demanda de energia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia deve contratar com antecedência, por meio de licitações públicas, 100% das necessidades de energia previstas para as suas áreas de concessão nos cinco anos seguintes. Se errar na previsão de demanda e comprar mais ou menos eletricidade do que necessita, e os mecanismos de ajustes permitidos pela legislação não forem suficientes para compensar esses erros de previsão, a Companhia pode ser impedida de repassar integralmente aos seus clientes os custos das suas compras. A Companhia não pode garantir que a sua previsão de demanda de eletricidade será correta. A Companhia está sujeita a numerosas leis e regulamentações de segurança, saúde e meio ambiente que podem ficar mais rigorosas no futuro e resultar em mais responsabilidades e mais dispêndios de capital. As atividades da Companhia estão sujeitas a uma rigorosa legislação de segurança, saúde e meio ambiente nas esferas Federal, Estadual e Municipal, como também à fiscalização das agências governamentais responsáveis pela implementação desta legislação e políticas correlatas. Esta legislação requer que a Companhia, entre outras coisas, obtenha licenças ambientais para a construção de novos empreendimentos ou para a instalação e operação de novos equipamentos necessários para suas atividades. As regras são complexas e podem mudar com o tempo, dificultando ou até mesmo impossibilitando a sua capacidade de cumprir as exigências aplicáveis, o que impediria as operações atuais ou futuras de distribuição. Pessoas físicas, organizações não governamentais e o PÁGINA: 17 de 272
24 4.1 - Descrição dos fatores de risco público em geral têm o direito de comentar e, de outra forma, acompanhar o processo de licenciamento, podendo inclusive propor medidas judiciais para suspendê-lo ou cancelá-lo, ou incitar as autoridades públicas para que o façam. Além disso, agências governamentais podem aplicar sanções contra a Companhia, caso não sejam cumpridas a legislação de segurança, saúde e meio ambiente. Estas sanções podem incluir, entre outras, a imposição de multas, o cancelamento de licenças e até mesmo a paralisação de obras e atividades. Além disso, o não cumprimento desta legislação pode também acarretar sanções criminais contra os acionistas e os administradores da Companhia, independentemente da obrigação de reparar ou indenizar os eventuais danos causados. O cumprimento da legislação de segurança, saúde e meio ambiente pode forçar a Companhia a incorrer dispêndios de capital e, por conseguinte, desviar recursos dos investimentos planejados, o que poderá ter efeito negativo em sua situação financeira e resultados operacionais. A Companhia é objetivamente responsável por quaisquer danos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia e as apólices de seguro podem não cobrir estes e outros danos integralmente. De acordo com a lei brasileira, a Companhia é objetivamente responsável por danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de eletricidade, como interrupções abruptas ou distúrbios oriundos dos sistemas de distribuição. Isso significa que a Companhia pode ser considerada responsável por quaisquer danos, independentemente de culpa ou dolo. As responsabilidades oriundas dessas interrupções ou distúrbios que não são cobertas por apólices de seguro ou que excedam os limites de cobertura podem resultar em custos adicionais significativos e prejudicar os resultados operacionais da Companhia. A cobertura de seguro da Companhia pode não ser suficiente para cobrir eventuais perdas. A Companhia mantém seguro para perdas resultantes de incêndio, inundações, quebra de máquinas, falta e interrupção de energia em suas subestações, edifícios e instalações e para danos materiais incorridos como resultado de acidentes de transporte. Também conta com seguro de responsabilidade civil que cobre danos materiais e lesões corporais e danos morais sofridos por terceiros. As apólices de seguro podem não ser suficientes para cobrir totalmente todas as responsabilidades em que a Companhia pode incorrer no curso habitual dos negócios da Companhia. Além disso, pode ser que não seja capaz de obter, no futuro, seguro nos mesmos termos que os atuais. Os resultados das operações da Companhia podem ser prejudicados pela ocorrência de acidentes que resultem em danos aos quais a Companhia não esteja totalmente coberta nos termos das apólices de seguro em vigor. A Companhia está exposta a riscos decorrentes de aumentos nas taxas de juros. Parte significativa dos financiamentos da Companhia são denominados em reais e indexados às taxas do mercado financeiro brasileiro, a taxas de inflação ou a taxas de juros flutuantes. Consequentemente, se as taxas de juros subirem, as despesas financeiras da Companhia aumentarão. Em 31 de dezembro de 2012, parte da dívida da Companhia estava denominada em dólares e, dessa quantia, 100%, ou R$ milhões estavam protegidos contra a variação cambial e, como resultado de tal proteção, estavam sujeitos às variações nas taxas de juros (Selic) no Brasil. Se as despesas financeiras aumentarem significativamente como resultado deste fator, a situação financeira da Companhia e os seus resultados operacionais serão prejudicados. Para mais informações, ver item 5.1. deste Formulário de Referência. Se a Companhia não conseguir controlar as suas perdas de energia, os resultados operacionais e a sua situação financeira poderão ser prejudicados. A Companhia está sujeita a dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas não técnicas. As perdas técnicas acontecem no curso normal da distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que distribui inevitavelmente se dissipa no curso da distribuição. As perdas não técnicas são o resultado de conexões ilegais, fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total das perdas (técnicas e não técnicas) da Companhia como porcentagem da energia total requerida em 2012, 2011, e 2010 representou, respectivamente, 13,7%, 12, 8% e 14,0%. Além disso, medidas governamentais futuras em reposta a eventual escassez de energia, tais como a imposição de limites PÁGINA: 18 de 272
25 4.1 - Descrição dos fatores de risco ao consumo de energia implementada por meio do programa de racionamento em 2001, podem resultar em aumentos nas perdas de energia, uma vez que alguns consumidores tentam burlar tais limites por meio de conexões ilegais, roubo e fraude, como ocorrido em Como a Companhia não pode repassar aos seus clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa, aumentos nas perdas podem afetar negativamente a situação financeira da Companhia e os seus resultados operacionais. Decisões adversas em processos judiciais podem afetar negativamente os resultados das operações da Companhia. A Companhia é parte em vários processos administrativos, judiciais e arbitrais envolvendo questões cíveis, trabalhistas, fiscais, ambientais, regulatórias e de responsabilidade civil, dentre outros no curso habitual dos seus negócios. Para uma descrição dos principais processos judiciais civis, trabalhistas e fiscais, veja os itens 4.3 a 4.7 deste Formulário de Referência. Se a Companhia for condenada a efetuar pagamentos em montante superior ao de suas provisões, os resultados das suas operações serão afetados negativamente. Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Os bens que não estejam vinculados diretamente à operação da concessão podem assegurar eventual discussão extrajudicial ou judicial na forma da legislação em vigor, contudo uma parte significativa dos bens da Companhia especialmente a sua rede de distribuição de energia está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de acordo com os termos do contrato de concessão da Companhia e da legislação. O valor a que a Companhia tem direito a título de indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada da sua concessão pode ser menor do que o valor investido dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos acionistas da Companhia em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo na capacidade da Companhia de obter financiamentos. Os contratos financeiros da Companhia possuem obrigações específicas, sendo que qualquer inadimplemento em decorrência da inobservância dessas obrigações pode afetar adversamente e de forma relevante a condição financeira e a capacidade da Companhia de conduzir os seus negócios. A Companhia é parte em diversos contratos financeiros, vários dos quais exigem que a Companhia mantenha certos índices financeiros ou cumpra outras obrigações específicas. Qualquer inadimplemento aos termos dos contratos financeiros da Companhia que não seja sanado ou renunciado pelos respectivos credores poderá resultar na decisão dos credores em declarar o vencimento antecipado do saldo devedor da respectiva dívida, bem como pode resultar no vencimento antecipado de dívidas de outros contratos financeiros. Os ativos e fluxo de caixa podem não ser suficientes para pagar integralmente o saldo devedor dos contratos de financiamento da Companhia, tanto na hipótese de vencimento normal quanto de vencimento antecipado decorrente de inadimplemento. As obrigações da Companhia relativas a benefícios definidos podem ser maiores do que estimado atualmente e, como resultado, pode ser que a Companhia seja obrigada a fazer contribuições adicionais aos planos de pensão e de assistência médica e outros benefícios a aposentados, do tipo Benefício Definido, dos seus funcionários. Em 31 de dezembro de 2012, os ativos da Companhia decorrentes de seus planos de pensão do tipo Benefício Definido excederam as obrigações de seus respectivos planos em R$ mil. Com relação aos benefícios definidos de assistência médica e outros benefícios a aposentados, as obrigações em 31 de dezembro de 2012 somam R$ mil. Se os pressupostos atuariais que a Companhia adota mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, aumento na taxa de inflação médica, reduções dos valores de mercado dos títulos mantidos pelos PÁGINA: 19 de 272
26 4.1 - Descrição dos fatores de risco planos ou de outras adversidades, o déficit atuarial dos benefícios pode aumentar substancialmente, afetando, com isso, as previsões de tempo e nível das contribuições em dinheiro que a Companhia precisará fazer aos planos de pensão e de assistência médica e outros benefícios a aposentados, do tipo Benefício Definido, dos seus funcionários. Restrições contratuais à capacidade de endividamento da Companhia e vencimento antecipado das dívidas existentes. A Companhia tem endividamento e obrigações de pagamento de principal e juros relativas a financiamentos que em 31 de dezembro de 2012 correspondia a R$ Seus diversos contratos de financiamento estabelecem diversas obrigações de manutenção de índices de endividamento, capitalização e cobertura da dívida. Não há como garantir que a Companhia atingirá todos os índices contratados no futuro, o que poderá gerar o vencimento antecipado de suas dívidas e, igualmente, afetar, de forma substancial e negativa, a condição financeira da Companhia. Para maiores informações sobre o endividamento da Companhia, vide item 10.1 (f) deste Formulário de Referência. Consumidores usuários da rede da Companhia podem deixar de utilizá-la. Parte significativa da nossa receita operacional líquida é proveniente do pagamento da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD pela utilização das redes de distribuição da Companhia por geradores, consumidores livres e especiais situados em sua área de concessão. Se tais usuários decidirem por conectarem suas instalações elétricas diretamente à Rede Básica, sofreremos uma perda de faturamento. Não podemos assegurar que nossos maiores clientes, geradores e consumidores livres, não estejam avaliando atualmente a possibilidade de conectarem-se diretamente à Rede Básica ou de implantar projetos de auto-produção de energia, o que, em qualquer caso, poderá afetar substancial e adversamente os resultados operacionais. Adicionalmente, a TUSD é uma tarifa estabelecida pela ANEEL com base nos investimentos prudentes realizados, nos custos operacionais para manutenção e operação da rede, em anuidades regulatórias para os custos com aluguéis, veículos e sistemas de informática e de receitas irrecuperáveis, apurados na revisão tarifária e atualizados nos processos de reajustes tarifários, de modo que os nossos resultados operacionais poderão ser adversamente afetados na medida em que a TUSD não seja adequadamente reajustada pela ANEEL. Emissão de novos pronunciamentos e interpretações, assim como alteração e ou/atualização dos pronunciamentos já existentes pelo IASB (International Accounting Standard Board) e CPC (Comitê de Pronunciamentos Contábeis) A entrada em vigor de novos pronunciamentos contábeis e interpretações, assim como de alteração e ou/atualização dos pronunciamentos já existentes, pelo IASB (International Accounting Standard Board) e CPC (Comitê de Pronunciamentos Contábeis), podem produzir impactos relevantes nas demonstrações financeiras da Companhia, com possível efeito em seu resultado contábil, incluíndo possíveis impactos nas bases de distribuição de dividendos e podem ainda afetar adversamente o cumprimento de índices financeiros relativos a contratos de financiamento. Porém, tais impactos só são passíveis de mensuração no momento de adoção dos mesmos. b) Com relação à sua controladora, direta ou indireta, ou grupo de controle A EDP Energias do Brasil S.A. pode não conseguir implementar integralmente a sua estratégia de negócios. A capacidade de implementar a estratégia de negócios da EDP Energias do Brasil S.A. depende de vários fatores. A implementação da estratégia de ampliar a atuação no segmento de geração depende da sua capacidade de (i) obter o direito de construir novos projetos de geração por meio de licitações conduzidas de acordo com Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; (ii) completar a construção de novos projetos de geração e evitar atrasos na construção, custos imprevistos que excedam o orçamento da Companhia, problemas de engenharia e ambientais, resolver questões relacionadas à propriedade subjacente, manifestações trabalhistas e outros fatores, especialmente com relação à PÁGINA: 20 de 272
27 4.1 - Descrição dos fatores de risco Cachoeira Caldeirão com previsão do início do contrato de comercialização - CCEAR em Janeiro de 2017 pelo prazo de 30 anos; e da UHE Santo Antônio de Jari, com previsão para início de operação em 2015; e (iii) adquirir ativos de energia hidrelétrica já existentes ou aumentar a participação em ativos nos quais a EDP Energias do Brasil S.A. seja acionista. A implementação da estratégia da EDP Energias do Brasil S.A. para desenvolver as atividades de comercialização de energia depende da sua capacidade de (i) operar em um mercado altamente competitivo e (ii) gerenciar os riscos de mercado inerentes ao comércio de energia. Com relação à distribuição, a estratégia depende da capacidade da EDP Energias do Brasil S.A. em manter investimentos na eficiência operacional. Os preços pelos quais a EDP Energias do Brasil S.A. compra e vende energia variam consideravelmente, dependendo, entre outras coisas, de flutuações na demanda devido a fatores econômicos ou outros fatores; condições hidrológicas e seus efeitos no abastecimento de energia; e da disponibilidade de energia das novas usinas de geração. Os sistemas de gerenciamento de risco podem não conseguir identificar e minimizar riscos relevantes, o que pode prejudicar os resultados operacionais da atividade de comercialização da EDP Energias do Brasil S.A. Quaisquer desses fatores podem prejudicar a capacidade da EDP Energias do Brasil S.A. de executar a sua estratégia de negócios. O crescimento da EDP Energias do Brasil S.A. por meio de licitações pode ser adversamente afetado por futuras ações governamentais ou políticas relacionadas a concessões de usinas de geração de energia no Brasil. Em seus editais, o Poder Concedente impõe certos requisitos a todos os participantes de licitações para novas concessões, incluindo indicadores da estabilidade financeira do participante e/ou de seus acionistas. A EDP Energias do Brasil S.A. não pode assegurar que será capaz de satisfazer todos os requisitos necessários para adquirir novas concessões ou participar de novos processos licitatórios. As regras para a licitação de concessões de usinas de geração estão sujeitas à alteração, tanto no âmbito federal quanto estadual. A EDP Energias do Brasil S.A. não pode assegurar que os processos licitatórios relativos a novas usinas de geração de energia irão de fato ocorrer. Caso referidos processos licitatórios não venham a ocorrer, venham a ser insignificantes ou venham a ocorrer em termos que não sejam economicamente viáveis ou atrativos para a EDP Energias do Brasil S.A. e o acionista controlador, a expansão e diversificação do atual parque gerador poderão ser comprometidos de maneira adversa. c) Com relação aos seus acionistas Para uma descrição dos riscos relacionados aos acionistas da Companhia, veja o subitem b do item 4.1 deste Formulário de Referência. d) Com relação às suas controladas ou coligadas Não aplicável, uma vez que a Companhia não possui controladas e o seu desempenho não é influenciado pelo desempenho de suas coligadas. e) Com relação aos seus fornecedores Não aplicável, uma vez que o fornecimento de energia elétrico é fortemente regulamentado pela ANEEL. Os fatores de risco referentes à regulação do setor de atuação da Companhia estão indicados no subitem h abaixo. f) Com relação aos seus clientes O recebimento de pagamentos devidos à Companhia poderá ser prejudicado caso a capacidade de pagamento dos clientes se deteriore. O recebimento de pagamentos pela distribuição de energia depende da contínua capacidade creditícia dos clientes da Companhia e da capacidade da Companhia cobrar as quantias por eles devidas. Em 31 de dezembro de 2012, as contas a receber vencidas de clientes por energia distribuída da Companhia totalizaram R$155 milhões, representando 5% das receitas brutas anualizadas de distribuição de energia da Companhia. Dessa quantia, R$ estavam vencidos há mais de 90 dias. PÁGINA: 21 de 272
28 4.1 - Descrição dos fatores de risco Se a capacidade de pagamento dos clientes da Companhia diminuir, o negócio, a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia poderão ser afetados negativamente. g) Com relação aos setores da economia nos quais a Companhia atua Tendo em vista que as atividades da Companhia são reguladas, os fatores de risco referentes ao seu segmento de atuação estão indicados no subitem h abaixo, relacionado a risco de regulação. h) Com relação à regulação dos setores em que a Companhia atua Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do setor de energia elétrica, inclusive os negócios e os resultados da Companhia. A atividade da Companhia é regulamentada e supervisionada pela ANEEL e pelo MME. A ANEEL, o MME e outros órgãos fiscalizadores tem, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre os negócios da companhia, inclusive a influência sobre as modalidades, termos e condições dos contratos de compra venda de energia que estamos autorizados a celebrar. Nos últimos anos, o Governo Federal implantou novas políticas para o setor de energia, como a Medida Provisória 144/2003, convertida na Lei de 15 de março de 2004, Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que alterou substancialmente as diretrizes até então vigentes e as regras aplicáveis à compra e venda de energia elétrica no Brasil. A constitucionalidade desta alteração foi questionada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio de ações diretas de inconstitucionalidade. No ano de 2006, o Supremo Tribunal Federal indeferiu a medida cautelar e incidental às Ações Diretas de Inconstitucionalidade declarando, em princípio, vencida a tese que propugnava pelo afastamento da referida medida provisória, assim como da lei de conversão, a qualquer atividade relacionada à exploração do potencial hidráulico para fins de produção de energia elétrica. O Supremo Tribunal Federal ainda não emitiu decisão final acerca da constitucionalidade questionada. O impacto oriundo de eventual declaração de inconstitucionalidade, pelo Supremo Tribunal Federal, não são mensuráveis no atual estágio processual. Não há como prevermos quais seriam os termos de um modelo alternativo para regulamentação do setor elétrico no Brasil. Provavelmente haveria custos de realinhamento dos negócios para atender às exigências de tal modelo, afetando de maneira adversa nossa situação financeira e resultados operacionais. As principais atividades comerciais, a implementação da estratégia de crescimento e a condução das atividades da Companhia podem ser afetadas de forma adversa por ações governamentais, dentre as quais: (a) alteração na legislação aplicável aos negócios da Companhia; (b) descontinuidade e/ou mudanças nos programas de concessão federal e estaduais; (c) imposição de critérios mais rigorosos para a qualificação em licitações futuras e (d) atraso na implementação de reajustes anuais de tarifas. A Companhia não pode assegurar as políticas que serão adotadas pelo Governo Federal no futuro e em que medida tais definições poderão afetar os resultados operacionais da Companhia. Caso a Companhia seja obrigada a proceder de maneira substancialmente diferente daquela estabelecida em seu plano de negócio, os resultados financeiros e operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados. Recentemente, a Medida Provisória nº 579/2012 convertida na Lei nº , em janeiro de 2013 deliberou sobre a antecipação da renovação das concessões de geração e transmissão licitadas antes de 13 de fevereiro de 1995 (art. 19 da Lei nº 9.074/1995) e com contratos vencendo entre 2013 e Para estas concessionárias, somente os custos de operação, manutenção, encargos e tributos serão considerados na tarifa, já que os ativos vinculados à prestação do serviço estarão totalmente amortizados. Estas mudanças não atingem os ativos do Grupo EDP, entretanto, elas poderão balizar as regras que serão aplicadas às prorrogações das concessões no futuro. PÁGINA: 22 de 272
29 4.1 - Descrição dos fatores de risco As receitas operacionais da Companhia podem ser negativamente afetadas por decisões desfavoráveis da ANEEL com relação às suas tarifas. As tarifas da Companhia são determinadas pela ANEEL com base no Contrato de Concessão. O Contrato de Concessão e a lei brasileira estabelecem um mecanismo de limite de preço que permite três tipos de ajustes de tarifa: (i) o reajuste tarifário anual, é responsável por restabelecer a receita necessária da concessionária, com a atualização da Parcela A e reajuste da Parcela B aplicando o IGP-M do período deduzido o percentual de ganhos de eficiências; (ii) a revisão tarifária periódica, tem como principal objetivo garantir após um período previamente definido no contrato de concessão, o equilíbrio econômico-financeiro da concessão e a determinar o Fator X.(iii) a revisão tarifária extraordinária, pode ser solicitada pela concessionária a qualquer momento, desde que devidamente comprovada, alterações significativas não gerenciáveis que coloque em risco o equilíbrio econômicofinanceiro da Companhia. Buscando alcançar um equilíbrio apropriado entre, os interesses dos consumidores por um serviço de distribuição de energia elétrica de qualidade a um custo justo, e por outro lado, a necessidade de garantir ao acionista o retorno adequado, o regulador no momento de revisão tarifária pode propor ajustes desfavoráveis à Companhia, de forma que impactem negativamente sua rentabilidade. O poder discricionário da ANEEL de reajustar as tarifas da Companhia cria uma grande incerteza na condução dos negócios. Pode ocorrer de custos inerentes ao negócio não serem reconhecidos, e assim, afetarem diretamente os resultados. As tarifas de distribuição, ainda que determinadas pela ANEEL, podem ser questionadas judicialmente, o que pode interferir na receita da Companhia. Não obstante as revisões e reajustes tarifários da Companhia estarem sujeitos à aprovação da ANEEL, bem como aos limites estabelecidos em seu Contrato de Concessão e na legislação brasileira, as decisões da ANEEL acerca das tarifas da Companhia podem ser objeto de contestação judicial, inclusive pelo Ministério Público na defesa dos interesses difusos dos consumidores da área de concessão da Companhia, dada a natureza de serviço público da atividade de distribuição de energia elétrica. Neste sentido, eventuais questionamentos de aumentos tarifários concedidos pela ANEEL podem afetar a capacidade financeira da Companhia. Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do setor de energia elétrica, inclusive a Companhia. As empresas do setor elétrico estão sujeitas a uma rigorosa legislação ambiental nas esferas federal, estadual e municipal no tocante, dentre outros, ao licenciamento ambiental de usinas e linhas de transmissão, à supressão de vegetação e intervenções em áreas especialmente protegidas e fauna, à geração de resíduos, à realocação de população, poluição sonora e, mais recentemente, às radiações eletromagnéticas. As emissões atmosféricas ainda são objeto de estudos em virtude de compromissos que vem sendo assumidos pelas empresas e Governos quanto ao inventário e a programas de gerenciamento e redução, exceção à geração termoelétrica que já está sujeita a limites rigorosos e à compensação de emissões. Tais empresas necessitam de licenças e autorizações de agências governamentais para a condução de suas atividades. Na hipótese de violação ou não cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, as empresas podem sofrer sanções administrativas, tais como multas, interdição de atividades, cancelamento de licenças e revogação de autorizações, e/ou estarem sujeitas a sanções criminais (inclusive seus administradores). O Ministério Público poderá instaurar inquérito civil e/ou desde logo promover ação civil pública visando o ressarcimento de eventuais danos ao meio ambiente e terceiros e a paralisação das operações. As agências governamentais ou outras autoridades podem também editar novas regras mais rigorosas ou buscar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica, incluindo a Companhia, a gastar recursos adicionais na adequação ambiental, inclusive a obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos que não necessitavam anteriormente dessas licenças ambientais. As agências governamentais ou PÁGINA: 23 de 272
30 4.1 - Descrição dos fatores de risco outras autoridades podem, ainda, atrasar de maneira significativa a emissão das licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento dos negócios de empresas do setor elétrico, inclusive da Companhia, causando atrasos em cronogramas de implantação de projetos e gerando, consequentemente, efeitos adversos nos negócios e resultados da Companhia. Qualquer ação neste sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os negócios e resultados da Companhia. No caso das distribuidoras de energia elétrica convém ressaltar que apenas as linhas de transmissão e respectivas subestações com tensão de operação acima de 69 kv estão sujeitas a licenciamento ambiental. Projeto de reforma das agências reguladoras. Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República. Caso a mencionada lei entre em vigor, o Poder Concedente, sobretudo o MME, poderá ter maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão negativamente, de alguma forma as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Companhia. Apuração dos valores de encargos setoriais Em 26 de fevereiro de 2010, as distribuidoras de energia elétrica celebraram termo Aditivo ao Contrato de Concessão, alterando a metodologia dos reajustes tarifários conforme Despacho nº 245 publicado no Diário Oficial da União. Com a alteração passa-se a levar em conta a variação das vendas das concessionárias, de forma a conferir neutralidade às variações de mercado sobre os referidos encargos, sejam positivas ou negativas, durante o período entre reajustes tarifários. A nova metodologia de cálculo teve sua vigência retroativa a fevereiro de Já a metodologia de cálculo da CVA sobre os encargos setoriais permanece sem alterações. A ANEEL concluiu a Audiência Pública 033/2010, que tinha como objetivo obter subsídios e informações para a análise e decisão acerca do reconhecimento da legalidade da aplicação da fórmula de Reajuste Anual das Tarifas constante dos contratos de concessão de serviço público de distribuição. A conclusão da referida audiência deu-se através do Despacho 3.872/2010 que negou o tratamento regulatório retroativo da metodologia de tratamento das variações de mercado no repasse dos custos não gerenciáveis da Parcela "A", referentes aos encargos setoriais dos ciclos tarifários já incorridos. Encontra-se em tramitação no Congresso Nacional Projeto de Decreto Legislativo, contestando a conclusão da ANEEL, o que, se sancionado na forma proposta, obrigaria as empresas concessionárias de energia elétrica a devolver valores do período 2002 a 2009 a consumidores, caso a ANEEL decida alterar os critérios de cálculo do aludido período. As receitas da Companhia poderão ser afetadas, o que pode ter um efeito negativo adverso para a Companhia. A Medida Provisória nº 579/2012 que resultou na Lei nº /13, estabelece que as concessionárias de geração e transmissão, licitadas antes de 13 de fevereiro de 1995 (artigo 19 da Lei nº 9.074/1995) e que tiverem seus contratos vencendo entre 2013 e 2017, poderão prorrogar antecipadamente as suas concessões. As concessões de geração alcançadas pela Lei deverão disponibilizar sua garantia física de energia para o regime de cotas a ser distribuído proporcionalmente ao mercado de cada distribuidora, impactando a contratação de energia. Por sua vez, as concessionárias de transmissão, atingidas pela MP nº 579/12, terão considerados em sua tarifa, somente os custos de operação e manutenção, encargos e tributos, já que os ativos vinculados à prestação do serviço estarão totalmente amortizados. PÁGINA: 24 de 272
31 4.1 - Descrição dos fatores de risco No que se refere aos Encargos Setoriais, as cotas da Conta de Consumo de Combustíveis CCC e a Reserva Global de Reversão RGR deixou de ser cobrada dos consumidores e a Conta de Desenvolvimento Energético CDE foi reduzida a partir de janeiro de 2013, em 75% de seu valor. A ocorrência de danos ambientais envolvendo as atividades da Companhia pode sujeitá-la ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os negócios da Companhia. As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos negativos e danos ao meio ambiente. A legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, bem como responsabilidade pessoal dos administradores, para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, os sócios e administradores da empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de substanciais custos de recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais pode ter um efeito adverso para os negócios e resultados operacionais da Companhia. A concentração da matriz energética do setor elétrico brasileiro, o impacto de uma potencial falta de eletricidade e o consequente racionamento de energia elétrica poderão ter um efeito adverso sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia. O setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética ainda é concentrada na geração hidrelétrica de energia, que representa 70,0% da capacidade instalada (posição em 31/12/2012, fonte: ANEEL), enfrenta uma restrição natural à expansão de sua capacidade de geração, posto que não é possível adicionar UHEs ao sistema além do potencial disponível para aproveitamento. Para a geração existente, o controle do nível dos reservatórios efetuado pelo ONS busca otimizar o nível de água disponível para geração hidrelétrica em cada uma das usinas associadas aos respectivos reservatórios, além de manter certa quantidade de água em reserva, para situações de redução significativa nas vazões afluentes. O setor elétrico brasileiro é, portanto, vulnerável a fatores naturais, como enchentes e escassez de chuvas, que afetam a capacidade geradora de energia, e às restrições do sistema interligado de transmissão de energia no País, que eventualmente podem impedir o total aproveitamento do potencial de geração de energia brasileiro. A baixa média pluviométrica nos anos imediatamente anteriores a 2001, aliada à falta de expansão da capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional - SIN, não compatíveis com os aumentos na demanda que se verificavam, resultaram na redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do País. Diante dessa condição adversa, em 15 de maio de 2001, o Governo Federal implantou um programa de redução do consumo de energia, que ficou conhecido como Programa de Racionamento. O Programa de Racionamento estabeleceu índices de redução de consumo de energia para Consumidores Livres, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0%, e durou de junho de 2001 a fevereiro de Após este período, o Brasil enfrentou uma baixa pluviométrica, a qual afetou o preço da energia vendida. Não é possível assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não afetarão adversamente o resultado operacional da Companhia no futuro. Ressalta-se que Procedimentos de Segurança Energética adotados pelo ONS determinam o despacho antecipado de usinas termoelétricas, evitando o deplecionamento dos reservatórios, ou seja, a redução dos seus níveis de água armazenada em determinado período de tempo, e diminuindo sensivelmente o risco de um novo racionamento de Energia. Caso o Brasil passe por mais um período de potencial ou efetiva escassez de energia elétrica, o Governo Federal poderá implementar políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e PÁGINA: 25 de 272
32 4.1 - Descrição dos fatores de risco adverso na condução dos negócios, nos resultados operacionais e na condição financeira da Companhia. Para mais informações, ver item 5 deste Formulário de Referência. i) Com relação aos países estrangeiros onde a Companhia atua Não aplicável, pois a área de concessão da Companhia se situa somente em território nacional. PÁGINA: 26 de 272
33 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco 4.2. Em relação a cada um dos riscos mencionados no item 4.1, caso relevantes, comentar sobre eventuais expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a tais riscos: A Companhia monitora constantemente os riscos do seu negócio e que possam impactar de forma adversa suas operações e seus resultados, inclusive mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam influenciar suas atividades. Na data deste Formulário de Referência, a Companhia não tem expectativa de redução ou aumento na exposição a riscos relevantes. PÁGINA: 27 de 272
34 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 4.3. Descrever os processos judiciais, administrativos e arbitrais em que a Companhia faz parte, discriminando entre trabalhistas, tributários, cíveis e outros: (i) que não estejam sob sigilo, e (ii) que sejam relevantes para os negócios da Companhia. (em milhares de reais, exceto quando indicado) A Companhia é parte em diversos processos administrativos, judiciais e envolvendo tributos, obrigações trabalhistas, responsabilidade civil, ambiental e regulatória dentre outros. Em 31 de dezembro de 2012, o valor consolidado dos processos em que a Companhia figurava como parte representava uma contingência relacionada a ações cuja probabilidade de perda é possível e provável de, aproximadamente R$ , dos quais R$ encontravam-se provisionados. A classificação da probabilidade de perda relacionada aos processos que envolvem a Companhia levam em conta o prognóstico de perda provável, possível ou remoto, com base na análise dos fatos alegados na peça processual inicial, dos argumentos que serão deduzidos na defesa contra o pleito deduzido considerando a situação fática e de direito, da posição jurisprudencial dominante em casos análogos, a opinião dos advogados internos e externos responsáveis pela condução de cada processo e do andamento processual verificado em cada processo. Os valores a serem provisionados são determinados com base nos valores efetivamente envolvidos e no parecer dos advogados externos e internos responsáveis pela condução dos processos, sendo que somente são provisionados os valores relativos aos processos considerados como sendo de perda provável. Tendo em vista o método de provisionamento descrito acima, o valor provisionado pela Companhia em relação a cada processo tendem a coincidir com o valor das despesas ou perdas que a Companhia venham a efetivamente incorrer, mas isto pode não necessariamente acontecer em virtude da liberdade interpretativa que cada juiz tem ao analisar a ação. A Companhia possui diversos processos de natureza cível, tributária e trabalhista, os quais entende ser de expectativa de perda remota, em função de tal expectativa não possuem seus valores inseridos no valor total das contingências demonstrado a seguir, em função da natureza subjetiva dos pedidos a eles relativos, e que a Companhia estima não representar contingência relevante. Para detalhamento das causas, foram adotados os seguintes critérios de relevância: (I) expectativa de perda possível e provável, destacam-se aquelas com valor de risco superior a 10 milhões; (II) expectativa de perda remota, foram destacadas aquelas que possuem valor de risco superior a R$ 10 milhões, que representem individualmente montante superior a 5% (cinco por cento) da contingência fiscal da Companhia e que versem sobre matéria com jurisprudência não pacificada favoravelmente aos contribuintes. Também foram considerados outros fatores que pudessem influenciar na decisão de investimento. Processos de natureza Cível e Regulatória A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria cível, os quais, em 31 de dezembro de2012, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível e provável de aproximadamente R$54.284, dos quais R$7.510 encontravam-se provisionados. De uma maneira geral, os processos de natureza cível envolvem indenizações decorrentes de acidentes com terceiros, suspensão do fornecimento de energia elétrica, medidas envolvendo o racionamento de energia, furto de energia, indenizações por danos a equipamentos, questionamentos relativos à cobrança, planos econômicos, entre outros. Além disso, a companhia figura no pólo passivo de processos de pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriais em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE nº 38, de 27 de fevereiro de 1986 e nº 45, de 4 de março de Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano. Os valores originais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário. A estimativa dos processos desta natureza em 31 de dezembro de 2012 é de R$7,5 milhões. PÁGINA: 28 de 272
35 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos Judiciais Cíveis e Regulatórios Dentre as principais causas com risco de perda avaliadas como possível, destaca-se: Processo: a) Juízo 3ª Vara Federal da Seção Judiciária do Estado de Minas Gerais b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: ADIC Associação de Defesa de Interesses Coletivos Réus: ANEEL, Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Escelsa e 45 outras concessionárias de energia R$ ,16 - Os valores de contingência correspondem a uma estimativa do montante indenizatório que seria pago pela concessionária em caso de condenação Ação civil coletiva em que se pleiteia indenização por danos materiais decorrentes de supostas inconsistências na forma de cálculo dos reajustes anuais das tarifas de energia elétrica, as quais teriam gerado diversos prejuízos aos consumidores ( Parcela A ). Requerida tutela antecipada para determinar que as concessionárias efetuassem o recálculo das tarifas de energia elétrica para os próximos meses, nos moldes do cálculo apresentado pela Autora, sob pena de multa diária de R$ ,00, ou, subsidiariamente, que depositassem em juízo as quantias em excesso. O pedido de liminar foi negado pelo Juízo. Após a apresentação de contestação pelas Rés, foi proferida decisão, em 27/06/2011, julgando extinto o processo sem resolução de mérito em relação às concessionárias, com fundamento no fato de que a Autora cumulava indevidamente pedidos distintos contra réus distintos (o pedido em relação à ANEEL consiste na revisão da fórmula de reajuste tarifário e o relativo às distribuidoras consistiria no suposto dever de indenizar o alegado dano material) e que o pedido relativo às distribuidoras não poderia ser processado pela Justiça Federal. Sendo assim, determinou a exclusão das distribuidoras do pólo passivo da demanda, bem como da ABRADEE, associação que atuava como assistente das distribuidoras. g) Chance de perda Possível Tendo em vista o decurso de prazo para interposição de recurso pela ADIC, e a rejeição do recurso interposto pelo Ministério Público Federal, aguardamos o julgamento do recurso da Defensoria Pública da União contra a exclusão das concessionárias do pólo passivo da demanda, bem como o início da fase de produção de provas em primeiro grau. h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Ressarcimento das diferenças supostamente devidas aos consumidores. A companhia, contudo, não acredita na tese articulada pela associação autora. Não há PÁGINA: 29 de 272
36 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: nº: a) Juízo 15ª Vara Federal do Tribunal de Brasília b) Instância 1º Instância c) Data de instauração 16/09/2010 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos Autor: ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (representando a Bandeirante Energia S.A. e a Escelsa - Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Réus: Superintendente de Fiscalização Econômica e Financeira da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) Valor da contingência: R$ ,19. O valor da contingência diz respeito a uma estimativa do valor do repasse que deveria ser feito por cada concessionária, na hipótese de condenação. O cálculo do valor da contingência tomou por base as premissas constantes do Despacho nº 2.517/2010 da ANEEL. Em 15/09/2009, a ABRADEE, representando as distribuidoras de energia elétrica do país, impetrou o Mandado de Segurança contra o despacho SFF/ANEEL nº 2.517/2010, com pedido de liminar para suspensão do referido ato. O mencionado despacho impõe aos agentes de distribuição e de geração de energia elétrica um novo pagamento não previsto no Acordo de Reembolso de Energia Livre firmado pelas partes em 2002, resultante de um recálculo, retroativo ao ano de 2002, de percentuais de repasse de recursos já executados em dezenas de prestações mensais já vencidas e pagas há vários anos, sujeitando tais agentes à qualificação como inadimplentes intra-setoriais, na hipótese de não pagamento do montante previsto no despacho. f) Principais fatos Inicialmente, após a impetração do Mandado de Segurança, o juiz de primeiro grau condicionou a apreciação do pedido liminar de suspensão do despacho da ANEEL ao depósito dos valores previstos no referido ato. Contra tal decisão, a ABRADEE interpôs recurso de Agravo de Instrumento, por meio do qual foi suspensa a eficácia do Despacho nº 2.517/2010, até a apreciação do pedido de liminar. Após a concessão do efeito suspensivo nos autos do recurso interposto pela ABRADEE, o juiz de primeiro grau apreciou o pedido inicial e deferiu a liminar para suspensão do despacho da ANEEL, bem como determinou a citação de todas as geradoras. Atualmente, aguarda-se prolação de sentença g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Puramente financeiro, mediante o pagamento do recálculo, retroativo ao ano de 2002 i) Valor provisionado, se houver Não Há PÁGINA: 30 de 272
37 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos de natureza Trabalhista A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria trabalhista, os quais em 31 de dezembro de2012 representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível e provável de, aproximadamente, R$ , dos quais R$ encontravam-se provisionados. De maneira geral, os processos trabalhistas em que a Companhia são parte, versam sobre horas extras, férias, Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FGTS), 13º salário, adicional de periculosidade, equiparação salarial, responsabilidade subsidiária envolvendo empresas prestadoras de serviços, planos de demissão voluntária e planos de aposentadoria, dentre outros. Dentre as diversas ações de reclamações trabalhistas destacam-se 28 processos coletivos NA empresa Escelsa, relativos a alterações realizadas no Plano de Cargos e Salários, entre os anos de 2002 e Em 26 destes processos, a matéria está em discussão perante o Tribunal Superior do Trabalho e o Supremo Tribunal Federal, havendo expectativa de decisões judiciais desfavoráveis à Companhia. Em 02 processos, por questões processuais, houve trânsito em julgado, mas ainda não houve materialização da sentença. Diante deste quadro a Companhia deu início à tratativas com o sindicato-autor, que podem resultar em conciliação. O montante estimado em 31 de Dezembro de 2012 é de R$27,2 milhões. Processos Judiciais Trabalhistas Dentre as principais causas com risco de perda avaliadas como possível, destaca-se: Processo: a) Juízo Vara do Trabalho da comarca de Nova Venécia b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 01/07/2009 Autor: Ministério Público do Trabalho d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A ; e Delta Eletrificações e Serviços Ltda R$ ,52 Em defesa apresentada em 30/06/2009, as empresas-rés: a) invocaram a incompetência da Vara para julgar a ação; b) no mérito, alegaram ausência de requisitos para a tutela antecipada requerida pela parte autora; c) responsabilidade civil objetiva das rés e da falta de previsão legal para a solidariedade/subsidiariedade da Escelsa; e d) inexistência de dano moral coletivo. f) Principais fatos Em 04/11/2010 o Processo julgado procedente em parte, obrigando as rés a cumprirem diversas normas referentes à segurança, meio ambiente de trabalho e saúde, sob pena de pagamento de multa de R$ 20 mil por infração. Condenou, ainda, a DELTA a pagar indenização por dano moral coletivo no valor de R$ 100 mil e a ESCELSA, sob o mesmo título, a pagar R$ ,00, de forma solidária. Todas as partes interpuseram recursos ordinários ao Tribunal Regional do Trabalho (TRT). PÁGINA: 31 de 272
38 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: g) Chance de perda Possível Em 17/10/2011, o TRT negou provimento aos recursos das rés e deu provimento ao recurso do MPT, a fim de aumentar as condenações por dano moral coletivo da Delta para R$ ,00 e da Escelsa para R$ ,00, mantendo a solidariedade destas. Em 12/03/2012, foi dado provimento parcial aos embargos de declaração, a fim de prestar esclarecimentos a respeito da correção monetária aplicável. Em 20/03/2012 as rés interpuseram recursos de revista, cujo seguimento foi denegado pelo TRT/ES em 03/08/2012. Interposto Agravo de Instrumento contratual esta decisão em 13/08/2012. Aguardando distribuição perante o TST. h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento de indenização a ser fixada. Não há Processos de natureza Tributária Em 31 de dezembro de 2012, o valor consolidado dos processos administrativos e judiciais que versam sobre a matéria tributária, em que a Companhia figurava como parte, representava uma contingência de, aproximadamente, R$ , dos quais apenas R$1.045 são classificados como perda provável, sendo todo o restante relacionado a ações cuja probabilidade de perda é remota e possível. De maneira geral, os processos fiscais em que a Companhia é parte, contemplam os tributos PIS/COFINS, INSS, ISSQN, dentre outros. Processos Judiciais Tributários Processo: a) Juízo 2ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 31/08/2009 Autora: União Federal Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA R$ ,93 em 31/12/2012 f) Principais fatos Visa promover a cobrança de débitos de COFINS referente aos meses de março a outubro de 2001, os quais foram objeto de compensação com crédito advindo do PÁGINA: 32 de 272
39 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes recolhimento indevido de FINSOCIAL, conforme reconhecido à empresa na ação judicial nº e declarado nas respectivas DCTF s do período. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Possível Pagamento do valor da contingência. Não há Processo: a) Juízo 2ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 01/02/2009 Autora: União Federal Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA R$ ,95 em 31/12/2012 f) Principais fatos Visa promover à cobrança de débitos de PIS referente aos meses de fevereiro a julho de 2002, inscritos na dívida ativa sob o nº , bem como de débitos de COFINS referente aos meses de março a novembro de 2005, inscrito na dívida ativa sob o nº , originados em razão do não-processamento pelas autoridades fiscais das retificações das declarações fiscais da empresa, realizadas com o objetivo de refletir os ajustes na contabilização da receita decorrente da Recomposição Tarifária Extraordinária RTE, conforme Parecer COSIT nº 26/02. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Possível Pagamento do valor da contingência. Não há PÁGINA: 33 de 272
40 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: a) Juízo 1ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 20/07/2009 Autora: União Federal Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA R$ ,62 em 31/12/2012 f) Principais fatos Visa promover a cobrança de débitos de COFINS, referente ao mês de dezembro de 2005, inscritos na dívida ativa sob o nº , bem como de débitos de PIS referente aos meses de dezembro de 2002, julho, agosto e setembro de 2003, inscritos na dívida ativa sob o nº , originados em razão do nãoprocessamento pelas autoridades fiscais das retificações das declarações fiscais da empresa, realizadas com o objetivo de refletir os ajustes na contabilização da receita decorrente da Recomposição Tarifária Extraordinária RTE, conforme Parecer COSIT nº 26/02. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Possível Pagamento do valor da contingência. Não há Processos Administrativos Tributários Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Primeira c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 19/03/2008 Autor: Delegacia da Receita Federal de Vitória ES Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A ESCELSA R$ ,78 em 31/12/2012 f) Principais Processo Administrativo que visa à cobrança de débitos de COFINS, PÁGINA: 34 de 272
41 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes fatos g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver referentes ao mês de janeiro/2005, em decorrência de apresentação de Declaração de Compensação informando valor de saldo negativo de IRPJ diverso ao apurado no período, o que impossibilitou a homologação. Foi apresentada manifestação de inconformidade e os autos aguardam decisão em 1ª instância administrativa. Possível Pagamento do valor da contingência. Não há Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda c) Data de instauração d) Partes do processo 15/10/2001 Autora: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens ou direitos envolvidos R$ ,16 em 31/12/2012 f) Principais fatos Compensação de débitos de PIS e COFINS com créditos de IRRF realizadas em 2001, 2002 e Ao analisar as compensações, a Receita Federal do Brasil concluiu pela insuficiência dos créditos, ocasionando a cobrança do saldo remanescente. Foi apresentado Recurso Voluntário ao Conselho de Recursos Fiscais. Atualmente, o processo aguarda julgamento. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. i) Valor provisionado, se houver Não há PÁGINA: 35 de 272
42 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos de natureza Ambiental Em 31 de dezembro de2012, a Companhia figurava como parte em alguns processos judiciais e administrativos que versavam sobre matéria ambiental, as quais possuem riscos de perda classificados como remotos e possíveis. De uma maneira geral, os processos de natureza ambiental têm por objeto eventos interpretados pelas autoridades ambientais e/ou pelo Ministério Público como descumprimento à legislação ambiental, não identificando neles nenhum tipo de risco nas atividades da Companhia. Processos Judiciais Ambientais Dentre as principais causas, destaca-se: Processo: a) Juízo 3ª Vara Federal Cível da Seção Judiciária do Espírito Santo. b) Instância 2ª Instância - TRF 2ª Região. c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 14/11/2003 Autor: Ministério Público Federal Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A ESCELSA Não Estimável f) Principais fatos Trata-se de Ação Civil Pública, com pedido de liminar, ajuizada pelo Ministério Público Federal em face da ESCELSA, pertinente ao atendimento dos pedidos de ligação de energia elétrica em áreas de proteção ambiental (terrenos de marinha em zona costeira);o Juiz deferiu o pedido liminar, para impor à ESCELSA a obrigação de consultar o GRSPU/ES antes de efetivar ligações de energia em unidades consumidoras que se localizem em áreas definidas como terrenos da marinha pela legislação de regência;foram apresentados agravo de instrumento e defesa pela ESCELSA, impugnando todos os argumentos apresentados pelo Ministério Público Federal, inclusive, requerendo a revogação da liminar e a improcedência da ação, tendo em vista a inexistência de obrigação legal da concessionária de serviço público federal consultar a Secretaria de Patrimônio de União acerca da regularidade da ocupação dos imóveis dos consumidores de energia; Não foi obtido êxito pela ESCELSA no agravo de instrumento, eis que o Tribunal negou provimento ao referido recurso; Após a apresentação da defesa, o Juiz proferiu decisão revogando parcialmente a decisão liminar anteriormente deferida, para que dela passe a constar a determinação de que a ESCELSA deverá consultar a GRSPU/ES em todos os casos que o pedido de ligação for relativo a locais que se situem em zonas de Praia ou a menos de 33 metros do limite atual da linha do mar; Em sede de sentença, o Juiz julgou parcialmente procedente a pretensão autoral, para determinar à ESCELSA que consulte a GRSPU/ES antes de efetivar ligações de energia elétrica em unidades consumidoras em todos PÁGINA: 36 de 272
43 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: os casos em que o pedido de ligação for relativo a locais que se situem zonas de praia ou a menos de 33 metros do limite atual da linha do mar, sendo, ainda, mantida a antecipação dos efeitos da tutela, de forma que a GRSPU/ES terá prazo de 15 dias para responder à consulta da ESCELSA. Caso a GRSPU/ES informe que o requerente a instalação de energia em área irregularmente ocupada, a ESCELSA não efetivará a ligação, a menos que a GRSPU/ES a autorize expressamente. Caso seja ultrapassado o prazo de 15 dias sem resposta da GRSPU/ES, a ESCELSA poderá efetivar a ligação. A determinação não se aplica a cidade de Vitória e às cidades nas quais o GRSPU/ES delimitou os terrenos de marinha. Com relação a estas, a GRSPU/ES deverá fornecer à ESCELSA as plantas indicativas das áreas de marinha e somente poderá efetivar a ligação de energia elétrica no âmbito destas áreas caso o requerente apresente a autorização da União, nos termos do art. 29, II, da Resolução nº. 456/2000 da ANEEL; Interposto recurso de apelação pela ESCELSA, pleitando a reforma da sentença proferida em 1ª Instância, reafirmando as razões apresentadas na defesa e no agravo de instrumento; Em virtude do Recurso de Apelação da ESCELSA ter sido recebido somente no efeito devolutivo, a ESCELSA está cumprimento a obrigação que lhe foi imposta através do presente processo. Aguardando o julgamento de recurso de apelação interposto pela ESCELSA. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Remota Entendemos que o impacto do processo em tela se restringe ao eventual descumprimento da decisão acima referenciada, incidindo a multa especificada na decisão. Não há PÁGINA: 37 de 272
44 4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores 4.4. Descrever os processos judiciais, administrativos ou arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Companhia faz parte e cujas partes contrárias sejam administradores ou ex-administradores, ou investidores da Companhia: Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 38 de 272
45 4.5 - Processos sigilosos relevantes 4.5. Em relação aos processos sigilosos relevantes em que a Companhia faz parte e que não tenham sido divulgados nos itens 4.3 e 4.4, analisar o impacto em caso de perda e informar os valores envolvidos: A Companhia, até a data de 31 de dezembro de 2012, não é parte em processos sigilosos relevantes. PÁGINA: 39 de 272
46 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto 4.6. Descrever os processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas jurídicas semelhantes, que não estejam sob sigilo e que em conjunto sejam relevantes, em que a Companhia faz parte, discriminando entre trabalhistas, tributários, cíveis e outros, e indicando: Dentre as diversas ações de reclamações trabalhistas destacam-se 28 processos, envolvendo diversos colaboradores, os quais questionam as alterações realizadas no plano de cargos e salários, entre os anos de 2002 e Em 26 destes processos, a matéria está em discussão no Tribunal Superior do Trabalho, havendo ainda expectativa de decisões judiciais favoráveis à Companhia. Em 2 processos, por questões processuais, houve trânsito em julgado, mas ainda não houve materialização da sentença. O montante estimado em 31 de dezembro de 2012 é de R$ PÁGINA: 40 de 272
47 4.7 - Outras contingências relevantes 4.7. Outras contingências relevantes não abrangidas pelos itens anteriores. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia não possuía outras contingências relevantes, além daquelas descritas neste item 4 do Formulário de Referência. PÁGINA: 41 de 272
48 4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados 4.8. Em relação às regras do país de origem do emissor estrangeiro e às regras do país no qual os valores mobiliários do emissor estrangeiro estão custodiados, se diferente do país de origem, identificar: a) restrições impostas ao exercício de direitos políticos e econômicos; b) restrições à circulação e transferência dos valores mobiliários; c) hipóteses de cancelamento de registro; e d) outras questões do interesse dos investidores. Não aplicável, pois a Companhia não é emissor estrangeiro. PÁGINA: 42 de 272
49 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado 5.1. Descrever, quantitativa e qualitativamente, os principais riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos cambiais e a taxas de juros: (em milhares de reais, exceto quando indicado) Além dos riscos indicados no item 4.1 deste Formulário de Referência, a Companhia está exposta a riscos de mercado decorrentes de suas atividades envolvendo principalmente a possibilidade de mudanças nas taxas de juros, flutuações na taxa de câmbio e risco de crédito. Além disso, os principais fatores macroeconômicos que podem influenciar os negócios da Companhia estão descritos abaixo. Risco de crédito O risco de crédito configura-se, principalmente pelas atividades desenvolvidas pela Companhia, decorrente do faturamento a receber de consumidores. Adicionalmente, parte dos valores a receber relativos às transações de compra de energia e encargos de serviço do sistema, realizados no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, está sujeita a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento, movidos por algumas empresas do setor, relativos à interpretação das regras do mercado vigentes de junho de 2001 a fevereiro de O saldo da rubrica consumidores e concessionárias no ativo circulante totalizou R$ em 31 de dezembro de Risco de vencimento antecipado A Companhia possui debêntures, contratos de empréstimos e financiamentos com cláusulas restritivas que, em geral, requerem a manutenção de índices econômico-financeiros em determinados níveis (covenants financeiros) e de outras condições. O descumprimento dessas restrições poderá implicar o vencimento antecipado das dívidas da Companhia, o que pode causar um impacto adverso relevante nos seus resultados operacionais e da Companhia. O endividamento da Companhia totalizou R$ em 31 de dezembro de Risco de escassez de energia elétrica A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um período prolongado de escassez de chuva reduziria o volume de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas, podendo ocasionar aumento no custo de aquisição de energia no mercado de curto prazo e na elevação nos valores do encargo de serviços do sistema em decorrência do aumento da necessidade de acionamento das usinas termoelétricas, esse eventual aumento de custo por geração térmica será repassado às tarifas dos consumidores. Numa situação extrema, como ocorrido no Brasil no ano de 2001, poderia vir a ser adotado programa de racionamento que implicaria em redução de receita. Risco de Taxa de Juros O endividamento da Companhia está sujeito a variações na taxa de juros que podem elevar o custo de financiamento. O endividamento total era de R$ em 31 de dezembro de Do total do endividamento, 14,2% estão indexados à TJLP, 78,8% à CDI e 14,2% a taxas préfixadas. Dessa forma, a elevação ou da TJLP, ou do CDI pode elevar os encargos financeiros da Companhia. A Companhia não mantém quaisquer operações, contratos, obrigações ou outras operações passíveis de gerar um efeito relevante, presente ou futuro, na sua situação financeira e mudanças na sua situação financeira, receitas ou despesas, resultados operacionais, liquidez, gastos com capital ou recursos de capital, não registradas no balanço patrimonial. Além dos riscos de mercado dispostos acima, a Companhia está sujeita aos seguintes riscos macroeconômicos: Risco de Taxas de Câmbio. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia possuía R$1.253 em empréstimos e financiamentos de curto prazo e R$ em empréstimos e financiamentos de longo prazo. A totalidade da dívida da Companhia em moeda estrangeira está vinculada a contratos de swap para mitigar o risco cambial e de taxa de juros internacional (Libor). PÁGINA: 43 de 272
50 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado A Companhia não mantém quaisquer operações, contratos, obrigações passíveis de gerar um efeito relevante, presente ou futuro, na sua situação financeira e mudanças na sua situação financeira, receitas ou despesas, resultados operacionais, liquidez, gastos com capital ou recursos de capital, não registradas no balanço patrimonial. Além dos riscos de mercado dispostos acima, a Companhia está sujeita aos seguintes riscos macroeconômicos: O Governo Federal exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Esta influência, bem como as condições políticas e econômicas brasileiras, podem afetar adversamente as atividades da Companhia. A economia brasileira tem sido marcada por frequentes, e por vezes significativas, intervenções do Governo Federal, que frequentemente modifica as políticas monetária, de crédito, fiscal e outras. As ações do Governo Federal para controlar a inflação e efetuar outras políticas envolveram no passado, entre outras, aumentos nas taxas de juros, mudanças na política fiscal, controle de preço, desvalorização da moeda, controles no fluxo de capital e determinados limites sobre as mercadorias e os serviços importados. A Companhia não tem controle e não pode prever quais medidas ou políticas o Governo Federal poderá adotar no futuro. Os negócios, condição financeira e resultados das operações da Companhia podem ser adversamente afetados em razão de mudanças na política pública em nível federal, estadual e municipal, referentes a tarifas públicas e controles de câmbio, bem como de outros fatores, tais como: taxas de juros; controle no câmbio e restrições a remessas ao exterior; variações nas taxas de câmbio; inflação; liquidez no mercado doméstico financeiro e de capitais e mercado de empréstimos; política fiscal e regime tributário, incluindo alterações na legislação tributária e trabalhista; e medidas de cunho político, social e econômico que ocorram ou possam afetar o Brasil. Como exemplo podemos citar a isenção de IOF para operações ligadas ao financiamento dos setores de infraestrutura a partir de 02 de abril de Um outro exemplo de modificação legal em cunho contrário foi o aumento de IOF sobre os contratos de crédito no exterior com prazo de pagamento inferior a 720 dias. Tais contratos passaram a pagar 6%, desde 07 de abril de A incerteza quanto à implementação de mudanças por parte do Governo Federal nas políticas ou normas que venham a afetar esses ou outros fatores no futuro pode contribuir para a incerteza econômica no Brasil. Sendo assim, tais incertezas e outros acontecimentos futuros na economia brasileira poderão prejudicar as atividades, e consequentemente, os resultados operacionais da Companhia. Esforços do governo para combater a inflação podem retardar o crescimento da economia brasileira e prejudicar os negócios da Companhia. No passado, o Brasil sofreu com taxas de inflação extremamente altas e, consequentemente, adotou políticas monetárias que resultaram em uma das maiores taxas reais de juros do mundo. Entre 2004 e dezembro de 2010, a taxa SELIC variou entre 19,77% e 8,64% ao ano, conforme dados extraídos da Bloomberg. A inflação e as medidas adotadas pelo governo brasileiro para combatê-la, principalmente por meio do Banco Central do Brasil, tiveram e podem voltar a ter efeitos consideráveis sobre a economia brasileira e sobre os negócios da Companhia. As rigorosas políticas monetárias com altas taxas de juros podem restringir o crescimento do Brasil e a disponibilidade de crédito. De modo inverso, políticas governamentais e monetárias mais brandas e a diminuição das taxas de juros podem desencadear aumentos das taxas inflacionárias e, em consequência, a volatilidade do crescimento e a necessidade de súbitos e significativos aumentos das taxas de juros. Além disso, a Companhia pode não ter condições de ajustar os preços praticados para compensar os efeitos da inflação na sua estrutura de custos. Qualquer destes fatores poderia afetar os negócios da Companhia negativamente. PÁGINA: 44 de 272
51 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como a Companhia. Durante as últimas décadas, a moeda brasileira teve frequentes e substanciais variações em relação ao dólar americano e a outras moedas estrangeiras. Conforme dados e informações extraídos da Bloomberg, entre 2000 e 2002, o Real desvalorizou-se consideravelmente em comparação ao Dólar, chegando a uma taxa de R$3,53 por US$1,00 no final de Entre 2003 e meados de 2008, o Real valorizou-se significativamente em relação ao Dólar, impulsionado pela estabilização do ambiente macroeconômico e por um forte aumento dos investimentos estrangeiros no Brasil, com a taxa de câmbio atingindo R$1,56 por US$1,00 em agosto de No contexto da crise que atinge os mercados financeiros globais desde meados de 2008, o Real desvalorizou-se 31,9% em relação ao Dólar ao longo de 2008, alcançando a taxa de R$2,337 por US$1,00 no final de 2008 e encerrou o exercício social de 2009 com a taxa de câmbio de R$1,74 por US$1,00. Em 2009, por outro lado, o Dólar valorizou-se em 34,2%, fechando o ano a R$ 1,741 por US$1,00. Em 2010, a moeda brasileira apresentou comportamento estável, encerrando o ano a R$ 1,666 por US$ 1,00, com pequena valorização de 4,5%. Em 2011, o Real voltou a desvalorizar-se 11,2% em relação ao Dólar, encerrando o ano a R$ 1,876 por US$ 1,00. Em 2012 o câmbio iniciou sua cotação a R$1,87 por US$ 1,00, em 28 de fevereiro obteve a cotação mínima do ano em R$1,70, em 03 de dezembro teve sua máxima em R$2,11, finalizando o ano de 2012 em R$2,04 por US$ 1, A desvalorização do Real em relação ao Dólar poderia criar pressões inflacionárias no Brasil e causar o aumento das taxas de juros, o que, por sua vez, poderia afetar negativamente o crescimento da economia brasileira de modo geral e prejudicar tanto a situação financeira como os resultados operacionais da Companhia, além de restringir o acesso aos mercados financeiros internacionais e determinar intervenções governamentais, inclusive por meio de políticas recessivas. Além disso, a desvalorização do Real em relação ao Dólar poderia, como no contexto da atual desaceleração da atividade econômica, levar à redução do consumo, a pressões deflacionárias e a um menor crescimento da economia de modo geral. Por outro lado, a valorização do Real em relação ao Dólar e a outras moedas estrangeiras poderia resultar na piora da balança comercial brasileira, bem como refrear o crescimento baseado nas exportações. Conforme indicado acima neste item, a Companhia mantém operações com base na variação cambial. Dependendo das circunstâncias, a desvalorização ou a valorização do Real poderia ter um efeito adverso relevante e negativo no crescimento da economia brasileira, bem como nos negócios da Companhia. 1 Fonte: Banco Central do Brasil PÁGINA: 45 de 272
52 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 5.2. Descrever a política de gerenciamento de riscos de mercado adotada pela Companhia, seus objetivos, estratégias e instrumentos, indicando: a) riscos para os quais se busca proteção; b) estratégia de proteção patrimonial (hedge); c) instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge); d) parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos; e) se o emissor opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são esses objetivos; f) estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos; e g) adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada. Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 46 de 272
53 5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado 5.3. Informar se, em relação ao último exercício social, houve alterações significativas nos principais riscos de mercado a que a Companhia está exposta ou na política de gerenciamento de riscos adotada: Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 47 de 272
54 5.4 - Outras informações relevantes 5.4. Outras informações que a Companhia julga relevantes: Revisão Tarifária No mês de novembro de 2011, a ANEEL, em reunião pública de diretoria aprovou as Resoluções 457 e 464 de 11 e 22 de novembro de 2011, respectivamente, que definem a metodologia e os procedimentos gerais para realização do 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica, que será aplicado na Escelsa em sua Revisão tarifária de A metodologia para realização do Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária (3CRTP) está consolidada nos Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET, Módulos 2 e 7. O Módulo 2, com oito submódulos, especifica os procedimentos para realização da revisão tarifária, enquanto que o Módulo 7, com três submódulos, redefine a estrutura tarifária que passa a ser específica para cada concessionária de distribuição em função de suas características de sistema elétrico e utilização do mesmo pelos consumidores. Ainda no escopo da metodologia do 3CRTP, a ANEEL alterou o método de cálculo dos limites dos indicadores de qualidade e criou um ranking de continuidade que será utilizado, quando dos reajustes tarifários das concessionárias, para cálculo do Componente de Qualidade (Q) que passa a integrar o Fator X, o método de representação das redes de distribuição e o impacto da curva de carga para o cálculo das Perdas Técnicas Regulatórias. O governo em setembro de 2012 se antecipando ao vencimento das concessões previstas entre 2015 e 2017, e buscando promover para modicidade tarifária os benefícios das amortizações e depreciações dessas concessões aprovou a Medida Provisória nº 579 em setembro de 2012 que resultou na Lei nº de 11 de janeiro de 2013, estabeleceu que as concessionárias de geração e transmissão, licitadas antes de 13 de fevereiro de 1995 (art. 19 da Lei nº 9.074/1995) e que tiverem seus contratos vencendo entre 2015 e 2017, poderão prorrogar antecipadamente as suas concessões, e trata também da redução dos encargos setoriais nas faturas de energia dos consumidores finais. Na renovação das concessões, as concessionárias de geração que tiverem os seus contratos a vencer entre 2015 e 2017 poderão renovar as concessões e deverão disponibilizar a sua garantia física de energia para o regime de quotas a ser distribuído proporcionalmente ao mercado de cada distribuidora, afetando a contratação de energia. As concessionárias de transmissão que tiverem os seus contratos a vencer entre 2015 e 2017 poderão renovar as suas concessões e, considerando que os ativos vinculados à prestação do serviço de transporte de energia elétrica estarão totalmente amortizados, somente os custos de operação e manutenção serão considerados na Receita Anual Permitida (RAP). O Decreto nº de 23 de janeiro de 2013 estabeleceu uma maior abrangência para a aplicação dos recursos da CDE, os quais poderão ser utilizados para subsidiar os descontos tarifários previstos em lei, como a tarifa social baixa renda, rural, água, esgoto e saneamento, irrigantes, entre outros. Desse modo, a diferença auferida de receita, devido aos descontos concedidos, não será mais ressarcida por meio das tarifas dos demais consumidores. Essas medidas resultaram em uma revisão tarifária extraordinária que estava prevista para 05 de fevereiro de 2013, mas foi antecipada e aprovada pela ANEEL em 24 de Janeiro de 2013, com redução média para consumidores residenciais 18%, enquanto para indústria, comércio e agricultura a redução é de até 32%. As distribuidoras deverão recontratar em 2013 o monte de reposição que não foi coberto pela distribuição das cotas de energia derivadas da medida provisória 579/2012, e pela não realização do leilão de energia A-1 prevista para ocorrer em dezembro de PÁGINA: 48 de 272
55 5.4 - Outras informações relevantes Também está em discussão a introdução de mecanismos que reduzam a assimetria tarifária entre as várias regiões do Brasil. O governo, por meio da ANEEL e MME, está buscando estabelecer mecanismo econômico que reduza a diferença entre as tarifas pagas pelos consumidores nos vários Estados brasileiros. Estão em andamento no Congresso Nacional iniciativas legislativas que visam a alterações às normas trabalhistas e trazem impactos sobre o custo de pessoal como a restrição para a terceirização de atividades e a redução da jornada de trabalho. Reajuste Tarifário O último reajuste tarifário anual médio concedido à concessionária foi de 14,29%, reposicionando as tarifas para o período de 07 de agosto de 2012 a 06 de agosto de Deste percentual, 6,78% referem-se ao reajuste econômico e 7,51% referem-se a componentes financeiros. O efeito médio percebido pelos consumidores cativos da EDP Escelsa foi de 11,33%, considerando os ajustes financeiros referentes a períodos anteriores. PÁGINA: 49 de 272
56 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Data de Constituição do Emissor 01/07/1968 Forma de Constituição do Emissor Constituída sob a forma de sociedade por ações País de Constituição Brasil Prazo de Duração Prazo de Duração Indeterminado Data de Registro CVM 19/01/1996 PÁGINA: 50 de 272
57 6.3 - Breve histórico 6.3. Breve histórico da Companhia: No início dos anos 50 o Governo do Estado do Espírito Santo decidiu intervir para solucionar o problema da inflação alta que atingia as tarifas, logo após a 2ª Guerra Mundial, desestimulando investimentos por parte das concessionárias. Nesta época foi lançado um programa de eletrificação. Com o início da construção da usina Rio Bonito foi criada uma Companhia, controlada pelo Governo do Estado do Espírito Santo, denominada ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSA que anos depois deu origem à nova Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA. Essa Companhia se lançou na construção de linhas de transmissão e de subestações, além de assumir a responsabilidade de distribuir energia em vários municípios do Estado. Já na década de 60, mais precisamente no ano de 1965, o Grupo AMFORP foi encampado pelo governo federal, ficando a Companhia Central Brasileira de Força Elétrica sob o controle da Eletrobrás. Os entendimentos dos governos federais e estaduais acabaram por ajustar a fusão da Companhia Central Brasileira de Força Elétrica com a empresa de energia constituída na década de 50, criando em 1º de julho de 1968 uma nova Companhia, mantendo o nome Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA, com 95% de suas ações de posse da Eletrobrás. Com o surto de crescimento econômico no Espírito Santo ocorrido na década de 80, o consumo anual de energia elétrica saltou da casa dos 169 mil MWh registrados em 1968, para 2,6 milhões de MWh em 1980, representando um crescimento de 1.463% em 12 anos. Para racionalizar o consumo com iluminação pública, a Escelsa assinou convênios com prefeituras para a substituição de 12 mil lâmpadas incandescentes de 150 W por outras de vapor de mercúrio de 80 W e de vapor de sódio de 50 W. A economia anual passou a ser de MWh. No início dos anos 90, com o esgotamento do modelo estatal devido à crise econômica (falta de recursos e infraestrutura), a Escelsa foi incluída no processo de desestatização do Governo Federal. Em 1995, a Escelsa foi finalmente privatizada. Após sua privatização, a Escelsa adotou uma política de investimentos maciços em tecnologia de ponta e na melhoria do sistema elétrico, levando à melhoria dos seus indicadores técnicos de qualidade. Em 1999, a EDP Energias de Portugal S.A. adquiriu 73,12% do capital acionário da Iven S.A., uma das controladoras da ESCELSA. Em 2005, a reorganização societária do Grupo EDP Energias do Brasil a qual englobou a incorporação da Iven pela Escelsa, foi concluída com a transformação da Escelsa em subsidiária integral da holding EDP Energias do Brasil S.A. A proposta de reorganização societária obteve a anuência da ANEEL por meio da Resolução Autorizativa n.º 164, de 25 de abril de Atualmente, 51% do capital social EDP - Energias do Brasil S.A. é detido, direta e indiretamente, pela EDP - Energias de Portugal S.A.. Da parcela remanescente, 48,8% são detidos por acionistas minoritários na Bolsa de Valores de São Paulo (BM&FBOVESPA) e 0,2% corresponde às ações mantidas em tesouraria e de posse dos administradores. Na mesma época que a EDP Energias do Brasil S.A. passou a assinar nacionalmente sua marca apenas com o nome EDP, após o processo de mudança da marca em junho de 2009, a Escelsa passou a assinar sua marca como EDP Escelsa, seguindo alinhamento do grupo mundial. PÁGINA: 51 de 272
58 6.3 - Breve histórico Eventos Recentes Relevantes Programa Luz Para Todos Para promover o acesso à energia elétrica, a Companhia, em parceria com os Governos Federal e Estadual, investiu até o momento, no âmbito do Programa Luz Para Todos, R$ 264,75 milhões e levou energia elétrica a mais de 50 mil propriedades rurais. Contrato de Concessão Em 22 de fevereiro de 2010, foi aprovada a celebração pela EDP Escelsa do Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão para Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1995. PÁGINA: 52 de 272
59 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 6.5. Descrever os principais eventos societários, tais como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações e aquisições de controle societário, aquisições e alienações de ativos importantes, pelos quais tenham passado a Companhia, indicando: a) evento; b) principais condições do negócio; c) sociedades envolvidas; d) efeitos resultantes da operação no quadro acionário; e e) quadro societário antes e depois da operação. Para os 3 últimos exercícios sociais não ocorreram eventos societários, tais como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações e aquisições de controle societário, aquisições e alienações de ativos importantes que envolvam a Companhia. PÁGINA: 53 de 272
60 6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial 6.6. Indicar se houve pedido de falência, desde que fundado em valor relevante, ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia, e o estado atual de tais pedidos: Não houve pedido de falência ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia. PÁGINA: 54 de 272
61 6.7 - Outras informações relevantes 6.7. Outras informações que a Companhia julga relevantes: Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 6 do Formulário de Referência. PÁGINA: 55 de 272
62 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas 7.1. Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia: A Escelsa é a principal concessionária de distribuição de energia elétrica do Estado do Espírito Santo atendendo a 70 dos 78 municípios do estado do Espírito Santo, numa área de km2, cobrindo aproximadamente 90% do Estado e 94% da população total, o que corresponde a 3,3 milhões de habitantes. A concessão tem vigência até 16 de julho de 2025, podendo ser renovada por mais 30 anos, conforme Decreto Executivo de 17 de julho de As principais atividades econômicas da região são siderurgia, mineração de ferro, produção de papel, petróleo e gás. Em 2012 foram distribuídos GWh a um total de milhões de clientes faturados, representando um aumento de 3,18% da energia distribuída em relação a A receita líquida da Escelsa representou 29,0% da receita líquida total do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. em A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica é viabilizada por meio de redes de distribuição, ramificadas em toda a área de concessão da Companhia. Esse serviço é prestado diretamente pela Companhia aos consumidores finais, subdivididos em várias classes de tensão e de consumo. A energia elétrica vendida é quantificada por meio da instalação de medidores com leituras mensais, cujas informações são processadas e servem de base para a emissão de faturas com a aplicação de tarifas, encargos e tributos estabelecidos pelas leis vigentes. A rede de eletricidade da Escelsa inclui a sub-transmissão de energia de alta voltagem (138 kv e 88 kv) e sua transformação e distribuição em voltagens médias principalmente de 138 kv, 69 kv, 34,5 kv e 15kV. Vendemos o total de GWh de eletricidade, dos quais GWh foram fornecidos a consumidores industriais, GWh a consumidores residenciais, GWh a consumidores comerciais, GWh para outros clientes, incluindo consumo próprio, órgãos governamentais e consumidores rurais, e Gwh energia em trânsito distribuída a clientes livres. São acessórias à distribuição de energia elétrica pela Escelsa as seguintes atividades: (i) ligação e vistoria da unidade consumidora; (ii) aferição de medidor a pedido do consumidor; (iii) verificação do nível de tensão a pedido do consumidor; (iv) religação de unidade consumidora; (v) faturamento e arrecadação; (vi) averiguação de danos no sistema; e (vii) construção de novas linhas de transmissão e distribuição. As tarifas cobradas pela Companhia de seus clientes são fixadas pelo Poder Concedente, passíveis de reajuste anual e revisão periódica e extraordinária. As revisões tarifárias periódicas da Escelsa ocorrem a cada três anos e objetivam, nos termos do Contrato de Concessão, a adequação das tarifas às alterações na estrutura de custos e de mercado da Escelsa, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas. As revisões extraordinárias podem ser realizadas a qualquer tempo, mediante solicitação da Escelsa e a critério da ANEEL, sempre que o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão for ameaçado. PÁGINA: 56 de 272
63 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 7.2. Em relação a cada segmento operacional que tenha sido divulgado nas últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social ou, quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas: a) Produtos e serviços comercializados; b) Receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia; e c) Lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia. Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 57 de 272
64 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 7.3. Informações sobre os produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2: a) Características do processo de produção; b) Características do processo de distribuição; c) Características dos mercados de atuação, em especial; d) Eventual sazonalidade; e e) principais insumos e matérias primas, informando: Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 58 de 272
65 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total 7.4. Identificar se há clientes que sejam responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia, informando: a) montante total de receitas provenientes do cliente; e b) segmentos operacionais afetados pelas receitas provenientes do cliente. Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 59 de 272
66 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 7.5. Descrever os efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Compania, comentando especificamente: a) Necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades da Companhia e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações; b) Política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental; e c) Dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades. Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 60 de 272
67 7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior 7.6. Em relação aos países dos quais a Companhia obtém receitas relevantes, identificar: (a) Receita proveniente dos clientes atribuídos ao País sede da Companhia e sua participação na Receita Líquida total da Companhia; (b) Receita proveniente dos clientes atribuídos a cada País estrangeiro e sua participação na Receita Líquida total da Companhia; e (c) Receita total proveniente de Países estrangeiros e sua participação na Receita Líquida total da Companhia. Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 61 de 272
68 7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades 7.7. Em relação aos países estrangeiros divulgados no item 7.6, informar em que medida a Companhia está sujeito à regulação desses países e de que modo tal sujeição afeta os negócios da Companhia. Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria B. PÁGINA: 62 de 272
69 7.8 - Relações de longo prazo relevantes 7.8. Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia. A Companhia publicou em 5 de março de 2013 a Demonstração Financeira Padronizada DFP data-base 31 de dezembro de 2012, uma das partes integrantes da DFP é o Relatório de Administração, no qual aborda no item 13 Responsabilidade Social, Meio Ambiente e Sustentabilidade ; no item 14 Reconhecimentos Externos ; e no item 15 Balanço Social Anual Formulário Ibase, estas informações encontram-se disponibilizadas no site da CVM (www.cvm.gov.br) e no site da EDP (www.edpbr.com.br). O Grupo EDP Energias do Brasil S.A. publica o seu Relatório Anual de Sustentabilidade desde 2006, elaborado de acordo com as diretrizes da Global Reporting Initiative (GRI). Esse documento inclui informações sobre a caracterização do negócio, o modo de gestão e o desempenho de sustentabilidade da Companhia, o qual encontra-se disponível no site da EDP (www.edpbr.com.br) e no site da CVM (www.cvm.gov.br). O resultado efetivo do seu compromisso com o desenvolvimento sustentável reflete-se no fato das ações do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. integrarem pelo 7.º ano consecutivo o Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE) da Bolsa de Valores de São Paulo. O questionário é composto por 7 dimensões Geral, Governança Corporativa, Natureza do Produto, Ambiental, Mudanças Climáticas, Social e Econômico-Financeira, e a Companhia participa no preenchimento destas últimas 4 dimensões. Estas informações podem ser visualizadas no site do ISE da BM&F Bovespa (https://www.isebvmf.com.br/). PÁGINA: 63 de 272
70 7.9 - Outras informações relevantes 7.9. Outras informações relevantes. 1 Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro Características Gerais O parque gerador brasileiro é predominante hidrelétrico, apesar do aumento da participação das usinas térmicas e de biomassa. Segundo informações da ANEEL, em 31 de dezembro de 2012, o País possuía no total empreendimentos em operação, e desconsiderando-se os montantes importados da Argentina, Venezuela e Uruguai e considerando-se a produção integral de Itaipu Binacional, a capacidade instalada do parque gerador brasileiro conectado ao SIN era de aproximadamente 121 GW. Do total da energia produzida pelos empreendimentos em operação, aproximadamente 70,0% é proveniente de hidrelétricas e 27,0 % de termelétricas. Além disso, o Brasil conta com 2 usinas nucleares, que correspondem a 1,7% do potencial instalado, 84 usinas eólicas que correspondem a 1,5% e 11 centrais geradoras solares Fotovoltaicas. O Brasil tem o terceiro maior potencial hidroelétrico do mundo, com cerca de 261,4 GW (PNE 2030), sendo que o aproveitamento deste potencial é de aproximadamente 30% (PNE 2030). Até 2030, visualiza-se um acréscimo de cerca de MW (PNE 2030), dos quais MW (PNE 2030) provirão da Região Amazônica, totalizando um parque hidrelétrico de MW (PNE 2030). Grandes projetos estruturais na Região Amazônica já foram licitados nos anos de 2007, 2008 e 2010, com previsão de início das operações a partir de 2013 (Usinas Hidrelétricas de Santo Antônio MW e Jirau MW, ambas no Rio Madeira e Belo Monte, no Rio Xingu, com previsão de MW instalados. No território brasileiro foi identificado um potencial da ordem de MW (conforme PNE 2030) para desenvolvimento de pequenas centrais hidrelétricas PCH com capacidade instalada entre 1 e 30MW, em aproximadamente aproveitamentos. Em 31/12/2012, a capacidade instalada de PCH s é de MW (Resumo geral dos empreendimentos de geração ANEEL) com mais 443,7 MW (BIG Site ANEEL,06/05/2013), em construção. Além disso, evidencia-se um grande potencial para utilização da energia eólica, cerca de MW (ANEEL, no site: com somente MW (ANEEL em 31/12/2012). Grande parte deste potencial se localiza na Região Nordeste, o que traz o benefício da complementaridade com as usinas hidrelétricas, devido à sazonalidade defasada dos regimes de vazões dos rios e dos ventos. Segundo o Plano Decenal de Expansão aprovado em 2012 pelo MME, a capacidade de geração instalada do País deverá aumentar para 182,4 GW até 2021, dos quais 117,0 GW (64%) corresponderão à geração hidrelétrica, 26,0 GW (14%) à geração termelétrica, 3 GW (2%) à geração nuclear e 36,0 GW (20%) à geração de PCH s, eólicas e biomassas. Na condição de holding, a Eletrobras controla grande parte dos sistemas de geração e transmissão de energia elétrica do Brasil por intermédio de seis subsidiárias: Eletrobras Chesf, Eletrobras Furnas, Eletrobras Eletrosul, Eletrobras Eletronorte, Eletrobras CGTEE e Eletrobras Eletronuclear. Além de principal acionista dessas empresas, a Eletrobras, em nome do governo brasileiro, detém metade do capital de Itaipu Binacional. A capacidade geradora da Eletrobras, incluindo metade da potência de Itaipu pertencente ao Brasil, é de MW, correspondentes a 36% do total nacional. As linhas de transmissão têm km de extensão, representando cerca de 55% do total das linhas do Brasil. Informações acessadas no site Eletrobrás em 05/05/2013). 1 Para informações acerca das terminologias técnicas do setor energético, consulte o glossário disponibilizado no sítio eletrônico da ANEEL: PÁGINA: 64 de 272
71 SP MG PR GO BA PA RS RJ MS AL SC SE PE TO MT MA AM ES CE RO RN PB PI AP AC RR DF Formulário de Referência ESPIRITO SANTO CENTRAIS ELETRICAS SA Versão : Outras informações relevantes O Sistema de Distribuição Brasileiro é composto por 64 distribuidoras, sendo 19 estatais e 45 privadas. As 11 maiores empresas de distribuição fornecem 54% da energia elétrica. Empresas privadas, dentre as quais a EDP Energias do Brasil, detinham, em 2008, 38,0% e 68,0% do mercado de geração e distribuição, respectivamente, em termos de capacidade total e demanda, e 26,0% do mercado de transmissão em termos de receita. O gráfico abaixo apresenta a Capacidade Instalada no País dividido por estados: Nota: A soma a mais de 100% é devido a dupla contagem de usinas localizadas em divisas de estados. 25% Capacidade de Geração por Estado (%) 20% 15% 10% 5% 0% Fonte; Aneel posição 07/05/2013 O Brasil sempre ocupou uma posição de destaque no cenário mundial no que diz respeito à hidroeletricidade, estando entre os países com maior capacidade hidrelétrica instalada. Conforme informado no Balanço Energético Nacional BEN de 2012, elaborado pelo MME em conjunto com a EPE, somente cerca de 34,8% do potencial hidrelétrico nacional foi explorado, já que sua maior parte se situa na Amazônia. A região norte não está interligada ao SIN, e, em razão disso, tal região é denominada de Sistema Isolado, o qual compreende 45% do território nacional, porém representa somente 2% da demanda total do País. O Sistema Isolado é abastecido principalmente por fontes de geração térmica a óleo combustível e a óleo diesel. Para a substituição de tais fontes térmicas no Sistema Isolado por meio da implantação de usinas hidrelétricas, é previsto pela ANEEL o recebimento de incentivo do fundo formado com recursos da CCC para financiar tais empreendimentos. Dados do MME prevêem uma ligeira alteração na matriz energética brasileira nos próximos anos. Estima-se que as participações hidrelétricas e de importação sofrerão redução em suas participações, basicamente devido ao aumento da participação das fontes renováveis. Segundo o BEN de 2012, o consumo de energia no Brasil registrou em 2011 um aumento de 2,3% em comparação ao consumo registrado em Houve manutenção na participação do gás natural na matriz energéticanacional, no patamar de 10%., o mesmo acontecendo com os produtos derivados da cana de açúcar (etanol, bagaço, caldo e melaço para fins energéticos) que permaneceram em torno de 16% em Conforme dados do BEN 2012, a participação da energia hidráulica na matriz energética nacional foi de 14,7% em Segmentos da Indústria de Energia Elétrica no Brasil Geração As características físicas do Brasil, em especial a grande extensão territorial e a abundância de recursos hídricos foram determinantes para a implantação de um parque gerador de energia elétrica de base predominantemente hidráulica. PÁGINA: 65 de 272
72 7.9 - Outras informações relevantes Resumo da Situação Atual dos Empreendimentos Fonte de Energia Situação Capacidade Associada (kw) 200 empreendimento(s) de fonte Eólica outorgada empreendimento(s) de fonte Eólica em construção empreendimento(s) de fonte Eólica em operação empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica em operação empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica outorgada empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica em construção empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica em operação empreendimento(s) de fonte Maré outorgada empreendimento(s) de fonte Termelétrica outorgada empreendimento(s) de fonte Termelétrica em construção empreendimento(s) de fonte Termelétrica em operação Fonte: Aneel, 07 de maio de 2013 As centrais de produção de eletricidade são objeto de concessão, autorização ou registro, segundo o enquadramento realizado em função do tipo de central, da capacidade a ser instalada e do destino da energia. Segundo o destino da energia, as centrais de produção podem ser classificadas como: Produtores cuja outorga de concessão especifica que a energia produzida destina-se ao serviço público de eletricidade; Produtores independentes (assumem o risco da comercialização de eletricidade com distribuidoras ou diretamente com consumidores livres); e Auto-produtores (produção de energia para consumo próprio, podendo o excedente ser comercializado mediante uma autorização). Remuneração das Geradoras Ao contrário das distribuidoras, as geradoras não têm, em seus contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão destas. Em outras palavras, o segmento de geração não é submetido à regulação econômica. Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras comercializavam a sua energia por meio de contratos iniciais, os quais tinham tarifas fixadas pela ANEEL conforme previsto na Lei do Setor Elétrico, ou ainda por meio de contratos bilaterais, cujos preços eram livremente negociados entre as partes. Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela CCEE. No Ambiente de Contratação Livre - ACL, as geradoras podem PÁGINA: 66 de 272
73 7.9 - Outras informações relevantes vender sua energia a preços livremente negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500GWh/ano e Consumidores Livres. Nos contratos bilaterais firmados e homologados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os preços negociados entre as geradoras e distribuidoras eram, geralmente, influenciados pela limitação de repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas distribuidoras de seus consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio desses contratos é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL chamado de Valor Normativo. Para os Contratos Bilaterais celebrados sob a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a limitação ao repasse de custos pelas distribuidoras é baseada no Valor Anual de Referência. Essas limitações ao repasse às tarifas, dos custos de aquisição de energia pelas distribuidoras, acabam influenciando os preços de energia ofertados pelas geradoras, uma vez que estes devem ser inferiores ao Valor Anual de Referência para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. As plantas geradoras hidrelétricas contam, ainda, com o Mecanismo de Realocação de Energia - MRE para mitigar riscos hidrológicos e impacto comercial da operação centralizado do sistema, de tal forma a ter preservada a possibilidade de obtenção de uma receita correspondente à venda de sua garantia física. O Valor Anual de Referência VR limita os custos a serem repassados para o consumidor final e corresponde à média ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões realizado com 5 anos e 3 anos de antecedência ( A-5 e A-3 respectivamente), calculada para todas as distribuidoras como segue: VR = (VL5 * Q5 + VL3*Q3) / (Q5 + Q3) Onde: VL5 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano A - 5, ponderado pelas respectivas quantidades adquiridas; Q5 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados com cinco anos de antecedência ao ano de entrega da energia ( A - 5 ); VL3 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano A - 3, ponderado pelas respectivas quantidades adquiridas; e Q3 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados com três anos de antecedência ao ano de entrega da energia ( A - 3 ). O VR é aplicado durante os primeiros três anos dos contratos de compra de energia elétrica de novos projetos de geração de energia. Após o quarto ano, os custos de aquisição de energia elétrica desses projetos poderão ser repassados integralmente. Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de Biomassa. Nos termos do PROINFA, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ELETROBRÁS compra a energia gerada por estas fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os consumidores livres e distribuidoras, as quais se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores de baixa renda. Projetos que buscam qualificar-se para os benefícios oferecidos pelo PROINFA devem estar totalmente operacionais até 31 de dezembro de O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para projetos incluídos no PROINFA, podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas no programa. PÁGINA: 67 de 272
74 7.9 - Outras informações relevantes Este programa visa a inclusão de energia renovável no parque energético nacional em dois momentos: Conforme previsão do MME, a energia hidráulica teve sua participação na matriz energética reduzida em mais de um ponto percentual (MME). No acumulado do ano de 2010, a participação desta fonte caiu para 13,5% (MME), principalmente devido ao aumento da participação da geração termoelétrica; Até 2020 a geração oriunda das usinas incentivadas pelo PROINFA deverá atender 15% do crescimento anual da carga (MME); e Em 20 anos, a energia renovável deverá representar ao menos 10% de toda a energia produzida no Brasil. (Apresentação do MME Proinfa: Política Pública de Energia Renovável, realizada em Fortaleza, 18 de setembro/2006) A Resolução Normativa ANEEL n 127 de 6 de dezembro de 2004 estabeleceu os procedimentos para o rateio do custo PROINFA, bem como para definição das respectivas cotas de energia elétrica a serem adquiridas pelos Consumidores Livres e distribuidoras, nos termos do Decreto n 5.025, de 30 de março de Mecanismo de Realocação de Energia MRE O MRE tem o objetivo de mitigador o risco hidrológico entre os geradores hidráulicos e é desenvolvido por um processo de 5 etapas que examinam, primeiramente, se a produção física das usinas dentro da mesma região pode satisfazer os níveis de garantia física e, a seguir, se estabelece o compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. As etapas estão detalhadas abaixo: i. aferição se a produção total líquida de energia dentro do MRE alcança os níveis totais de garantia física dos membros do MRE como um todo; ii. iii. iv. aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de garantia física, conforme determinados pelo ONS; caso determinadas geradoras, participantes do MRE, tenham produzido acima de seus respectivos níveis de garantia física, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do MRE que não tenham atingido seus níveis de garantia física. Esta alocação do adicional da energia gerada, designada energia otimizada, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro de uma mesma região e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar que todos os membros do MRE tenham energia alocada, para fins de contabilização na CCEE, em montante pelo menos igual a seus respectivos níveis de garantia física; se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de garantia física (ou sua energia contratada, para aqueles membros do MRE que não tiverem contratado 100% de sua garantia física) e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida, designada energia secundária, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A energia será negociada pelo preço CCEE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e v. se, após cumpridas as etapas de alocação todos os membros do MRE não tiverem atingido o nível de garantia física total do MRE, o montante alocado servirá de lastro para efeito de contabilização, sendo que a energia faltante, em relação a montantes contratados, deverá ser paga com base no preço de liquidação de diferenças - PLD. Energia Otimizada As geradoras, membros do MRE, que produziram energia além de seus níveis de garantia física são compensados por custos variáveis de Operação e Manutenção - O&M e custos com o pagamento de royalties pelo uso da água. As geradoras do MRE que não tiverem gerado seus níveis de garantia física devem pagar custos de Operação e Manutenção - O&M e custos com os royalties pelo uso da água às geradoras que produziram acima de seus respectivos níveis de PÁGINA: 68 de 272
75 7.9 - Outras informações relevantes garantia física durante o mesmo período. Atualmente, (a partir de 1º de janeiro de 2012) a TEO Tarifa de Energia de Otimização paga pelas geradoras que recebem alocação de energia do MRE é de R$9,58/MWh para todas as geradoras que forneceram seu adicional de energia gerada ao MRE (conforme determinado na Resolução Normativa da ANEEL nº 1246/2011). Energia Secundária O montante total de energia do MRE restante após a alocação para cobertura da insuficiência das geradoras que deixaram de produzir sua respectiva garantia física é denominada energia secundária. A energia secundária é alocada de acordo com os níveis de garantia física de todos os membros do MRE. Transmissão e Distribuição O sistema de transmissão brasileiro, com tensão nominal igual ou acima de 230 kv, é de forma geral, denominado de Rede Básica de Transmissão. O papel da Rede Básica é garantir a integração entre fontes remotas de energia aos centros de carga, representados pelas subestações terminais para atendimento às distribuidoras ou atendimento direto a grandes clientes. Além disso, a Rede Básica é fundamental para a operação energética do sistema, posto que estabelece a integração elétrica entre diferentes bacias hidrográficas ou entre regiões do País, permitindo constantes intercâmbios energéticos que objetivam otimizar os custos de operação do parque gerador (operação em complementação térmica), através do deslocamento de geração térmica de alto custo por geração hidráulica. A legislação assegura livre acesso à Rede Básica por parte dos agentes usuários interessados, sendo que a sua tarifa (TUST) é estabelecida com valores diferenciados, dependendo do ponto do sistema que for acessado pelo interessado. O cálculo das tarifas é publicado anualmente pelo regulador e seus valores contemplam dois componentes. A primeira tem característica locacional, visando dar sinal econômico aos agentes para que acessem pontos do sistema que menos impactam os custos de transmissão. O segunda componente, a ser adicionada à primeira, tem características de selo e vem a ser uma parcela de ajuste da tarifa, destinada a garantir a recuperação pelos Agentes Transmissores, da Receita Anual Permitida RAP definida pela ANEEL. Tarifas de Distribuição e Transmissão de Energia As tarifas referentes aos sistemas de distribuição e transmissão são (i) tarifa cobrada pelo uso da rede local de distribuição exclusiva de cada distribuidora (TUSD), (ii) tarifa cobrada pelo uso da rede básica e demais instalações de transmissão (TUST): i. a TUSD é paga por geradoras, Consumidores Livres e por consumidores especiais pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual estejam conectados. O valor a ser pago é ii. iii. calculado pela multiplicação da quantidade de energia elétrica contratada pela tarifa estabelecida pela ANEEL; e a TUST é paga por distribuidoras, geradoras, Consumidores Livres e consumidores especiais pela utilização da rede básica e é reajustada anualmente de acordo com a inflação e com as receitas anuais das empresas concessionárias de transmissão determinadas pela ANEEL. Para fazer uso das instalações de transmissão e/ou de distribuição, e pagar a TUST e/ou a TUSD acima referidas, o usuário deve se conectar a essas instalações de transmissão e/ou de distribuição, sendo que deverão assinar Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão CCTs com as concessionárias de transmissão que detêm essas instalações e/ ou Contratos de Conexão ao Sistema de Distribuição CCDs, com as distribuidoras locais, conforme o caso. Os encargos de conexão são de livre negociação entre as partes, devendo cobrir os custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão do usuário. PÁGINA: 69 de 272
76 7.9 - Outras informações relevantes Segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil Até meados da década de 1990, o setor de distribuição de energia elétrica no Brasil era explorado em sua quase totalidade por empresas estatais. Nos dias de hoje, após diversos processos licitatórios, é bastante fragmentado, operando com 64 distribuidoras em todo território nacional, das quais as 10 maiores representaram 59% da energia vendida, em Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer serviços a seus clientes cativos dentro das respectivas áreas de concessão, sob condições e tarifas reguladas pela ANEEL. Dessa forma, se a distribuidora decidir por praticar algum desconto no valor da tarifa regulada, deve ser levado em consideração o princípio da isonomia. O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou GWh no ano 2012, sendo que do total desse consumo, 52,5% foi consumido pela Região Sudeste. O consumo da Classe Industrial totalizou GWh, que corresponde à 40,9% do total da energia elétrica consumida. Caracteriza-se por apresentar grandes consumidores eletrointensivos, principalmente na área de siderurgia, metalurgia e papel e celulose. O consumo da Classe residencial totalizou GWh, 26,2% do total, e consumo per capita 159 kwh/mês.. Fonte: Resenha Mensal do Mercado de Energia EPE (Publicada em Janeiro/2013) - O mercado de distribuição de energia elétrica é atendido por 64 concessionárias, estatais ou privadas, de serviços públicos que abrangem todo o País. As concessionárias estatais estão sob controle dos governos federal, estaduais e municipais. (Fonte: ANEEL: O mapa abaixo mostra a localização das principais concessões no Brasil: Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica A tarifa média de fornecimento no Brasil tende a ter seu valor mais baixo se comparado a outros países, em razão de haver no Brasil um parque de geração de energia predominantemente hidrelétrico, cabendo destacar o potencial brasileiro de energia renovável a ser explorado. O mecanismo de controle tarifário foi, historicamente, uma forma de incentivar a substituição de outras fontes de energia pela hidrelétrica, porém as altas taxas de juros e o uso das tarifas como instrumento de controle inflacionário, iniciado na década de 80 comprometeram esse objetivo por mais de 20 anos. PÁGINA: 70 de 272
Formulário de Referência - 2014 - EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A Versão : 5. 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis 1
Formulário de Referência - 2015 - EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A Versão : 5. 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis 1
Formulário de Referência - 2011 - EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A Versão : 11. 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis 1
Formulário de Referência - 2013 - ELEKTRO ELETRICIDADE E SERVIÇOS S.A. Versão : 5. 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis 1
Formulário de Referência - 2010 - CENTRAIS ELETRICAS MATOGROSSENSES SA Versão : 3. 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis 1

References: Artigo 31
 artigo 28
 artigo 28
 artigo 28
 Artigo 193
 Artigo 193
 Artigo 193
 artigo 29
 artigo 29
 artigo 29