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Timestamp: 2017-09-21 05:18:18+00:00

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a. Relacionados a la Compañía
i) La Compañía opera bajo régimen de concesión federal.
Como se trata de operación concesionada, el Otorgante de la Concesión puede cambiar las reglas de producción, distribución y comercialización de energía. Estos cambios pueden traer un impacto significativo a la CESP, perjudicando sus resultados y su flujo de caja.
ii) Las concesiones de las plantas de la Compañía tienen plazo de vencimiento establecido.
La compañía tiene concesiones para la explotación de servicio de generación de energía eléctrica impactadas con la edición de la Medida Provisoria n° 579, de 11 de septiembre de 2012 (posteriormente convertida en Ley Nº 12.783, del 14/01/2013). Por esta Medida Provisoria, el Gobierno Federal en la condición de Otorgante de la concesión, ofreció a CESP la anticipación, para enero de 2013, de la renovación de las concesiones de las plantas de Ilha Solteira y Jupiá que vencen en 2015, siempre que haya aceptación de ciertas condiciones de comercialización de la energía de esas plantas. Además, el mismo tratamiento se extendió a la Planta Três Irmãos (Tres Hermanos), cuyo vencimiento del primer período de concesión había ocurrido en noviembre de 2011.
Los accionistas de la CESP, reunidos en asamblea celebrada el 03 de diciembre de 2012, decidieron por la no renovación de las concesiones en la forma ofrecida por la MP. Con esa decisión, la CESP seguirá funcionando las Plantas de Ilha Solteira y Jupiá hasta el término final de la concesión, lo que será en julio de 2015.
El 7 de julio de 2015 ocurrió el término de las concesiones de las dos mayores centrales hidroeléctricas de CESP, Ilha Solteira y Jupiá que juntas representaban el 75% de la potencia instalada. De forma inédita para el proceso de renovación, el Gobierno Federal instituyó el pago de otorgamiento para renovación de las concesiones de las usinas definidas en el Edicto de Subasta ANEEL nº 12/2015, incluidas las dos de la CESP.
A pesar del esfuerzo de los administradores y del accionista controlador, no fue viabilizada la participación de la Compañía en la Subasta realizada el 25 de noviembre de 2015.
En el período comprendido entre el término de las concesiones y la asunción del nuevo concesionario, CESP operó las dos centrales en el régimen de cuotas hasta el final del período de operación asistida finalizado el 30 de junio de 2016. Se trata de una operación marginalmente lucrativa y que cumplió con nuestra responsabilidad social de continuidad del servicio de generación de energía eléctrica.
La Compañía entiende que la asunción de un nuevo operador caracteriza sucesión laboral e ingresó en la justicia para obtener este reconocimiento. De la misma forma, entiende que los litigios referentes a las acciones judiciales relativas a aquellas usinas acompañan las concesiones, pues a ellas son inherentes.
En cuanto a la Usina Hidroeléctrica Jaguari, cuyo vencimiento de la concesión se dará en 2021, la CESP, en virtud de la Ley nº 12.783, de 11 de enero de 2013, y de manera tempestiva, solicitó la renovación de esa concesión y aguarda pronunciamiento de Aneel. Para la Usina Hidroeléctrica Paraibuna, se adoptó el mismo procedimiento.
Al final de este ejercicio de 2016, CESP mantiene las concesiones de un parque generador formado por tres centrales hidroeléctricas, totalizando 1.654,6 MW de capacidad instalada. Las Usinas Porto Primavera (vencimiento de la concesión originalmente en mayo / 2028, pero prorrogado para el 11 de julio del mismo año debido al acuerdo de repactación del riesgo hidrológico), Paraibuna (marzo / 2021) y Jaguari (mayo / 2020) continuarán siendo operadas por la CESP.
El Ministerio de Minas y Energía publicó la Ordenanza nº 258, de 21 de diciembre de 2016, reduciendo la garantía física de la UHE Porto Primavera de 1.017 a 992,6 MW medios. Con ello, la actual cantidad de energía propia que CESP puede comercializar (garantía física) pasó a ser de 1.056,6 MW medios.
Las plantas tienen las siguientes características y plazos de concesión:
Cuenca Central Hidroelétrica Potencia Instalada MW Garantia Física MW Médio Entrada em Operación Plazo de Concesión
Paraná Porto Primavera 1.540,00 992,6** 23/01/1999 11/07/2028*
Paraíba Jaguari 27,6 14 05/05/1972 20/05/2020
Paraíba Paraibuna 87 50 20/04/1978 09/03/2021*
Total 1.654,60 1.056,60
*Concesión prorrogada por 53 días conforme acuerdo de repactación del riesgo hidrológico previsto por la Ley 13.203 / 2015
**Conforme a la Ordenanza MME nº 258, de 21 de diciembre de 2016
iii) La Compañía, en la capacidad de generación de energía eléctrica concesionaria de servicios públicos, está sujeta a la regulación y la inspección de la ANEEL.
La ANEEL podría sancionar a la Compañía si esta dejara de cumplir sus obligaciones derivadas de la concesión o contraríe a la legislación y las normas sectoriales. Dependiendo de la gravedad de la infracción observada, las sanciones aplicables pueden ir desde el aviso de advertencia a la extinción de la concesión por caducidad. La imposición de multas o sanciones a la Compañía o la extinción de cualquiera de sus concesiones, puede afectar sus ingresos y su generación de flujo de caja.
iv) La Compañía está incluida en el Programa Estatal de Desestatización del Estado de São Paulo.
La Compañía está incluida en el Programa Estatal de Desestatización del Estado de São Paulo, instituido por la Ley Estatal nº 9.361, del 05 de julio de 1996. En este momento, no hay ninguna iniciativa oficial en curso del Gobierno del Estado de São Paulo, accionista controlador de la Compañía, en promover la venta de acciones que representan el control accionario de la Compañía.
Si la Compañía cambia de control accionario, el nuevo controlador estará obligado a pagar el 100% del valor unitario pagado por las acciones compradas para obtener el control de la Compañía a los titulares de acciones PNB que ejercieren ese derecho. Los accionistas PNA y ON tendrán el tratamiento establecido en la legislación vigente.
Además, el cambio en el control accionario de la Compañía es un Evento de Evaluación previsto en el párrafo (d), del Artículo 51, del Reglamento del Fondo FIDC IV CESP, que conduce a la convocatoria de la Junta General de Accionistas.
v) Las condenas contra la Compañía en los procedimientos judiciales podrán tener un efecto negativo considerable en la Compañía.
La Compañía es parte en diversos procesos judiciales que implican obligaciones monetarias significativas, incluyendo, sin limitación, proceso civil, ambiental, impuestos, acciones civiles públicas, acciones populares, acciones laborales y procesos de expropiación. Una decisión desfavorable a la compañía que involucra valores monetarios sustanciales en uno o más de esos procesos puede tener repercusiones negativas sobre sus resultados y situación financiera, así como en la generación de flujos de caja futuro. Información adicional sobre el progreso de los juicios en los que la Compañía tiene parte, así como sus resultados probables y respectivas disposiciones, podrán observarse en los ítems 4,3 a 4,6.
vi) Seguros
La compañía tiene contratos de seguros con cobertura determinada por un asesoramiento experto, teniendo en cuenta la naturaleza y el grado de riesgo para cubrir posibles pérdidas en sus activos y/o responsabilidad, sin embargo los seguros contratados pueden no ser suficiente para que cubran completamente los daños y las responsabilidades que puedan incurrir en el curso normal de sus negocios, y un posible siniestro pueda afectar negativamente sus negocios, resultado operacional y situación financiera.
vii) Fundación CESP
La Compañía está patrocinando los planes de jubilación y pensiones para sus empleados y ex empleados y sus beneficiarios, con el objetivo de complementar los beneficios proporcionados por el sistema oficial de la previsión social. La Fundación CESP es la entidad responsable de la administración de los planes de beneficios patrocinados por la Compañía.
La Compañía, a través de negociaciones con los sindicatos, que representan la categoría, reformuló el plan en 1997, teniendo como principal característica el modelo mixto, compuesto por 70% del salario real de contribución como beneficio definido y hasta el 30% del salario real de contribución como aportación definida opcional. Esa reformulación dirigida a considerar el déficit técnico actuarial y disminuir el riesgo de futuros déficits. Además de los beneficios del plan, la Compañía ofrece a sus empleados otros beneficios tales como atención médica y odontológica.
La financiación del plan para el beneficio definido es igual entre la Compañía y los empleados. El costo de la parcela establecida como contribución definida es igual entre la Compañía y los empleados, basado en el porcentaje elegido libremente por el participante hasta el límite de 2,5%, por encima del cual sólo contribuye el participante. Las tasas de costos son revisadas, periódicamente, por un actuario independiente.
El Beneficio Complementario Proporcional Saldado- BSPS se garantiza a los empleados participantes del plan de suplementación que se unieron al nuevo modelo implementado, desde el 01 de Enero de 1998 y vinieran a salirse. Ese beneficio asegura el valor proporcional de la suplementación en relación con el período del servicio anterior a la fecha de la reformulación del plan de suplementación. El beneficio será pagado desde la fecha en la que el participante complete lo mínimo necesario establecido en el Reglamento del nuevo plan.
Por lo tanto, cualquier déficit actuarial puede tener impacto negativo sobre sus resultados y en su situación financiera, así como en la generación de flujo de caja futuro.
b.	Relacionados con su controlador, directo o indirecto, o grupo de control
La Compañía es controlada por el Estado de São Paulo, que está facultado para determinar las políticas operativas y estrategias, controlar la elección de la mayoría de los miembros de la Junta Directiva y nombrar a la Junta Ejecutiva de la Compañía siendo que el 31 de diciembre de 2013, el Estado era titular de 94.1% de las acciones ordinarias emitidas por la Compañía.
La condición de una empresa controlada por el Estado de São Paulo puedan implicar conflictos de intereses entre la función institucional de la Compañía y las políticas y directrices del controlador, y puede llegar a diferir de interés de los inversionistas.
Cambios en el Gobierno del Estado de São Paulo o en su política de gobierno pueden resultar en cambios en la Gestión de la Compañía, así como en su estrategia de negocios, que puede causar impacto en sus resultados y en su condición financiera, así como en la generación de flujos de caja futuros.
c.	Relacionados a sus accionistas
i) Inestabilidad y falta de liquidez del mercado de capitales podrán afectar adversamente la venta de las acciones.
La volatilidad o falta de liquidez del mercado de capitales brasileño, que es menos líquido, más volátil y más concentrado que los principales mercados internacionales tiene potencial de comprometer la capacidad de venta de los inversores por el precio y en el tiempo deseado.
ii) Los accionistas de la Compañía pueden no recibir dividendos o intereses sobre capital propio.
Dependiendo de los resultados futuros, los titulares de acciones de la Compañía pueden no recibir dividendos o intereses sobre el capital propio si ella no encuentra ganancias. Si la distribución de dividendos o intereses sobre el capital propio es incompatible con la situación financiera de la Compañía, los dividendos o intereses sobre el capital propio, también pueden no pagarse.
iii) En el futuro la Compañía puede aumentar su capital mediante la emisión de valores mobiliarios y puede resultar en la dilución de la participación de los inversionistas en acciones de la Compañía en el momento.
Como ocurrió en julio de 2006, cuando la Compañía capturó recursos por R$ 3,2 billones a través de la emisión de nuevas acciones, puede ocurrir en el futuro la emisión de nuevas acciones, así como la colocación privada o pública de títulos convertibles en acciones, previniendo o no derecho de preferencia a sus actuales accionistas, resultando en la dilución de la participación accionaria del inversor en el Capital Social de la Compañía.
d.	Relacionados às suas controladas e coligadas
Na data de publicação deste Formulário de Referência, a Companhia não possuía nenhuma Controlada ou Coligada.
e.	Relacionados con sus subsidiarias y afiliadas
En la fecha de publicación de este Formulario de Referencia, la Compañía no tenía ninguna Subsidiaria o Afiliada.
f.	Relacionados a sus proveedores
La Compañía depende de terceros para proporcionar maquinaria y equipos utilizados en sus instalaciones, así como servicios de mantenimiento específicos, sujetos a la variación de los precios, así como la disponibilidad de entrega de dicha maquinaria, equipos y servicios. Debido a las especificaciones técnicas de los equipos utilizados en sus instalaciones, la Compañía tiene pocos proveedores. Si cualquier proveedor descontinuar la producción o descontinuar la venta de los equipos adquiridos por la Compañía, tal vez no sea posible adquirir tales equipos con otros proveedores, pudiendo dañar sus actividades operacionales.
g.	Relacionados con sectores de la economía en los cuales la Compañía opera
i) Influência do Governo
Medidas del Gobierno Brasileño para controlar la inflación y aplicar políticas económica y monetaria han implicado, en los últimos años, cambios en las tasas de interés, devaluación de la moneda, el control de cambio, control de tarifas, controles en el consumo de electricidad, cambios en la política fiscal y tributaria, entre otras. Estas medidas pueden afectar los negocios de la Compañía, así como su condición financiera, sus resultados de operaciones y en consecuencia sus ingresos y su generación de flujo de caja futuro.
ii) El impacto de una escasez y/o racionamiento de electricidad, como ocurrió en 2001 y 2002, podría afectar negativamente a la generación de energía eléctrica por la Compañía.
En junio de 2001, debido a la escasez de electricidad en el mercado brasileño, que podría empeorar durante el invierno debido a la falta de lluvias, el Gobierno Federal implementó un programa de racionamiento que duró hasta febrero de 2002, cuando el Gobierno Federal decidió el final de los racionamientos de electricidad. Con el fin del racionamiento, han aumentado los niveles de consumo de energía eléctrica, pero se llevaron algunos años para volver a los niveles observados antes del racionamiento. Además, el nivel del agua de los embalses puede disminuir otra vez, obligando al Gobierno Federal a que adopte nuevas medidas para reducir el consumo de energía, que puede tener un impacto negativo en la economía brasileña. Si se impondrá nuevas medidas para reducir el consumo de electricidad en el sector, los resultados operativos de la Compañía pueden verse afectados negativamente.
La generación de energía eléctrica por la Compañía depende de condiciones hidrológicas favorables.
La principal central hidroeléctrica de la Compañía, UHE Eng. Sérgio Motta (Porto Primavera), que representa el 94% de la garantía física para la venta, se concentra en el área de influencia de la cuenca del río Paraná, región oeste del Estado de São Paulo y opera a hilo de agua (depósito con capacidad de almacenamiento anual).
Los riesgos de escasez de agua por condiciones pluviométricas son cíclicos, pero con ocurrencias más frecuentes en los últimos años. Las situaciones hidrológicas desfavorables localizadas son cubiertas por el Mecanismo de Realocación de Energía – MRE, un instrumento de compartición de riesgo hidrológico que el Sector Eléctrico Brasileño dispone y que permite al Operador Nacional del Sistema Eléctrico – ONS buscar la optimización de los recursos hidroeléctricos a través del despacho por usina, de modo que las insuficiencias temporales de cada agente generador del sistema están cubiertas por la generación de otros generadores, con un costo adicional a una Tarifa de Energía de Optimización – TEO:
Resolución de homologación Inicio de la vigencia R$/ MW
Homologación n° 1.840, de 09/12/2014 01/01/2015 11,25
Homologación n° 2.002, de 15/12/2015 01/01/2016 12,32
Homologación n° 2.190, de 13/12/2016 01/01/2017 11,58
La escasez de agua en todo el sistema hidroeléctrico brasileño viene limitando la capacidad de generación de energía hidroeléctrica en el país. Esto puede tener un impacto negativo sobre los resultados de la Compañía y su condición financiera, así como en su generación de flujo de caja futuro.
Para reducir los impactos financieros del riesgo hidrológico sobre la generación hidráulica en el SIN, el Gobierno Federal publicó la Medida Provisional nº 688/2015, posteriormente convertida en la Ley nº 13.203 / 2015, que trata de un acuerdo de repatriación de ese riesgo, con la participación sólo De los generadores participantes del MRE – Mecanismo de Realocación de Energía y distribuidoras, involucrando parcelas de la garantía física de energía del agente generador, referentes a los montos de los contratos del Ambiente de Contratación Regulada – ACR y del Ambiente de Contratación Libre – ACL.
La repactación tiene efectos retroactivos a 01/01/2015 y, en contrapartida, contempla un premio de riesgo arcado por los generadores y, como cláusula de eficacia, que cada agente abdique individualmente de las acciones judiciales referentes al riesgo hidrológico.
La CESP, tras estudios y análisis en profundidad, protocoló junto a ANEEL el requerimiento de adhesión a la repactación del riesgo hidrológico en el ACR, en que 350 MW medios contratados en 2016 y 230 MW medios contratados de 2017 a 2028 quedan desimpedidos de las cargas y, de los bonos, provocados por ese riesgo. En relación al Ambiente de Contratación Libre, la decisión fue por la no adhesión, causada por la no atractiva confirmada, incluso, por los demás agentes.
Adicionalmente, en la ocurrencia de condiciones hidrológicas desfavorables podrá haber impacto en los actuales niveles de los depósitos. Así, existe la posibilidad de implantación de medidas necesarias para el mantenimiento del abastecimiento de energía eléctrica del país, tales como: racionamiento o racionalización del consumo de energía eléctrica. Tales medidas pueden causar un impacto negativo en los resultados de la Compañía y en su condición financiera, así como en su generación de flujo de caja futuro.
iii) La Compañía podrá tener que adquirir energía a corto plazo para cumplir contratos de venta.
La reducción de 24,4 MW medios de la garantía física de la UHE Porto Primavera, establecida por medio de la Ordenanza MME nº 258, de 21 de diciembre de 2016, cuyo cumplimiento ocurrió a partir de su publicación, podrá acarrear en la necesidad de adecuar su balance de energía.
De la misma forma, eventualmente a partir de 2018, con la publicación por el MME – Ministerio de Minas y Energía de la revisión de la garantía física de las usinas de la Compañía, podrá haber la necesidad de adquisición de energía a corto plazo para cumplir sus obligaciones contractuales de suministro Y para equilibrar las diferencias entre el lastre físico (garantía física) y la energía contratada, que son contabilizadas y liquidadas en la CCEE – Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica.
En caso de que la Compañía venga a adquirir energía a corto plazo, estará sujeta a la variación de precios de ese mercado, que es más volátil que en los ambientes de contratación regulada o libre. De este modo, si la Compañía tiene que contratar energía a corto plazo, puede causar un impacto negativo en sus resultados y en su condición financiera, así como en su generación de flujo de caja futuro.
h.	Relacionados con la reglamentación de los sectores de la economía en los cuales la Compañía opera
i) La Compañía opera en el sector eléctrico brasileño reestructurado por el Gobierno Federal. Cambios pueden ocurrir en el modelo del sector eléctrico con impacto para las empresas sujetas a sus reglas, como la Compañía.
El 15 de marzo de 2004, fue promulgada la ley del Nuevo Modelo del Sector Eléctrico que promovió profundas modificaciones en la estructura actual del sector eléctrico, entre los cuales:
la modificación de las normas relativas a la compra y venta de energía eléctrica entre las empresas generadoras de energía y las concesionarias, permisionarias y autorizadas de servicio público de distribución de energía eléctrica;
nuevas reglas para la licitación de proyectos de generación;
la creación de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica – CCEE;
la creación de nuevos órganos sectoriales; y
la alteración en las competencias del Ministerio de Minas y Energía y de la ANEEL.
La Ley del Nuevo Modelo del Sector Eléctrico tiene su constitucionalidad impugnada ante la Corte Suprema Federal, a través de ADINs. No hay todavía ninguna decisión sobre este mérito. En la fecha de este Formulario de Referencia, no es posible predecir los posibles efectos adversos de la sentencia de los casos ADINs, así como el impacto que eso tendría en los ingresos de la Compañía, así como su generación de flujo de caja futuro.
El 11 de septiembre de 2012 fue publicada la Medida Provisoria 579 (convertida en ley Nº 12.783 del 14 de enero de 2013) que altera significativamente la renovación de las concesiones de las Plantas operadas por CESP. El impacto más inmediato fue en relación a la planta Três Irmãos, que fue devuelta al poder Concedente en abril de 2013.
En 17 de abril de 2013 el Ministerio de Minas y Energía-MME publicó a través de la Resolución Nº 125, que oficializó la permanencia de la Compañía en la condición de prestación de servicios de generación de energía de la UHE Três Irmãos hasta la asunción del concesionario vencedor de la licitación.
Otro aspecto importante es que la Compañía continúo operando la planta Três Irmãos en virtud de una orden judicial obtenida por el Gobierno Federal. La planta fue ofertada el 28 de marzo de 2014, y la firma del contrato de concesión con el consorcio ganador de la licitación está suspendida por decisión del Tribunal de Cuentas del Gobierno (Unión), que está evaluando el tema de las esclusas y del canal Pereira Barreto. El Consorcio de Nuevo Oriente, compuesto de un fondo de inversión, y Furnas fue el ganador de la concesión, con un descuento de 0,87 en relación con el techo establecido por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL (R $ 31.623.036,87). En la misma fecha, la Comisión Federal de Cuentas de la Unión (Tribunal de Cuentas de la Unión) -TCU – a través de la injunción de la relación, ha desatado la subasta resultante y ha determinado que ANEEL no se contrata al concesionario con pendientes de licitación Analice los impactos y las consecuencias de la división operativa. En el caso de que se produzca un error en el sistema, se debe tener en cuenta que, en el caso de que se produzca un error, En el 20 de mayo de 2014, TCU autorizó la firma de la concesión de la concesión de la concesión de la concesión de la concesión de la concesión de la concesión de impuestos a los Estados Unidos.
En el mes de septiembre, con interferencia del Fondo de Inversiones en Participaciones Constantinopla y Furnas Centrales Eléctricas S / A, TIJOÁ Participações e Inversiones S / A firmado con el Ministerio de Mines y Energía – MME, el concesionario para la generación de electricidad eléctrica Tres Hermanos Hydroelectric Power Plant, con 30 días de asistencia operativa, iniciada octubre 10, 2014, para 30 años.
A pesar del esfuerzo de los administradores y del accionista controlador, no fue viabilizada la participación de la Compañía en la Subasta realizada el 25 de noviembre de 2015. La decisión demuestra disciplina en el uso del capital de la CESP.
En el período comprendido entre el término de las concesiones y la asunción del nuevo concesionario, la CESP viene operando las dos centrales en el régimen de cuotas y permanecerá en esa condición hasta el final del período de operación asistida a cerrarse el 30 de junio de 2016. Se trata, Se trata de una operación marginalmente lucrativa y que cumple con nuestra responsabilidad social de continuidad del servicio de generación de energía eléctrica.
ii) Renovación de las Concesiones
Otro riesgo regulatorio implica cambios en los criterios para la renovación de concesiones de centrales hidroeléctricas, lo que ocurrió dos veces en los últimos tres años, con la publicación de la Ley nº 12.783 / 2013 (MP 579/2012), que instituyó el régimen de cuotas de garantía a una tarifa determinada por la ANEEL, y la Ley nº 13.203 / 2015 (MP 688/2015), que estableció el pago de bonificación por el otorgamiento del emprendimiento a ser licitado. Estos cambios en el marco regulatorio implican cambios sustanciales en la planificación de las empresas del sector, incluida la CESP.
iii) La Compañía puede tener su garantía física (lastre de energía eléctrica) reducida en hasta un 5% debido a las reglas sectoriales.
La Garantía Física corresponde al límite máximo empleado en la contratación de energía eléctrica por cada usina. La revisión ordinaria de estos valores debe ocurrir cada cinco años, según lo previsto en el Decreto nº 2.655, de 1998. Este Decreto determina que las reducciones de garantía física causadas por las revisiones deben ser de un máximo del 5% del valor vigente, limitado al 10% toda la concesión de la UHE.
La publicación de las garantías físicas de energía revisadas de las centrales hidroeléctricas está prevista para ocurrir aún en el primer semestre de 2017, con vigencia a partir del 1 de enero de 2018. De esa forma, el balance energético de la Compañía podrá quedar negativo a partir de 2018, sujetando La Compañía también al pago de penalidades por falta de lastre de energía en la CCEE-Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica, en caso de que ninguna acción sea adoptada en esta situación.
iv) Participación en el prorrateo del costo de despacho térmico adicional por motivos de seguridad energética.
El Consejo Nacional de Política Energética-CNPE, a través de la Resolución nº 3, de 6 de marzo de 2013, definió que parte del costo de despacho adicional de usinas térmicas por razones de seguridad energética, decidido por el Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) , deberá ser prorrateado entre todos los agentes de mercado, mediante proceso de contabilización y liquidación de la CCEE. La cobranza se hará mediante la carga de servicios del sistema por razones de seguridad energética, conforme a lo dispuesto en el art. 59 del Decreto nº 5.163, de 30 de julio de 2004.
Sin embargo, las asociaciones representativas de las empresas del sector eléctrico impetraron liminares que suspendieron los artículos de la Resolución relacionados al tema. La CESP forma parte de una de estas asociaciones. En caso de que las liminares sean revertidas, la Compañía y todos los demás agentes que las obtuvieron serán impactados por los valores acumulados durante la suspensión judicial. En cualquier caso, la participación en este prorrateo puede causar un impacto negativo en los resultados de la Compañía, así como en su generación de flujo de caja futuro.
i.	Relacionados a los países extranjeros donde el emisor actúa
En la fecha de publicación de este Formulario de Referencia, la empresa registraba actuación solamente en Brasil, no poseyendo, por lo tanto, ningún tipo de riesgos relevantes relacionados a países extranjeros.
j.	A cuestiones socioambientales
i) Las instalaciones y operaciones de la Compañía están sujetas a la reglamentación ambiental, en el ámbito federal, estatal y municipal, que podrá tornarse más rigurosa en el futuro, pudiendo acarrear aumento de responsabilidad y aumento de gasto de capital.
Las actividades e instalaciones de la Compañía están sujetas a diversas leyes y regulaciones federales, estatales y municipales, así como a diversas exigencias de funcionamiento relacionadas con la protección del medio ambiente. Las leyes o reglamentos adicionales más rigurosos pueden ser aprobados y la aplicación, así como la interpretación de la legislación vigente, puede tornarse más severa. Además, los organismos ambientales pueden hacer exigencias adicionales con respecto a las operaciones de la Compañía, obligándola a gastar recursos en inversiones relacionadas con cuestiones ambientales, aumentando así los gastos y, consecuentemente, reduciendo el resultado de la Compañía. Las sanciones que podrían imponerse a la Compañía, en el ámbito ambiental, pueden ser tanto de cuño reparatorio como indemnizatorio, no siendo posible medir cual sería el costo exacto, para la Compañía, en el caso de infracción de carácter ambiental.
2) Relacionados con los países extranjeros donde actúe el emisor
En la fecha de publicación de este Formulario de Referencia, la Compañía registró rendimiento sólo en Brasil, no poseyendo, por lo tanto, cualquier tipo de riesgos relevantes relacionados a países extranjeros.
a. Riesgo de Tasa de Intereses e inflación
Este riesgo proviene de la posibilidad de la Compañía a incurrir en pérdidas debido a las fluctuaciones en las tasas de interés e inflación, que aumenten los gastos financieros relativos a préstamos y financiaciones obtenidas. La Compañía no ha introducido ningún contrato de derivados para hacer “hedge” contra ese riesgo, pero monitorea continuamente las tasas de interés de mercado con el fin de evaluar la necesidad de remplazo de la modalidad de sus deudas. En 31 de diciembre de 2013, la Compañía tenía R$ 2.483.716 mil, captados a tasas variables de interés y/o indexados a tasas de inflación y R$ 63.521 mil captados a tasas fijas:
En miles de reales
Passivos Saldo Contable (R$ mil)
Moneda Nacional 98.212 329.536
CDI 83.151 309.322
TAXA FIXA 15.061 20.214
Moneda Extranjera 553.333 862.495
UMBNDES 552.196 860.878
LIBOR 1.137 1.617
Total 651.545 1.192.031
Análisis de sensibilidad del riesgo de tasa de interés e inflación
CESP considera que el riesgo de estar pasiva en contratos que, además de tasa fija y “spread”, tengan costos con indizadores variables (actualizados con tasas de interés pos-fijos o tasas de inflación) es la elevación de estos índices y el consecuente aumento en los gastos financieros relativos al pasivo, captado en moneda nacional y extranjera.
La Compañía agrupó el pasivo por indizador contratado y realizó análisis de sensibilidad, de acuerdo con la instrucción CVM nº 475/08 y conforme sugerido por el CPC 40 y IFRS 7, utilizando en este pasivo el escenario divulgado en el informe Focus (Bacen) de 11/10/2013. En el pasivo en moneda extranjera se consideró la conversión para reales con la misma paridad de cierre del presente demostrativo, para reflejar apenas las alteraciones de escenarios de tasas de interés:
Tasa % a.a.
Índices Previsión Apreciación de Tasa en
CDI 11,53 14,41 17,30
UMBNDES 4,32 5,40 6,48
LIBOR 1,31 1,64 1,97
El resultado de este análisis refleja la suma nominal del incremento en reales de la salida de caja, basada en el total del servicio de la deuda a pagar a corto plazo (enero a diciembre/2014), incluyendo la apropiación de intereses hasta la fecha de cada vencimiento y deduciendo el monto acumulado en la fecha de la comprobación actual de estos Estados financieros, como se muestra en la siguiente tabla:
Pasivos Financieros Riesgo Escenario Probable Escenario Posible Escenario Remoto
Vinculados a las tasas:
Moneda Nacional Variación del CDI (212) 154 514
Moneda Extranjera Variación de la UMBNDES - 5.769 11.682
Variación de la LIBOR - 9 18
Total (212) 5.932 12.214
La Compañía, debido a la variación de los índices proyectados, tendría un aumento en la salida de caja de R$ 212 mil en el escenario probable de R$5932 mil en el escenario posible y R$12214 mil en comparación con el flujo contabilizado en el corto plazo.
Basado en la posición patrimonial y en el valor nacional de los instrumentos financieros abierto en 31/12/2016, la Compañía adoptando escenarios de variaciones, estimó que los efectos el 31/12/2017 serían próximos a los indicados en las columnas escenarios proyectados en la siguiente tabla:
Impacto Sobre Saldo Debedor Proyección para 31/12/2017
Pasivos Financieros Riesgo Saldo en 31/12/2016 Escenario Probable Escenario Posible Escenario Remoto
CDI Variación del CDI 83.151 - - -
TAXA FIXA Sin Riesgo 15.061 9.907 9.907 9.907
UMBNDES Variación de la UMBNDES 552.196 386.635 390.808 394.981
LIBOR Variación de la LIBOR 1.137 1.376 1.381 1.385
Total 651.545 397.918 402.096 406.273
b. Riesgo de Tasa de Cambio
El endeudamiento y el resultado de las operaciones de la Compañía son afectados significativamente por el factor de riesgo de mercado de tasa de cambio (US dólar). En 31 de diciembre de 2013, el saldo total de la cuenta de préstamos y financiamientos, incluyendo los gastos incurridos hasta la fecha, ascendió a R$ 762.923 mil (R$ 1.269.614 mil en 31/12/2012) relativos a préstamos en moneda extranjera únicamente dólar de los EE.UU:
Passivos Saldo Contable
Préstamo y Financiaciones Dolar Americano 553.333 862.495
Total 553.333 862.495
Análisis de sensibilidad del Riesgo de Tasa de Cambio
CESP considera que el riesgo de estar pasiva en moneda extranjera es la elevación de la cotización del dólar-norte americano (PTAX) en la fecha del vencimiento de cada parcela de los contratos de préstamos y financiaciones captadas en moneda extranjera, que impactan los gastos financieros del ejercicio.
En cumplimiento de las disposiciones de la instrucción CVM nº 475/08 y según lo sugerido por CPC 40 e IFRS 7, para determinación de los efectos de la variación desfavorable en las tasas de cambio, la Compañía adoptó los escenarios de variaciones adversas mínimas definidas por esa instrucción y equivalente a 25% y 50% en las respectivas tasas de cambio utilizadas en la determinación de los escenarios probable, posible y remoto:
Monedas Previsión Apreciación de la Tasa en
Dólar Americano: US$/R$ 3,39 4,24 5,08
El resultado de este análisis refleja la suma nominal del incremento en reales en la salida de caja, en corto plazo (enero a diciembre/2014), con base en el servicio de la deuda a pagar, incluyendo la apropiación de intereses hasta la fecha de cada vencimiento, deduciendo el monto contabilizado en corto plazo de el actual estado financiero, como se muestra en la siguiente tabla:
Préstamos y Financiadores en US$ Apreciación del US$ 8.616 64.398 120.180
La Compañía tendría como consecuencia de la variación de la divisa proyectada, un aumento en la salida de caja en el período de enero a diciembre / 2017 de R $ 8.616 en el escenario probable, de R $ 64.398 en el escenario posible y de R $ 120.180 en el escenario remoto.
Con base en la posición patrimonial y en el valor nocional de los instrumentos financieros abiertos el 31/12/2016, la Compañía, adoptando escenarios de variaciones, estimó que los efectos a 31/12/2017 estarían próximos a los indicados en las columnas escenarios proyectados en el cuadro a Seguir:
Impacto Sobre Saldo Debedor R$ mil Proyección para 31/12/2017
Pasivos Saldo en 31/12/2016 Escenario Probable Escenario Posible Escenario Remoto
Dolar Americano – US$ 555.333 575.557 719.447 863.336
Total 555.333 575.557 719.447 863.336
c. Risco de Preço
Los precios de la energía eléctrica comercializada se derivan también de las subastas de energía de Emprendimientos Existentes (2008/2009), cuyos precios en la época estaban entre R$ 83,50 y R$ 93,43 por MWh, actualizables anualmente, y de las subastas de energía de Nuevos Emprendimientos (2005/2006), con precios entre R$ 116,00 y R$ 124,97 por MWh, actualizables anualmente. Como los contratos derivados de la 4ª subasta de energía existente (120 MW medios) tuvieron sus vencimientos a finales de 2016, el riesgo sería no obtener precios adecuados a los objetivos de la Compañía, en las próximas subastas que se produzcan. Por otro lado, ocurrieron reducciones del lastre de energía para la venta a partir de 2013, con la transferencia de la UHE Tres Hermanos al nuevo controlador; En 2015, debido al término de las concesiones de las centrales hidroeléctricas de Isla Solteira y Jupiá, y; En 2016, debido a la publicación de Portaria por el Ministerio de Minas y Energía disminuyendo en un 2,5% la garantía física de la UHE Porto Primavera.
Por esa razón, todo el lastre de energía de la Compañía para la venta se encuentra comprometido, incluso con el vencimiento de los aludidos contratos, factor que contribuye a la caída de facturación de la Compañía.
Así, la Compañía posee prácticamente toda su garantía física contratada, en los dos ambientes, hasta el año 2021. Estas contrataciones vigentes vienen siendo realizadas desde 2004, con el objetivo de asegurar una facturación equilibrada para la Compañía.
La ANEEL homologa anualmente los precios mínimos y máximos de PLD – Precio de Liquidación de las Diferencias, válidos para el ejercicio.
Se observa que en función de la crisis hídrica, el PLD ha presentado gran volatilidad.
Resolución Homologación Início de Vigência Mínimo Máximo
Homologación n° 1.832, de 25/11/2014 01/01/2015 30,26 388,48
Homologación n° 2.002, de 15/12/2015 01/01/2016 30,25 422,56
Homologación n° 2.190, de 13/12/2016 01/01/2017 33,68 533,82
d. Riesgo de Liquidación Anticipada de Deudas
No existen cláusulas restrictivas (covenants) sobre los contratos de préstamos y financiaciones vigentes.
3) Política de gestión de riesgos
a. Si el emisor posee una política formalizada de gestión de riesgos, destacando, en caso afirmativo, el órgano que la aprobó y la fecha de su aprobación, y, en caso negativo, las razones por las cuales el emisor no adoptó una política.
La Política de Gestión de Riesgos de la CESP fue sometida a la aprobación del Consejo de Administración en la 622ª Reunión Ordinaria del 07.06.2011, a propuesta de la Resolución de Directiva nº 2511/05 / 1495ª y en el Informe a la Dirección P / 008/2011, ambos de 27.05.2011, habiendo sido aprobada por unanimidad.
b. Objetivos y estrategias de la política de gestión de riesgos
La política de gestión de riesgos de la CESP establece el proceso, métodos y criterios para la identificación, evaluación, monitoreo y comunicación de los riesgos y sus acciones de control o de mitigación, a ser observadas por los agentes responsables por la actividad de gestión de riesgos en el marco de la Compañía.
La Matriz de Riesgos Estratégicos de la Compañía fue revisada con el apoyo de las Directorías y de los Gestores de Riesgos Descentralizados, siendo sometida a la evaluación del Comité de Riesgos y posteriormente a la apreciación del Consejo de Administración en la 692ª Reunión Ordinaria del 10.05.2016.
i. Riesgos para los que se busca protección
RIESGO HIDROLÓGICO
La planta hidroeléctrica Porto Primavera se concentra en el área de influencia de la cuenca del río Paraná, al oeste del Estado de São Paulo, operando a hilo de agua (depósito con capacidad de almacenamiento anual). La ubicación geográfica es considerada favorable, pues el río Paraná está formado por la confluencia de dos grandes ríos, el Paranaíba, que desciende de la región centro-oeste del país, y el río Grande, en la frontera con el Estado de Minas Gerais.
Las centrales Jaguari y Paraibuna están situadas en la cuenca del río Paraíba do Sul, que tiene una importancia estratégica en cuanto a la generación de energía eléctrica, abastecimiento de agua y regularización de caudales a lo largo de su recorrido.
La planta de la Compañía, en el área de influencia de la cuenca del río Paraná, se sitúa aguas abajo (río abajo) de otras centrales hidroeléctricas, de modo que se benefician de estar prácticamente al final de la cascada, teniendo sólo la usina de Itaipú a la suya (En inglés).
La región es tropical, de altos índices históricos de precipitación pluviométrica. Los riesgos de escasez de agua por condiciones pluviométricas son cíclicos, de ocurrencia eventual. En situaciones críticas, el Poder Concedente debe actuar objetivando el equilibrio económico-financiero de los agentes.
La Compañía realiza la evaluación del pronóstico de pérdida relacionada con las causas judiciales abiertas en las que está involucrada. Esta evaluación es apoyada por el juicio de la Administración junto con sus asesores jurídicos considerando las jurisprudencias, las decisiones en instancias iniciales y superiores, el historial de eventuales acuerdos y decisiones, la experiencia de la Administración y de los asesores jurídicos, así como otros aspectos aplicables. Los riesgos, en sus diferentes naturalezas jurídicas, fueron evaluados y clasificados con base en la opinión de la Administración de la Compañía y de sus abogados internos y externos, según la probabilidad de riesgo económico-financiero para la Compañía y provisionados los que presentaron expectativa de pérdida probable.
Las obligaciones socioambientales se registran a medida que la Compañía asume obligaciones formales con reguladores o tiene conocimiento de riesgo potencial relacionado con las cuestiones socioambientales, cuyos desembolsos de caja se consideran probables y los importes estimados.
ii. Instrumentos usados para la protección
Los riesgos de escasez de agua por condiciones pluviométricas son cíclicos, de ocurrencia eventual. En situaciones críticas, el Poder Concedente debe actuar objetivando el equilibrio económico-financiero de los agentes. Las situaciones hidrológicas desfavorables, usualmente regionales y de corta duración, están cubiertas por el Mecanismo de Realocación de Energía – MRE, un instrumento financiero de compartición de riesgo hidrológico de que el sector eléctrico brasileño dispone.
Debido a la agravación de la situación hidrológica que alcanzó gran parte de los agentes de generación, la ANEEL realizó audiencia pública en 2015, que resultó en una propuesta de repactación del riesgo hidrológico en los ambientes de comercialización regulado y libre. En enero de 2016, la CESP se adhirió al acuerdo de repatriación de ese riesgo, instituido por la Ley nº 13.203, de 08/12/2015, regulado por la Resolución Normativa nº 684, de 11/12/2015, transfiriendo al consumidor los efectos derivados El riesgo hidrológico en el importe de 350 MW medios de su garantía física, contratados en el ambiente regulado para el año 2016, mediante el pago de un premio de riesgo. La repactación contempla toda energía contratada en el ambiente regulado durante el período de concesión.
De la misma forma, en 2016, las condiciones hidrológicas desfavorables hicieron que las centrales hidroeléctricas del MRE fueran despachadas para generar debajo de sus garantías físicas durante gran parte del año, resultando en la aplicación del denominado GSF – Generation Scaling Factor. Con ello, los generadores del MRE arcaron con el déficit entre generación y garantía física, el cual es valorado al PLD – Precio de Liquidación de las Diferencias.
CESP mantiene un Departamento Jurídico para representar y defender los intereses de la Compañía en los procesos judiciales de naturaleza civil, laboral y tributaria. Contrata, eventualmente, oficinas especializadas para tratar las causas de mayores valores.
Durante la fase de implantación del emprendimiento, los valores provisionados se registran en contrapartida al activo inmovilizado en curso. Después de la entrada en operación comercial del emprendimiento, todos los costos o gastos incurridos con programas socioambientales relacionados con las licencias de operación y mantenimiento del emprendimiento se registran directamente en el resultado del ejercicio.
En diciembre de 2015, se concluyó la implantación del Sistema de Gestión Ambiental – SGA en la UHE Eng. Sergio Motta. El SGA es un conjunto de procedimientos con énfasis en la sostenibilidad y el enfoque en la adopción de prácticas que buscan reducir al máximo el impacto ambiental de las actividades de la Compañía. El SGA de la usina Ing. Sergio Motta está siendo readecuado, y los de las usinas Paraibuna y Jaguari están en implantación.
iii. Estructura organizativa de control de gestión de riesgos
La Compañía ha implantado una estructura para la gestión de riesgos corporativos basada en los principios de la Gestión del Riesgo (ERM), el estándar internacional sobre gestión de riesgos.
La Política de Gestión de Riesgos de la CESP establece directrices para identificación, evaluación, monitoreo y comunicación de los riesgos y sus acciones de control o de mitigación, a ser observadas por los agentes responsables por la actividad de gestión de riesgos en el ámbito de la Compañía.
Forma parte de la estructura organizativa de control de gestión de riesgos:
Comité de Riesgos – Compuesto por el Presidente y Directores, Gerentes de la Coordinadora Ejecutiva de la Presidencia y del Departamento de Auditoría Interna. Es competencia del Comité de Riesgos definir las directrices y estrategias para la gestión de riesgos y evaluación de los controles, para el seguimiento de los planes de acción presentados por los gestores de la Compañía, así como dirigir las actividades realizadas por la Coordinadora de Gestión de Riesgos.
Coordinación de Gestión de Riesgos – CGR -Ten la responsabilidad acompañar las acciones de los Gestores de Riesgos Descentralizados en la identificación, evaluación y monitoreo de los riesgos y comunicación periódica al Comité de Riesgos. Asimismo, debe orientar a los gestores de la Compañía en cuanto a la metodología de autoevaluación de control, con el fin de garantizar la eficiencia de los controles que mitigan los riesgos asignados, y asesorar a la Presidencia, el Comité de Riesgos y demás stakeholders en asuntos relacionados con la gestión de riesgos y controles.
Gestores de Riesgos Descentralizados – GRDs – Son los representantes indicados por las Directorías, designados para auxiliar a los Gerentes de las diversas áreas de la Compañía en la identificación, evaluación, control y monitoreo de los riesgos inherentes a los objetivos en sus esferas de responsabilidades. A los GRD se les asigna periódicamente la Coordinación de Gestión de Riesgos y su Dirección de subordinación sobre los riesgos y controles inherentes a la responsabilidad de su actuación.
c.	Adecuación de la estructura operativa y controles internos para verificar la efectividad de la política adoptada
La CESP atiende las mejores prácticas del Sistema de Controles Internos, tales como: Ambientes y Actividades de Control, Evaluación de Riesgos, Información, Comunicación y Monitoreo.
El Sistema de Controles Internos de CESP está compuesto por el conjunto de políticas, normas y procedimientos y actividades establecidas en la Compañía, con el propósito de reducir la posibilidad de pérdidas financieras, desgaste de la imagen institucional, mejorar la calidad de la información contable, financiera y gerencial, Así como salvaguardar la conformidad con la legislación y la reglamentación en vigor, a fin de garantizar que se alcancen los objetivos.
En el Sistema de Controles Internos de la Compañía, se incluyen las Políticas Corporativas, Normas y Procedimientos, Manual de Delegación de Autoridad – MDA, Código de Ética y de Conducta Empresarial, Sistemas Informatizados, órgano de Auditoría Interna, además de la Gestión de Riesgos, entre otras prácticas y procesos de control.
Con base en la Ley 13.303, de 30 de junio de 2016, fue presentado al Consejo de Administración de la CESP el 18.10.2016, el conjunto de ítems ya atendidos por la CESP de acuerdo con la Ley 13.303 / 2016, como la Política de Divulgación de Información , La Política de Distribución de Dividendos, los Informes anuales de Sostenibilidad (modelo GRI) e Informe de Responsabilidad Socio Ambiental y Económico Financiero (modelo ANEEL), el Código de Ética y de Conducta Empresarial, el modelo de gestión de riesgos, así como la existencia de un Consejo Fiscal permanente. En el transcurso de 2017 se aplicarán otros elementos que requieren medidas.
Para la atención al artículo 23, párrafo 1, inciso II de la Ley 13.303 / 2016, fue aprobada por el Consejo de Administración el 08.11.2016, la Estrategia de Largo Plazo de la Compañía.
En la Reunión Ordinaria de 24.01.2017, se presentó al Consejo de Administración un cronograma de actividades para el cumplimiento de las obligaciones emanadas del Decreto Estatal nº 62.349 / 2016, que reguló la Ley Federal nº 13.303 / 2016.
En consonancia con las buenas prácticas de gobierno corporativo, en 2015 la CESP lo revisó el Código de Ética y de Conducta Empresarial de la Compañía y, entre otras actualizaciones, se incorporaron las disposiciones de la Ley Federal nº 12.846, de 01/08/2013 (Ley Y el Decreto Estatal nº 60.106, de 29/01/2014, que dispone sobre la responsabilidad administrativa y civil de las personas jurídicas por la práctica de actos contra la administración pública, nacional e internacional.
En 2016 la CESP promovió el Entrenamiento On-Line de su Código de Ética y de Conducta Empresarial con el objetivo de reciclar conocimientos y fortalecer la concientización de sus profesionales en cuanto a los principios y valores que rigen las relaciones en la Empresa.
El Código está disponible en la intranet (Netcesp) y en el sitio web de CESP: (http://www.cesp.com.br). Al acceder a él ya está disponible un enlace para, en su caso, efectuarse el registro de la representación. También hay el e-mail codigo.eticaeconduta@cesp.com.br, para que los interesados puedan hacer representaciones.
La CESP, integrando al Sistema de las Oidorías del Gobierno del Estado de São Paulo, pone a disposición en su sitio web un canal de relación con la finalidad de acoger, aclarar y responder toda manifestación de interés del ciudadano sobre la Compañía. Actúa como instancia final en su defensa, incluso provocando acciones de transformación interna visando la mejora de la calidad de los servicios prestados por la Compañía.
En 2016, la Oidoría de la CESP registró 62 manifestaciones. Entre los principales temas se destacaron las orientaciones y aclaraciones de dudas relativas a asuntos de recursos humanos, patrimonio y medio ambiente, así como reclamaciones referentes a las empresas de distribución de energía eléctrica, actividad que no forma parte del negocio de la CESP desde 1998. También registradas denuncias de ciudadanos alertando a la Empresa, por medio de la Oidoría, en relación a invasiones o intervenciones en áreas de bordes de reservorios.
En cuanto a la disposición del Gobierno del Estado de São Paulo (Decreto Estatal nº 58.052, de 16/05/2012, que reguló la Ley Federal nº 12.527, de 18/11/2011), CESP se integró al Servicio de Información al Ciudadano (SIC), a través del cual la Empresa da acceso a informaciones solicitadas por ciudadanos y entidades, reforzando buenas prácticas de gobernanza y transparencia. El acceso al sistema se realiza a través del sitio web www.sic.sp.gov.br.
En 2016, la Compañía registró 33 demandas, recibidas y atendidas por medio del Sistema SIC, que presenta varias formas de acceso del ciudadano a la información, incluyendo la forma presencial, con atención en una sala exclusiva para ese servicio

References: Artículo 51

Resolución 
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 artículo 23