Prospecto Definitivo de Distribuição Pública da 3ª Emissão de Debêntures Simples, Quirografárias, em Série Única R$ 250.000.000,00 ISIN: BREBENDBS028 Standard & Poor’s: brADistribuição pública de 25.000 (vinte e cinco mil) debêntures simples, quirografárias, em série única, todas nominativas e escriturais, da terceira emissão para distribuição pública da BANDEIRANTE ENERGIA S.A., Companhia Aberta, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 02.302.100/0001-06, com sede na Rua Bandeira Paulista, nº 530, CEP 04532-001, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, (“3ª Emissão” e “Bandeirante”, “Companhia” ou “Emissora”), com valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais) (“Debêntures”), perfazendo o montante de R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais) na data de emissão, qual seja, 1º de março de 2006 (“Oferta” e “Data de Emissão”, respectivamente). A 3ª Emissão foi aprovada conforme deliberações do Conselho de Administração da Emissora realizadas em 08 de março de 2006 e em 28 de março de 2006, cujas atas foram arquivadas na Junta Comercial do Estado de São Paulo (“JUCESP”) em 13 de março de 2006 e em 30 de março de 2006, sob os nºs 75.303/06-1, e 83.904/06-2, e publicadas no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, em 22 de março de 2006 e em 30 de março de 2006, respectivamente. A 3ª Emissão foi aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, em 16 de março de 2006, por meio do despacho n° 546, publicado no Diário Oficial da União em 17 de março de 2006. As Debêntures serão registradas para (i) distribuição no mercado primário na CETIP - Câmara de Custódia e Liquidação (“CETIP”) (Entidade de Mercado de Balcão Organizado), por meio do Sistema de Distribuição de Título (“SDT”); e (ii) para negociação no mercado secundário (a) na CETIP, por meio do Sistema Nacional de Debêntures (o “SND”), sendo a distribuição liquidada e as debêntures custodiadas pela CETIP; e (b) no Sistema BovespaFix (“BOVESPAFIX”), administrado e operacionalizado pela Bolsa de Valores de São Paulo - Bovespa (“BOVESPA”), sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas segundo as normas e procedimentos da Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia - CBLC (“CBLC”). A Oferta foi registrada na Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) em 05 de abril de 2006, sob nº CVM/SRE/DEB/2006/009. Recomenda-se a leitura cuidadosa deste Prospecto Definitivo antes de qualquer decisão sobre os investimentos nas Debêntures. Os potenciais investidores devem ler a Seção “Fatores de Risco”, nas páginas 43 a 56. Maiores informações sobre a Emissora e a Oferta poderão ser obtidas junto às Instituições Intermediárias e à CVM nos endereços indicados nas páginas 23 a 24. O registro da presente Oferta não implica, por parte da CVM, garantia de veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidade da Companhia, bem como sobre as Debêntures a serem ofertadas no âmbito dessa Oferta. “A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas de Distribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, aprovado em Assembléia Geral da ANBID, e parte integrante da ata registrada no 4º Ofício de Registro de Pessoas Jurídicas da Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, sob o nº 510718, atendendo, assim, a presente oferta pública, aos padrões mínimos de informação contidos no código, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade da emissora, das instituições participantes e dos valores mobiliários objeto da oferta pública”. Instituições Intermediárias A Instituição Líder da presente Oferta é o Banco Bradesco S.A. A data deste Prospecto Definitivo é de 07 de abril de 2006 ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO • • • Definições .............................................................................................................................................................. 5 Resumo das Características da Oferta ................................................................................................................... 11 Sumário da Emissora e das Instituições Intermediárias. ....................................................................................... 14 2. IDENTIFICAÇÃO DOS ADMINISTRADORES, INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS, CONSULTOR LEGAL, AUDITOR INDEPENDENTE E AGENTE FIDUCIÁRIO • • Informações Cadastrais da Emissora..................................................................................................................... 21 Identificação dos Administradores, Instituições Intermediárias, Consultor Legal, Auditor Independente e Agente Fiduciário ........................................................................................................... 23 3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA • • • • • • Informações Relativas à Oferta ............................................................................................................................ 27 Contrato de Distribuição de Debêntures................................................................................................................ 38 Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro ............................................................... 42 Fatores de Risco .................................................................................................................................................... 43 Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos ................................................................................................ 43 Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica ................................................................................................ 45 Riscos Relacionados às Atividades da Emissora................................................................................................... 50 Riscos Relacionados à Oferta................................................................................................................................ 55 Destinação de Recursos......................................................................................................................................... 57 Capitalização ......................................................................................................................................................... 58 4. SITUAÇÃO FINANCEIRA E INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA • • • • • • • • • • • • • • • Informações Financeiras Selecionadas.................................................................................................................. 61 Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora .......................................................................................................... 64 Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil .............................................................................................. 84 Histórico da Emissora ......................................................................................................................................... 112 Estrutura Organizacional e Principais Acionistas ............................................................................................... 114 Atividades da Emissora....................................................................................................................................... 118 Propriedades, Plantas e Equipamentos ................................................................................................................ 155 Recursos Humanos.............................................................................................................................................. 156 Descrição do Capital Social e Dividendos .......................................................................................................... 162 Práticas de Governança Corporativa ................................................................................................................... 166 Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural ............................................................... 168 Administração ..................................................................................................................................................... 169 Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia .................................................... 177 Contingências Judiciais e Administrativas .......................................................................................................... 178 Operações com Partes Relacionadas ................................................................................................................... 181 1 5. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS • • • DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração ...................................................................................................... 185 DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração ...................................................................................................... 241 DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2003, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração ..................................................................................................... 285 6. ANEXOS • • • • • • • • • Autorização da ANEEL ...................................................................................................................................... 325 Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 08 de março de 2006 .......................................... 329 Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 28 de março de 2006 .......................................... 337 Estatuto Social da Emissora ................................................................................................................................ 341 Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, Quirografárias, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A...................................................................................................... 353 Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A...................................................................................................... 385 Súmula da Classificação de Risco....................................................................................................................... 393 Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 ................................................. 399 Declaração da Instituição Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 ..................................... 403 2 1. INTRODUÇÃO • Definições • Resumo das Características da Oferta • Sumário da Emissora e das Instituições Intermediárias 3 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 4 DEFINIÇÕES ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica Acionista Controladora ou EDP – Energias do Brasil EDP – Energias do Brasil S.A. ACL Ambiente de Contratação Livre Acordo Geral do Setor Elétrico Acordo instituído em razão do racionamento de energia elétrica pela Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002. ACR Ambiente de Contratação Regulada Agente Fiduciário Pentágono S.A. DTVM Ampla ou CERJ AMPLA Energia e Serviços S.A., anteriormente denominada CERJ – Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL Auditores Independentes KPMG Auditores Independentes (para o exercício findo em 31 de dezembro de 2005) e PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (para os exercícios anteriores a 31 de dezembro de 2005). Autoprodutor Agente titular de concessão, permissão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo BACEN Banco Central do Brasil Banco Bradesco ou Instituição Líder, Banco Bradesco S.A. Banco Citibank Banco Citibank S.A. Banco Itaú BBA Banco Itaú BBA S.A. Banco Santander Brasil Banco Santander Brasil S.A. Bandeirante, Companhia ou Emissora Bandeirante Energia S.A. BID Banco Interamericano de Desenvolvimento BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES Bovespa Bolsa de Valores de São Paulo BovespaFix Sistema BovespaFix Brasil República Federativa do Brasil CCC Conta de Consumo de Combustíveis CCEAR Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 5 CCVEE Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica CESA Castelo Energética S.A. – CESA CDE Conta de Desenvolvimento Energético CDI Certificado de Depósito Interbancário CERJ ou AMPLA CERJ - Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro, atualmente AMPLA – Energia e Serviços S.A. CETIP Câmara de Custódia e Liquidação CHESF Companhia Hidroelétrica do São Francisco CMN Conselho Monetário Nacional CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CNPE Conselho Nacional de Política Energética COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social Constituição Federal Constituição da República Federativa do Brasil Consumidores Livres Consumidores que optaram por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia do sistema interligado ou com comercializador de energia elétrica Contrato de Concessão Contrato de Concessão para Distribuição de Energia Elétrica n.º 202/1998, celebrado em 23 de outubro de 1998, entre a Emissora e a União Federal, conforme aditado em 1º de julho de 2002, 25 de março de 2003 e 29 de agosto de 2005 Contrato de Distribuição de Debêntures Instrumento Particular de Contrato de Coordenação, Colocação e Distribuição de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, em Regime de Garantia Firme, celebrada entre a Emissora e as Instituições Intermediárias em 28 de março de 2006 Contratos Iniciais Contratos de compra e venda de energia elétrica, referentes a montantes definidos em Resoluções da ANEEL, firmados com base na Lei n.º 9.648 de 27 de maio de 1998 entre uma concessionária de geração e uma concessionária de distribuição de energia elétrica CPFL Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL CSLL Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido CVA Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A da tarifa de energia elétrica CVM Comissão de Valores Mobiliários – CVM Debêntures 25.000 debêntures simples, quirografárias, todas nominativas e escriturais, em série única, da 3ª emissão para distribuição pública da Bandeirante, com valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais) perfazendo o total de R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais) Debenturistas Os titulares das Debêntures 6 DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica Dólar Dólar dos Estados Unidos da América EAEE Encargo de Aquisição de Energia Emergencial EAESP/FGV Escola de Administração de Empresas de São Paulo da Fundação Getúlio Vargas EBITDA / LAJIDA Lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização ECE Encargo de Capacidade Emergencial EDP EDP – Energias de Portugal S.A. EDP Lajeado EDP Lajeado Energia S.A. Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS Emissão 3ª Emissão para distribuição pública de Debêntures da Bandeirante Energia S.A. Energest Energest S.A. Energia Assegurada Quantidade de energia elétrica de uma usina, estabelecida pelo Poder Concedente no respectivo Contrato de Concessão, que deverá ser disponibilizada para venda Energias do Brasil EDP – Energias do Brasil S.A. Enerpaulo ENERPAULO – Energia Paulista Ltda Enerpeixe Enerpeixe S.A. Enersul Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. – ENERSUL Enertrade ENERTRADE - Comercializadora de Energia S.A. EPE Empresa de Pesquisa Energética S.A. Escelsa Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – ESCELSA Escritura de Emissão Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, Quirografárias, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A., celebrada entre a Emissora e o Agente Fiduciário em 14 de março de 2006, devidamente arquivada na Junta Comercial do Estado de São Paulo em 27 de março de 2006, conforme aditada pelo Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A, celebrado entre a Emissora e o Agente Fiduciário em 30 de março de 2006, devidamente arquivada na Junta Comercial do Estado de São Paulo em 07 de abril de 2006 7 Estatuto Estatuto Social da Emissora, conforme aprovado em Assembléia Geral Extraordinária de acionistas, realizada em 11 de junho de 2005 Fafen Fafen Energia S.A. Fator X Número índice definido pelo Poder Concedente, de acordo com o Contrato de Concessão e Resolução ANEEL n.º 55, de 5 de abril de 2004, a ser subtraído ou somado ao índice obtido da variação da parcela reajustada pelo IGPM FEC Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora. FINAME Linha de crédito do BNDES para aquisição de máquinas e equipamentos novos, de fabricação nacional, através de instituições financeiras credenciadas Fundo UBP Fundo de Uso de Bem Público Furnas Furnas Centrais Elétricas S.A. GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia Grupo EDP Grupo empresarial do qual a Companhia é parte, composto por sociedades que atuam no setor elétrico mundial, cuja sociedade controladora é a EDP Grupo Energias do Brasil Grupo empresarial do qual a Companhia é parte, composto por sociedades constituídas sob as leis do Brasil, que atuam no setor elétrico, cuja sociedade controladora é a Energias do Brasil IASC Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística ICMS Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias e sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação IGPM Índice Geral de Preços do Mercado, conforme apurado e divulgado pela Fundação Getúlio Vargas INPI Instituto Nacional de Propriedade Industrial Instituição Líder Banco Bradesco S.A. Instituições Intermediárias Banco Itaú BBA, Banco Bradesco, Banco Santander Brasil e Banco Citibank Instrução CVM n.º 400/03 Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003 Investco Investco S.A. 8 IPCA Índice de Preços ao Consumidor Amplo, conforme apurado e divulgado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE IRT Índice de Revisão Tarifária Iven Iven S.A. Lei das Sociedades por Ações ou Lei n.º 6.404/76 Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976 e alterações posteriores Lei de Concessões Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e alterações posteriores Lei de Licitações Lei n.º 8.666, de 21 de junho de 1993 e alterações posteriores Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004 e regulamentação posterior Lei do Setor Elétrico Lei n.º 9.074, de 07 de julho de 1995 e alterações posteriores Lei de Reestruturação do Setor Elétrico Lei n.° 9.648, de 27 de maio de 1998 e alterações posteriores MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica Magistra Magistra Participações S.A. MME Ministério das Minas e Energia MRE Mecanismo de Realocação de Energia, tratando-se de mecanismo financeiro que tem o objetivo de otimizar os custos de operação no sistema energético nacional MVA Unidade equivalente a 1 milhão de Volts Ampére ou 1 Mega Volt Ampère Oferta Distribuição Pública de 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures simples, quirografárias, em série única, todas nominativas e escriturais, da terceira emissão para distribuição pública da Bandeirante, com valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais), perfazendo o montante de R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais) ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico Pantanal Energética Pantanal Energética Ltda. Parcela A Parcela da tarifa da concessionária de serviços de distribuição de energia elétrica representativa dos custos não gerenciáveis pela Companhia PASEP Programa de Formação ao Patrimônio do Servidor Público PCH Pequena Central Hidrelétrica PIB Produto Interno Bruto PIE Produtor Independente de Energia Elétrica Piratininga Companhia Piratininga de Força e Luz 9 PIS Programa de Integração Social Poder Concedente Governo Federal PPA Power Purchase Agreement (CCVEE) PPT Programa Prioritário de Termoeletricidade Procedimento de Bookbuilding Procedimento conduzido para verificação, junto aos investidores, da demanda pelas Debêntures em diferentes níveis de taxa de juros no qual serão definidos, de acordo com as condições de mercado à época da colocação, a remuneração aplicável às Debêntures, observado o limite do Valor Total da Emissão (conforme definido na Seção “Resumo das Características da Oferta”). Ao final deste procedimento, o Conselho de Administração da Emissora ratificará a remuneração das Debêntures, conforme o artigo 59, § 1º da Lei n° 6.404/76. PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica Prospecto Definitivo Prospecto Definitivo da 3ª Emissão de Debêntures simples, quirografárias, em série única, da Bandeirante, datado de 07 de abril de 2006 Prospecto Preliminar Prospecto Preliminar da 3ª Emissão de Debêntures simples, quirografárias, em Série Única, da Bandeirante, datado de 15 de março de 2006 Prospectos Prospecto Preliminar em conjunto com o Prospecto Definitivo Rede Básica Conjunto de linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV e instalações definidas pela ANEEL. RGR ou Fundo RGR Reserva Global de Reversão RTE Recomposição Tarifária Extraordinária SDT Sistema de Distribuição de Títulos SEADE Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados SELIC Sistema Especial de Liquidação e Custódia SIN Sistema Interligado Nacional SND Sistema Nacional de Debêntures Taxa DI Taxa média diária dos Depósitos Interfinanceiros de um dia, calculadas e divulgadas pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua página na Internet (http://www.cetip.com.br), base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias, expressa na forma percentual ao ano TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo TMA Tempo Médio de Atendimento 10 RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA Emissora: Bandeirante Energia S.A. Valor Mobiliário: Debêntures simples. Data de Emissão: 1º de março de 2006. Agente Fiduciário: Pentágono S.A. DTVM. Banco Mandatário e Escriturador: Banco Citibank Instituição Líder: Banco Bradesco. Instituições Intermediárias: Banco Bradesco, Banco Citibank, Banco Itaú BBA e Banco Santander Brasil. Valor Total da Emissão: R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais). Número de Séries: As Debêntures serão emitidas em série única. Quantidade de Debêntures: Serão emitidas no total 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures. Valor Nominal Unitário: As Debêntures terão valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais), na Data de Emissão (“Valor Nominal Unitário”). Espécie: As Debêntures serão da espécie quirografária. Forma e Conversibilidade: As Debêntures serão emitidas na forma nominativa escritural, simples, não conversíveis em ações de emissão da Emissora. Data de Vencimento: As Debêntures vencerão em 1º de março de 2011 (“Data de Vencimento das Debêntures”). Preço de Subscrição e Forma de Integralização: O preço de subscrição das Debêntures será o Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração (conforme definido abaixo), calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a data da efetiva subscrição e integralização. As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional. Distribuição e Negociação: As Debêntures serão registradas (i) para distribuição no mercado primário na CETIP, por meio do SDT; e (ii) para negociação no 11 mercado secundário (a) na CETIP, por meio do SND, sendo a distribuição liquidada e as debêntures custodiadas pela CETIP, e (b) no BovespaFix, administrado e operacionalizado pela Bovespa, sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas segundo as normas e procedimentos da CBLC. Remuneração: A remuneração final das Debêntures será definida em Procedimento de Bookbuilding, devendo ser expressa em percentual da Taxa DI, sendo que a remuneração máxima será até 105,5% da Taxa DI. Repactuação: Não haverá repactuação das Debêntures. Amortização: Amortizações iguais e sucessivas no final dos 3º, 4º e 5º anos, a partir da Data de Emissão. Resgate Antecipado: Não haverá resgate antecipado das Debêntures, exceto na hipótese de não concordância de Debenturistas representando 2/3 das Debêntures em circulação acerca do novo parâmetro de remuneração quando da ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI por prazo superior a 10 (dez) dias consecutivos ou extinção ou impossibilidade de aplicação da Taxa DI ou de seu substituto, na forma prevista na Escritura de Emissão. Aquisição Facultativa: A Emissora poderá, a qualquer tempo, mediante publicação de aviso com antecedência mínima de 30 (trinta) dias, adquirir as Debêntures em circulação no mercado, por preço não superior ao seu Valor Nominal Unitário acrescido da sua respectiva Remuneração, calculado pro rata temporis, desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento de Remuneração, até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures objeto da aquisição poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria da Emissora, ou ser colocadas novamente no mercado. As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria, quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação. Quorum de Instalação e Deliberação A Assembléia Geral de Debenturistas instalar-se-á, em primeira convocação, com a presença de Debenturistas titulares das Debêntures da presente Emissão, que representem, no mínimo, a metade das Debêntures em circulação e, em segunda convocação, com qualquer número de Debenturistas. As deliberações das Assembléia Gerais de Debenturistas serão tomadas da seguinte forma: (i) alterações na remuneração, excetuando-se as alterações na remuneração e/ou amortização decorrentes do disposto no item 4.2.4.9 da Escritura de Emissão, e/ou prazos e condições de em Assembléias Gerais de Debenturistas: 12 vencimento, repactuação ou amortização das Debêntures, nas hipóteses de vencimento automático previstos no item 5.1 da Escritura de Emissão e/ou dispositivos sobre quorum previstos na Escritura de Emissão dependerão da aprovação de Debenturistas representando 90% (noventa por cento) das Debêntures em circulação, (ii) alterações das cláusulas de vencimento antecipado que não forem automáticas previstas no item 5.2 da Escritura de Emissão, na forma das Debêntures, na periodicidade de pagamento de juros remuneratórios das Debêntures, resgate, encargos moratórios e espécie das Debêntures dependerão da aprovação de Debenturistas representando 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, e (iii) alterações nas demais características e condições das Debêntures e da Emissão deverão ser aprovadas por Debenturistas que representem, no mínimo, a maioria simples das Debêntures em circulação. Na ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI, a Emissora e os Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 das Debêntures em circulação, definirão o novo parâmetro a ser aplicado. Local de Pagamento: Os pagamentos referentes às Debêntures serão efetuados utilizandose os procedimentos adotados pela CETIP e/ou pela CBLC, ou por meio do Banco Mandatário e Escriturador, para os titulares das Debêntures que não estejam custodiadas na CETIP ou na CBLC. Público Alvo: O público alvo da presente Oferta é composto por investidores pessoas físicas e jurídicas, fundos de investimentos, fundos de pensão, entidades administradoras de recursos de terceiros registradas na CVM, entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no país. Inadequação do Investimento: O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que (a) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário; e/ou (b) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa do setor privado. Informações Adicionais: Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Emissora e a Oferta poderão ser obtidas com a Emissora, com a Instituição Líder ou com a CVM. O Sr. João Carlos Zani, superintendente executivo do Departamento de Mercado de Capitais da Instituição Líder, será responsável pelo atendimento do artigo 33, § 3º, inciso III da Instrução CVM nº 400/03. 13 SUMÁRIO DA EMISSORA E DAS INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS A Emissora A Bandeirante é uma das principais concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica do Estado de São Paulo e a maior do Grupo Energias do Brasil, atendendo a 28 municípios das regiões do Alto Tietê e Vale do Paraíba, onde conta com uma base de 1,3 milhão de clientes, atendendo uma população de cerca de 4 milhões de habitantes, em uma área de 10 mil km2. O Estado de São Paulo, área de atuação da Bandeirante, é o principal gerador de riqueza nacional, respondendo por cerca de 33,4% do PIB brasileiro, em 2004, segundo estimativa da Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados – SEADE. Sua área de concessão localiza-se numa região altamente desenvolvida em infra-estrutura, escoamento da produção e ambiente empresarial dinâmico, com mais de 8 mil indústrias e mais de 83 mil estabelecimentos comerciais, compreendendo os mais variados ramos de negócios. A região do Vale do Paraíba engloba os seguintes municípios: Aparecida, Caçapava, Cachoeira Paulista, Canas, Cruzeiro, Potim, Roseira, Santa Branca, São José dos Campos, Guaratinguetá, Jacareí, Jambeiro, Lorena, Monteiro Lobato, Taubaté, Tremembé, São Sebastião, Caraguatatuba e Pindamonhangaba. A região do Alto do Tietê inclui as seguintes cidades: Biritiba-Mirim, Ferraz de Vasconcelos, Guararema, Guarulhos, Itaquaquecetuba, Mogi das Cruzes, Poá, Salesópolis, e, Suzano. 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 Bandeirante 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. Por ser uma distribuidora de energia elétrica, a Companhia depende basicamente da energia elétrica que lhe é suprida pelas empresas de geração de energia elétrica. Como a Bandeirante não possui empreendimento de geração, a energia necessária ao atendimento do seu mercado é, integralmente, adquirida de terceiros. Os consumidores da Bandeirante podem ser subdivididos em sete categorias distintas: (i) industriais; (ii) comerciais; (iii) residenciais; (iv) rural; (v) poderes públicos; (vi) iluminação pública; e (vii) serviços públicos. As tarifas são cobradas pela Bandeirante com base nos seguintes fatores: (i) classificação do consumidor em relação aos grupos de demanda (A e B); (ii) potência demandada e efetivamente consumida; (iii) energia efetivamente consumida; (iv) meses do ano em que é efetuado o fornecimento; e (v) o horário de fornecimento. Esses critérios são utilizados na definição de dois sistemas tarifários: o horo-sazonal e o convencional. 14 Durante o ano de 2005, a Bandeirante forneceu um total de 8.004 GWh de energia para 1,3 milhão de consumidores, correspondente a 7,7% da energia consumida em todo o Estado de São Paulo. A receita bruta da Bandeirante representou 45,5% da receita bruta total do Grupo Energias do Brasil em 2005. A receita líquida da Bandeirante representou 45,7% da receita líquida total do Grupo Energias do Brasil em 2005. As Instituições Intermediárias Banco Bradesco Fundado em 1943, o Banco Bradesco é atualmente o maior banco múltiplo privado do país e está presente em praticamente todos os municípios do Brasil. A atuação do Banco Bradesco é sustentada por uma rede de atendimento com 15.874 pontos convencionais, entre eles, 2.921 agências e 5.461 unidades do Banco Postal. Encerrou o 4º trimestre de 2005 com R$ 19,4 bilhões de patrimônio líquido e R$ 208,7 bilhões em ativos totais. Atua no mercado de capitais brasileiro desde 1966, destacando-se como uma das mais importantes instituições intermediárias na coordenação, estruturação e distribuição de operações de underwriting e operações estruturadas, além de contar com equipes especializadas em fusões e aquisições e project finance. No período de janeiro a novembro de 2005, o Banco Bradesco coordenou importantes operações de ações, debêntures e notas promissórias que totalizaram R$ 1.628,5 milhões, encerrando o período com uma participação de mercado de 6,52%, de acordo com o ranking de originação da ANBID. A área de fusões e aquisições é responsável pela prestação de serviços de assessoria financeira em operações de fusões, aquisições, formação de joint ventures, reestruturações societárias e privatizações, tendo registrado 20 operações conforme o ranking de fusões e aquisições da ANBID nos últimos três anos. O Banco Bradesco possui um sólido track record desempenhando o papel de assessor e estruturador financeiro para diversos projetos greenfield e brownfield estruturados na modalidade project e corporate finance. O time de especialistas possui um estreito relacionamento com o BNDES e diversos organismos de fomento. A instituição vem ocupando a liderança como maior agente de repasse do BNDES nos últimos três anos. Na área de operações estruturadas, o Banco Bradesco desenvolve estruturas para segregação de riscos por meio da aquisição ou securitização de créditos, Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDCs) e Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRIs), bem como operações taylor made visando a menor utilização de capital de giro, aumento da liquidez, otimização dos custos financeiro e tributário, adequação a limites técnicos legais/covenants financeiros, desmobilização e financiamentos das empresas clientes. 15 Banco Citibank O Citigroup, um dos maiores conglomerados financeiros do mundo, está presente em mais de 100 países, reúne atualmente 200 milhões de contas de clientes, conta com 300 mil funcionários e possui ativos totais de US$ 1.5 trilhão, distribuídos entre pessoas físicas e jurídicas, entidades governamentais e outras instituições combinando recursos globais com forte presença local. Presente há 90 anos no Brasil, o Citigroup conta hoje com mais de 4000 funcionários, R$ 26.5 bilhões em ativos, em junho de 2005, e mais de 220 mil correntistas. E, como parte integrante dessa Organização, o Citibank tem atuado continuamente e com forte presença no segmento de “Corporate and Investment Banking”, com destaque para áreas de renda fixa e variável, fusões e aquisições, project finance e empréstimos sindicalizados. Em 2005, o Citibank participou de diversas emissões de debêntures e FIDCs, que totalizaram R$ 1.7 bilhão. Nos anos anteriores o Citibank participou de diversas outras operações importantes para o mercado de capitais local. Banco Itaú BBA O Banco Itaú BBA é o maior banco de atacado do Brasil, com ativos de R$ 35,8 bilhões e patrimônio líquido de R$ 4,1 bilhões (junho de 2005). É controlado pelo Grupo Itaú, que possui 95,75% do total de ações e 50% das ações ordinárias, sendo o restante controlado por executivos do Banco Itaú BBA. O Banco Itaú BBA se caracteriza pelo foco no atendimento aos clientes corporativos, com ênfase em crédito e operações estruturadas, atuando, assim, como banco corporativo e banco de investimento. Durante o ano de 2005, a área de mercado de capitais do Banco Itaú BBA assessorou clientes na captação de recursos junto ao mercado local que totalizaram aproximadamente R$ 4,0 bilhões em operações de Debêntures, FIDCs e CRIs. Entre as principais emissões incluem-se as emissões de debêntures da Elektro Eletricidade e Serviços S.A., no valor de R$ 750 milhões, NET Serviços de Comunicação S.A., no valor de R$ 650 milhões, Vicunha Siderurgia S.A., no valor de R$ 1,2 bilhões e Telesp Celular Participações S.A. no valor de R$ 1 bilhão. De acordo com o ranking ANBID de Originação e Distribuição de Renda Fixa de operações no mercado doméstico, base janeiro a novembro de 2005, o Banco Itaú BBA ocupa o 1º lugar com uma participação de mercado de 21,0% e 20,9%, respectivamente. 16 Banco Santander Brasil O Banco Santander Brasil é uma instituição integrante do conglomerado financeiro Santander Banespa (“Santander Banespa”), cuja sociedade controladora é, indiretamente, o Banco Santander Central Hispano S.A. O Banco Santander Brasil foi formado a partir de uma reorganização societária que reuniu dois bancos: o Banco Geral do Comércio S.A. (adquirido em 1997) e o Banco Noroeste S.A. (adquirido em 1998), e opera como banco múltiplo com carteira comercial. Encerrou o ano de 2005 com um lucro líquido no exercício de R$ 1,74 bilhão. O grupo Santander, composto por empresas sediadas em diversos países e controladas direta ou indiretamente pelo Banco Santander Central Hispano S.A. (“Grupo Santander”), opera no Brasil desde 1982 e deu início, na década de 1990, a um processo de crescimento com a aquisição de cinco instituições financeiras: Banco Geral do Comércio S.A., Banco Noroeste S.A., Banco Meridional S.A., Banco Bozano, Simonsen S.A. e Banco do Estado de São Paulo S.A. – Banespa (“Banespa”). Atualmente o Santander Banespa opera por meio de quatro bancos: Banco Santander S.A., Banco Santander Brasil, Banespa e Banco Santander Meridional S.A. As operações dos bancos e das empresas do setor financeiro e de seguros são conduzidas no contexto de um conjunto de instituições que atuam integradamente no mercado financeiro. O Grupo Santander posiciona-se entre os dez principais bancos do mundo e é o primeiro na Zona do Euro em valor de mercado. Fundado em 1857, contava, em março de 2005, com 63 milhões de clientes, 9.935 agências, 126 mil funcionários e presença em mais de 40 países. É o principal grupo financeiro na Espanha e na América Latina e tem papel relevante na Europa, principalmente no Reino Unido, depois da aquisição do Abbey National, e em Portugal, onde é proprietário do terceiro maior grupo financeiro. Na Alemanha, na Itália e em sete outros países europeus mantém o Santander Consumer Finance, uma unidade especializada no financiamento ao consumo. No total, administra ativos de US$ 916 bilhões. Durante o ano de 2004, destacam-se as seguintes operações de mercado de capitais nas quais o Banco Santander Brasil esteve envolvido: (i) a emissão de debêntures da Companhia Energética do Rio Grande do Norte, no montante de R$ 120 milhões; (ii) a emissão de debêntures da Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro, no montante de R$ 294 milhões; (iii) a emissão de debêntures da Brasil Telecom S.A., no montante de R$ 600 milhões; (iv) a emissão de debêntures da Telecomunicações de São Paulo S.A. – TELESP, no montante de R$ 1,5 bilhão; e (v) emissão de debêntures da Neoenergia S.A., no montante de R$ 315 milhões. Em 2005, as operações de renda fixa que merecem destaque são: (i) a 7a emissão de debêntures da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo – SABESP, no valor de R$ 300 milhões; (ii) a 3a emissão de debêntures da Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro – Ampla, no valor de R$ 400 milhões; 17 (iii) a 2ª emissão de debêntures simples da Telesp Celular Participações S.A., no valor de R$ 1,0 bilhão; (iv) a 3ª emissão de debêntures simples da Companhia Paranaense de Energia, no valor de R$ 400 milhões e (v) a 5ª emissão de debêntures da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Coelba, no valor de R$ 540 milhões. No segmento de operações estruturadas, o Banco Santander Brasil intermediou importantes operações do mercado, via utilização de Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDCs) e Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRIs). Em 2003, o Banco Santander Brasil estruturou FIDCs para a (i) Braskem S.A., no total de R$ 200 milhões, e (ii) Parmalat Brasil S.A., no total de R$ 110 milhões. Além disso, o Banco Santander Brasil intermediou mais de 50% das operações de CRIs, em operações lastreadas em contratos de locação com a Nestlé Ltda. e Telesp Celular S.A. Em 2004, o Banco Santander Brasil estruturou ainda o FIDC para Furnas Centrais S.A., no montante de R$ 336,35 milhões. Em 2005 o Banco Santander Brasil atuou como coordenador líder das emissões de FIDCs de Furnas Centrais Elétricas S.A. no valor de R$ 878 milhões, do Sistema Cataguazes Leopoldina, no valor de R$ 210 milhões e da 31ª série da 1ª emissão de certificados de recebíveis imobiliários da Rio Bravo Secutitizadora lastreado em créditos imobiliários devidos pela Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, no valor de R$ 200 milhões, liderou a emissão de 2 séries do FIDC BGN LIFE Crédito consignado, no valor de R$ 400 milhões, dentre outras. Já em 2006, o Banco Santander Brasil realizou a 2ª emissão de debêntures da Vivax, no valor de R$ 220 milhões e atuou como coordenador líder da 1ª emissão de debêntures da Piratininga, no valor de R$ 400 milhões. 18 2. IDENTIFICAÇÃO DOS ADMINISTRADORES, INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS, CONSULTOR LEGAL, AUDITOR INDEPENDENTE E AGENTE FIDUCIÁRIO • Informações Cadastrais da Emissora • Identificação dos Administradores, Instituições Intermediárias, Consultor Legal, Auditor Independente e Agente Fiduciário 19 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 20 INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA EMISSORA Identificação................................................................. Bandeirante Energia S.A., sociedade por ações de capital aberto, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 02.302.100/0001-06, com seus atos constitutivos arquivados na Junta Comercial do Estado de São Paulo – JUCESP sob o NIRE nº 35.300.153.235. Sede............................................................................... A sede da Companhia está localizada na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Bandeira Paulista, 530, CEP 04532-001. Data de registro da Emissora na CVM como companhia aberta........................................................ 27 de março de 1998 Diretor de Relações com Investidores (responsável por eventuais esclarecimentos sobre a Emissão)...... Sr. Thomas Daniel Brull Rua Bandeira Paulista, 530 CEP 04532-001 – São Paulo – SP Tel.: (11) 2185-5040/5041 Fax: (11) 2185-5006/5013 Auditores Independentes da Companhia................................................................... KPMG Auditores Independentes (para o exercício findo em 31 de dezembro de 2005) e PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (para os exercícios anteriores a 31 de dezembro de 2005). Acionista Controlador................................................. EDP – Energias do Brasil S.A. Títulos e Valores Mobiliários Emitidos nos Mercados Doméstico e Internacional........................ Ações e debêntures. A Bandeirante realizou duas emissões públicas de debêntures. Sua primeira emissão de debêntures simples, no valor de R$ 400 milhões, foi aprovada na Assembléia Geral Extraordinária realizada em 04 de dezembro de 1998 e re-ratificada pela Assembléia Geral Extraordinária realizada em 25 de junho de 1999. Essa emissão foi integralmente cancelada pela Assembléia Geral Extraordinária realizada em 17 de novembro de 1999, não tendo sido efetivada. A 2ª emissão de debêntures, conversíveis em ações da Companhia, no valor de R$ 280 milhões, foi aprovada na Assembléia Geral Extraordinária realizada em 17 de novembro de 1999 e na Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 17 de dezembro de 1999. As debêntures da 2ª emissão foram resgatadas antecipadamente em janeiro de 2001. Para informações adicionais ver Seção “Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia”. 21 Jornais nos quais se realizam as Divulgações de Informações.................................................................. As informações referentes à Emissora são divulgadas no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no “Valor Econômico”. Site na Internet e e-mail para informações aos investidores e ao mercado........................................... www.bandeirante.com.br. As informações contidas no site da Companhia na Internet não fazem parte deste Prospecto. [email protected] Atendimento aos Acionistas........................................ O atendimento aos acionistas da Companhia é efetuado em sua própria sede. Informações Adicionais............................................... Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Companhia poderão ser obtidos com a Companhia, em sua sede social ou no site (www.bandeirante.com.br). 22 IDENTIFICAÇÃO DOS ADMINISTRADORES, INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS, CONSULTORES LEGAIS, AUDITOR INDEPENDENTE E AGENTE FIDUCIÁRIO Para fins do disposto no Item 2 do Anexo III da Instrução CVM n.º 400/03, esclarecimentos sobre a Companhia e a Oferta poderão ser obtidos nos seguintes endereços: Companhia Bandeirante Energia S.A. Diretor de Relações com Investidores At.: Thomas Daniel Brull Rua Bandeira Paulista, 530 São Paulo, SP, CEP 04532-001 Tel: (11) 2185-5040/5041 Fax: (11) 2185-5006/5013 E-mail: [email protected] Internet: www.bandeirante.com.br Instituição Líder Instituição Intermediária Banco Bradesco S.A. Banco Citibank S.A. At.: João Carlos Zani At.: Hamilton Angle Av. Paulista, 1450 – 3º andar Avenida Paulista, 1111, 10º andar São Paulo, SP CEP 01310-917 São Paulo, SP CEP 01311-100 Tel: (11)2178-4800 Tel: (11)) 4009-3193 Fax: (11)2178-4880 Fax: (11) 4009-7558 E-mail: [email protected] E-mail: [email protected] Internet: www.shopinvest.com.br Internet: www.citibank.com.br Instituição Intermediária Instituição Intermediária Banco Itaú BBA S.A. Banco Santander Brasil S.A. At.: Eduardo Prado Santos / Gustavo Bellon At.: Ricardo Corradi Leoni Avenida Brigadeiro Faria Lima, 3400, 3º ao 8º Rua Amador Bueno, 474, Bloco C andares São Paulo, SP CEP 04752-901 São Paulo, SP, CEP 04538-132 Tel: (11) 5538-6792 Tel.: (11) 3708-8717 / 3708-8715 Fax: (11) 5538-8252 Fax.: (11) 3708-8107 E-mail: [email protected] E-mail:[email protected] / Internet: www.santander.com.br/prospectos [email protected] Internet: www.itaubba.com.br Consultores Legais da Companhia Consultores Legais das Instituições Intermediárias Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Pinheiro Neto Advogados Advogados At.: Alexandre Bertoldi At.: Eduardo Soares/Alessandra Maria Z. Boin Rua Boa Vista, 254 9º andar Alameda Joaquim Eugênio de Lima, 447 São Paulo, SP, CEP 01014-907 São Paulo, SP, CEP 01403-001 Tel: (11) 3247-8400 Tel: (11) 3147-7696/3147-7791 Fax: (11) 3247-8600 Fax: (11) 3147-7770 E-mail: [email protected] E-mail: [email protected]/ Internet: www.pinheironeto.com.br [email protected] Internet: www.mattosfilho.com.br Auditores KPMG Auditores Independentes PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes At.: José Luiz Ribeiro de Carvalho At.: Sr. Wander Telles Rua Dr. Renato Paes de Barros, 33 Av. Francisco Matarazzo, n.º 1400 São Paulo, SP, CEP 04530-904 São Paulo, SP, CEP 05001-400 Tel: (11) 3067-3000 Tel: (11) 3674-2000 Fax: (11) 3079-3752 Fax: (11) 3674-2020 E-mail: [email protected] E-mail: [email protected] Internet: www.kpmg.com.br Internet: www.pwc.com 23 Banco Mandatário e Escriturador O Banco Mandatário e Escriturador pode ser contatado no seguinte endereço: Banco Citibank S.A. Avenida Paulista, 1111, 10º andar CEP: 01311-100 – São Paulo – SP At. Sr. Rafael Cardenas Telefone: (11) 4009-3888 Fac-símile: (11) 4009-7029 Correio eletrônico: [email protected] Agente Fiduciário O Agente Fiduciário pode ser contatado no seguinte endereço: Pentágono S.A. DTVM Av. das Américas, 4.200, bloco 04, sala 514 CEP: 22640-102 – Rio de Janeiro - RJ At. Sr. Maurício da Costa Ribeiro Telefone: (21) 3385-4565 Fac-símile: (21) 3385-4046 Correio eletrônico: [email protected] Declaração da Emissora e da Instituição Líder Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Emissora declara, por meio de seu Diretor Estatutário, Sr. Thomas Daniel Brull, que as informações constantes do Prospecto Definitivo são verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores o conhecimento das Debêntures, da Companhia, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades, bem como uma tomada de decisão fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido elaborados de acordo com as normas pertinentes. Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Instituição Líder declara, por meio de seu Diretor Estatutário, Sra. Denise Pauli Pavarina de Moura (i) que o Prospecto Definitivo contém as informações relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, das Debêntures, da Emissora, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações relevantes, bem como permite uma tomada de decisões fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido elaborado de acordo com as normas pertinentes; e (ii) que tomou as cautelas e agiu com elevados padrões de diligência, para assegurar que as informações prestadas pela Emissora fossem verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito da Emissão. 24 3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA • Informações Relativas à Oferta • Contrato de Distribuição de Debêntures • Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro • Fatores de Risco Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica Riscos Relacionados às Atividades da Emissora Riscos Relacionados à Oferta • Destinação de Recursos • Capitalização 25 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 26 INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA Autorizações Societárias A Emissão assim como a Remuneração foram deliberadas em Reuniões do Conselho de Administração realizadas em 08 de março de 2006 e em 28 de março de 2006, cujas atas foram registradas na JUCESP, sob os n.ºS 75.303/06-1 e 83.904/06-2, em 13 de março de 2006 e 30 de março de 2006, e publicadas no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, em 22 de março de 2006 e 30 de março de 2006, respectivamente. Quantidade de Debêntures e Número de Séries Serão emitidas 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures, em série única. Valor Nominal Unitário, Valor Total da Emissão e Data de Emissão As Debêntures terão Valor Nominal Unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais), perfazendo o montante total de R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais) na Data de Emissão. Para todos os efeitos legais, a Data de Emissão das Debêntures é 1º de março de 2006. Conversibilidade, Tipo e Forma As Debêntures serão emitidas na forma nominativa escritural, não conversíveis em ações de emissão da Emissora. Espécie As Debêntures serão da espécie quirografária, sem garantia. Prazo e Data de Vencimento As Debêntures vencerão em 1º de março de 2011. Na Data de Vencimento das Debêntures, a Emissora se obriga a proceder ao pagamento das Debêntures que ainda estejam em circulação, pelo seu Valor Nominal Unitário, acrescida da Remuneração devida, calculada conforme disposto no item “Remuneração” abaixo. Regime de Colocação A distribuição pública das Debêntures será feita em regime de garantia firme pelas Instituições Intermediárias, sem solidariedade entre as Instituições Intermediárias. 27 Certificados de Debêntures Não serão emitidos certificados representativos das Debêntures. Para todos os fins de direito, a titularidade das Debêntures será comprovada pelo extrato da respectiva conta de depósito das Debêntures, aberta em nome de cada Debenturista, emitido pelo Banco Citibank. Adicionalmente, para as Debêntures custodiadas na CETIP, será expedido por esta o “Relatório de Posição de Ativos”, acompanhado de extrato em nome do Debenturista, emitido pela instituição financeira responsável pela custódia destes títulos e, para as Debêntures custodiadas na CBLC, será por esta expedido relatório indicando a titularidade das Debêntures que estiverem custodiadas na CBLC. Repactuação Não haverá repactuação das Debêntures. Preço de Subscrição e Forma de Integralização O preço de subscrição das Debêntures será o Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis, desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização (“Preço de Subscrição”). A integralização será à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional, de acordo com as normas de liquidação da CETIP. As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional. Amortização O valor principal da Oferta será amortizado em três parcelas, iguais e sucessivas no final dos 3º, 4º e 5º anos, a partir da Data de Emissão, ou seja, em 1º de março de 2009, 2010 e 2011. O valor de cada uma das parcelas de amortização será equivalente a 1/3 do Valor Nominal Unitário das Debêntures. Aquisição Facultativa A Emissora poderá, a qualquer tempo, mediante publicação de aviso com antecedência mínima de 30 (trinta) dias, adquirir as Debêntures em circulação no mercado, por preço não superior ao seu Valor Nominal Unitário acrescido da sua respectiva Remuneração, calculado pro rata temporis, desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento de Remuneração, até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures objeto da aquisição poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria da Emissora, ou colocadas novamente no mercado. 28 As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria, quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação. Atualização do Valor Nominal Não haverá atualização do Valor Nominal Unitário das Debêntures. Remuneração A partir da Data de Emissão, as Debêntures farão jus a uma remuneração que contemplará juros remuneratórios incidentes sobre o seu Valor Nominal Unitário a partir da Data de Emissão, e pagos ao final de cada Período de Capitalização. A taxa de juros aplicável às Debêntures foi definida em Procedimento de Bookbuilding, tendo sido fixada em 104,4% da acumulação da Taxa DI. Ao final do Procedimento de Bookbuilding, o Conselho de Administração da Emissora ratificarou o percentual da Taxa DI que será aplicável as Debêntures. A Remuneração das Debêntures será calculada de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos, incidentes sobre o Valor Nominal Unitário das Debêntures, ou pelo saldo do Valor Nominal Unitário das Debêntures, desde a Data de Emissão, ou da data do vencimento de juros imediatamente anterior, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento. O cálculo da Remuneração das Debêntures obedecerá à seguinte fórmula: J = VN x (Fator DI – 1) Onde: J = valor da remuneração, devida no final de cada Período de Capitalização, calculado com 6 (seis) casas decimais, sem arredondamento; VN = Valor Nominal Unitário da Debênture no início de cada Período de Capitalização, informado/calculado com 6 (seis) casas decimais, sem arredondamento; Fator DI = Produtório das taxas DI Over com uso de percentual aplicado a partir da data de início de capitalização, inclusive, até a Data de Pagamento da Remuneração, exclusive, calculado com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma: n p Fator DI = ∏ 1 + TDI k × k =1 100 29 Onde: n = número total de taxas DI Over consideradas na atualização, sendo "n" um número inteiro; p = percentual aplicado sobre a Taxa DI Over , informado com 2 (duas) casas decimais; TDIk = Taxa DI Over, expressa ao dia, calculada com 8 (oito) casas decimais com arredondamento, sendo 1 DI 252 TDI k = k + 1 − 1 100 Onde: k = 1, 2, ..., n DI k = Taxa DI Over divulgada pela CETIP, válida por 1 (um) dia útil (overnight), utilizada com 2 (duas) casas decimais; OBSERVAÇÕES: O fator resultante da expressão 1 + TDI k × p é considerado com 16 (dezesseis) casas decimais, sem 100 arredondamento. Efetua-se o produtório dos fatores diários p 1 + TDI k × , sendo que a cada fator diário acumulado, 100 trunca-se o resultado com 16 (dezesseis) casas decimais, aplicando-se o próximo fator diário, e assim por diante até o último considerado. Uma vez os fatores estando acumulados, considera-se o fator resultante “Fator DI” com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento. A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimais divulgado pela entidade responsável pelo seu cálculo. 30 Define-se “Período de Capitalização” como sendo o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, no caso do primeiro Período de Capitalização, ou na Data de Pagamento da Remuneração imediatamente anterior, no caso dos demais Períodos de Capitalização, e termina na Data de Pagamento da Remuneração seguinte, exclusive. Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem solução de continuidade, até a Data de Vencimento. Prorrogação dos Prazos Considerar-se-ão automaticamente prorrogadas as datas de pagamento de qualquer obrigação prevista ou decorrente da Escritura de Emissão, até o primeiro dia útil subseqüente, sem acréscimo de juros ou de qualquer outro Encargo Moratório (definição abaixo), se a data de vencimento coincidir com feriado nacional, sábado ou domingo ou dia em que não houver expediente bancário na Cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo. Encargos Moratórios Sem prejuízo da Remuneração das Debêntures, ocorrendo atraso imputável à Emissora no pagamento de qualquer quantia devida aos titulares das Debêntures, os débitos em atraso ficarão sujeitos a multa moratória de 2,0% (dois por cento) e juros de mora de 1,0% (um por cento) ao mês, ambos calculados sobre os valores em atraso, encargos moratórios esses calculados desde a data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento, independentemente de aviso, notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial (“Encargos Moratórios”). Decadência dos Direitos aos Acréscimos O não comparecimento do Debenturista para receber o valor correspondente a quaisquer das obrigações pecuniárias da Emissora nas datas previstas na Escritura de Emissão ou em comunicado publicado pela Emissora, não lhe dará direito ao recebimento de nenhum rendimento, acréscimo ou Encargos Moratórios, se houver, relativos ao período correspondente à data em que os recursos forem colocados à disposição para pagamento e à data efetiva de comparecimento de Debenturista para recebimento de seus recursos, sendo-lhe todavia assegurados os direitos adquiridos até a data do vencimento. Imunidade Tributária Caso qualquer Debenturista goze de algum tipo de imunidade ou isenção tributária, este deverá encaminhar ao Banco Mandatário e Escriturador, no prazo mínimo de 10 (dez) dias úteis antes da data prevista para recebimento de valores relativos às Debêntures, documentação comprobatória dessa imunidade ou isenção tributária, sob pena de ter descontados dos seus rendimentos os valores devidos nos termos da legislação tributária em vigor. 31 Resgate Antecipado Não haverá resgate antecipado, exceto na hipótese de não concordância de titulares de Debêntures representando 2/3 das Debêntures em circulação acerca do novo parâmetro de remuneração quando da ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI por prazo superior a 10 dias consecutivos ou extinção ou impossibilidade de aplicação da Taxa DI ou de seu substituto na forma prevista na Escritura de Emissão. Vencimento Antecipado Agente Fiduciário deverá declarar antecipadamente e automaticamente vencidas todas as obrigações relativas às Debêntures, conforme descrito na escritura de Emissão, e exigir o imediato pagamento, pela Emissora, o saldo devedor do Valor Nominal Unitário atualizado das Debêntures, acrescido da Remuneração devida até a data do efetivo pagamento, calculada pro rata temporis, encargos moratórios, se houver, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora, independentemente de aviso ou notificação, na ocorrência de qualquer uma das seguintes hipóteses (“Hipóteses de Vencimento Antecipado Automática”): (a) descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura, não sanada em 1 (um) dia útil contado da data do inadimplemento; (b) pedido de falência formulado por terceiros em face da Emissora e não devidamente elidido pela Emissora no prazo legal; (c) pedido de auto-falência formulado pela Emissora; (d) liquidação, dissolução ou decretação de falência da Emissora ou de sua controladora direta; (e) se a Emissora propuser plano de recuperação extrajudicial a qualquer credor ou classe de credores, independentemente de ter sido requerida ou obtida homologação judicial do referido plano; ou se a Emissora ingressar em juízo com requerimento de recuperação judicial, independentemente de deferimento do processamento da recuperação ou de sua concessão pelo juiz competente; e (f) perda da concessão para distribuição de energia elétrica. Agente Fiduciário deverá convocar, dentro de 05 (cinco) dias úteis da data em que tomar conhecimento da ocorrência de qualquer dos eventos listados abaixo, a Assembléia Geral de Debenturistas para deliberar sobre a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, a realizar-se no prazo mínimo previsto em lei. Se, na referida Assembléia Geral de Debenturistas, os Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços), 32 decidirem por não considerar o vencimento antecipado das Debêntures, o Agente Fiduciário não declarará o vencimento antecipado das Debêntures. (a) descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação, exceto as previstas nos demais itens dos Eventos de Inadimplemento, não sanada em 30 (trinta) dias corridos contados da data do inadimplemento. Nesse caso, o Agente Fiduciário somente poderá convocar a Assembléia Geral de Debenturistas, após o decurso do período de cura nela previsto; (b) vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento de quaisquer obrigações a que esteja sujeita a Emissora, no mercado local ou internacional em valor, igual ou superior a R$ 30.000.000,00 (trinta milhões de reais), cumulativa ou não; (c) cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a Emissora, para a qual não tenha sido obtida a anuência prévia dos Debenturistas; (d) distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Emissora estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura de Emissão, no Contrato de Distribuição de Debêntures e/ou nos demais documentos da Oferta; (e) descumprimento pela Emissora da manutenção dos índices financeiros nos limites estabelecidos nas datas das suas respectivas apurações, que ocorrerão nos dias 31 de março e 31 de setembro de cada ano, a partir da Data de Emissão até a Data de Vencimento: (i) relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a 3,5; e (ii) relação (EBITDA no período de apuração + Caixa no início do período de apuração + Linhas de Crédito bancárias contratadas e não utilizadas no final do período de apuração + aumento no montante de dívida que tenha sido desembolsado durante o período de apuração) dividido por (despesa financeira bruta no período de apuração + porção da dívida vincenda durante o período de apuração – receita financeira da variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida no período de apuração – receita financeira de operações de swap e hedge no período de apuração) não inferior a 1,0. “Dívida Bruta” representa a dívida financeira total subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES; “EBITDA” é o lucro antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização; e “Caixa” significa disponibilidades acrescidas das aplicações financeiras. Para apuração do índice mencionado no item (i) acima será utilizado o EBITDA referente ao período de apuração de 12 (doze) meses anteriores à data da apuração e para apuração do índice mencionado no item (ii) acima, o EBITDA e as demais informações financeiras utilizadas na equação serão referentes ao período de apuração de 6 (seis) meses anteriores à data da apuração. (f) protestos de títulos contra a Emissora, cujo valor unitário ou agregado ultrapasse R$ 30.000.000,00 (trinta milhões de reais), salvo (1) se o protesto tiver sido efetuado por erro ou má-fé de terceiros, desde que validamente comprovado pela Emissora, ou (2) se o protesto for cancelado, em qualquer hipótese, ou (3) se tiver sido apresentada garantia em juízo, aceita pelo Poder Judiciário; 33 (g) alienação do controle acionário direto da Emissora, exceto se for para outra empresa do mesmo grupo econômico; e (h) alienação de controle acionário direto da Energias do Brasil que acarrete uma redução da classificação de risco (rating) da Oferta, exceto se a EDP S.A., direta ou indiretamente, remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da Energias do Brasil e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da Energias do Brasil. Local de Pagamento Os pagamentos referentes às Debêntures serão efetuados pela Emissora, no mesmo dia de seu vencimento, utilizando-se os procedimentos adotados pela CETIP e/ou pela CBLC, ou por meio do Banco Mandatário e Escriturador, para os titulares das Debêntures que não estejam custodiadas na CETIP ou na CBLC. Assembléia de Debenturistas Os titulares das Debêntures poderão, a qualquer tempo, reunir-se em Assembléia Geral de Debenturistas, a fim de deliberarem sobre matéria de interesse da comunhão dos Debenturistas. A Assembléia Geral de Debenturistas pode ser convocada pelo Agente Fiduciário, pela Emissora, por Debenturistas que representem 10% (dez por cento), no mínimo, das Debêntures em circulação, ou pela CVM. A Assembléia Geral de Debenturistas instalar-se-á, em primeira convocação, com a presença de Debenturistas titulares de Debêntures da presente Emissão, que representem a metade, no mínimo, das Debêntures em circulação, e, em segunda convocação, com qualquer quorum. Para os fins de apuração do quorum de instalação e/ou deliberação em qualquer Assembléia Geral de Debenturistas, serão excluídas as Debêntures mantidas em tesouraria pela Emissora, ou que sejam de titularidade, direta ou indireta, de sociedades sob controle comum da Emissora, sejam elas coligadas, controladas ou controladoras, diretas ou indiretas, ou de pessoas físicas que sejam controladoras bem como dos administradores de referidas sociedades, incluindo, mas não se limitando, pessoas direta ou indiretamente relacionadas a quaisquer das pessoas anteriormente mencionadas, bem como as Debêntures de titularidade de Diretores, Conselheiros e seus parentes até segundo grau. A presidência da Assembléia Geral de Debenturistas caberá ao Debenturista eleito pelos titulares das Debêntures, ou àquele designado pela CVM. 34 Nas deliberações da Assembléia Geral de Debenturistas, a cada Debênture caberá um voto, sendo admitida a sua representação por procurador Debenturista ou não. As deliberações das Assembléia Gerais de Debenturistas serão tomadas da seguinte forma: (i) alterações na remuneração, excetuando-se as alterações na remuneração e/ou amortização decorrentes do disposto no item 4.2.4.9 da Escritura de Emissão, e/ou prazos e condições de vencimento, repactuação ou amortização das Debêntures, bem como nas Hipóteses de Vencimento automático previstos no item 5.1 da Escritura de Emissão e/ou dispositivos sobre quorum previstos na Escritura de Emissão dependerão da aprovação de Debenturistas representando 90% (noventa por cento) das Debêntures em circulação, (ii) alterações nas condições de vencimento antecipado que não forem automáticas previstas no item 5.2 da Escritura de Emissão, na forma das Debêntures, na periodicidade de pagamento de juros remuneratórios das Debêntures, resgate, encargos moratórios e espécie das Debêntures dependerão da aprovação de Debenturistas representando 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, e (iii) alterações nas demais características e condições das Debêntures e da Emissão deverão ser aprovadas por Debenturistas que representem, no mínimo, a maioria simples das Debêntures em circulação. Cronograma das Etapas da Oferta A divulgação da Oferta ocorreu por meio da publicação de Aviso ao Mercado no Diário Oficial do Estado de São Paulo, em 10 de março de 2006, e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, em 9 de março de 2006, nos termos do artigo 53 da Instrução CVM n.º 400/03. A Oferta seguirá o cronograma tentativo abaixo: Início da Oferta A Oferta, devidamente registrada perante a CVM, terá início após a publicação do anúncio de início. Prazo de Colocação 6 (seis) meses a partir da publicação do anúncio de início. Prazo de Exercício da garantia firme 5 (cinco) dias a partir da publicação do anúncio de início. Manifestação de aceitação A partir da data de publicação do anúncio de início e enquanto não tiver sido da Oferta pelos publicado o anúncio de encerramento, o que deve ocorrer no prazo máximo de 6 investidores (seis) meses contados da publicação do anúncio de início, os investidores poderão aceitar a Oferta das Debêntures e subscrevê-las por meio dos procedimentos do SDT. Público Alvo O público alvo da presente Oferta é composto por investidores pessoas físicas e jurídicas, fundos de investimentos, fundos de pensão, entidades administradoras de recursos de terceiros registradas na CVM, entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no país Subscrição e Integralização das Debêntures A subscrição das Debêntures será formalizada por meio da assinatura dos respectivos boletins de subscrição. A integralização das Debêntures deverá ser efetuada à vista, no ato da assinatura dos respectivos boletins de subscrição. O pagamento das Debêntures deverá ser realizado em moeda corrente nacional e não serão emitidos certificados representativos das Debêntures. 35 Prazo para Revenda, pelas As Instituições Intermediárias poderão revender as Debêntures que venham a ser Instituições Intermediárias adquiridas por força do exercício da garantia firme de distribuição até a data de publicação do anúncio de encerramento de distribuição das Debêntures, por preço a ser determinado com base na análise (i) de seu Valor Nominal Unitário desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização das Debêntures, (ii) da taxa de juros praticada pelo mercado à época da efetiva integralização; (iii) do preço de negociação e colocação dos títulos públicos federais que possuem prazos de vencimento semelhantes; e (iv) da percepção de risco de crédito da Emissora. Após a data de publicação do respectivo anúncio de encerramento de distribuição das Debêntures, as Debêntures poderão ser vendidas por preço de mercado a exclusivo critério das Instituições Intermediárias. Divulgação do Resultado da Oferta Prazo para manifestação de aceitação da Oferta pelos investidores, na hipótese de modificação ou revogação da Oferta Prazo para restituição de valores aos investidores, na hipótese de modificação ou revogação da Oferta O resultado da Oferta será divulgado ao seu término, por meio da publicação do anúncio de encerramento no jornal utilizado pela Emissora para publicação do anúncio de início. Na hipótese de modificação das condições da Oferta, os investidores que já tiverem aderido à Oferta terão que confirmar seu interesse em manter a sua aceitação da Oferta no prazo de 5 (cinco) dias úteis contados do recebimento da comunicação da Instituição Líder. A manutenção da aceitação da Oferta será presumida em caso de silêncio. Em caso de (i) modificação da Oferta e o investidor não aceitar essa modificação ou (ii) revogação da Oferta, os montantes eventualmente entregues pelos investidores na subscrição e integralização de Debêntures serão integralmente restituídos aos respectivos investidores no prazo especificado no anúncio de início, sem qualquer remuneração ou atualização, deduzidos dos encargos e tributos devidos. Data de Início e Término da Oferta A presente Emissão somente terá início após (a) a obtenção do registro da Emissão na CVM; (b) a publicação do anúncio de início, que deverá ocorrer imediatamente após a data da concessão do referido registro pela CVM; e (c) a disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores. A colocação das Debêntures deverá ser efetuada no período máximo de 6 (seis) meses a contar da data de publicação do anúncio de início, durante o qual os interessados poderão subscrever Debêntures utilizando-se dos procedimentos do SDT, e operacionalizado pela CETIP. Findo o período de distribuição, deverá ser publicado anúncio de encerramento na forma mencionada abaixo. Comunicações Todos os anúncios, aviso, atos e decisões decorrentes desta Emissão que, de qualquer forma, envolvam os interesses dos Debenturistas, serão publicados no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, e por meio da página na rede mundial de computadores da Emissora (http://www.bandeirante.com.br). A Emissora deverá comunicar antecipadamente o Agente Fiduciário de qualquer publicação. 36 Condições e Forma de Pagamento As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional. Registro para Distribuição e Negociação das Debêntures As Debêntures serão registradas (i) para distribuição no mercado primário na CETIP, por meio do SDT; e (ii) para negociação no mercado secundário (a) na CETIP, por meio do SND, sendo a distribuição liquidada e as debêntures custodiadas pela CETIP; e (b) no BovespaFix, administrado e operacionalizado pela Bovespa, sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas segundo as normas e procedimentos da CBLC. Público Alvo O público alvo da presente Oferta é composto por investidores pessoas físicas e jurídicas, fundos de investimentos, fundos de pensão, entidades administradoras de recursos de terceiros registradas na CVM, entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no país. Inadequação do Investimento O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que (a) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário; e/ou (b) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa do setor privado. Classificação de Risco A Emissora contratou a Standard & Poor’s para a elaboração de relatório de classificação de risco para esta Emissão. Este relatório encontra-se anexo a este Prospecto. 37 O CONTRATO DE DISTRIBUIÇÃO DE DEBÊNTURES Nos termos da Lei n.º 6.385, de 7 de dezembro de 1976, da Lei das Sociedades por Ações e da Instrução CVM n.º 400/03, foi celebrado o Contrato de Distribuição de Debêntures, por meio do qual a Emissora contratou as Instituições Intermediárias para serem as responsáveis pela colocação das Debêntures junto ao público. Regime de Colocação As Instituições Intermediárias realizarão a distribuição das Debêntures sob o regime de garantia firme, de acordo com o plano de distribuição descrito abaixo: As Debêntures serão distribuídas em regime de garantia firme de distribuição, não havendo solidariedade entre as Instituições Intermediárias, respondendo cada qual exclusivamente pela parcela ora indicada, na forma descrita a seguir: INSTITUIÇÃO INTERMEDIÁRIA NÚMERO DE DEBÊNTURES BANCO BRADESCO 6.250 BANCO CITIBANK 6.250 BANCO ITAÚ BBA 6.250 BANCO SANTANDER BRASIL 6.250 TOTAL 25.000 Forma, Procedimento, Condições de Colocação e Plano de Distribuição De acordo com o Contrato de Distribuição de Debêntures, a colocação pública das Debêntures será realizada conforme as condições descritas a seguir: i) a colocação será pública, realizada no mercado de balcão organizado indicado neste Prospecto, sem recebimento de reservas antecipadas e intermediada pelas Instituições Intermediárias, que deverão assegurar tratamento justo e eqüitativo para todos os destinatários e aceitantes desta Emissão; ii) a colocação das Debêntures deverá ser efetuada até o período máximo de 6 (seis) meses, a contar da data da publicação do anúncio de início de distribuição (“Prazo de Colocação”); 38 iii) durante todo o Prazo de Colocação, o preço de subscrição das Debêntures será o correspondente ao Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis, desde a Data da Emissão até a data da efetiva integralização; iv) os pagamentos referentes à integralização das Debêntures serão feitos adotando-se os procedimentos estabelecidos pela CETIP; v) as Instituições Intermediárias realizarão a distribuição das Debêntures, sob o regime de garantia firme, de acordo com o plano de distribuição a ser por eles organizado; e vi) não serão constituídos fundos de sustentação de liquidez nem celebrados contratos de estabilização de preços e/ou de garantia de liquidez para as Debêntures. As Instituições Intermediárias estão autorizadas pela Emissora a organizar plano de distribuição, que poderá levar em conta suas relações com clientes e outras considerações de natureza comercial ou estratégica. As Instituições Intermediárias deverão assegurar: i) que o tratamento aos investidores seja justo e eqüitativo; ii) a adequação do investimento ao perfil de risco de seus respectivos clientes das Instituições Intermediárias; e iii) que os representantes de venda de eventuais instituições participantes do consórcio de distribuição recebam previamente exemplar do Prospecto para leitura obrigatória e que suas dúvidas possam ser esclarecidas por pessoas designadas pela Instituição Líder. As Instituições Intermediárias poderão revender as Debêntures que venham a ser adquiridas por força do exercício da garantia firme de distribuição até a data de publicação do anúncio de encerramento da distribuição das Debêntures, por preço a ser determinado com base na análise (i) de seu Valor Nominal Unitário, desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização das Debêntures; (ii) da taxa de juros praticada pelo mercado à época da efetiva integralização; (iii) do preço de negociação e colocação dos títulos públicos federais que possuam prazos de vencimento semelhantes; e (iv) da percepção de risco de crédito da Emissora. Após a data de publicação do respectivo anúncio de encerramento de distribuição de Debêntures, as Debêntures poderão ser vendidas por preço de mercado a exclusivo critério das Instituições Intermediárias. Cópias do Contrato de Distribuição de Debêntures estarão disponíveis para consulta: (i) na sede da Emissora; (ii) na Instituição Líder, e (iii) nas demais Instituições Intermediárias. 39 Comissões A remuneração total das Instituições Intermediárias para a Oferta é de 0,4% (zero vírgula quatro por cento), incidente sobre o montante total das Debêntures emitidas, calculados com base nos valores efetivamente subscritos pelos investidores e paga na proporção dos lotes definidos no Contrato de Distribuição de Debêntures, na data de liquidação, observadas as seguintes condições: (i) Comissão de Coordenação e Estruturação: 0,10% (zero vírgula dez por cento) incidente sobre o montante total das Debêntures emitidas; (ii) Comissão de Distribuição: 0,15% (zero vírgula quinze por cento) incidente sobre o montante de Debêntures emitidas efetivamente distribuídas e subscritas; e (iii) Prêmio de Garantia Firme de Colocação e Subscrição: 0,15% (zero vírgula quinze por cento) incidente sobre a quantidade total de Debêntures emitidas, objeto da garantia firme. Os ônus e retenções referentes a todos os tributos, despesas e encargos de qualquer natureza que direta ou indiretamente incidam ou venham a incidir em decorrência das comissões a serem pagas correrão por conta de cada uma das partes conforme definido pela legislação vigente na data da sua exigibilidade. As comissões e o prêmio de garantia firme serão calculados com base no Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração, calculado desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização das Debêntures. O pagamento da remuneração às Instituições Intermediárias deverá ser à vista, em moeda corrente nacional. Cada Instituição Intermediária firmará recibos para a Emissora, dando quitação das importâncias recebidas a título de comissões. Não serão concedidos pelas Instituições Intermediárias nenhum desconto ou repasse de comissão aos investidores que subscreverem as Debêntures. Relações da Emissora com as Instituições Intermediárias Banco Bradesco A Companhia mantém relacionamento com o Banco Bradesco por meio da prestação de serviços bancários em geral, tais como: repasses de BNDES, operações de conta garantida e de capital de giro e serviços de folha de pagamento, cobrança e pagamento de fornecedores, entre outros. 40 Banco Citibank A Companhia mantém relacionamento com o Banco Citibank por meio da prestação de serviços bancários em geral, tais como: linha de conta garantida de repasse de recursos do BNDES, operações de derivativos, cobranças, pagamento de fornecedores, entre outros. Banco Itaú BBA A Companhia mantém relacionamento com o Banco Itaú BBA por meio de operações como: linha de conta garantida, repasse de recursos, cédulas de crédito bancário, contratos de venda e compra conjugado com compromisso de revenda e de recompra de títulos públicos, entre outros. Banco Santander Brasil A Emissora tem relacionamento com o conglomerado financeiro Santander Banespa que presta serviços para a Emissora em transações comerciais usuais no mercado financeiro, tais como serviços de convênio de arrecadação, operações de swap, operações de capital de giro, compras, entre outros. Demonstrativo do Custo da Distribuição Segue abaixo tabela com o custo máximo da distribuição das Debêntures: MONTANTE % EM RELAÇÃO AO VALOR (EM R$) TOTAL DA EMISSÃO 250.000 0,10% Comissão de Colocação* 375.000 0,15% Prêmio de Garantia Firme 375.000 0,15% Taxa de registro 82.870 0,03% 1.082.870 0,43% CUSTOS Comissão de Estruturação e Coordenação Total (*) Calculada sobre o preço de subscrição das Debêntures efetivamente colocadas Custo Unitário de Distribuição A tabela a seguir apresenta o custo unitário de distribuição das Debêntures objeto desta Emissão: N.º DE CUSTO DO CUSTO POR % EM RELAÇÃO AO PREÇO DEBÊNTURES LANÇAMENTO (R$) DEBÊNTURE (R$) UNITÁRIO DE DISTRIBUIÇÃO 25.000 1.082.870 43,31 0,43% 41 RESSALVAS COM RELAÇÃO A DECLARAÇÕES E ESTIMATIVAS ACERCA DO FUTURO Este Prospecto contém declarações, estimativas, intenções e pretensões quanto a eventos futuros. Quaisquer declarações e estimativas, intenções e pretensões com relação a eventos futuros envolvem riscos e incertezas. Diversos fatores importantes considerados nas declarações e estimativas futuras podem se modificar, fazendo com que os resultados reais possam vir a ser substancialmente diferentes daqueles contidos em tais declarações e estimativas, e que as intenções e pretensões possam vir a não se materializar. Esses fatores incluem, dentre outros: ¾ medidas do governo brasileiro; ¾ condições sociais, políticas, econômicas de negócios e, demográficas do Brasil; ¾ a percepção de risco com relação aos mercados emergentes, principalmente a América Latina; ¾ término antecipado ou outras medidas por parte do Poder Concedente; ¾ medidas do governo relativas ao setor de energia elétrica; ¾ inflação, valorização ou desvalorização do Real; ¾ capacidade da Companhia em obter financiamentos quando necessário, em condições razoáveis e implementar planos de investimentos em manutenção; ¾ resultado de pendências judiciais; ¾ nível de endividamento da Emissora; ¾ flutuações das taxas de juros; e ¾ concorrência; As palavras “acredita”, “pode”, “poderá”, “visa”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e outras palavras similares têm por objetivo identificar estimativas e perspectivas para o futuro. As considerações sobre estimativas e perspectivas para o futuro incluem informações atinentes a resultados e projeções, estratégia, planos de financiamentos, posição concorrencial, ambiente do setor, oportunidades de crescimento potenciais, os efeitos de regulamentação futura e os efeitos da concorrência. Tais estimativas e perspectivas para o futuro referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que nem a Companhia, nem as Instituições Intermediárias assumem a obrigação de atualizar publicamente ou revisar quaisquer dessas estimativas em razão da ocorrência de nova informação, eventos futuros ou de quaisquer outros fatores. Em vista dos riscos e incertezas aqui descritos, as estimativas e perspectivas para o futuro constantes neste Prospecto podem não vir a se concretizar. Tendo em vista estas limitações, os investidores não devem tomar suas decisões de investimento exclusivamente com base nas estimativas e perspectivas para o futuro contidas neste Prospecto. 42 FATORES DE RISCO Antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures a serem ofertadas, os potenciais investidores devem considerar cuidadosamente, à luz de suas próprias situações financeiras e objetivos de investimento, todas as informações disponíveis neste Prospecto e, em particular, avaliar os fatores de risco descritos nesta seção. Caso qualquer dos riscos e incertezas aqui descritos efetivamente ocorra, os negócios, a situação financeira e/ou os resultados operacionais da Emissora poderão ser afetados de forma adversa. Os fatores de risco descritos abaixo refletem a situação atual da Emissora. Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos A Companhia atua no mercado brasileiro, estando sujeita, portanto, aos efeitos da política econômica do Governo Federal. Freqüentemente, o Governo Federal intervém na economia do país, realizando, ocasionalmente, mudanças drásticas e repentinas nas suas políticas. As medidas do governo brasileiro para controlar a inflação e implementar as políticas econômica e monetária têm envolvido alterações nas taxas de juros, flutuação da moeda, controle de câmbio, tarifas e limites à importação, controles no consumo de energia elétrica, entre outras medidas. Essas políticas, bem como algumas condições macroeconômicas, causaram efeitos significativos na economia brasileira, assim como no mercado de capitais brasileiro. Além disso, discute-se atualmente no Senado Federal e na Câmara dos Deputados diversas reformas e/ou medidas que poderão ser aprovadas e implementadas pelo Governo Federal, dentre elas: (i) a reforma tributária, parcialmente implementada; e (ii) a reforma da legislação trabalhista. Adicionalmente, não há como prever quais diretrizes das políticas econômica e monetária serão adotadas pelo Governo Federal e quais serão os impactos dessas medidas sobre a Emissora. A adoção de medidas que possam resultar em eventuais flutuações da moeda, indexação da economia, instabilidade de preços, elevação de taxas de juros ou influenciar a política fiscal poderão impactar negativamente os negócios, a condição financeira, a capacidade de geração de caixa e os resultados operacionais da Emissora. A inflação e certas medidas governamentais para contê-la podem ter efeitos adversos sobre a economia brasileira, o mercado mobiliário brasileiro e/ou os negócios da Emissora. O Brasil experimentou, no passado, taxas de inflação bastante elevadas, que foram reduzidas com a implementação do Plano Real, em 1994. A moeda brasileira, historicamente, vem apresentando desvalorizações freqüentes, criando, assim, pressões inflacionárias adicionais no Brasil, que resulta na necessidade de adoção de políticas recessivas pelo Governo Federal para conter a demanda agregada. 43 A inflação, juntamente com medidas governamentais destinadas a combatê-la e as especulações acerca dessas medidas, tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira no passado recente. Em 30 de junho de 1999, o CMN fixou os valores de 3,5%, 8,5%, 5,5% e 4,5% como metas para a variação do IPCA para os anos de 2002, 2003, 2004 e 2005 respectivamente, com intervalos de tolerância de 2 pontos percentuais acima e abaixo das metas centrais retromencionadas. Nos anos de 2002, 2003, 2004 e 2005, entretanto, as metas não foram cumpridas, tendo a inflação atingido 12,5%, em 2002, 9,30%, em 2003, 12,4%, em 2004, e 5,69% em 2005. Para 2006, a meta de inflação foi fixada em 4,5%. Não existem garantias de que esta meta será alcançada. A inflação medida pelo IGPM foi de 10,4%, 25,3%, 8,7%, 12,4% e 1,2% em 2001, 2002, 2003, 2004 e 2005 respectivamente. Caso as taxas de inflação voltem a aumentar, os negócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado de suas operações poderão ser afetados negativamente. Efeitos das Flutuações das Taxas de Câmbio Em 31 de dezembro de 2005, a dívida atrelada ao Dólar representava 49,9% do saldo total da dívida, sendo que 32,1% está no curto prazo e 67,9% no longo prazo. Toda a dívida em moeda estrangeira tem uma proteção financeira que troca à variação cambial pelo CDI. Porém, em um cenário de desvalorização do Real frente ao Dólar, não se tem a garantia de que em um eventual vencimento antecipado desta dívida, 100% do saldo será coberto pela proteção financeira previamente contratada. Nesta hipótese, os resultados financeiros da Emissora poderão ser afetados negativamente. Efeitos das Flutuações das Taxas de Juros. O Comitê de Política Monetária – COPOM estabelece as metas das taxas de juros básicas para o sistema bancário brasileiro. Em anos recentes, a taxa de juros básica tem oscilado, tendo chegado a, aproximadamente, 45% em março de 1999 e caído para 15,25% em 17 de janeiro de 2001. De fevereiro a julho de 2002, o COPOM diminuiu a taxa básica de juros de 19,00% para 18,00%. De outubro de 2002 a fevereiro de 2003, o COPOM aumentou a taxa básica de juros em 8,5 pontos percentuais, para 26,5% em 19 de fevereiro de 2003. A taxa básica de juros permaneceu em alta até junho de 2003, quando o COPOM iniciou a trajetória de decréscimo da taxa de juros básica. Posteriormente, ao longo do ano de 2004 e de 2005, a taxa de juros básica voltou a sofrer variações por decisão do Comitê de Política Monetária, sendo que, em reunião realizada em janeiro de 2006, na data deste Prospecto, a taxa básica de juros foi fixada em 17,25% ao ano. A elevação das taxas de juros poderá ter impacto negativo no resultado da Emissora na medida em que pode inibir o crescimento econômico e conseqüentemente a demanda por energia, e também porque suas atividades exigem intensos investimentos de capital. Tais investimentos são, em sua maioria, financiados com recursos de terceiros e 44 remunerados a taxas de juros pós-fixadas. Em 31 de dezembro de 2005, a Bandeirante possuía um endividamento não atrelado à variação cambial de R$ 364,5 milhões, indexado ao CDI, TJLP, dentre outros índices. Caso haja uma elevação das taxas de juros que influencie esses indexadores, as despesas financeiras da Emissora também aumentarão, afetando negativamente a capacidade de pagamento da Emissora. A deterioração das condições econômicas e de mercado em outros países, principalmente nos considerados emergentes, pode afetar negativamente a economia brasileira e os negócios da Emissora. A economia brasileira e as companhias brasileiras têm sido impactadas, em diferentes intensidades, pelas condições econômicas de outros países emergentes. Mesmo que as condições econômicas sejam diferentes em cada país, a reação dos investidores aos acontecimentos em um país pode levar o mercado de capitais de outros países a sofrer flutuações. No passado recente, eventos políticos, econômicos e sociais em países de economia emergente, incluindo os da América Latina, afetaram adversamente a disponibilidade de crédito para empresas brasileiras no mercado externo, resultando em saída significativa de recursos do País e na diminuição na quantidade de moeda estrangeira investida no País. Não há como garantir que futuros acontecimentos em países emergentes não afetarão a oferta de crédito às companhias brasileiras, podendo, deste modo, vir a afetar negativamente a oferta de crédito para a Emissora, podendo, ainda, resultar em impacto material adverso nos seus resultados. O Governo Federal está realizando uma reforma na legislação fiscal que poderá acarretar aumento da carga tributária para as empresas brasileiras. O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal, que afetam os participantes do mercado de energia, a Emissora, as distribuidoras e os consumidores industriais. Estas alterações incluem mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada a determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em aumento da carga tributária da Emissora, que poderá, por sua vez, influenciar sua lucratividade, e afetar adversamente os preços de sua energia vendida e seu resultado financeiro. Não há garantias de que a Companhia será capaz de manter seus preços, o fluxo de caixa projetado ou a sua lucratividade se ocorrerem alterações significativas nos tributos aplicáveis às suas operações e ao mercado de energia elétrica. Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica A Emissora atua no setor elétrico brasileiro, o qual foi reestruturado pelo Governo Federal. Os efeitos do Novo Modelo do Setor Elétrico para as empresas sujeitas às suas regras, como a Companhia, ainda são incertos. O Governo Federal vem implementando mudanças significativas na legislação do setor elétrico brasileiro durante os últimos anos, especialmente por meio da Lei de Concessões, da Lei do Setor Elétrico e da Lei de Reestruturação do Setor Elétrico, além da regulamentação administrativa. Essas medidas tiveram por objetivo 45 desvincular a autoridade regulatória do Governo Federal, aumentar o investimento privado na geração, transmissão e distribuição de energia no Brasil e incentivar a competição no setor. No âmbito dessa reestruturação, a competência regulatória foi atribuída à ANEEL. Em 15 de março de 2004, foi promulgada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico que promoveu profundas modificações na atual estrutura do setor elétrico, dentre as quais (i) a alteração das regras sobre a compra e venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras para licitação de empreendimentos de geração; (iii) a extinção do MAE e a criação da CCEE; (iv) a criação de novos órgãos setoriais; e (v) a alteração nas competências do MME e da ANEEL. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, atualmente, tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio das Ações Diretas de Inconstitucionalidade (“ADINs”). O Governo Federal recorreu, argüindo que, no decorrer do processo legislativo, as ADINs haviam perdido o objeto e solicitou o arquivamento das ADINs. No entanto, a votação do Supremo Tribunal Federal, de 4 de agosto de 2004, confirmou a decisão de dar prosseguimento ao julgamento do mérito das ações. No dia 08 de abril de 2005 o julgamento das ADINs foi novamente suspenso em virtude do pedido de vista por um dos Ministros, contudo, nesse julgamento houve 5 votos em favor da nova lei e 2 desfavoráveis. Não existe ainda uma decisão sobre este mérito. Na data deste Prospecto, não é possível prever os eventuais possíveis efeitos adversos da regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e do resultado do julgamento das ADINs no setor em que a Companhia atua. Tais potenciais efeitos adversos poderão afetar negativamente a situação econômica da Companhia. As tarifas que a Emissora cobra pela venda de energia a consumidores cativos são determinadas de acordo com o Contrato de Concessão firmado com o Governo Federal, por meio da ANEEL. A receita operacional da Emissora pode ser afetada adversamente se a ANEEL tomar decisões desfavoráveis quanto às tarifas praticadas pela Emissora. Como concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, a Emissora está sujeita a um ambiente altamente regulado. Além disso, a ANEEL é autorizada a regular e fiscalizar diversos aspectos dos negócios da Emissora, inclusive determinar que as tarifas cobradas pela Companhia sejam reduzidas e os investimentos sejam incrementados. O Contrato de Concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de fixação de tarifa, que permite três tipos de ajuste tarifário: (1) o reajuste anual, (2) a revisão periódica e (3) a revisão extraordinária. A Emissora tem o direito a um reajuste anual, que é concebido para compensar certos efeitos da inflação sobre as tarifas e para repassar aos consumidores certos encargos de sua estrutura de custos não gerenciáveis pela Emissora, como o custo de aquisição de energia e encargos setoriais, incluindo encargos pelo uso de instalações de transmissão e distribuição. Além disso, a ANEEL conduz uma revisão periódica a cada quatro anos para identificar variações nos custos da Emissora e definir um índice baseado na sua eficiência 46 operacional que será aplicado sobre o índice dos reajustes anuais da Emissora, e cujo efeito é premiar a boa administração dos seus custos e compartilhar quaisquer ganhos com os consumidores da Emissora. A Emissora também tem o direito de requerer uma revisão extraordinária das suas tarifas se custos imprevisíveis vierem a alterar significativamente sua estrutura de custos. A Emissora não pode assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que lhe sejam favoráveis. Além disso, se quaisquer desses reajustes não forem concedidos pela ANEEL no prazo apropriado ou a Emissora seja obrigada pela ANEEL a efetuar gastos adicionais imprevistos, sem previsão de subsídios e sem a respectiva contrapartida tarifária, de forma a viabilizar o repasse integral do valor de tais despesas adicionais para a tarifa, ou, ainda, sejam estabelecidas normas ainda mais rígidas ou que gerem incertezas, a condição financeira e os resultados das operações da Emissora podem ser adversamente afetados. As tarifas de distribuição, ainda que determinadas pela ANEEL, podem ser questionadas judicialmente, o que pode afetar adversamente a receita da Emissora. Não obstante as revisões e reajustes tarifários da Bandeirante 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 Emissora podem ser objeto de contestação judicial, inclusive pelo Ministério Público na defesa dos interesses difusos dos consumidores da área de concessão da Emissora, 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 Emissora. O governo criou um programa de “universalização” que requer que as distribuidoras de energia forneçam serviços de eletricidade a determinados consumidores e incorram despesas operacionais e de capital que podem não ser vantajosos para a Companhia. Em 2002, o governo deu início à implementação de um programa de “universalização” com o objetivo de fornecer eletricidade a consumidores de baixo consumo. De acordo com o programa, as empresas de distribuição de energia devem arcar com os custos iniciais de eletricidade para clientes cuja potência declarada dos equipamentos elétricos não ultrapasse 50 kW. Se a Companhia não atingir o objetivo determinado no programa, as suas tarifas poderão ser reduzidas até a Companhia cumprir tais metas. As despesas operacionais e os dispêndios de capital que foram feitos de acordo com esse programa serão repassados aos clientes na próxima revisão periódica de tarifa da Companhia, salvo arbitramento de repasse tarifário insuficiente pelo órgão regulador. Além disso, o governo pode impor à Companhia ônus adicionais no futuro no âmbito do programa de universalização ou outros programas, os quais podem aumentar significativamente os dispêndios de capital e custos operacionais da Companhia e afetar negativamente a sua situação financeira e os seus resultados operacionais. A Companhia estima que o valor a ser por ela despendido no programa de "universalização" será de R$ 7,4 milhões, não sendo um investimento relevante relativamente aos investimentos usuais previstos. 47 Períodos de escassez de energia elétrica podem afetar o custo da energia elétrica e os preços que a Emissora pode cobrar dos seus clientes. Devido à dependência do setor de energia elétrica de variáveis naturais e sazonais, como os níveis de chuva e de água, a deterioração dessas condições pode afetar severamente a geração de energia elétrica no país. Em 2001, o Brasil sofreu severa redução de geração de energia elétrica. A crise deveu-se em grande parte à falta de investimento em geração e transmissão de energia e à situação de seca na maior parte do país, que fizeram com que os níveis de água dos reservatórios das usinas hidrelétricas ficassem com menos de um terço da sua capacidade. A fim de evitar a possibilidade de blecautes, em 2001 o Governo Federal baixou medidas destinadas à redução do consumo de energia elétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil em 20% em média e instituiu sobretaxas para os que não atingissem suas quotas de redução e recompensas para os que o fizessem. O governo brasileiro também determinou que as empresas de distribuição de energia localizadas nas regiões afetadas do país restringissem o fornecimento de energia a seus consumidores. As restrições perduraram até 28 de fevereiro de 2002. No futuro, o governo brasileiro pode adotar novas medidas para reduzir o consumo de energia se a capacidade de geração no Brasil não aumentar para suprir o crescimento da demanda. Tais medidas, se adotadas, incluindo redução do consumo de energia elétrica dos clientes da Emissora, podem ter efeito adverso relevante sobre as condições financeiras e os resultados de operações da Emissora. Além disso, a escassez de energia elétrica pode provocar volatilidade de preços se o processo de estocagem de água não for suficientemente adequado à demanda, ou caso os investimentos em geração não acompanharem adequadamente o potencial crescimento de demanda, o que também pode afetar negativamente os resultados da Emissora, caso esta necessite adquirir energia no mercado de curto prazo. Previsões incorretas das necessidades de energia nas áreas de distribuição da Companhia podem afetar adversamente os seus resultados operacionais. 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 suas compras de energia se errar na previsão da sua 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. Sempre que as projeções iniciais ficarem aquém da demanda do mercado, e após leilões de ajuste e do mecanismo de compensação de sobras e déficits entre as distribuidoras, a Emissora poderá ser obrigada a cobrir a diferença contratando energia no mercado de curto prazo. Embora a Companhia possa ajustar sua previsão inicial, se errar na previsão de demanda e comprar mais ou menos eletricidade do que necessita, poderá pagar preços significativamente mais altos no mercado de curto prazo para satisfazer suas obrigações de distribuição de energia elétrica e sofrer certas penalidades 48 impostas pela ANEEL, além de poder 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. O projeto de Reforma das Agências Reguladoras em tramitação no Congresso Nacional pode afetar a competência da ANEEL. Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República. Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL, passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME – ao qual a ANEEL é vinculada –, a ter maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão negativamente as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Bandeirante. Ingerência do Tribunal de Contas da União Federal nos procedimentos adotados pela ANEEL poderão causar insegurança jurídica aos administrados. O Tribunal de Contas da União (“TCU”) acompanhou e fiscalizou o procedimento de revisão tarifária de algumas empresas do setor elétrico, conduzido pela ANEEL no ano de 2003, e proferiu acórdãos nos processos referentes às empresas Eletropaulo Metropolitana – Eletricidade de São Paulo S.A., Light Serviços de Eletricidade S.A. e Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig, nos quais elaborou diversas considerações, críticas e determinações à ANEEL, referentes à metodologia da revisão. O TCU encaminhou à ANEEL solicitação para revisão da metodologia de cálculo da revisão tarifária periódica das empresas do setor elétrico, por entender que ela considera o benefício fiscal do juro sobre o capital próprio na formação da tarifa, e que, dessa forma, o índice de revisão tarifária concedido deveria ter sido menor. A ANEEL contratou os serviços da Fundação Universitária Brasília para avaliar a metodologia, no intuito de questionar a posição do TCU. Nesse mesmo sentido, a ABRADEE apresentou memoriais ao MME, alegando, em síntese, que o TCU, órgão integrante do Poder Legislativo Federal, não tem competência para fiscalizar a ação da ANEEL neste âmbito específico, tampouco para emitir comandos ou juízos críticos relativos à metodologia adotada. O desfecho dessa pendência não é esperado para breve, mas, na hipótese de ser desfavorável à ANEEL, as empresas distribuidoras de energia elétrica poderão sofrer impacto financeiro negativo. 49 Riscos Relacionados às Atividades da Emissora A extinção do Contrato de Concessão pelo Poder Concedente poderá impedir a realização do valor integral de determinados ativos e causar a perda de lucros futuros sem uma indenização suficiente para fazer frente aos seus compromissos. Nos termos da Lei de Concessões, a concessão está sujeita à extinção antecipada em determinadas circunstâncias, quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial e anulação do Contrato de Concessão e falência ou extinção da concessionária, bem como existe previsão de indenização e intervenção em situações descritas nos contratos de concessões. Ocorrendo a extinção da concessão, o então concessionário não terá direito a qualquer parcela do serviço ou dos poderes que se encontravam sob sua gestão no curso do Contrato de Concessão. Os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder Concedente. Apesar da Emissora ter o direito ao valor desses ativos que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados de acordo com os termos do Contrato de Concessão, em caso de extinção antecipada, não se pode assegurar que esse valor será suficiente para compensar a perda de lucro futuro. Se a ANEEL extinguir o Contrato de Concessão com base no inadimplemento por parte da Companhia, o valor da indenização pode ser reduzido a até zero, pela imposição de multas ou outras penalidades. A extinção antecipada do Contrato de Concessão, assim como a imposição de penalidades à Emissora associadas a tal extinção, poderão gerar significativos impactos nos seus resultados e afetar sua capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. A Companhia pode ser penalizada pela ANEEL pelo não atendimento das obrigações contidas no Contrato de Concessão, o que pode acarretar multas e outras penalidades e, dependendo da gravidade do inadimplemento, a caducidade da concessão. As atividades de distribuição da Companhia são conduzidas em conformidade com o Contrato de Concessão. O órgão regulador poderá impor penalidades à Companhia caso ela deixe de cumprir com qualquer disposição contida no referido contrato. Dependendo da extensão da gravidade da não conformidade, as penalidades aplicáveis incluem: • advertências; • multas por infração, limitadas a 2% da receita da concessionária no exercício encerrado imediatamente antes da data da respectiva infração; • embargo à construção de novas instalações e equipamentos; • restrições à operação das instalações e equipamentos existentes; • suspensão temporária de participação em processos licitatórios tendo por objeto novas concessões; • intervenção da ANEEL na administração da concessionária inadimplente; e • caducidade da concessão. 50 A imposição de penalidades à Companhia pela ANEEL pode afetar de maneira adversa a situação financeira e o resultado operacional da Companhia e até comprometer a continuidade de suas atividades. Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Uma parte significativa dos bens da Companhia 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, ou para o pagamento das Debêntures, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de acordo com os termos das concessões da Companhia e com a legislação. Embora a Companhia tenha direito de receber indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada de suas concessões, o valor a ser indenizado pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos acionistas da Companhia em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo na capacidade da Companhia de obter financiamentos. Ademais, na hipótese de a Companhia não cumprir suas obrigações relativas às Debêntures, parcela significativa de seus bens e ativos não poderão ser objeto de execução para satisfação dessas obrigações. O não atendimento, pela Emissora, de obrigações assumidas por meio de contratos financeiros podem acarretar o vencimento antecipado de suas dívidas. Alguns contratos financeiros da Emissora 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 Emissora. A Emissora pode enfrentar crescente concorrência que pode afetar adversamente sua participação de mercado, em virtude da perda de Consumidores Livres e, conseqüentemente, sua receita. A Emissora detém concessão para distribuir energia elétrica em 28 municípios no Estado de São Paulo. Dentro da sua área de concessão, a Emissora não enfrenta competição na distribuição de energia elétrica a clientes residenciais, comerciais e industriais com suprimento em baixa tensão. Em vista da legislação aprovada em 1995, 1998 e 2004, entretanto, outros fornecedores podem oferecer energia elétrica a certos consumidores de grande porte, que atendam às exigências legais para se qualificar como Consumidores Livres. Consumidores Livres são aqueles cuja demanda é igual ou superior a 3 MW em níveis de tensão iguais ou superiores a 69 kV ou, no caso de novos consumidores que entraram no mercado a partir de julho de 1995, aqueles cuja demanda é igual ou superior a 3 MW em qualquer nível de tensão. Os eventuais concorrentes da Emissora podem vir a oferecer a esses consumidores energia elétrica a preços menores do que os cobrados atualmente pela Companhia. 51 Esses consumidores, principalmente consumidores industriais, operam em diversos segmentos, incluindo os químicos, minerais não ferrosos, alimentos, bebidas e papéis. Caso se tornem Consumidores Livres, pagarão pelo uso do sistema de distribuição da Emissora, por meio do pagamento da tarifa de uso de seu sistema de distribuição (“TUSD”), e que representam 4.306.574 MW médios e 31,3% do seu mercado total. Além disso, a Emissora pode perder consumidores na faixa de demanda entre 500 kW e 3000 kW. Esses consumidores podem optar por obter suprimento de fontes alternativas tais como energia eólica, PCHs e biomassa, com direito a descontos nas tarifas de transmissão e distribuição de pelo menos 50%. A perda de clientes para outros fornecedores que atendam a Consumidores Livres na área de concessão da Emissora pode afetar adversamente sua participação de mercado. Não obstante a redução da receita da Emissora com a eventual migração de consumidores para o mercado livre, a Emissora continuará a receber desses consumidores a TUSD, independentemente de quem lhes vendam energia elétrica. Todavia, o risco de perda desses consumidores para o mercado livre pode também ser agravado caso esses consumidores tornem-se auto-produtores de energia elétrica, com a instalação da fonte de geração dentro de sua área privada, hipótese na qual a Emissora, além de perder a receita decorrente do fornecimento de energia elétrica a esses consumidores, também perderia a receita decorrente da TUSD. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico obrigará a Emissora a mudar a forma como compra a sua energia, o que pode afetar adversamente a sua lucratividade e os seus fluxos de caixa. Sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Emissora somente pode adquirir energia por meio de processo de licitação promovido no ACR da CCEE, sendo vedadas novas compras de energia elétrica diretamente de partes relacionadas, o chamado self dealing. Assim, as distribuidoras serão obrigadas a comprar energia no mercado regulado, podendo, eventualmente, adquiri-la por preço superior ao praticado por suas partes relacionadas ou aos preços dos Contratos Iniciais, que foram extintos em dezembro de 2005, o que poderá afetar negativamente a estrutura de custos das empresas distribuidoras, inclusive a da Emissora. A Companhia atua num setor sujeito à redução de resultado em decorrência do aumento nos atrasos e inadimplência de seus clientes. Em 31 de dezembro de 2005, o saldo total das faturas de consumo de energia elétrica vencidas e não pagas pelos clientes da Emissora era de aproximadamente R$ 106.102 mil ou 4,42% em relação ao total do fornecimento faturado dos 12 últimos meses anteriores a tal data, dos quais R$ 38.966 mil encontravam-se vencidos há mais de 90 dias. Do total dos valores vencidos e não pagos em 31 de dezembro de 2005, 86,29% referiam-se ao setor privado e 13,71% ao setor público. 52 Não obstante os esforços expendidos na adoção de programas de incentivo ao pagamento pontual das faturas de consumo de energia elétrica, a Emissora não pode assegurar que conseguirá implementar todas as medidas necessárias à redução do inadimplemento, nem tampouco que tais medidas garantiriam a redução da inadimplência. A manutenção ou aumento dos índices de inadimplência pode afetar o resultado da Emissora. As obrigações da Companhia relativas a fundos de pensão podem ser maiores do que a Companhia estima atualmente e, como resultado, pode ser que seja obrigada a fazer contribuições adicionais aos planos de pensão dos seus funcionários. Em 31 de dezembro de 2005, as obrigações da Bandeirante decorrentes de seus planos de pensão totalizaram R$ 16.819 mil. Se os pressupostos atuariais que a Companhia adotou mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, reduções dos valores de mercado dos títulos mantidos pelos planos ou de outras adversidades, o déficit atuarial dos seus planos pode aumentar substancialmente, afetando, com isso, as previsões de tempo e aumentando o nível das contribuições em dinheiro que a Companhia precisa fazer aos planos dos seus funcionários, podendo impactar negativamente no resultado da Companhia. A Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais que, caso decididos contrariamente à Emissora, podem ter um impacto negativo em seus resultados e condição financeira. Atualmente, a Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais, de natureza cível, previdenciária, trabalhista e fiscal, decorrentes do exercício regular de suas atividades. Em 31 de dezembro de 2005, as provisões atualizadas da Emissora para tais contingências totalizavam cerca de R$ 105.377. Caso o valor total dessas provisões não seja suficiente para fazer frente às contingências que se tornem exigíveis, os resultados da Emissora podem ser afetados negativamente, além de poder resultar em impacto adverso relevante nos negócios e na capacidade de geração de caixa da Emissora. O não atendimento do padrão de serviços estabelecido pela ANEEL poderá sujeitar a Emissora a penalidades. Os indicadores técnicos relativos a padrões de serviços e atendimento que devem ser observados pela Emissora constantes dos Contratos de Concessão e fixados pela ANEEL são objeto de constante aperfeiçoamento, nos períodos de adaptação, transição e finalmente aplicação desses indicadores. Caso a Emissora não atenda aos padrões estabelecidos, estará sujeita a penalidades que vão desde advertência ou multa pecuniária até caducidade da respectiva concessão, nos casos de reincidência continuada no descumprimento dos indicadores. Ademais, o completo atendimento desses padrões de serviços é requisito essencial para a renovação das concessões nos termos da Lei de Concessões. Caso a Companhia viole os indicadores de qualidade para ela estabelecidos e venha a sofrer reincidentes penalidades, a sua condição financeira e os seus resultados poderão ser adversamente afetados. 53 Se a Companhia não conseguir controlar as perdas de energia, os seus resultados operacionais e a sua situação financeira poderão ser prejudicados. A Companhia experimenta dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas acontecem no curso normal da sua distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que distribui inevitavelmente se dissipa no curso da distribuição. As perdas comerciais são o resultado de conexões ilegais, fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total das perdas (técnicas e comerciais) como porcentagem da energia total distribuída em 2004 e 2005 representou, respectivamente, 9,2% e 10,5% na Bandeirante. Além disso, medidas governamentais futuras em reposta a eventual escassez de energia, tais como a imposição de limites 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 2001. 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. Os seguros que a Companhia mantém podem não prover a cobertura completa dos riscos a que está sujeita em razão da sua responsabilidade objetiva. A Companhia, na qualidade de prestadora de serviços públicos, tem responsabilidade objetiva por danos diretos e indiretos decorrentes da prestação de serviços de distribuição de energia elétrica, tais como interrupções abruptas no suprimento e variações de voltagem. Em linhas gerais isso significa que basta a demonstração do dano, ou seja, independe da comprovação de culpa dos agentes. Além disso, a Companhia pode ser responsabilizada por até 100% das perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções ou distúrbios que não forem atribuíveis a um integrante identificado do ONS. A ocorrência de perdas ou demais responsabilidades que não estejam cobertas por seguro ou que excedam os limites de seguro da Companhia poderão acarretar significativos custos adicionais não previstos, impactando negativamente os resultados da Companhia. Além disso, de uma forma geral, os seguros da Companhia são contratados de acordo com as políticas adotadas pelo Grupo Energias do Brasil. A Companhia não pode garantir que os seguros contratados para os próximos anos manterão o mesmo nível de cobertura atual. Assim, na hipótese das políticas de administração de risco adotadas pelo Grupo Energias do Brasil no futuro orientarem a Companhia para contratação de seguros em níveis inferiores aos atuais, é possível que a ocorrência de danos ou prejuízos a serem custeados a partir de tais seguros impacte adversamente o fluxo de caixa e os resultados da Companhia. Para informações sobre os seguros da Companhia ver Seção “Atividades da Emissora – Seguros” deste Prospecto. 54 Os equipamentos, instalações e operações da Emissora estão sujeitos a vários regulamentos ambientais e de saúde que podem se tornar mais rígidos no futuro e resultar em maiores obrigações e maiores investimentos de capital. As atividades de distribuição estão sujeitas a abrangente legislação federal e estadual e à supervisão pelas agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de saúde. Essas agências podem tomar medidas coercitivas contra a Companhia por inobservância de seus regulamentos. Tais medidas podem incluir, entre outras, a imposição de multas e revogação de licenças. Regulamentos ambientais e de saúde mais rigorosos podem forçar a Emissora a destinar investimentos de capital para o seu atendimento e, em conseqüência, alterar a destinação de recursos de investimentos planejados. Tais alterações poderiam ter efeito adverso relevante sobre a condição financeira e sobre os resultados das operações da Emissora. Além disso, a inobservância, pela Emissora, das leis, regulamentos e termos de ajustamento de conduta ambientais pode acarretar, além da obrigação de reparação de danos que eventualmente sejam causados, a aplicação de sanções de natureza penal e administrativa, podendo também incluir a perda ou restrição de incentivos fiscais e o cancelamento e a suspensão de linhas de financiamento de estabelecimentos oficiais de crédito, bem como a proibição de contratar com o poder público, podendo ter impacto negativo nas receitas da Emissora ou, ainda, inviabilizar a captação de recursos junto ao mercado financeiro. Sem prejuízo do disposto acima, a inobservância pela Emissora das leis, regulamentos, termos de ajustamento de conduta ou acordos judiciais poderá causar impacto adverso relevante na imagem, na receita e no resultado da Emissora. Riscos Relacionados à Oferta As obrigações da Emissora constantes na Escritura de Emissão estão sujeitas a hipóteses de vencimento antecipado. Caso ocorra a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, todas as obrigações objeto da Escritura de Emissão deverão ser declaradas antecipadamente vencidas e deverá ocorrer o imediato pagamento, pela Emissora do saldo do Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis. Neste caso, a Emissora poderá ter dificuldades em obter recursos financeiros suficientes para realizar o pagamento das Debêntures. Súmula 176 do Superior Tribunal de Justiça. O Superior Tribunal de Justiça editou a Súmula nº 176, declarando ser “nula a cláusula contratual que sujeita o devedor à taxa de juros divulgada pela ANBID/CETIP”. As Debêntures serão remuneradas com referência à taxa paga aos Depósitos Interbancários – DI, divulgada diariamente pela CETIP. Apesar da referida súmula não vincular as decisões do Poder Judiciário, existe a possibilidade de, numa eventual disputa judicial, a validade da estipulação da Taxa DI ser questionada. 55 Eventual rebaixamento na classificação de risco da Oferta poderá acarretar redução de liquidez das Debêntures para negociação no mercado secundário. Para se realizar uma classificação de risco (rating), certos fatores relativos à Emissora são levados em consideração, tais como sua condição financeira, administração e desempenho. São analisadas, também, características das Ofertas e das Debêntures, assim como as obrigações assumidas pela Emissora e os fatores político-econômicos que podem afetar a condição financeira da Emissora. Dessa forma, as avaliações representam uma opinião quanto às condições da Emissora de honrar seus compromissos financeiros, tais como pagamento do principal e juros no prazo estipulado. Um eventual rebaixamento em classificações de risco obtidas com relação à Oferta durante a vigência das Debêntures poderá afetar negativamente o preço desses valores mobiliários e sua negociação no mercado secundário. Adicionalmente, alguns dos principais investidores que adquirem valores mobiliários por meio de ofertas públicas no Brasil (tais como entidades de previdência complementar) estão sujeitos a regulamentações específicas que condicionam seus investimentos em valores mobiliários a determinadas classificações de risco. Assim, o rebaixamento de classificações de risco obtidas com relação às Debêntures pode obrigar esses investidores a alienar suas Debêntures no mercado secundário, podendo vir a afetar negativamente o preço dessas Debêntures e sua negociação no mercado secundário. A baixa liquidez do mercado secundário brasileiro para negociação de debêntures poderá dificultar a venda das Debêntures. O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures apresenta historicamente baixa liquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação das Debêntures que permita aos seus subscritores sua alienação caso estes assim decidam. Dessa forma, os titulares de Debêntures podem ter dificuldade em realizar a venda das Debêntures no mercado secundário. Informações Acerca do Futuro da Bandeirante. Este Prospecto contém informações acerca das perspectivas do futuro da Bandeirante que refletem as opiniões da Emissora em relação a desenvolvimentos futuros e que, como em qualquer atividade econômica, envolvem riscos e incertezas. Embora a Emissora acredite que as informações acerca das perspectivas do seu futuro sejam baseadas em convicções e expectativas razoáveis, não pode haver garantia de que o desempenho futuro seja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente das tendências aqui indicadas, dependendo de vários fatores discutidos nesta Seção “Fatores de Risco” e em outras seções deste Prospecto. Os potenciais investidores são advertidos a examinar com toda a cautela e diligência as informações acerca do futuro da Emissora e não tomar decisões de investimento unicamente baseados em previsões futuras ou expectativas. A Bandeirante não assume nenhuma obrigação de atualizar ou revisar qualquer informação acerca das perspectivas de seu futuro. 56 DESTINAÇÃO DE RECURSOS Os recursos a serem captados na distribuição das Debêntures serão destinados ao pagamento, total ou parcial, de empréstimos de curto prazo, incluindo ajustes de swap cambial, contraídos com várias instituições financeiras, e amortizações no curto prazo em empréstimos de longo prazo, a serem realizadas ao longo do ano de 2006, entre elas: a) amortizações parciais de empréstimo do BID (com participação de consórcio de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis), em dólares, com juros de Libor + 4% a 4,375% ao ano; b) liquidação de empréstimo com recursos repassados do Deutsche Investitions und Entiwicklungsgesellschaft, em dólares, com juros de 9,5% ao ano; e c) amortizações parciais de empréstimos com recursos do BNDES, na modalidade Finame, com juros de 3,35% a 5% acima da TJLP (vide Seção “Atividades da Emissora – Contratos Relevantes – Contratos Financeiros”). A tabela abaixo indica a distribuição dos recursos destinados ao pagamento de dívidas de curto prazo: Dívidas de Curto Prazo Contas Garantidas (1) DEG (2) BID (3) BNDES - FINAME (4) Ajuste de Swap (1) (2) (3) (4) % 97,0% 60,4% 1,2% 19,9% 1,7% 13,9% Diversos Bancos. Banco Itau BBA. Banco Interamericano de Desenvolvimento e consórcio de Bancos. Banco Nacional de Desenvolvimento Social. Eventual saldo remanescente será utilizado para a recomposição de caixa da Emissora. 57 CAPITALIZAÇÃO A tabela a seguir exibe o endividamento da Emissora e sua capitalização total no período encerrado em 31 de dezembro de 2005, conforme ajustado para descrever o efeito pro forma da Emissão: Dívidas de Curto Prazo 398.028 % sobre Capitalização Total 28,1% Dívidas de Longo Prazo 330.052 23,3% dezembro/05 Debêntures 156.028 % sobre Capitalização Total 11,0% 330.052 23,2% 250.000 17,6% pro forma dezembro/05 Total do Endividamento 728.080 51,5% 736.080 51,8% Patrimônio Líquido 686.069 48,5% 686.069 48,2% Capitalização Total 1.414.149 100,0% 58 1.422.149 100,0% 4. SITUAÇÃO FINANCEIRA E INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA • Informações Financeiras Selecionadas • Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora • Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil • Histórico da Emissora • Estrutura Organizacional e Principais Acionistas • Atividades da Emissora • Propriedades, Plantas e Equipamentos • Recursos Humanos • Descrição do Capital Social e Dividendos • Práticas de Governança Corporativa • Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural • Administração • Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia • Contingências Judiciais e Administrativas • Operações com Partes Relacionadas 59 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 60 INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS O potencial investidor deve ler esta seção juntamente com as Demonstrações Financeiras da Emissora, que seguem anexas a este Prospecto, e com todas as demais informações que estão descritas neste Prospecto, antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures. Os quadros a seguir exibem informações financeiras da Emissora. Essas informações originaram-se das demonstrações financeiras da Emissora relacionadas aos respectivos períodos indicados, elaboradas de acordo com a legislação societária. As demonstrações financeiras dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2003, 2004 e 2005 foram auditadas e revisadas pelos Auditores Independentes. As informações ora apresentadas deverão ser analisadas no contexto das demonstrações financeiras da Emissora, que são parte integrante do presente Prospecto. 61 Balanço Patrimonial – 31 de dezembro de 2003, 2004 e 2005 ATIVO (em R$ mil) Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005 630.846 20.281 405.916 61.317 (%) 29,5 0,9 19,0 2,9 Var. 04/03 (%) 9,0 (73,9) 16,5 (56,6) 39.621 1,9 (20,4) 10,8 3,2 0,7 66.477 37.234 3,1 2.069,1 1,7 (27,1) (10,8) 115,0 807.649 204.553 34,2 8,7 14,7 350.254 14,8 638.674 109.107 322.592 29,9 5,1 15,1 5,3 (19,4) 5,8 (20,9) (46,7) (7,9) 6,5 1,6 210.961 41.881 8,9 1,8 169.537 37.438 7,9 1,8 43,8 18,9 (19,6) (10,6) 837.239 673 836.566 37,3 0,0 37,3 856.117 673 855.444 36,2 0,0 36,2 869.125 681 868.444 40,6 0,0 40,6 2,3 2,3 1,5 1,2 1,5 2.245.648 100,0 2.363.208 100,0 2.138.645 100,0 5,2 (9,5) Var. 04/03 (%) (18,4) (2,0) (66,0) (52,9) Var. 05/04 (%) 19,1 (2,2) 46,3 126,6 (33,7) 2003 (%) 2004 (%) Ativo Circulante Disponibilidades Consumidores e Concessionárias Impostos e contribuições sociais compensáveis Impostos e contribuições sociais diferidos Despesas pagas antecipadamente Outros Créditos 641.551 48.517 455.737 28,6 2,2 20,3 699.442 12.652 530.861 29,6 0,5 22,5 65.218 2,9 28.303 1,2 44.894 2,0 35.754 1,5 3.437 23.748 0,2 1,1 74.551 17.321 Ativo Realizável a Longo Prazo Consumidores e Concessionárias Impostos e contribuições sociais diferidos Despesas pagas antecipadamente Outros Créditos 766.858 253.752 34,1 11,3 331.200 146.681 35.225 Ativo Permanente Investimentos Imobilizado Total do Ativo PASSIVO (em R$ mil) Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2003 (%) 2004 (%) 2005 (%) 897.044 207.022 6.386 391.642 74.608 41,9 9,7 0,3 18,3 3,5 1,2 0,1 3,5 5,3 Var. 05/04 (%) (9,8) 60,3 (23,5) 116,6 Passivo Circulante Fornecedores Encargos de dívidas Empréstimos e Financiamentos Impostos e contribuições sociais correntes Dividendos Partes Relacionadas Devolução tarifária Outros 922.711 216.063 12.826 366.803 41,1 9,6 0,6 16,3 752.966 211.734 4.364 172.862 31,9 9,0 0,2 7,3 109.500 4,9 112.521 4,8 23.588 130.973 62.958 1,1 5,8 2,8 19.498 148.729 83.258 0,8 6,3 3,5 26.612 1.927 75.573 113.274 Passivo Exigível a longo prazo Fornecedores Encargos de dívidas Empréstimos e Financiamentos Provisões para Contingências Benefícios pós emprego Devolução tarifária Partes Relacionadas Outros 664.586 71.563 213.392 84.580 91.614 130.973 72.464 29,6 3,2 9,5 3,8 4,1 5,8 3,2 910.910 65.569 37 530.741 88.869 92.569 64.678 68.447 38,5 2,8 0,0 22,5 3,8 3,9 2,7 2,9 555.532 1.656 330.052 103.878 88.157 31.789 26,0 37,1 (39,0) 0,1 (8,4) (97,5) - (100,0) 15,4 148,7 (37,8) 4,9 16,9 5,1 4,1 (4,8) 1,0 - (100,0) - (100,0) 1,5 (5,5) (53,6) Patrimônio Líquido Capital Social Reservas de Capital Reservas de Lucros 658.351 254.628 334.728 68.995 29,3 11,3 14,9 3,1 699.332 254.628 334.728 109.976 29,6 10,8 14,2 4,7 686.069 254.628 334.728 96.713 32,1 11,9 15,7 4,5 6,2 59,4 (1,9) (12,1) 2.245.648 100,0 2.363.208 100,0 2.138.645 100,0 5,2 (9,5) Total do Passivo e Patrimônio Líquido 62 2,8 (17,3) 13,6 32,2 36,5 (98,7) 100 36,1 Demonstração do Resultado – em 31 de dezembro de 2003, 2004 e 2005 2003 Receita Operacional Fornecimento de energia elétrica Suprimento de energia elétrica Outras receitas operacionais Exercício encerrado em 31 de dezembro de (Em milhares de reais) % 2004 % 2005 % Var. 04/03 % Var. 05/04 % 2.193.306 13.992 58.632 2.265.930 129,4 0,8 3,5 133,6 2.343.905 658 164.438 2.509.001 128,6 0,0 9,0 137,6 2.351.001 5.909 311.014 2.667.924 119,0 0,3 15,7 135,0 6,9 (95,3) 180,5 10,7 0,3 798,0 89,1 6,3 (15.614) (68.168) (486.622) (570.404) 1.695.526 (0,9) (4,0) (28,7) (33,6) 100,0 (18.153) (98.465) (569.577) (686.195) 1.822.806 (1,0) (5,4) (31,2) (37,6) 100,0 (15.664) (61.204) (614.668) (691.536) 1.976.388 (0,8) (3,1) (31,1) (35,0) 100,0 16,3 44,4 17,0 20,3 7,5 (13,7) (37,8) 7,9 0,8 8,4 (962.948) 3.803 (186.301) (1.145.446) (56,8) 0,2 (11,0) (67,6) (837.804) (15.187) (243.432) (1.096.42 (46,0) (0,8) (13,4) (60,2) (805.568) (351.380) (1.156.948) (40,8) (17,8) (58,5) (13,0) n.a. 30,7 (4,3) (3,8) (100,0) 44,3 5,5 (55.505) (21.467) (68.073) (87.552) (1.629) (1.414) (18.374) (254.014) (1.399.460) (3,3) (1,3) (4,0) (5,2) (0,1) (0,1) (1,1) (15,0) (82,5) (44.189) (23.086) (81.190) (141.219) (3.202) (2.590) (18.760) (314.236) (1.410.65 (2,4) (1,3) (4,5) (7,7) (0,2) (0,1) (1,0) (17,2) (77,4) (58.500) (27.537) (87.777) (247.557) (4.315) (1.704) (14.365) (441.755) (1.598.703) (3,0) (1,4) (4,4) (12,5) (0,2) (0,1) (0,7) (22,4) (80,9) (20,4) 7,5 19,3 61,3 96,6 83,2 2,1 23,7 0,8 32,4 19,3 8,1 75,3 34,8 (34,2) (23,4) (1.048) (0,1) (232) 0,0 (80) 0,0 (77,9) n.a. 295.018 17,4 411.915 22,6 377.765 19,1 39,6 (8,3) (25.288) (94.527) (4.750) (1.724) (126.289) (1,5) (5,6) (0,3) (0,1) (7,4) (50.600) (106.266) (3.316) (4.366) (164.548) (2,8) (5,8) (0,2) (0,2) (9,0) (46.866) (131.025) (2.907) (12.821) (193.619) (2,4) (6,6) (0,1) (0,6) (9,8) 100,1 12,4 -30,2 153,2 30,3 (7,4) 23,3 (12,3) Resultado do serviço 168.729 10,0 247.367 13,6 184.146 9,3 46,6 (25,6) Resultado financeiro líquido Lucro operacional Resultado não operacional Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social Provisão para imposto de renda e Imposto de renda e contribuição social Lucro líquido antes da reversão dos juros sobre capital próprio Reversão dos juros sobre capital próprio Lucro líquido do exercício (67.524) 101.205 980 (4,0) 6,0 0,1 (113.632) 133.735 162 (6,2) 7,3 0,0 (175.316) 8.830 1.391 (8,9) 0,4 0,1 68,3 32,1 (83,5) 54,3 758,6 102.185 6,0 133.897 7,3 10.221 0,5 31,0 (92,4) (32.151) (5.680) (1,9) (0,3) (65.831) 10.624 (3,6) 0,6 (35.694) 36.499 (1,8) 1,8 104,8 n.a. (45,8) 243,6 64.354 3,8 78.690 4,3 11.026 0,6 22,3 (86,0) 64.354 3,8 51.128 129.818 2,8 7,1 30.394 41.420 1,5 2,1 101,7 (68,1) Dedução da Receita Operacional Quota para reserva global de reversão Encargo de capacidade emergencial Impostos e contribuições sobre a receita Receita operacional líquida Custo com energia elétrica Energia elétrica comprada para Energia livre Encargos de Uso da Rede Elétrica Custo de operação Pessoal Materiais e serviços de terceiros Depreciações e amortizações Subvenções – CCC e CDE Taxa de fiscalização Tributos Outros custos de operação Total do custo do serviço de energia Custo do serviço prestado a terceiros Lucro operacional bruto Despesas com vendas Despesas gerais e administrativas Depreciações e amortizações Outras despesas operacionais, líquidas 63 13,3 17,7 ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E OS RESULTADOS OPERACIONAIS DA EMISSORA A análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações a seguir deve ser lida em conjunto com as demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas incluídas neste Prospecto. As demonstrações financeiras constantes do presente Prospecto foram elaboradas em conformidade com as práticas contábeis emanadas da legislação societária brasileira e normas complementares editadas pela CVM, que não prevêem o reconhecimento dos efeitos inflacionários a partir de 1º de janeiro de 1996. Ambiente Econômico Brasileiro O ano de 2005 foi caracterizado pela estabilidade dos principais indicadores macroeconômicos brasileiros. Em relação às contas externas, o Brasil continuou a apresentar um cenário positivo, com superávit comercial recorde de US$ 44,8 bilhões e saldo de transações correntes de US$ 14,2 bilhões. Além disso, a manutenção do quadro de alta liquidez no mercado internacional e o aumento de confiança dos investidores no país, entre outros fatores, explicam a apreciação do real em relação ao dólar. A taxa de inflação, medida pelo IPCA, atingiu 5,7%, mantendo a trajetória de queda apresentada desde 2003. O BACEN retomou a política de redução gradual da taxa de juros a partir de setembro, encerrando, em dezembro de 2005, em 18,0% ao ano. Estimativas preliminares indicam que o crescimento do PIB, em 2005, situe-se em torno de 2,0% a 2,5%, ante 4,9% no ano anterior. Esse arrefecimento na atividade econômica pode ser creditado ao aperto monetário aplicado durante o ano – com elevadas taxas de juros –, à deterioração da atividade do setor agrícola e a um crescimento líquido das exportações menor do que em 2004. A taxa de desemprego reduziu-se de 9,6%, em dezembro de 2004, para 8,3% em dezembro de 2005. A atividade agrícola foi afetada pela queda de preços de alguns produtos, pela quebra de safra devido a fatores climáticos e pela redução da taxa de câmbio. Esses fatores explicam um crescimento estimado inferior a 2,0% do PIB agropecuário. A produção industrial geral cresceu 3,1% no acumulado do ano, até novembro de 2005, concentrada no segmento de bens duráveis, beneficiada pelo aumento de crédito aos consumidores, especialmente na modalidade de crédito consignado. Além disso, o setor automobilístico produziu 10,7% mais que em 2004 e as exportações evoluíram 25,9%, graças principalmente aos mercados mexicano e argentino. O desempenho da economia brasileira afeta a demanda por energia elétrica e a inflação afeta as receitas, os custos e as margens da Emissora. O ambiente econômico brasileiro caracteriza-se por flutuações significativas das taxas de crescimento. A tabela a seguir apresenta a inflação, o produto interno real e a desvalorização do real frente ao dólar em relação a 2005,2004 e 2003 Inflação (IGPM) Inflação (IPCA) Crescimento (contração) do produto interno bruto real Taxa de câmbio do final do período – US$ 1,00 Desvalorização (valorização) do real frente ao dólar 2003 8,70% 9,30% 0,50% R$ 2,8892 -18,2% 2004 12,40% 7,60% 4,90% R$ 2,6544 -8,1% 2005 1,22% 5,69% 2,40% R$ 2,3407 -11,8% Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central. 64 Comparação das Demonstrações Financeiras dos Exercícios Sociais Encerrados em 31 de dezembro de 2003 e 2004 Principais alterações nas contas patrimoniais Balanço Patrimonial – 31 de dezembro de 2003 e 2004 Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2003 (%) 2004 (%) 641.551 28,6 699.442 29,6 48.517 2,2 12.652 0,5 455.737 20,3 530.861 22,5 65.218 2,9 28.303 1,2 Var. 04/03 (%) 9,0 (73,9) 16,5 (56,6) 44.894 3.437 23.748 2,0 0,2 1,1 35.754 74.551 17.321 1,5 3,2 0,7 (20,4) 2.069,1 (27,1) Ativo Realizável a Longo Prazo Consumidores e Concessionárias Impostos e contribuições sociais diferidos Despesas pagas antecipadamente Outros Créditos 766.858 253.752 331.200 146.681 35.225 34,1 11,3 14,7 6,5 1,6 807.649 204.553 350.254 210.961 41.881 34,2 8,7 14,8 8,9 1,8 5,3 (19,4) 5,8 43,8 18,9 Ativo Permanente Investimentos Imobilizado 837.239 673 836.566 37,3 0,0 37,3 856.117 673 855.444 36,2 0,0 36,2 2,3 2,3 100,0 2.363.208 100,0 5,2 ATIVO (em R$ mil) Ativo Circulante Disponibilidades Consumidores e Concessionárias Impostos e contribuições sociais compensáveis Impostos e contribuições sociais diferidos Despesas pagas antecipadamente Outros Créditos Total do Ativo PASSIVO (em R$ mil) Passivo Circulante Fornecedores Encargos de dívidas Empréstimos e Financiamentos Impostos e contribuições sociais correntes Dividendos Partes Relacionadas Devolução tarifária Outros 2.245.648 Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2003 (%) 2004 (%) 922.711 41,1 752.966 31,9 216.063 9,6 211.734 9,0 12.826 0,6 4.364 0,2 366.803 16,3 172.862 7,3 109.500 4,9 112.521 4,8 23.588 1,1 19.498 0,8 130.973 5,8 148.729 6,3 62.958 2,8 83.258 3,5 Var. 04/03 (%) (18,4) (2,0) (66,0) (52,9) 2,8 (17,3) 13,6 32,2 Passivo Exigível a longo prazo Fornecedores Encargos de dívidas Empréstimos e Financiamentos Provisões para Contingências Benefícios pós emprego Devolução tarifária Partes Relacionadas Outros 664.586 71.563 213.392 84.580 91.614 130.973 72.464 29,6 3,2 9,5 3,8 4,1 5,8 3,2 910.910 65.569 37 530.741 88.869 92.569 64.678 68.447 38,5 2,8 0,0 22,5 3,8 3,9 2,7 2,9 37,1 (8,4) 148,7 5,1 1,0 (100,0) (5,5) Patrimônio Líquido Capital Social Reservas de Capital Reservas de Lucros 658.351 254.628 334.728 68.995 29,3 11,3 14,9 3,1 699.332 254.628 334.728 109.976 29,6 10,8 14,2 4,7 6,2 59,4 100,0 2.363.208 100,0 Total do Passivo e Patrimônio Líquido 2.245.648 65 5,2 Ativo Circulante Consumidores e concessionários. A conta de consumidores e concessionários passou de R$ 455,7 milhões em 2003 para R$ 530,9 milhões em 2004, apresentando um aumento de R$ 75,1 milhões. A principal causa desta variação foi o reajuste tarifário de 15,95% ocorrido em outubro de 2004 que, associado ao crescimento de mercado, resultou no aumento desta rubrica de 16,5%. Despesas pagas antecipadamente. As despesas pagas antecipadamente apresentaram um aumento de R$ 71,1 milhões atingindo o montante de R$ 74,6 milhões em 2004 enquanto que em 2003 o saldo era de R$ 3,4 milhões. O principal saldo desta rubrica em 2004 era relacionado à Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela "A" – CVA, no montante de R$ 61,0 milhões, resultado da transferência do saldo da CVA constituída entre 24 de setembro de 2002 a 23 de outubro de 2003 do longo para o curto prazo pela postergação da recuperação desta CVA somente a partir do reajuste tarifário de outubro de 2004 e pela constituição da CVA do período entre 24 de setembro de 2003 e 23 de setembro de 2004, também a ser recuperada a partir de outubro de 2004. Realizável a Longo Prazo Consumidores e concessionários. A rubrica de consumidores e concessionários no realizável a longo prazo apresentou uma redução de R$ 49,2 milhões, atingindo o valor de R$ 204,6 milhões em 2004 contra R$ 253,8 milhões em 2003. As principais causas desta redução foram a transferência para o curto prazo de valores de Recomposição de Receita e Energia Livre conforme projeção de recebimento dos ativos via recolhimento da RTE, parcialmente compensados pela atualização dos saldos dos ativos, e a baixa do valor de R$ 10,3 milhões referente ao diferimento do reajuste ordinário em razão da alteração da revisão tarifária provisória ocorrida em outubro de 2004 (vide Seção “Atividades da Emissora – Revisão Tarifária”). Despesas pagas antecipadamente. As despesas pagas antecipadamente apresentaram um aumento de R$ 64,3 milhões atingindo o montante de R$ 211,0 milhões em 2004 enquanto que em 2003 o saldo era de R$ 146,7 milhões. O principal saldo desta rubrica em 2004 era relacionado à Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela "A" – CVA, no montante de R$ 178,7 milhões, e com variação de R$ 32,1 milhões. As principais causas desta variação foram a apropriação da CVA do período entre 24 de setembro de 2004 a 31 de dezembro de 2004 no montante de R$ 20,9 milhões, que será contemplada no reajuste de outubro de 2005, e a atualização monetária de R$ 17,7 milhões da CVA relativa ao ano de 2001, no âmbito da Recomposição Tarifária Extraordinária. 66 Passivo Circulante Empréstimos e financiamentos. A parcela de curto prazo do endividamento da Companhia reduziu de R$ 366,8 milhões no ano de 2003 para R$ 172,9 milhões no ano de 2004. Esta variação de R$ 193,9 milhões é originada basicamente da captação de longo prazo feita com o BID de US$ 100 milhões durante o ano de 2004, financiamento este que possuía saldo de R$ 267,4 milhões em 31 de dezembro de 2004 e que foi utilizado para quitar dívidas da Companhia de curto prazo. Partes relacionadas. O saldo da rubrica partes relacionadas apresentou um aumento de R$ 17,8 milhões, de R$ 131,0 milhões em 2003 para R$ 148,7 milhões em 2004. O montante de R$ 10,6 milhões desta variação é representado por encargos a pagar junto à EDP Brasil S.A., valor não existente em 2003, quando ocorreu a reestruturação da dívida, tornando o valor total a pagar novo principal, a liquidar em 24 parcelas mensais e sucessivas. Exigível a Longo Prazo Empréstimos e financiamentos. O endividamento de longo prazo da Companhia aumentou R$ 317,3 milhões, de R$ 213,4 milhões em 2003 para R$ 530,7 milhões em 2004. Conforme justificativa apresentada no endividamento de curto prazo, esta variação é explicada pelo ingresso dos valores referentes ao financiamento feito com o BID de US$ 100 milhões. Provisões para contingências. A rubrica provisões para contingências apresentou uma variação de R$ 4,3 milhões, de R$ 84,6 milhões em 2003 para R$ 88,9 milhões em 2004. Este crescimento é reflexo tanto das atualizações monetárias sobre as provisões já constituídas quanto da reavalição dos processos antigos e da provisão sobre os novos processos. Diferença de Reposicionamento Tarifário Provisório. A ANEEL, por meio da Resolução Homologatória nº 243, de 18 de outubro de 2004, decidiu rever o reposicionamento tarifário provisório de 2003, de 18,08% para 10,51% em função de revisão, pelo Órgão Regulador, da Base de Remuneração. Desse modo, foi registrado, em setembro de 2004, provisão no valor de R$ 64,7 milhões correspondente à diferença integral de receita entre tais reposicionamentos tarifários. Partes relacionadas. O saldo de R$ 131,0 milhões nesta rubrica em 2003, referente a endividamento junto à EDP Brasil S.A., foi transferido para o curto prazo em 2004 conforme cronograma de amortização da dívidacom data final de pagamento em dezembro de 2005. 67 Patrimônio Líquido O Patrimônio Líquido da Companhia aumentou de R$ 658,4 milhões em 2003 para R$ 699,3 milhões em 2004, reflexo do lucro líquido registrado no período de R$ 129,8 milhões, dos quais R$ 6,5 milhões foram destinados à Reserva Legal, R$ 88,8 milhões à distribuição de dividendos e R$ 34,5 à reserva de retenção de lucros. Principais alterações nas contas de resultado Receita Operacional Dedução da Receita Operacional Receita operacional líquida Custo com energia elétrica Custo de operação Total do custo do serviço de energia elétrica Custo do serviço prestado a terceiros Lucro operacional bruto Despesas Operacionais Resultado do serviço Resultado financeiro líquido Lucro operacional Resultado não operacional Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social Provisão para imposto de renda e contrib.social Imposto de renda e contribuição social diferidos Lucro líquido antes da reversão dos juros sobre capital próprio Reversão dos juros sobre capital próprio Lucro líquido do exercício Exercício encerrado em 31 de (Em milhares de reais) 2004 % 2003 % 133,6 2.509.001 137,6 2.265.930 (686.195) (37,60) (570.404) (33,60) 100,0 1.822.806 100,0 1.695.526 Var. 04/03 % 10,70 20,30 7,50 (1.145.446) (254.014) (1.399.460) (1.048) 295.018 (67,60) (15,00) (82,50) (0,10) 17,40 (1.096.423) (314.236) (1.410.659) (232) 411.915 (60,20) (17,20) (77,40) 0,00 22,60 (4,30) 23,70 0,80 (77,90) 39,60 (126.289) (7,40) (164.548) (9,00) 30,30 168.729 (67.524) 101.205 980 10,00 (4,00) 6,00 0,10 247.367 (113.632) 133.735 162 13,60 (6,20) 7,30 0,00 46,60 68,30 32,10 (83,50) 102.185 (32.151) 6,00 (1,90) 133.897 (65.831) 7,30 (3,60) 31,00 104,8 (5.680) (0,30) 10.624 0,60 - 64.354 3,80 78.690 51.128 129.818 4,30 2,80 7,10 22,30 101,7 64.354 3,80 Receita Operacional Bruta Exercício encerrado em 31 de (Em milhares de reais) 2004 2003 % Receita Operacional Fornecimento de energia elétrica Suprimento de energia elétrica Outras receitas operacionais 2.193.306 13.992 58.632 2.265.930 68 96,8 0,6 2,6 100,0 2.343.905 658 164.438 2.509.001 % 93,4 0,0 6,6 100,0 Var. 04/03 % 6,9 (95,3) 180,5 10,7 A receita operacional bruta cresceu 10,7%, atingindo R$ 2.509,0 milhões em 2004 frente aos R$ 2.265,9 milhões no ano anterior. A variação positiva de R$ 243,1 milhões nas receitas operacionais brutas é composta pelo aumento de R$ 150,6 milhões na receita de fornecimento de energia elétrica e de R$ 105,8 milhões nas outras receitas operacionais, parcialmente compensada pela redução de R$ 13,3 milhões na receita de suprimento. Fornecimento de energia. A receita de fornecimento de energia elétrica aumentou 6,9%, atingindo R$ 2.343,9 milhões em 2004 contra R$ 2.193,3 milhões no ano anterior. Este crescimento decorre do aumento nas tarifas de fornecimento, conseqüência da revisão tarifária de 14,68% ocorrida em outubro de 2003 e do reajuste tarifário de 15,95% de outubro de 2004 (vide Seção “Atividades da Emissora – Revisão Tarifária” e “Atividades da Emissora – Reajustes Tarifários”). Este efeito mais do que compensou a redução no volume de energia de 7,6%, resultante da migração de clientes cativos para o regime de contratação livre, que totalizou 8.812 GWh em 2004 contra 9.540 GWh em 2003. A variação na receita é composta principalmente de: • crescimento nas receitas decorrentes de clientes residenciais de 20,2% em 2004, atingindo R$ 884,5 milhões em 2004 frente aos R$ 735,6 milhões de 2003. Este crescimento é resultado do aumento médio de 12,3% nas tarifas e do crescimento no volume de energia de 7,1%, atingindo 2.283 GWh em 2004, reflexo do crescimento do país, da queda do índice de desemprego e do crescimento vegetativo do número de clientes; • redução na receita de fornecimento da classe industrial de 0,8%, com o montante de R$ 888,2 milhões em 2004 frente aos R$ 895,7 milhões do ano anterior, resultado da redução no volume de energia de 16,7%, atingindo 4.355 GWh em 2004, que foi parcialmente compensada pelo aumento médio de 19,0% nas tarifas. Esta redução reflete a saída de alguns clientes para o regime de contratação livre, ressaltando-se que a saída de clientes cativos não afeta o resultado da Companhia, pois estes clientes continuam remunerando a prestação de serviço por meio da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição; • crescimento da receita de fornecimento de 17,1% na classe comercial, atingindo R$ 404,7 milhões em 2004 frente aos R$ 345,7 milhões do ano anterior, influenciada pelo aumento médio na tarifa de 11,8% e no volume de energia de 4,7%, atingindo 1.235 GWh em 2004, resultado que se deve principalmente a investimentos efetuados em ampliação e modernização de instalações; • crescimento de 9,5% no período das receitas das demais classes, que atingiram R$ 209,6 milhões em 2004 frente aos R$ 191,4 milhões do ano anterior, causado principalmente pelo aumento nas tarifas médias de 17,6%, parcialmente prejudicado pela redução no mercado de 6,9%, decorrente principalmente da saída de clientes para o regime de contratação livre. Outras receitas operacionais. As outras receitas operacionais, que são formadas principalmente pela receita de uso da rede de distribuição (correspondente a 87,3% e 67,1% desta rubrica em 2004 e 2003, respectivamente), evoluíram de R$ 58,6 milhões em 2003 para R$ 164,4 milhões no ano de 2004. A principal causa desta variação foi o aumento na receita de uso da rede de distribuição de 264,9%, que teve uma evolução de R$ 39,3 milhões em 2003 para R$ 143,5 milhões em 2004, reflexo da migração de clientes para o regime de contratação livre e do reajuste médio na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) de 39,39% em outubro de 2004. Esta migração resultou em um crescimento de 83,6% do mercado de clientes livres e outras concessionárias, atingindo um montante de 3.374 GWh, que representava 27,7% do total de energia distribuída em 2004. 69 Deduções da receita operacional Var. 04/03 % Exercício encerrado em 31 de (Em milhares de reais) 2004 2003 % Dedução da Receita Operacional Quota para reserva global de reversão Encargo de capacidade emergencial Impostos e contribuições sobre a receita (15.614) (68.168) (486.622) (570.404) 2,7% 12,0% 85,3% 100,0% (18.153) (98.465) (569.577) (686.195) % 2,7% 14,3% 83,0% 100,0% 16,3 44,4 17,0 20,3 As deduções da receita operacional cresceram 20,3%, atingindo R$ 686,2 milhões em 2004 frente aos R$ 570,4 milhões do ano anterior. O principal fator de acréscimo foi a variação nos impostos e contribuições sobre a receita, que aumentaram 17,0%, de R$ 486,6 milhões em 2003 para R$ 569,6 milhões em 2004, passando a representar 22,7% da receita operacional bruta em 2004 contra 21,5% no ano anterior. O encargo de capacidade emergencial, que tem por objetivo a cobertura dos custos necessários à contratação de capacidade de geração ou potência de energia elétrica e que é integralmente repassado à Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, apresentou uma elevação de 44,4% em 2004 em relação ao ano anterior. A principal causa foi o aumento na tarifa do encargo ocorrida em setembro de 2003, de R$ 0,0066 / kWh para R$ 0,0085 / kWh. Receita operacional líquida A receita operacional líquida apresentou um crescimento de 7,5% no exercício de 2004, de R$ 1.695,5 milhões em 2003 para R$ 1.822,6 milhões em 2004, principalmente em decorrência dos aumentos das receitas operacionais descritos anteriormente. Custos do Serviço de Energia Elétrica Os custos do serviço de energia elétrica aumentaram em 0,8%, de R$ 1.399,5 milhões em 2003 para R$ 1.410,6 milhões em 2004. Esta variação ocorreu devido ao aumento verificado no custo de operação de R$ 60,2 milhões, parcialmente compensado pela redução de R$ 49,0 milhões no custo com energia elétrica. Exercício encerrado em 31 de (Em milhares de reais) 2004 2003 % Custo com energia elétrica Energia elétrica comprada para revenda Energia livre Encargos de Uso da Rede Elétrica (962.948) 3.803 (186.301) (1.145.446) 84,1 (0,3) 16,3 100,0 (837.804) (15.187) (243.432) (1.096.423) Var. 04/03 % % 76,4 1,4 22,2 100,0 (13,0) n.a. 30,7 (4,3) Custo com energia elétrica. As principais contas que compõem o custo com energia elétrica são a energia elétrica comprada para revenda e os encargos de uso da rede elétrica. A energia comprada para revenda apresentou uma redução de 13,0% no período, atingindo R$ 837,8 milhões em 2004 contra R$ 962,9 no ano 70 anterior. Além da redução no montante contratado de 9,2%, atingindo o total de 10.086 GWh em 2004 contra 11.107 GWh no anterior, a redução de 1,5% no preço médio de compra de energia resultaram na redução do custo com energia comprada para revenda de R$ 125,1 milhões. Em 2004, os encargos de uso da rede elétrica, que representam gastos com o uso pela concessionária da rede de transmissão (para mais informações ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), foram de R$ 243,4 milhões, comparado a R$ 186,3 milhões em 2003, equivalente a um aumento de 30,7% face ao ano anterior. Este aumento é devido principalmente a reajustes autorizados pela ANEEL nas tarifas de transmissão. Exercício encerrado em 31 de (Em milhares de reais) 2004 2003 % Custo de operação Pessoal Materiais e serviços de terceiros Depreciações e amortizações Subvenções – CCC e CDE Taxa de fiscalização Tributos Outros custos de operação (55.505) (21.467) (68.073) (87.552) (1.629) (1.414) (18.374) (254.014) 21,9 8,5 26,8 34,5 0,6 0,6 7,2 100,0 (44.189) (23.086) (81.190) (141.219) (3.202) (2.590) (18.760) (314.236) % 14,1 7,3 25,8 44,9 1,0 0,8 6,0 100,0 Var. 04/03 % (20,4) 7,5 19,3 61,3 96,6 83,2 2,1 23,7 Custos da operação. Os custos de operação apresentaram um aumento de 23,7%, atingindo R$ 314,2 milhões em 2004 contra R$ 254,0 milhões no ano anterior. A variação de R$ 60,2 milhões é reflexo de: • redução dos custos de pessoal em operação no valor de R$ 11,3 milhões, que, analisando-se juntamente com os custos de pessoal alocados às despesas operacionais, apresentou um crescimento de 2,8%, resultado do reajuste salarial concedido aos colaboradores em julho de 2004, parcialmente compensado pela redução no número de colaboradores ; • aumento das subvenções – CCC e CDE, encargos setoriais que a Companhia deve pagar (para mais informações ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), em R$ 53,7 milhões autorizados pela ANEEL, de R$ 87,6 milhões para R$ 141,2 milhões. Despesas operacionais Exercício encerrado em 31 de (Em milhares de reais) 2004 2003 % Despesas operacionais Despesas com vendas Despesas gerais e administrativas Depreciações e amortizações Outras despesas operacionais, líquidas (25.288) (94.527) (4.750) (1.724) (126.289) 20,0 74,8 3,8 1,4 100,0 (50.600) (106.266) (3.316) (4.366) (164.548) % 30,8 64,6 2,0 2,7 100,0 Var. 04/03 % 100,1 12,4 (30,2) 153,2 30,3 As despesas operacionais apresentaram um aumento de 30,3%, de R$ 126,3 milhões em 2003 para R$ 164,5 milhões em 2004. As principais causas desta variação são o aumento nas despesas comercias, no montante de R$ 25,3 milhões, impactadas pelo crescimento da inadimplência, decorrente de alterações temporárias nas políticas comerciais na fase inicial de implementação do Sistema de Gestão Comercial – CCS das áreas de Atendimento, 71 Cadastramento e Faturamento, e aumento nas despesas gerais e administrativas, no montante de R$ 11,7 milhões, principalmente como resultado do aumento nas despesas com pessoal no montante de R$ 14,0 milhões, valor que deve ser analisado conjuntamente com o custo de pessoal de operação, que se reduziu em R$ 11,3 milhões. Resultado do serviço O resultado do serviço cresceu de R$ 168,7 milhões em 2003 para R$ 247,4 milhões em 2004, representando um crescimento de 46,6% entre os períodos analisados, resultado das variações descritas anteriormente. Exercício encerrado em 31 de (Em milhares de reais) 2003 2004 Resultado do Serviço Receita Operacional Bruta (-) Deduções à Receita Operacional (=) Receita Operacional Líquida (-) Despesas Operacionais (=) Resultado do Serviço depreciação e amortização Margem Operacional (Margem do EBIT) - % LAJIDA (EBITDA) Margem LAJIDA (EBITDA) - % 2.265.930 570.404 1.695.526 1.526.797 168.729 72.823 2.509.001 686.195 1.822.806 1.575.439 247.367 84.506 9,95 241.552 14,25 13,57 331.873 18,21 var. 04/03 (%) 10,7 20,3 7,5 3,2 46,6 16,0 3,6 37,4 4,0 EBITDA O EBITDA da Companhia é obtido pela soma do resultado do serviço, da depreciação e da amortização. O EBITDA apresentou uma elevação de R$ 241,6 milhões em 2003 para R$ 331,9 milhões em 2004, reflexo do aumento da receita operacional líquida de R$ 127,3 milhões e da redução no custo com energia elétrica R$49,0 milhões, parcialmente compensados pelo aumento nos custos de operação de R$60,2 milhões e nas despesas operacionais de R$ 38,3 milhões. A descrição das variações destes itens encontra-se nos itens anteriores. Receita financeira líquida (despesa) O resultado financeiro líquido refletiu em 2004 uma despesa financeira de R$ 113,6 milhões, apresentando um incremento de R$ 46,1 milhões em relação à despesa financeira líquida registrada em 2003 de R$ 67,5 milhões. Excluindo-se o efeito do pagamento de juros sobre capital próprio, de R$ 51,1 milhões, a análise demonstra que houve uma melhora em relação a 2003, principalmente, pela redução do custo financeiro na captação de recursos e, também, pela redução em 5% do endividamento bancário médio. O endividamento da Empresa encontra-se substancialmente atrelado à taxa SELIC, cuja taxa média no ano de 2004 (16,3%), manteve-se em níveis muito inferiores aos verificados em 2003 (22,8%). Imposto de Renda e Contribuição Social A despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social apresentou uma elevação de 45,9%, aumentando de R$ 37,8 milhões em 2003 para R$ 55,2 milhões em 2004, como reflexo direto do crescimento do lucro tributável. Lucro Líquido Como resultado do acima exposto, o resultado do exercício foi um lucro, após a reversão dos juros sobre capital próprio, de R$ 129,8 milhões, comparado a um lucro de R$ 64,4 milhões em 2003. 72 Comparação das Demonstrações Financeiras dos Exercícios Sociais Encerrados em 31 de dezembro de 2004 e 2005 Principais alterações nas contas patrimoniais Balanço Patrimonial – 31 de dezembro de 2004 e 2005 ATIVO (em R$ mil) Ativo Circulante Disponibilidades Consumidores e Concessionárias Impostos e contribuições sociais compensáveis Impostos e contribuições sociais diferidos Despesas pagas antecipadamente Outros Créditos Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de Var. 05/04 2004 (%) 2005 (%) (%) 630.846 29,5 (9,8) 699.442 29,6 20.281 0,9 60,3 12.652 0,5 405.916 19,0 (23,5) 530.861 22,5 28.303 1,2 61.317 2,9 116,6 35.754 74.551 17.321 1,5 3,2 0,7 39.621 66.477 37.234 1,9 3,1 1,7 10,8 (10,8) 115,0 Ativo Realizável a Longo Prazo Consumidores e Concessionárias Impostos e contribuições sociais diferidos Despesas pagas antecipadamente Outros Créditos 807.649 204.553 350.254 210.961 41.881 34,2 8,7 14,8 8,9 1,8 638.674 109.107 322.592 169.537 37.438 29,9 5,1 15,1 7,9 1,8 (20,9) (46,7) (7,9) (19,6) (10,6) Ativo Permanente Investimentos Imobilizado 856.117 673 855.444 36,2 0,0 36,2 869.125 681 868.444 40,6 0,0 40,6 1,5 1,2 1,5 2.363.208 100,0 2.138.645 100,0 (9,5) Passivo Circulante Fornecedores Encargos de dívidas Empréstimos e Financiamentos Impostos e contribuições sociais correntes Dividendos Partes Relacionadas Devolução tarifária Outros Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004 (%) 2005 (%) 897.044 41,9 752.966 31,9 207.022 9,7 211.734 9,0 6.386 0,3 4.364 0,2 391.642 18,3 172.862 7,3 74.608 3,5 112.521 4,8 26.612 1,2 19.498 0,8 1.927 0,1 148.729 6,3 75.573 3,5 113.274 5,3 83.258 3,5 Var. 05/04 (%) 19,1 (2,2) 46,3 126,6 (33,7) 36,5 (98,7) 36,1 Passivo Exigível a longo prazo Fornecedores Encargos de dívidas Empréstimos e Financiamentos Provisões para Contingências Benefícios pós emprego Devolução tarifária Partes Relacionadas Outros 910.910 65.569 37 530.741 88.869 92.569 64.678 68.447 38,5 2,8 0,0 22,5 3,8 3,9 2,7 2,9 555.532 1.656 330.052 103.878 88.157 31.789 26,0 0,1 15,4 4,9 4,1 1,5 (39,0) (97,5) (100,0) (37,8) 16,9 (4,8) (100,0) (53,6) Patrimônio Líquido Capital Social Reservas de Capital Reservas de Lucros 699.332 254.628 334.728 109.976 29,6 10,8 14,2 4,7 686.069 254.628 334.728 96.713 32,1 11,9 15,7 4,5 (1,9) (12,1) 2.363.208 100,0 2.138.645 100,0 (9,5) Total do Ativo PASSIVO (em R$ mil) Total do Passivo e Patrimônio Líquido 73 Ativo Circulante Consumidores e concessionários. A conta de consumidores e concessionários passou de R$ 530,9 milhões em 2004 para R$ 405,9 milhões em 2005, apresentando uma redução de R$ 125,0 milhões. As principais causas desta variação foram a baixa, por dificuldades de realização, de ativo a receber no montante de R$ 25,9 milhões da Piratininga, decorrentes da cisão parcial da Bandeirante e termos estabelecidos no protocolo de cisão, e a redução no contas a receber de consumidores, reflexo da redução da tarifa média em 8,86%, ocorrida no reajuste de outubro de 2005, associada à redução no mercado de fornecimento de energia pela migração de clientes para o regime de contratação livre. Despesas pagas antecipadamente. As despesas pagas antecipadamente apresentaram uma redução de R$ 8,1 milhões, atingindo o montante de R$ 66,5 milhões em 2005 enquanto que em 2004 o saldo era de R$ 74,6 milhões. A principal causa desta variação foi a redução no saldo da CVA líquida, resultante do recebimento da CVA constituída entre 24 de setembro de 2003 e 23 de setembro de 2004, com redução do saldo em R$ 19,6 milhões, e da constituição do saldo passivo no montante de R$ 7,0 milhões da CVA relativa ao período entre 24 de setembro de 2004 e 23 de setembro de 2005, causada principalmente pela devolução na tarifa dos desembolsos menores com as compras de energia, reflexo dos menores gastos com os contratos do leilão. Realizável a Longo Prazo Consumidores e concessionários. A rubrica de consumidores e concessionários no realizável a longo prazo apresentou uma redução de R$ 95,4 milhões, atingindo o valor de R$ 109,1 milhões em 2005 contra R$ 204,5 milhões em 2004. A principal causa desta redução foi a provisão para perdas de ativos regulatórios do racionamento, no montante de R$ 60,2 milhões em Perda de Receita e de R$ 58,0 milhões em Energia Livre, como conseqüência da identificação, por meio de projeções elaboradas pela administração, de insuficiência na recuperação destes ativos. Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE). A Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE), que objetivou neutralizar os efeitos de perda da receita decorrentes do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, que vigorou no período compreendido entre junho de 2001 a fevereiro de 2002 e no qual a Companhia obteve um montante homologado de R$ 278,6 milhões para Perda de Receita e R$ 120,0 milhões para Energia Livre. Para o ressarcimento desse valores foi concedido, a partir de janeiro de 2002, o reajuste tarifário extraordinário de 2,9% aplicável aos consumidores residenciais e rurais (exceto os de baixa renda) e de 7,9% para os demais consumidores. A Bandeirante estima que o prazo de 63 meses estabelecido pela ANEEL para permanência da RTE não será suficiente para recuperar a totalidade desses ativos, razão pela qual foram constituídas provisões em dezembro de 2005. Informações adicionais estão disponíveis na nota explicativa 6.1 que é parte integrante das Demonstrações Financeiras Padronizadas do exercício de 2005. 74 Impostos e contribuições sociais diferidos. Os impostos e contribuições sociais diferidos apresentaram uma redução de R$ 27,7 milhões, atingindo o montante de R$ 322,6 milhões em 2005. As principais causas desta variação foram a redução no saldo de IR sobre prejuízos fiscais e CSLL sobre base negativa, no montante de R$ 16,6 milhões, pela compensação dos saldos com o lucro do período, e a realização do IR e CSLL sobre o crédito fiscal do ágio da incorporação no montante de R$ 6,0 milhões, conforme curva de expectativa de resultados futuros e prazo de concessão da Companhia. Despesas pagas antecipadamente. A conta de despesas pagas antecipadamente no longo prazo apresentou uma redução de R$ 41,4 milhões em 2005, quando comparado com o montante de R$ 211,0 milhões de 2004. Esta redução é explicada principalmente pela transferência de R$ 36,8 milhões para o curto prazo da CVA constituída entre 24 de setembro de 2002 e 23 de setembro de 2003, em razão do recebimento deste saldo por meio das tarifas vigentes após o reajuste de outubro de 2005. Passivo Circulante Empréstimos e financiamentos. A parcela de curto prazo do endividamento da Companhia aumentou de R$ 172,9 milhões no ano de 2004 para R$ 391,6 milhões no ano de 2005. Esta variação de R$ 218,7 milhões foi causada pela transferência das dívidas de longo prazo conforme os cronogramas de amortização, destacandose as transferências de R$ 47,1 milhões do BID em razão do início da amortização do principal em março de 2006 e de R$ 25,8 milhões da dívida com o Santander com vencimento em dezembro de 2006. Além destas amortizações, ocorreu em 2005 a liquidação dos empréstimos junto ao Credit Suisse e EDP Brasil S.A. (parte relacionada), realizada por meio da utilização da geração de caixa operacional do período e da captação de contas garantidas. Partes relacionadas. O saldo da rubrica partes relacionadas apresentou uma redução de R$ 146,8 milhões, de R$ 148,7milhões em 2004 para R$ 1,9 milhão em 2005. Esta variação foi causada principalmente pelo pagamento do endividamento junto a EDP Brasil S.A., com amortização do saldo de R$ 141,6 milhões de dezembro de 2004 durante o ano de 2005. Devolução Tarifária. O reposicionamento tarifário provisório da Companhia, homologado por meio da Resolução ANEEL nº 566, de 22 de outubro de 2003, foi de 18,08%. A ANEEL, por meio da Resolução Homologatória nº 243, de 18 de outubro de 2004, decidiu rever o reposicionamento tarifário provisório de 18,08% para 10,51%, em função de revisão, pelo órgão regulador, da base de remuneração utilizada anteriormente. Conseqüentemente, a Companhia constituiu em 30 de setembro de 2004 provisão integral no montante de R$ 64.678, registrada, na época, no Passivo Exigível de Longo Prazo na rubrica “Devolução tarifária”, correspondente à diferença de receita auferida pelo reposicionamento tarifário provisório de 14,68%, aplicado entre 23 de outubro de 2003 e 22 de outubro de 2004, com a que seria auferida pelo novo reposicionamento tarifário provisório de 10,51%. Em 18 de outubro de 2005, por meio da Resolução Homologatória nº 226, a ANEEL fixou em 9,67%, em caráter definitivo, o índice de reposicionamento 75 tarifário de 2003 e, conseqüentemente, a diferença de receita auferida pelo reposicionamento montou o valor de R$ 102.292, exigindo complemento da respectiva provisão em R$ 37,6milhões no 4º trimestre de 2005. No exercício de 2005 foi amortizado o valor de R$ 26.719 mil. Outros. O saldo de R$ 113,3 milhões em 31 de dezembro de 2005 refere-se principalmente a obrigações estimadas, no montante de R$ 14,6 milhões, benefícios pós-emprego, no montante de R$ 17,6 milhões, e outras contas a pagar, no montante de R$ 70,3 milhões. Esta última rubrica apresentou variação de R$ 35,0 milhões devido basicamente ao reconhecimento, em cumprimento a Ofício ANEEL nº 176, de 28 de novembro de 2005, do valor total do passivo referente aos valores devidos e ainda não aplicados no Programa de Eficientização Energética – PEE, no montante de R$ 28,4 milhões, sendo o saldo de períodos anteriores de R$ 24,3 milhões reconhecido diretamente no Patrimônio Líquido. Exigível a Longo Prazo Fornecedores. A rubrica de fornecedores apresentou um saldo de R$ 1,7 milhões em 2005, montante R$ 63,9 milhões inferior ao saldo de R$ 65,6 milhões em 2004. A principal causa desta redução foi a provisão para perdas do passivo regulatório de energia livre de R$ 58,0 milhões, diretamente relacionada com a provisão na rubrica correspondente do ativo. Empréstimos e financiamentos. O endividamento de longo prazo da Companhia apresentou uma redução de R$ 200,7 milhões, de R$ 530,7 milhões em 2004 para R$ 330,0 milhões em 2005. Os principais empréstimos que contribuíram para esta variação, por meio da transferência para o curto prazo dos montantes previstos de amortização para o ano de 2006, foram o do Santander, BID, BNDES – CVA e BNDES – RTE, com respectivas reduções no longo prazo entre 2005 e 2004 nos montantes de R$ 29,2 milhões, R$ 78,5 milhões, R$ 39,2 milhões e R$65,6 milhões. Provisões para contingências. A rubrica provisões para contingências apresentou uma variação de R$ 15,0 milhões, passando de R$ 88,9 milhões em 2004 para R$ 103,9 milhões em 2005. Este crescimento é reflexo tanto das atualizações monetárias sobre as provisões já constituídas quanto da reavalição dos processos antigos e da provisão sobre os novos processos. Devolução Tarifária. A rubrica de devolução tarifária não apresenta saldo em 2005, enquanto que em 2004 o saldo era de R$ 64,7 milhões. Em razão da fixação do reposicionamento tarifário de 2003 em outubro de 2005, conforme explicitado na mesma rubrica no curto prazo, o saldo do longo prazo foi transferido para o curto prazo. Outros. O saldo de R$ 31,8 milhões de 31 de dezembro de 2005 inclui R$ 17,3 milhões de reserva para reversão e amortização e R$ 14,5 milhões de outros. Esta rubrica apresentou uma redução com relação ao saldo de 31 de dezembro de 2004 de R$ 36,7 milhões, principalmente pela transferência para o curto prazo de impostos e contribuições sociais, que apresentavam um saldo de R$ 50,8 milhões em 2004. Este montante refere-se a Imposto de Renda, Contribuição Social, Pis e Cofins associados à tributação da recomposição tarifária extraordinária – RTE, que têm a sua exigibilidade quando do efetivo ressarcimento dessas receitas. 76 Patrimônio Líquido O Patrimônio Líquido da Companhia apresentou variação de R$ 699,3 milhões em 2004 para R$ 686,1 milhões em 2005, reflexo do lucro líquido registrado no período de R$ 41,2 milhões, dos quais R$ 0,8 milhão foi destinado à Reserva Legal, R$ 4,1 milhões à distribuição de dividendos, R$ 24,3 a ajustes de exercícios anteriores e R$ 12,2 milhões à constituição de reserva de retenção de lucros. Principais alterações nas contas de resultado Exercício encerrado em 31 de dezembro de (Em milhares de reais) 2004 % 2005 % 2.509.001 137,6 2.667.924 135,0 (686.195) (37,6) (691.536) (35,0) 1.822.806 100,0 1.976.388 100,0 Receita Operacional Dedução da Receita Operacional Receita operacional líquida Var. 05/04 % 6,3 0,8 8,4 (1.096.423) (314.236) (1.410.65 (232) 411.915 (60,2) (17,2) (77,4) 0,0 22,6 (1.156.948) (441.775) (1.598.703) 80 377.765 (58,5) (22,4) (80,9) 0,0 19,1 5,5 40,6 13,3 (8,3) Despesas Operacionais (164.548) (9,0) (193.619) (9,8) 17,7 Resultado do serviço 247.367 (113.632) 133.735 162 13,6 (6,2) 7,3 0,0 184.146 9,3 (25,6) (175.316) 8.830 1.391 (8,9) 0,4 0,1 54,3 (93,4) 758,6 133.897 (65.831) 7,3 (3,6) 10.221 (35.694) 0,5 (1,8) (92,4) (45,8) Imposto de renda e contribuição social diferidos 10.624 0,6 36.499 1,8 243,6 Lucro líquido antes da reversão dos juros sobre capital próprio Reversão dos juros sobre capital próprio Lucro líquido do exercício 78.690 51.128 129.818 4,3 2,8 7,1 11.026 30.394 41.420 0,6 1,5 2,1 (86,0) (40,6) (68,1) Custo com energia elétrica Custo de operação Total do custo do serviço de energia elétrica Custo do serviço prestado a terceiros Lucro operacional bruto Resultado financeiro líquido Lucro operacional Resultado não operacional Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social Provisão para imposto de renda e contrib.social Receita Operacional Bruta Exercício encerrado em 31 de dezembro de (Em milhares de reais) 2004 % 2005 % Receita Operacional Fornecimento de energia elétrica Suprimento de energia elétrica Outras receitas operacionais 2.343.905 658 164.438 2.509.001 77 93,4 0,0 6,6 100 2.351.001 5.909 311.014 2.667.924 88,1 0,2 11,7 100,0 Var. 05/04 % 0,3 798,0 89,1 6,3 A receita operacional bruta cresceu 6,3%, atingindo R$ 2.667,9 milhões em 2005 frente aos R$ 2.509,0 milhões do ano anterior. A variação positiva de R$ 158,9 milhões nas receitas operacionais brutas é composta pelo aumento de R$ 7,1 milhões na receita de fornecimento de energia elétrica, de R$ 5,3 milhões na receita de suprimento e de R$ 146,6 milhões nas outras receitas operacionais. Fornecimento de energia. A receita de fornecimento de energia elétrica aumentou 0,3%, atingindo R$ 2.351,0 milhões em 2005 contra R$ 2.343,9 milhões no ano anterior. Este crescimento decorre do efeito conjunto do aumento nas tarifas de fornecimento, conseqüência do reajuste tarifário de 15,95% de outubro de 2004, parcialmente compensado pelo reajuste negativo de 8,86% de outubro de 2005 (vide Seção “Atividades da Emissora – Revisão Tarifária” e “Atividades da Emissora – Reajustes Tarifários”) e da redução no fornecimento de energia em 9,2%. A variação na receita é composta principalmente de: • crescimento nas receitas decorrentes de clientes residenciais de 3,4% em 2005, atingindo R$ 914,3 milhões em 2005 frente aos R$ 884,5 milhões de 2004. Este crescimento é resultado do aumento médio de 2,3% nas tarifas e do crescimento no volume de energia de 1,1%, atingindo 2.307 GWh em 2005, reflexo principalmente do crescimento vegetativo do número de clientes; • redução na receita de fornecimento da classe industrial de 5,6%, com o montante de R$ 838,1 milhões em 2005, frente aos R$ 888,2 milhões do ano anterior, resultado da redução no volume de energia de 18,6%, atingindo 3.544 GWh em 2005, que foi parcialmente compensada pelo aumento médio de 16,0% nas tarifas. Esta redução reflete a saída de alguns clientes para o regime de contratação livre, ressaltando-se que a saída de clientes cativos não afeta o resultado da Companhia, pois estes clientes continuam remunerando a prestação de serviço por meio da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição; • crescimento da receita de fornecimento de 9,7% na classe comercial, atingindo R$ 443,8 milhões em 2005 frente aos R$ 404,7 milhões do ano anterior, influenciada pelo aumento médio na tarifa de 2,8% e no volume de energia de 6,7%, atingindo 1.318 GWh em 2005; • redução de 1,8% no período das receitas das demais classes, que atingiram R$ 205,9 milhões em 2005 frente aos R$ 209,6 milhões do ano anterior, causada principalmente pela redução no mercado de 11,1%, decorrente principalmente da saída de clientes para o regime de contratação livre, parcialmente compensada pelo aumento nas tarifas médias de 10,5%. Outras receitas operacionais. As outras receitas operacionais, que são formadas principalmente pela receita de uso da rede de distribuição (correspondente a 88,0% e 87,3% desta rubrica em 2005 e 2004, respectivamente), evoluíram de R$ 164,4 milhões em 2004 para R$ 311,0 milhões no ano de 2005. A principal causa desta variação foi o aumento na receita de uso da rede de distribuição de 92,5%, que teve uma evolução de R$ 143,5 milhões em 2004 para R$ 276,3 milhões em 2005, reflexo da migração de clientes para o regime de contratação livre e do reajuste médio na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) de 39,39% em outubro de 2004. Esta migração resultou em um crescimento de 27,6% do mercado de clientes livres e outras concessionárias, atingindo um montante de 4.306 GWh, que representava 35,0% do total de energia distribuída em 2005. 78 Deduções da receita operacional Dedução da Receita Operacional Quota para reserva global de reversão Encargo de capacidade emergencial Impostos e contribuições sobre a receita Exercício encerrado em 31 de dezembro de (Em milhares de reais) 2004 % 2005 % Var. 05/04 % (18.153) (98.465) (569.577) (686.195) (13,7) (37,8) 7,9 0,8 2,7 14,4 83,0 100 (15.664) (61.204) (614.668) (691.536) 2,3 8,9 88,9 100,0 As deduções da receita operacional cresceram 0,8%, atingindo R$ 691,5 milhões em 2005 frente aos R$ 686,2 milhões do ano anterior. O principal fator de acréscimo foi a variação nos impostos e contribuições sobre a receita, que aumentaram 7,9%, de R$ 569,6 milhões em 2004 para R$ 614,7 milhões em 2005, passando a representar 23,0% da receita operacional bruta em 2005 contra 22,7% no ano anterior. O encargo de capacidade emergencial, que tem por objetivo a cobertura dos custos necessários à contratação de capacidade de geração ou potência de energia elétrica e que é integralmente repassado à Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, apresentou uma variação negativa de 37,8% em 2005 em relação ao ano anterior. A principal causa desta variação foram as reduções nas tarifas do encargo ocorridas em novembro de 2004, de R$ 0,0085 / kWh para R$ 0,0067 / kWh , e em julho de 2005, para R$ 0,0035 / kWh. Receita operacional líquida A receita operacional líquida apresentou um crescimento de 8,4% no exercício de 2005, de R$ 1.822,8 milhões em 2004 para R$ 1.976,4 milhões em 2005, principalmente em decorrência dos aumentos das receitas operacionais descritos anteriormente. Custos do Serviço de Energia Elétrica Os custos do serviço de energia elétrica aumentaram em 13,3%, de R$ 1.410,7 milhões em 2004 para R$ 1.598,7 milhões em 2005. Esta variação ocorreu devido aos aumentos verificados no custo com energia elétrica de R$ 60,5 milhões e no custo de operação de R$ 127,5 milhões. Var. 05/04 % Exercício encerrado em 31 de dezembro de (Em milhares de reais) 2004 % 2005 Custo com energia elétrica Energia elétrica comprada para revenda Energia livre Encargos de Uso da Rede Elétrica (837.804) (15.187) (243.432) (1.096.423) 79 76,4 1,4 22,2 100 (805.568) (351.380) (1.156.948) % 69,6 30,4 100 (3,8) (100,0) 44,3 5,5 Custo com energia elétrica. As principais contas que compõem o custo com energia elétrica são a energia elétrica comprada para revenda e os encargos de uso da rede elétrica. A energia comprada para revenda apresentou uma redução de 3,8% no período, atingindo R$ 805,6 milhões em 2005 contra R$ 837,8 milhões no ano anterior. Além da redução no montante contratado de 2,1%, atingindo o total de 9.872 GWh em 2005 contra 10.086 GWh no ano anterior, a redução de 1,9% no preço médio de compra de energia resultaram na redução do custo com energia comprada para revenda em R$ 32,2 milhões. Em 2005, os encargos de uso da rede elétrica, que representam gastos com o uso pela concessionária da rede de transmissão (para mais informações ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), foram de R$ 351,4 milhões, comparados a R$ 243,4 milhões em 2004, equivalente a um aumento de 44,3% face ao ano anterior. Este aumento é devido a reajustes autorizados pela ANEEL nas tarifas de transmissão. Custo de operação Pessoal Materiais e serviços de terceiros Depreciações e amortizações Subvenções – CCC e CDE Taxa de fiscalização Tributos Outros custos de operação Exercício encerrado em 31 de dezembro de (Em milhares de reais) 2004 % 2005 % Var. 05/04 % (44.189) (23.086) (81.190) (141.219) (3.202) (2.590) (18.760) (314.236) 32,4 19,3 8,1 75,3 34,8 (34,2) (23,4) 40,6 14,1 7,4 25,8 44,9 1,0 0,8 6,0 100 (58.500) (27.537) (87.777) (247.557) (4.315) (1.704) (14.365) (441.775) 13,2 6,2 19,9 56,0 0,9 0,4 3,4 100 Custos da operação. Os custos de operação apresentaram um aumento de 40,6%, atingindo R$ 441,8 milhões em 2005 contra R$ 314,3 milhões no ano anterior. A variação de R$ 127,5 milhões é reflexo de: • aumento dos custos de pessoal em operação no valor de R$ 14,3 milhões, que, analisando-se juntamente com os custos de pessoal alocados às despesas operacionais, apresentaram um crescimento de 2,6%, resultado do reajuste salarial concedido aos colaboradores em julho de 2004 (4,0%) e em julho de 2005 (8,0%), parcialmente compensado pela revisão do montante da Reserva a amortizar da Fundação CESP, com efeito positivo de R$ 3,7 milhões; • incremento de R$ 4,5 milhões em materiais e serviços de terceiros, decorrente da entrada em operação dos novos sistemas de informática associados ao Programa Integrado de Modernização (sobre o programa, vide Seção “Atividades da Emissora – Investimentos Realizados”), cujo retorno se dará nos próximos anos; • aumento das subvenções – CCC e CDE, encargos setoriais que a Companhia deve pagar (para mais informações ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), em R$ 106,3 milhões autorizados pela ANEEL, de R$ 141,2 milhões em 2004 para R$ 247,5 milhões em 2005. 80 Despesas operacionais Despesas operacionais Despesas com vendas Despesas gerais e administrativas Depreciações e amortizações Outras despesas operacionais, líquidas Exercício encerrado em 31 de dezembro de (Em milhares de reais) 2004 % 2005 % Var. 05/04 % (50.600) (106.266) (3.316) (4.366) (164.548) (7,4) 23,3 (12,3) 193,7 17,7 30,8 64,6 2,0 2,7 100 (46.866) (131.025) (2.907) (12.821) (193.619) 24,2 67,7 1,5 6,6 100 As despesas operacionais apresentaram um aumento de 17,7%, de R$ 164,5 milhões em 2004 para R$ 193,6 milhões em 2005. A principal causa desta variação de R$ 29,1 milhões foi o aumento nas despesas gerais e administrativas, no montante de R$ 24,8 milhões, conseqüência da baixa de ativo contingente no montante de R$ 25,9 milhões no 3º trimestre de 2005, referente a pleito com a Piratininga. Resultado do serviço O resultado do serviço reduziu de R$ 247,4 milhões em 2004 para R$ 184,1 milhões em 2005, representando uma variação negativa de 25,6% entre os períodos analisados, resultado das variações descritas anteriormente. Exercício encerrado em 31 de (Em milhares de reais) 2004 2005 Resultado do Serviço Receita Operacional Bruta (-) Deduções à Receita Operacional (=) Receita Operacional Líquida (-) Despesas Operacionais (=) Resultado do Serviço depreciação e amortização Margem Operacional (Margem do EBIT) - % LAJIDA (EBITDA) Margem LAJIDA (EBITDA) - % var. 05/04 (%) 2.509.001 686.195 1.822.806 1.575.439 247.367 84.506 2.667.924 691.536 1.976.388 1.792.242 184.146 90.684 6,3 0,8 8,4 13,8 (25,6) 7,31 13,57 331.873 18,21 9,32 274.830 13,91 (4,3) (17,2) (4,3) EBITDA O EBITDA da Companhia é obtido pela soma do resultado do serviço, da depreciação e da amortização. O EBITDA de 2005 de R$ 274,8 milhões foi inferior em 17,2% ao obtido em 2004, variação esta causada principalmente pela reversão de ativo junto à Piratininga no montante de R$ 25,9 milhões e pelo ajuste do índice de reposicionamento tarifário de 2003 para 9,67% ocorrido em outubro de 2005, com ajuste de R$ 37,6 milhões, dos quais R$ 31,3 milhões foram lançados na receita operacional. 81 Receita financeira líquida (despesa) O resultado financeiro líquido refletiu em 2005 uma despesa financeira de R$ 175,3 milhões, apresentando um incremento de R$ 61,7 milhões em relação à despesa financeira líquida registrada em 2004 de R$ 113,6 milhões. A principal causa desta variação foi o registro de provisão, no montante de R$ 60,2 milhões, pela expectativa de não recuperação plena das Perdas com o Racionamento dentro do prazo estabelecido pela ANEEL. Imposto de Renda e Contribuição Social A despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social apresentou uma redução de 98,6%, de R$ 55,2 milhões em 2004 para R$ 0,8 milhão em 2005, principalmente como conseqüência do aumento do Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos no montante de R$ 25,9 milhões. Lucro Líquido Como resultado do acima exposto, o resultado do exercício foi um lucro, após a reversão dos juros sobre capital próprio, de R$ 41,4 milhões, comparado a um lucro de R$ 129,8 milhões em 2004. ENDIVIDAMENTO Saldo em 31 de dezembro de (Em milhares de reais) 2003 2004 2005 Var. 04/03 % Var. 05/04 % Endividamento Curto Prazo 510.601 318.836 398.318 (37,6) 24,9 Longo Prazo 344.366 530.778 330.052 54,1 (37,8) Dívida Bancária ( * ) 854.967 849.614 728.370 (0,6) (14,3) ( - ) Disponibilidades 48.517 12.652 20.281 (73,9) 60,3 ( = ) Dívida bancária líquida 806.450 836.962 708.089 3,8 (15,4) ( - ) Ativo Regulatório Líquido 403.382 205.788 3,0 (49,0) 391.791 414.659 433.580 502.301 4,6 15,8 ( = ) Dívida líquida ( * ) Empréstimos e financiamentos + Dívida com Controladora + Encargos + Operações de "Swap" O endividamento, incluindo encargos com controladora no montante de R$ 0,3 milhão, operações de swap no montante de R$ 97,2 milhões e encargos no montante de R$ 6,3 milhões, em 31 de dezembro de 2005, atingiu R$ 728,4 milhões, refletindo uma redução de R$ 121,2 milhões em relação ao saldo em 31 de dezembro de 2004. A parcela de curto prazo representava 54,7% do endividamento total em 2005 contra 37,5% em 2004. O percentual de dívida em moeda estrangeira aumentou de 48,5% do endividamento total em 2004 para 49,9% em 2005. Como parte da estratégia da Companhia, existem operações de hedge para 100% do saldo do endividamento em moeda estrangeira com o objetivo de proteção contra variações cambiais. 82 O endividamento, inclusive montante de dívida com controladora, encargos e operações de swap, em 31 de dezembro de 2004, atingiu R$ 849,6 milhões, refletindo uma redução de R$ 5,4 milhões em relação ao saldo em 31 de dezembro de 2003. A parcela de curto prazo representava 59,7% do endividamento total em 2003 contra 37,5% em 2004, reflexo da captação do financiamento de US$ 100,0 milhões feito com o BID, que também influenciou no percentual de dívida em moeda estrangeira, elevando-se de 5,1% em 2003 para 48,5% em 2004. Como parte da estratégia da Companhia, existem operações de hedge para 100% do saldo do endividamento em moeda estrangeira com o objetivo de proteção contra variações cambiais. A capacidade da Companhia de cumprir com as obrigações assumidas está relacionada com: • a geração de caixa operacional decorrente de alterações nas tarifas ocorridas nos reajustes anuais e nas revisões periódicas, aliado à recuperação da RTE e CVA para ajustes de custos da Parcela A; • a capacidade de investimento em projetos que possuam retorno acima do custo médio de capital, de modo a obter retorno para acionistas e credores; e • o controle das despesas operacionais de modo a obter uma maior eficiência na utilização de recursos. O fluxo de caixa da Companhia pode ser afetado por diferenças temporais entre os reajustes tarifários e as variações de custos. Isto porque, de acordo com o sistema regulatório do setor elétrico, algumas variações nos custos são refletidas em reajustes tarifários posteriores conforme mecanismo da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela "A" – CVA (vide Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”). Além disso, conforme o acordo geral do setor elétrico, foi concedido a partir de janeiro de 2002 o reajuste tarifário extraordinário para o ressarcimento do montante de Recomposição de Receita, Energia Livre e Parcela “A”, que afeta positivamente o fluxo de caixa durante o recebimento destes montantes. 83 VISÃO GERAL DO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL GERAL A capacidade total das centrais de geração de energia elétrica instalada no Brasil, em dezembro de 2004, era de 90,7 GW, segundo a ANEEL. Em 2003, o MME aprovou um plano decenal de expansão de acordo com o qual a capacidade total de geração de energia instalada do Brasil está projetada para atingir 117.473 MW até 2012, dos quais 90.022 MW (76,6%) seriam de origem hidrelétrica, 17.072MW (14,5%) de termelétricas, 8.201 MW (7,0%) de pequenas usinas e 2.178 MW (1,9%) representativos de parcela a ser importada por meio do SIN. Segundo dados divulgados pela ANEEL, o Brasil possui no total 1.435 empreendimentos de geração em operação, gerando 92.481.722 kW de potência. Para o futuro, a ANEEL prevê um total de 8.694 MW gerados por usinas entrando em operação entre 2004 e 2008. Aproximadamente 42% da capacidade instalada de geração de energia dentro do Brasil é atualmente de propriedade da Eletrobrás, empresa controlada pelo governo. Por meio de suas subsidiárias, a Eletrobrás é responsável também por 70% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV. Além disso, alguns Estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão e distribuição de energia, tais como a CESP - Companhia Energética de São Paulo, a Companhia Paranaense de Energia - COPEL, e a Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG, dentre outras. Atualmente, empresas privadas possuem aproximadamente 39%, 69% e 11% do mercado de geração, distribuição e transmissão (rede básica), respectivamente, em termos de capacidade total. 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. Em várias concessionárias privadas verifica-se a presença, em seus grupos de controle, de diversas empresas nacionais, norte-americanas, espanholas e portuguesas. Essas concessionárias atendem cerca de 47 milhões de unidades consumidoras, das quais 85% são consumidores residenciais, e estão presentes em mais de 99% dos municípios brasileiros. Entre 1996 e 2004, o consumo de energia elétrica no Brasil cresceu a uma taxa acumulada média de 2,79% a.a., totalizando um crescimento de 24,65% neste período. O Produto Interno Bruto do país no mesmo período cresceu a taxas bastante similares (2,52% a.a., totalizando 22,06%), sinalizando uma forte correlação entre crescimento econômico e consumo de energia elétrica. O consumo de energia no Brasil registrou em 2004 um total de 320.772 GWh, valor 4,5% superior ao de 2003, representando um crescimento comparável à evolução do PIB no mesmo período que foi de 4,9%. Para os próximos anos espera-se que o crescimento no consumo de energia permaneça correlacionado com o desempenho econômico do país. 84 Segundo o último balanço energético nacional levantado pela Secretaria de Energia do MME, em 2004, o segmento de distribuição de energia elétrica demandou 359.629 GWh, dos quais 21,9% foram para clientes residenciais, 47,9% industriais, 13,9% comerciais e 16,4% para outros tipos de clientes. O consumo de energia no Brasil registrou em 2004 um total de 320.772 GWh, valor 4,5% superior ao de 2003. O consumo residencial apresentou um crescimento de 3,2% em relação a 2003, refletindo ainda uma reversão das performances negativas de 2001 e 2002, devido ao racionamento. O consumo comercial cresceu 3,5% em relação a 2003, crescimento inferior ao apresentado no ano de 2003, de 6,5% em relação a 2002. O consumo industrial foi o que apresentou a melhor performance em relação a 2003, com um crescimento de 7,1%. Segundo dados no Balanço Energético de 2004, essa performance foi fortemente alavancado pelos altos níveis de exportações em 2004. HISTÓRICO E REGULAMENTAÇÃO A Constituição brasileira prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica pode ser realizada diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro foi explorado principalmente por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Federal ou por governos estaduais. A partir de meados dos anos 90, o Governo Federal adotou diversas medidas para reformular o setor elétrico. Em geral, essas medidas visavam a aumentar o investimento privado e eliminar restrições aos investimentos estrangeiros, ao passo que o Governo Federal se concentraria nas funções de formulador e supervisor da execução de políticas e regulamentos para o setor. Em particular, o Governo Federal adotou as seguintes medidas: Em 15 de agosto de 1995, foi introduzida a Emenda Constitucional n.º 6, que permitiu ao Governo Federal outorgar autorização ou concessão para a exploração dos potenciais de energia hidráulica a empresas brasileiras ou empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração situadas no Brasil. Em 13 de fevereiro de 1995, o Governo Federal promulgou a Lei de Concessões, e em 7 de julho de 1995, a Lei de Concessões de Serviços de Energia Elétrica que, em conjunto (i) exigiram que todas as novas concessões para prestação de serviços relacionados a energia elétrica fossem outorgadas por meio de processos licitatórios; (ii) disciplinaram a prorrogação das concessões existentes; (iii) gradualmente permitiram que certos consumidores de energia elétrica que apresentassem demanda significativa adquirissem energia elétrica diretamente de fornecedores concessionários, permissionários ou autorizados, hipótese em que passam a ser designados Consumidores Livres; (iv) trataram da criação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica - PIE(s), que, por meio de concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender, por sua conta e risco, a totalidade ou parte de sua energia elétrica a Consumidores Livres, distribuidoras e comercializadores, entre outros; e (v) concederam aos Consumidores Livres e fornecedores de energia elétrica livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido. 85 A partir de 1995, uma parcela das participações representativas do bloco de controle de algumas geradoras e diversas distribuidoras detidas pela Eletrobrás e por vários Estados foi vendida a investidores privados. Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, destinada a reformar a estrutura básica do setor. A Lei do Setor Elétrico dispôs sobre as seguintes matérias: (i) criação de um órgão auto-regulado responsável pela operação do mercado atacadista de energia elétrica e pela determinação dos preços de curto prazo, o MAE, que substituiu o sistema anterior de preços de geração e contratos de fornecimento regulados; (ii) exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os Contratos Iniciais, via de regra, compromissos de take-or-pay, com preços e quantidades aprovados pela ANEEL, sendo que a principal finalidade dos Contratos Iniciais era assegurar que as distribuidoras tivessem acesso a fornecimento estável de energia elétrica por preços que garantissem uma taxa de retorno fixa às geradoras de energia elétrica durante o período de transição que culminaria no estabelecimento de um mercado de energia elétrica livre e competitivo; (iii) criação do ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela coordenação operacional das atividades de geração e transmissão do SIN; e (iv) estabelecimento de processos licitatórios para outorga de concessões para construção e operação de usinas e instalações de transmissão de energia elétrica. Em 2001, o país enfrentou uma grave crise energética que perdurou até o final do primeiro bimestre de 2002. Em conseqüência, o Governo Federal implementou medidas que incluíram: (i) a instituição do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, a saber, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e (ii) a criação da GCE, que aprovou uma série de medidas de emergência prevendo metas de redução do consumo de energia elétrica para consumidores residenciais, comerciais e industriais situados nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, por meio da introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia elétrica. As metas de redução de consumo para as classes residenciais e industriais chegavam a 20%. Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, em razão do aumento da oferta (graças à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e da redução moderada da demanda. A economia de energia durante o período em que o plano de redução incentivada do consumo esteve em vigor foi de 26 mil MWh, incluindo a redução no consumo registrada na Região Norte, que saiu do racionamento no dia 1º de janeiro de 2002. O total de energia economizada correspondeu ao consumo, durante um ano, de 7,2 milhões de residências que gastam em média 300 KWh por mês. Em 12 de dezembro de 2001, foi instituído o Acordo Geral do Setor Elétrico o qual visava solucionar questões referentes ao plano de redução incentivada do consumo de energia, prevendo a compensação das perdas de companhias de geração e distribuição de energia elétrica, de modo a evitar questionamentos judiciais relacionados às obrigações previstas nos Contratos Iniciais e ao equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão. 86 A Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, conforme alterada, trouxe para o setor elétrico brasileiro algumas novidades, tais como: (a) o estabelecimento de diretrizes para o enquadramento de consumidores na subclasse “residencial baixa renda”; (b) a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; (c) a previsão da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, com vistas a ressarcir as distribuidoras das perdas financeiras provenientes do racionamento; (d) a criação da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; e (e) regras sobre metas para universalização dos serviços públicos de energia elétrica a serem cumpridas pelas concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. A Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, (a) proibiu as concessionárias de oferecerem bens vinculados à concessão, os direitos dela emergentes e qualquer outro ativo que possa comprometer suas respectivas concessões em garantia de operação destinada a atividade distinta de sua concessão; e (b) autorizou a criação de subvenção econômica para outorga de benefícios tarifários aos consumidores integrantes da subclasse residencial baixa renda, dentre outras providências. Em 4 de agosto de 2003, foi instituído o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, mediante a concessão de financiamento do BNDES às distribuidoras, destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de valores relativos à Parcela A das tarifas de energia elétrica (CVA). Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço para reestruturar o setor elétrico, tendo por meta proporcionar aos consumidores fornecimento seguro de energia elétrica com modicidade tarifária. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi regulamentada por diversos decretos editados pelo Governo Federal e por resoluções da ANEEL. CONCESSÕES As empresas ou consórcios que desejam construir e/ou operar instalações para geração, transmissão ou distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. Empresas ou consórcios que desejem atuar em comercialização ou geração térmica devem solicitar permissão ou autorização ao MME ou à ANEEL, conforme o caso. Concessões dão o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em determinada área de concessão por um período determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões existentes poderão ser renovadas a critério do Poder Concedente. 87 A Lei de Concessões estabelece, entre outras matérias, as condições que a concessionária deve cumprir ao fornecer serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Os principais dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue: • responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, tais como interrupções abruptas no fornecimento e variações na voltagem. • alterações na participação controladora. O Poder Concedente deve aprovar qualquer alteração direta ou indireta de participação controladora na concessionária. • intervenção pelo Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão, por meio de processo administrativo, a fim de garantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais e regulatórias. • término antecipado da concessão. O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio de encampação ou caducidade. Encampação consiste no término prematuro de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público. A caducidade deve ser declarada pelo Poder Concedente depois de a ANEEL ou o MME ter emitido um despacho administrativo final dizendo que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável, ou (2) não tem mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados. A concessionária tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pela concessionária. • término por decurso do prazo. Quando a concessão expira, todos os ativos, que são relacionados à prestação dos serviços de energia revertem à União. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados. De acordo com a Lei de Concessões, as concessões de energia elétrica poderão ser extintas nos seguintes casos: • pelo advento do termo final do contrato; • pela encampação dos serviços, que consiste na retomada dos serviços pelo Poder Concedente em virtude de relevante interesse público, mediante autorização legislativa; • pela caducidade, que consiste na rescisão do contrato de concessão unilateralmente pelo Poder Concedente em decorrência de descumprimento de obrigações regulamentares ou contratuais do concessionário, conforme apurado em processo administrativo; 88 • pela rescisão, que poderá ser de comum acordo entre as partes ou decorrente de decisão judicial irrecorrível proferida em processo proposto pelo concessionário; • pela anulação decorrente de vício ou irregularidade constatados no procedimento ou no ato de sua outorga; e • em caso de falência ou extinção da concessionária. Após a extinção da concessão, todos os bens vinculados ao serviço prestado, bem como todos os direitos e privilégios cedidos ao concessionário, serão revertidos à União. CONSTITUIÇÃO DE GARANTIAS FINANCEIRAS A Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002 (“Lei n.º 10.604/02”), estabeleceu que as concessionárias e permissionárias de serviço público de energia elétrica somente poderão oferecer os direitos emergentes e qualquer outro ativo vinculado à prestação de serviço público, em garantia de empréstimo, financiamento ou qualquer outra operação vinculada ao objeto da respectiva concessão e, excepcionalmente, poderão oferecer garantias a financiamentos de empreendimentos de geração de energia elétrica de que participem direta ou indiretamente, outorgados antes da vigência da Lei. A Resolução ANEEL n.º 521/2002 determinou que as concessionárias de serviço público de energia elétrica interessadas em constituir garantias em favor de empreendimentos de geração de energia elétrica, com outorga já concedida, encaminhem solicitação de autorização à ANEEL, indicando o valor, o prazo e demais condições da operação. Referidas garantias somente poderão ser constituídas para lastrear financiamento dos bens e serviços destinados à implantação dos empreendimentos de geração de energia elétrica de que se trata e desde que esses pertençam ao mesmo grupo controlador da concessionária de serviço público de energia elétrica garantidora. Os agentes integrantes da CCEE deverão apresentar garantias financeiras com o objetivo de dar segurança ao mercado de energia elétrica, minimizando o risco de inadimplência no processo de liquidação financeira da energia vendida na CCEE. Em 28 de fevereiro de 2005, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa n.º 150/05 que altera a forma de cálculo das garantias financeiras previstas na comercialização de energia elétrica. Os novos critérios instituídos pela nova resolução, no que concerne à comercialização, levam em conta a apuração dos três últimos saldos devedores por empresa, nos 24 meses precedentes à contabilização das transações de compra e venda de energia na CCEE. Períodos atípicos como os de racionamento e os de redução, em níveis críticos, da capacidade de armazenamento dos reservatórios de usinas hidrelétricas não serão considerados no histórico desses 24 meses de contabilização. A ANEEL já sinalizou que está analisando uma proposta de regra de mercado com a caracterização definitiva dos períodos atípicos. 89 PESQUISA E DESENVOLVIMENTO – P&D As concessionárias e autorizados do serviço público de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica são obrigados a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% de sua receita operacional líquida, em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. As empresas que geram energia, exclusivamente, a partir de instalações eólicas, solares, de biomassa e PCHs estão isentas desta obrigação. UNIVERSALIZAÇÃO O programa de universalização do fornecimento de energia elétrica foi criado pela Lei n.º 10.438 de 26 de abril de 2002, posteriormente modificada pela Lei n.º 10.762, de 11 de novembro de 2003, e refere-se à obrigação do atendimento a todos os pedidos de nova ligação para fornecimento de energia elétrica a unidades consumidoras com carga instalada menor ou igual a 50 kW, em tensão inferior a 2,3 kV, ainda que necessária a extensão de rede de tensão inferior ou igual a 138 kV, sem ônus para o solicitante. PENALIDADES A regulamentação da ANEEL prevê a imposição de sanções contra os agentes do setor e classifica as penalidades com base na natureza e severidade da infração (inclusive advertências, multas, suspensão temporária do direito de participar de processos de licitação para novas concessões, permissões ou autorizações e caducidade). Quando a infração é caracterizada como multa, os valores atingidos podem chegar a até 2% da receita oriunda da venda de energia elétrica e prestação de serviços (deduzidos o ICMS e o ISS) no período de 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração. Determinadas infrações que podem resultar em multas referem-se à falha das concessionárias em solicitar a prévia e expressa autorização da ANEEL, em relação a certas condutas, inclusive: • celebração de contratos entre partes relacionadas; • venda ou cessão de ativos relacionados a serviços prestados, bem como dá-los em garantia, em especial conceder aval, fiança, penhor, hipoteca ou qualquer outro comprometimento do patrimônio relacionado à concessão ou permissão, ou a receita dos serviços de energia elétrica; e • proceder a alteração do estatuto social, transferir ações que implique mudança de seu controle acionário, assim como efetuar reestruturação societária da concessionária. 90 PRINCIPAIS AUTORIDADES Ministério de Minas e Energia - MME Após a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando basicamente por meio do MME, assumiu certas obrigações que estavam previamente sob a responsabilidade da ANEEL, destacando-se a outorga de concessões e a emissão de instruções para os processos de licitação para concessões referentes aos serviços públicos. O MME é o principal órgão do setor energético do Governo Federal, atuando como Poder Concedente em nome do Governo Federal, e tendo como sua principal atribuição o estabelecimento das políticas, diretrizes e da regulamentação do setor. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, uma autarquia federal. Depois da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a principal responsabilidade da ANEEL passou a ser de regular e supervisionar o setor elétrico, em linha com a política a ser adotada pelo MME e com as atribuições a ela delegadas pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras: (i) fiscalização de concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgação de regulamentos para o setor elétrico; (iii) implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo a utilização de energia hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas concessões; (v) solução de litígios administrativos entre entidades geradoras e compradores de energia elétrica; e (vi) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas de transmissão. Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE Em agosto de 1997, foi criado o CNPE para prestar assessoria ao Presidente da República no tocante ao desenvolvimento e criação da política nacional de energia. O CNPE é presidido pelo MME, sendo a maioria de seus membros ministros do Governo Federal. O CNPE foi criado com a finalidade de otimizar a utilização dos recursos energéticos do Brasil e assegurar o fornecimento de energia elétrica ao país. Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS O ONS, criado em 1998, é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos constituída por geradores, transmissores, distribuidores e Consumidores Livres, além de outros agentes privados, tais como importadores e exportadores. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para indicar três diretores para a Diretoria Executiva do ONS. O papel básico do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do SIN, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem: planejamento da operação da geração e transmissão; a organização e controle da utilização do SIN e interconexões internacionais; a garantia de acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória a todos os agentes do setor; o fornecimento de subsídios para o planejamento da expansão do sistema elétrico; apresentação ao MME de propostas de ampliações da Rede Básica (propostas estas que serão levadas em consideração no planejamento da expansão do sistema de transmissão); proposição de normas para operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL; e a elaboração de um programa de despacho otimizado com base na disponibilidade declarada pelos agentes geradores. 91 Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE e sua sucessora a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE O MAE foi originalmente instituído como um órgão não-personificado, instituído por meio de um Acordo de Mercado elaborado pelos próprios participantes, segundo regras de participação estabelecidas pela ANEEL e sujeito à homologação desta, sendo responsável pela operação do mercado atacadista de energia elétrica e pela determinação dos preços de curto prazo (Lei de Reestruturação do Setor Elétrico). A partir de 2002, o MAE passou a ser organizado como uma pessoa jurídica de direito privado e ficou sujeito à autorização, fiscalização e regulamentação da ANEEL. Os agentes do MAE incluíam todas as grandes geradoras, comercializadores (inclusive distribuidoras) e importadores e exportadores de energia elétrica. Geradoras de menor porte também eram elegíveis para participar do MAE. O MAE calculava e publicava o preço à vista (PMAE) da energia elétrica tomando por base critérios aprovados pela ANEEL e com dados gerados pelo ONS. O preço à vista da energia elétrica era determinado levando em consideração, entre outros fatores: (i) a utilização ótima dos recursos energéticos; (ii) o equilíbrio entre sua oferta e demanda; (iii) a carga dos agentes conectados ao SIN; e (iv) a projeção de carga de energia elétrica. O MAE foi extinto e suas atividades, ativos e passivos foram absorvidos em 12 de novembro de 2004 pela CCEE, criada por força da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. A CCEE foi constituída sob a forma de pessoa jurídica de direito privado sob a regulamentação e fiscalização da ANEEL com a finalidade de viabilizar as operações de compra e venda de energia elétrica entre seus agentes no SIN. São agentes com participação obrigatória na CCEE: (a) os concessionários, permissionários ou autorizados de geração que possuam central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50MW, (b) os autorizados para importação ou exportação de energia elétrica com intercâmbio igual ou superior a 50MW, (c) os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior, (d) os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja inferior a 500GWh/ano, referido ao ano anterior, quando não adquirirem a totalidade da energia de supridor com tarifa regulada, (e) os autorizados de comercialização de energia elétrica, cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior e (f) os Consumidores Livres e os consumidores que adquirirem energia diretamente de empreendimentos de fonte solar, eólica, biomassa ou PCHs com potência igual ou inferior a 30MW. Um dos principais papéis da CCEE é realizar leilões públicos no ACR. A CCEE é responsável também, dentre outras atribuições, (a) pelo registro de todos os contratos de comercialização de energia no ACR e os contratos resultantes dos leilões de ajustes, bem como dos montantes de potência e energia dos contratos celebrados no ACL, e (b) pela contabilização e liquidação da diferença entre os montantes efetivamente gerados ou consumidos e aqueles registrados por meio de contratos bilaterais e dos montantes de energia elétrica comercializados no mercado de curto prazo. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o preço da energia elétrica comprada ou vendida no mercado spot (Preço de Liquidação de Diferenças – PLD) será calculado pela CCEE e levará em conta, dentre outros fatores, (a) a otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para atendimento das cargas do sistema, (b) as necessidades de energia elétrica dos agentes e (c) o custo do déficit de energia elétrica. 92 CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Em 26 de outubro de 2004, por meio da Resolução Normativa n.º 109, a ANEEL instituiu a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, que estabelece a estrutura e a forma de funcionamento da CCEE e as condições de comercialização de energia elétrica. A Convenção de Comercialização de Energia Elétrica define, dentre outros, as obrigações e direitos dos agentes da CCEE, as penalidades e sanções a serem impostas aos agentes, forma de solução de conflitos, condições relativas à comercialização de energia elétrica no ACR e no ACL e o processo de contabilização e liquidação financeira das operações realizadas no mercado de curto prazo. Empresa de Pesquisa Energética - EPE Criada em 16 de agosto de 2004, a Empresa de Pesquisa Energética, ou EPE, é responsável por conduzir pesquisas estratégicas no setor elétrico, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes energéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE serão usadas para subsidiar o MME. Comitê de Monitoramento do Setor de Energia - CMSE A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, ou CMSE, que atua sob a direção do MME e é composto por representantes da ANEEL. As principais atribuições do CMSE serão (i) acompanhar as atividades do setor energético, (ii) avaliar as condições de abastecimento e atendimento ao mercado de energia elétrica e (iii) elaborar propostas de ações preventivas ou saneadoras visando à manutenção e/ou restauração da segurança no abastecimento e no atendimento eletroenergético, encaminhado-as ao CNPE. Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE A Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE - é a agência reguladora e fiscalizadora dos serviços de energia, criada pelo Governo do Estado de São Paulo em 1997 para controlar e fiscalizar as concessionárias de energia elétrica e gás canalizado no Estado de São Paulo. Na área de energia elétrica, a CSPE exerce a fiscalização técnica, comercial e econômico-financeira, nas 14 concessionárias de distribuição de energia elétrica, que atuam no Estado de São Paulo, por meio de convênio de delegação e descentralização, firmado com a ANEEL. O NOVO MODELO PARA O SETOR Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico em um esforço para reestruturar o setor elétrico a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter a capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia a tarifas moderadas por meio de processos competitivos de leilões públicos de energia. Essa lei foi regulamentada por inúmeros decretos a partir de maio de 2004, e está sujeita à regulamentação posterior a ser emitida pela ANEEL e pelo MME. 93 A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está sendo contestada perante o Supremo Tribunal Federal. Porém, se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, parte do marco regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá perder a sua eficácia, gerando incertezas a respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá novas mudanças no setor elétrico. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na regulamentação do Setor Elétrico brasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter capacidade de geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por meio de processos de leilões públicos de energia elétrica. As principais características da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem: • criação de dois ambientes distintos para comercialização de energia, com (1) um para contratação da energia destinada às empresas de distribuição, chamado ACR, operado a partir de leilões de compra de energia; e (2) um outro mercado com regras de comercialização mais flexíveis, para geradores, Consumidores Livres e empresas de comercialização de energia, chamado ACL; • a obrigatoriedade, por parte das empresas de distribuição, de adquirir energia suficiente para satisfazer 100% da sua demanda; • existência de lastro físico de geração para toda a energia comercializada em contratos; • restrições a certas atividades de distribuidoras, de forma a garantir que estejam voltadas apenas a seu principal negócio, a fim de assegurar serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores; • restrição ao auto-suprimento (self-dealing), para fornecer um incentivo para que distribuidoras contratem energia a preços mais competitivos, ao invés de comprar energia de partes relacionadas; • cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionar estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação; e • proibição de as distribuidoras venderem eletricidade aos Consumidores Livres a preços não regulamentados e de desenvolverem atividades de geração e de transmissão de energia elétrica. Ademais, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional de Privatização, que é um programa criado pelo governo em 1990 visando promover o processo de privatização das empresas estatais. Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal promulgou o Decreto n.º 5.163, que: (i) regulamenta a comercialização de energia elétrica nos ACR e ACL; e (ii) dispõe sobre o processo de outorga de concessões e autorizações para geração de energia elétrica. Suas principais disposições versam sobre: • regras gerais de comercialização de energia elétrica; • comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada (incluindo as regras sobre informações e declarações de necessidades de energia elétrica, leilões para compra de energia elétrica, contratos de compra e venda de energia elétrica e repasse às tarifas dos consumidores); 94 • comercialização de energia elétrica no ACR; • contabilização e liquidação de diferenças no mercado de curto prazo; e • outorgas de concessão. Dentre as principais regras destaca-se a obrigatoriedade de (i) todo agente consumidor de energia elétrica contratar a totalidade de sua carga; e (ii) todo agente vendedor de energia elétrica apresentar o correspondente lastro físico para a venda de energia (mediante garantia física de energia proporcionada por empreendimento de geração próprio ou de terceiros). Os agentes que descumprirem esta obrigação ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL. Segundo as regras de comercialização de energia elétrica no ACR, a forma pela qual as distribuidoras devem cumprir a obrigação de atender à totalidade de seu mercado será, essencialmente, por meio dos leilões de compra de energia. Adicionalmente, as distribuidoras poderão adquirir a energia elétrica para atendimento de seu mercado por meio de aquisição de energia proveniente (i) de geração distribuída, (ii) de usinas participantes da primeira etapa do PROINFA, (iii) de contratos de compra e venda de energia firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e (iv) de Itaipu. Caberá ao MME a definição do montante total de energia a ser contratado no ACR e a relação de empreendimentos de geração aptos a integrar os leilões a cada ano. Em linhas gerais, a partir de 2005, todo agente de distribuição, gerador, comercializador, Autoprodutor ou Consumidor Livre deve declarar, até 1º de agosto de cada ano, sua previsão de mercado ou carga, para cada um dos cinco anos subseqüentes. Cada agente de distribuição deverá declarar, até sessenta dias antes de cada leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes ou de energia proveniente de novos empreendimentos, os montantes de energia que deverá contratar nos leilões. Além disso, as distribuidoras devem especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento aos consumidores que, apesar de apresentarem os requisitos regulatórios para se tornarem Consumidores Livres, não exerceram tal opção e ainda são atendidos pela sua concessionária de distribuição. Os leilões de compra, pelas distribuidoras, de energia proveniente de novos empreendimentos de geração serão realizados: (i) cinco anos antes do início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”); e (ii) três anos antes do início da entrega (denominados leilões “A-3”). Haverá, ainda, leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos de geração existentes (i) realizados no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões “A-1”); e (ii) para ajustes de mercado, com início de entrega em até 4 meses posteriores ao respectivo leilão. Os editais dos leilões serão elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento. Os vencedores de cada leilão de energia realizado no ACR deverão firmar os CCEAR com cada distribuidora, em proporção às respectivas declarações de necessidade das distribuidoras. A única exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste, em que os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição. 95 Os CCEAR provenientes dos leilões “A-5” ou “A-3” terão prazo de 15 a 35 anos, enquanto que os CCEAR provenientes dos leilões “A-1” terão prazo de 5 a 15 anos. Em 2005, o CCEAR dos leilões A-1 poderão ter duração de 3 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste terão prazo máximo de dois anos. Para os CCEAR decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes, o Decreto estabelece três possibilidades de redução das quantidades contratadas, quais sejam (i) compensação pela perda de consumidores para o mercado livre (que se tornaram Consumidores Livres), (ii) redução, a critério da distribuidora, de até 4% ao ano do montante contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu origem à respectiva compra e (iii) adaptação às variações de montantes de energia estipuladas nos contratos de geração firmados até 11 de dezembro de 2003. Coexistência de Dois Ambientes de Contratação de Energia De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, negócios de compra e venda de energia serão realizados em dois mercados: (1) o ACR, que inclui a contratação de energia elétrica pelas empresas de distribuição por meio de leilões para o atendimento a todo o seu mercado e (2) ACL, que inclui a compra e venda de energia livremente negociada por geradores, Consumidores Livres e comercializadores. A energia gerada por (1) aproveitamentos caracterizados como geração distribuída, conectados diretamente no sistema elétrico do comprador (normalmente, usinas de co-geração e PCHs), (2) usinas qualificadas de acordo com o PROINFA, e (3) Itaipu, não estarão sujeitos a processo de leilão para fornecimento de energia ao ACR. A energia gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que devem ser comprados por cada concessionária de distribuição são estabelecidos por meio de quotas definidas pela ANEEL. A tarifa pela qual a energia gerada por Itaipu é comercializada é denominada em dólar norte-americano e estabelecida conforme tratado firmado entre Brasil e Paraguai. Como conseqüência, a tarifa de Itaipu aumenta ou diminui, em conformidade com a variação da taxa de dólar norte-americano/real. Alterações no preço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variações dos custos da Parcela A discutido abaixo em “Tarifas de Distribuição”. AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA - ACR No ACR, empresas de distribuição compram energia para seus mercados de energia por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras de energia serão feitas por meio de dois tipos de contratos: (1) Contratos de Quantidade de Energia, e (2) Contratos de Disponibilidade de Energia. Esses tipos de contratos estarão formalizados por meio de um Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR. 96 Nos termos do Contrato de Quantidade de Energia, a geradora compromete-se a fornecer determinado volume de energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condições hidrológicas e níveis baixos dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam reduzir a energia produzida ou alocada, hipótese na qual a geradora é obrigada a comprar energia de outra fonte a fim de cumprir seu compromisso de fornecimento. De acordo com o Contrato de Disponibilidade de Energia, a geradora compromete-se a disponibilizar um volume específico de capacidade ao ACR. Se o gerador tiver um contrato de disponibilidade de energia, não haverá liquidação de diferenças para o gerador, pois o resultado líquido da contabilização das diferenças de todos os geradores contratados nessa modalidade será alocado ao pool, para repasse aos consumidores regulados. Assim, a receita da geradora está garantida e possíveis riscos hidrológicos são imputados às distribuidoras. Entretanto, eventuais custos adicionais incorridos pelas distribuidoras são repassados aos consumidores. Juntos, esses contratos constituem os CCEAR. AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE - ACL No ACL a energia elétrica é comercializada entre concessionárias de geração, produtores independentes de energia, autoprodutores, agentes de comercialização, importadores de energia e Consumidores Livres, essencialmente nos moldes do modelo institucional que vigorava antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Consumidores potencialmente livres são aqueles que podem exercer a opção por outro supridor de energia elétrica, sendo caracterizado por: • se ligados após 8 de julho de 1995, com demanda contratada acima de 3 MW e em qualquer nível de tensão; • se ligados antes de 8 de julho de 1995, com demanda contratada acima de 3 MW, mas atendidos em nível de tensão maior ou igual a 69 kV. Além disso, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW poderão ser servidos por supridores, que não sua empresa local de distribuição, desde que contratando energia de fontes supridoras com determinadas características, entre elas: PCHs, energia solar, eólica e biomassa. Os consumidores potencialmente livres que tenham contratos com prazo indeterminado só poderão optar pelo ACL, com entrega da energia a partir do ano subseqüente à opção, até 15 dias antes da data em que o agente distribuidor deve informar ao Ministério de Minas e Energia a sua necessidade anual de compra de energia elétrica para entrega no ano seguinte. Uma vez que um consumidor tenha optado pelo ACL, este somente poderá retornar ao ambiente regulado se notificar seu distribuidor local com cinco anos de antecedência, ou em menor prazo a critério do distribuidor. Tal exigência prévia busca, além de evitar comportamentos oportunistas pelo consumidor potencialmente livre, garantir que o distribuidor possa comprar energia adicional no ACR sem impor custos extras ao seu mercado cativo. 97 A fim de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidores que escolhem se tornar Consumidores Livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto a geradoras de acordo com o volume de energia que não irão mais distribuir aos Consumidores Livres. Geradoras estatais podem vender energia a Consumidores Livres, mas diferentemente das geradoras privadas, são obrigadas a fazê-lo por meio de um processo público, o que garante transparência e acesso igual às partes interessadas. Atualmente, clientes de alta tensão que compram energia de distribuidores de forma regulada o fazem a preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser gradualmente retirado a partir de julho de 2003 e será totalmente eliminado até 2007, por meio de um processo denominado de realinhamento tarifário. Eliminação do auto-suprimento (self-dealing) Uma vez que a compra de energia para consumidores cativos será realizada no ACR, a contratação entre partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as distribuidoras podiam atender até 30% de suas necessidades de energia por meio da energia adquirida de empresas afiliadas, não será mais permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ou em função de leilões de energia em que empresas afiliadas atuem concomitantemente como vendedoras e compradoras. Atividades Restritas Distribuidoras do SIN não podem (1) desenvolver atividades relacionadas a geração e transmissão de energia, (2) vender energia a Consumidores Livres, (3) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa, ou (4) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas concessões, exceto aquelas permitidas por lei ou constantes do contrato de concessão. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu um período de transição de 18 meses para as empresas se ajustarem a essas regras, e a ANEEL pode prorrogar esse prazo por outros 18 meses (uma única vez) na hipótese de as empresas não serem capazes de cumprir as exigências dentro do período prescrito. Contratos Assinados Antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que contratos assinados por empresas de distribuição e aprovados pela ANEEL antes da edição da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não podem ser alterados em seus prazos, preços ou volumes já contratados, com exceção dos Contratos Iniciais, conforme descrito abaixo. Durante o período de transição (1998-2005) para o mercado de energia livre e competitivo estabelecido pela legislação anterior, compra e venda de energia entre concessionárias de geração e de distribuição deveriam ocorrer por meio dos Contratos Iniciais. O objetivo do período de transição era o de permitir a introdução gradual da concorrência no setor e proteger os participantes do mercado contra a exposição aos preços do mercado de curto prazo, potencialmente voláteis. Durante esse período, os Contratos Iniciais seriam reduzidos em 25% a cada ano, a partir de 2003, encerrando-se em 31 de dezembro de 2005. 98 De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de geração podem comercializar sua energia não contratada no ACR ou no ACL. Quando os Contratos Iniciais venceram no fim de 2005, toda a energia descontratada passou a ser negociada no ACR ou no ACL. Entretanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permitiu que empresas públicas e privadas de geração, inclusive produtoras independentes de energia, aditassem seus Contratos Iniciais em vigor em março de 2004, recontratando suprimento até 31 de dezembro de 2004. Empresas de geração, públicas e privadas, inclusive produtoras independentes de energia que aditaram seus Contratos Iniciais, não foram obrigadas a reduzir 25% do montante de energia comprometido de acordo com tais contratos. Compras de Energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Em 30 de julho de 2004, o governo editou regulamentação relativa à compra e venda de energia no ACR e no ACL, assim como a outorga de autorizações e concessões para projetos de geração de energia. Essa regulamentação inclui regras referentes aos leilões, aos contratos de comercialização de energia e ao método de repasse de custos aos consumidores finais. A regulamentação determina que os agentes compradores de eletricidade devem contratar toda a demanda de energia necessária para o atendimento de 100% de seus mercados ou cargas de acordo com as diretrizes do novo modelo. Os agentes vendedores de energia devem fornecer suporte comprobatório (lastro) relacionado a 100% de seus contratos de venda às instalações de geração de energia existentes ou planejadas. Os agentes que não cumprirem tais exigências estão sujeitos a multas impostas pela ANEEL. Desde janeiro de 2005, todas as empresas de distribuição são obrigadas a notificar ao MME, até 1º de agosto de cada ano, a respeito de mercado estimado de energia para cada um dos cinco anos subseqüentes. Além disso, as empresas de distribuição são obrigadas a especificar a parte do montante que pretendem contratar para atender seus consumidores que, apesar de apresentarem os requisitos regulatórios para se tornarem Consumidores Livres, não exerceram tal opção. O MME estabelece o montante total de energia a ser comercializado no ACR e a lista das instalações de geração que têm permissão para participar dos leilões a cada ano. A nova regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações de contratação de energia basicamente por meio de leilões públicos, em conformidade com os procedimentos descritos em “O Leilão de 2004” e “Leilões Subseqüentes”, abaixo. Além desses leilões e de contratos celebrados anteriormente a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a empresa de distribuição pode comprar energia de geração distribuída (empresas de geração ligadas diretamente ao sistema da empresa de distribuição) e, compulsoriamente, adquirir cotas de energia proveniente da fase inicial do PROINFA e de Itaipu. 99 Leilões – Energia Existente, Novos Projetos e Ajustes Os leilões de energia para novos projetos de geração serão realizados (1) cinco anos antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-5”), e (2) três anos antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-3”). Haverá também leilões de energia de empreendimentos existentes de geração de energia (1) realizados um ano antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-1”) e (2) realizados no máximo quatro meses antes da data da entrega e com o montante contratado limitado até 1% da carga total contratada do agente de distribuição (mencionados como “ajustes de mercado”). Os editais para os leilões serão preparados pela ANEEL, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME. Cada empresa de geração vencedora nos leilões assinará um contrato de compra de energia com cada empresa de distribuição, na proporção da respectiva demanda estimada de energia das empresas de distribuição. A única exceção a essas regras refere-se ao leilão de ajuste de mercado, em que os contratos serão entre empresas vendedoras específicas e empresas de distribuição. O CCEAR de ambos os leilões A-5 e A-3 terá uma duração entre 15 e 30 anos, e o CCEAR dos leilões A-1 terá uma duração entre 5 e 15 anos. Em 2005, o CCEAR dos leilões A-1 poderão ter duração de 3 anos. Contratos resultantes dos leilões de ajuste do mercado serão limitados a uma duração de dois anos. Primeiro Leilão de Energia Existente Em 7 de dezembro de 2004, a CCEE realizou o primeiro leilão de energia existente, conforme as condições estabelecidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Com base nas declarações de necessidades de mercado das distribuidoras, o MME estabeleceu o montante total de energia a ser comercializado no leilão de 2004. A energia ofertada para compra foi adquirida por meio de contratos que previam o fornecimento às distribuidoras pelo período de 2005 a 2012 (por um preço médio de R$57,5 por MWh), de 2006 a 2013 (por um preço médio de R$67,3 por MWh), e de 2007 a 2014 (por um preço médio de R$75,5 por MWh). O volume total de energia negociado no leilão foi de, aproximadamente, 1,1 bilhão de MWh e o.volume financeiro foi da ordem de R$74,7 bilhões. Segundo Leilão de Energia Existente Ainda objetivando concluir a fase de transição, em 2 de abril de 2005 ocorreu o segundo leilão de energia existente, para entregas a partir do ano de 2008, com contratos de comercialização de energia elétrica com duração de 8 anos. Nesse leilão, o volume financeiro negociado foi da ordem de R$7,7 bilhões. As geradoras venderam cerca de 93 milhões de MWh para as distribuidoras, a um preço médio R$83,1 por MWh. Terceiro e Quarto Leilões de Energia Existente Em 11 de outubro de 2005, ocorreram o terceiro e o quarto leilões de energia existente, para o suprimento a partir de 2006 até 2008 e de 2009 até 2016. O volume financeiro negociado no terceiro e quarto leilões, respectivamente, foi da ordem de R$168, 9 milhões e de R$7,7 bilhões. No terceiro leilão, as geradoras venderam cerca de 2 milhões de MWh para as distribuidoras, a um preço médio de R$62,9 por MWh. No quarto leilão, as geradoras venderam cerca de 81 milhões de MWh a um preço médio de R$94,9 por MWh. 100 Primeiro Leilão de Energia Nova Em 16 de dezembro de 2005, foi realizado o primeiro leilão de energia proveniente de novos empreendimentos e de empreendimentos existentes ou de projetos de ampliação que haviam, cumulativamente, (i) obtido outorga de concessão ou de autorização até 16 de março de 2004, (ii) entrado em operação comercial a partir de 1º de janeiro de 2000 e (iii) cuja energia não tivesse sido contratada até 16 de março de 2004. Com base nas declarações de necessidades de mercado das distribuidoras, o MME estabeleceu a contratação da energia proveniente de empreendimentos hidrelétricos por meio de CCEAR com início de suprimento em 2008, 2009 e 2010, durante trinta anos cada. Para a contratação da energia proveniente de empreendimentos termoelétricos, foram celebrados CCEAR com início de suprimento em 2008, 2009 e 2010 e durante quinze anos cada. Foram vendidos cerca de 564 milhões de MWh a um preço médio de R$121,2 por MWh, constituindo um volume financeiro negociado de, aproximadamente, R$68 bilhões. Redução do Nível de Energia Contratada O Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, conforme alterado (“Decreto nº 5.163/04”), que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEARs (1) para compensar o exercício da opção de compra de energia proveniente de outro fornecedor, pelos consumidores que se tornarem Consumidores Livres atendidos de forma regulada, conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao MME, (2) de outras variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, em cada ano, redução de até 4% do montante inicial contratado, independentemente do prazo de vigência contratual, do início do suprimento e dos montantes efetivamente reduzidos nos anos anteriores e (3) na hipótese de aumentos nos montantes de energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 de março de 2004. Limitação de Repasse As regras estabelecem também limites para repasse dos custos com a compra de energia aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência (VR), que corresponde à média ponderada dos preços da energia nos leilões A-5 e A-3, calculado para todas as empresas de distribuição, cria um incentivo para empresas de distribuição contratarem suas demandas esperadas de energia nos leilões A-5 que, acredita-se, terão preços inferiores aos dos leilões A-3. O VR será aplicado nos primeiros três anos dos contratos de comercialização de energia dos novos projetos de geração de energia, firmados em A-5. Do quarto ano em diante, os custos de aquisição da energia desses projetos serão integralmente repassados. O decreto estabelece as seguintes restrições na capacidade de empresas de distribuição de repassar os custos aos consumidores: • não repasse dos custos referentes aos volumes de sobrecontratação que ultrapassem 103% da carga anual de fornecimento da distribuidora; • durante os três primeiros anos de entrega, repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão “A-3”, se o volume da energia adquirida exceder 2% da demanda verificada 2 anos antes (ou seja, em “A-5”); 101 • repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se o volume recontratado por meio de CCEARs de instalações existentes de geração estiver abaixo do “Limite Inferior de Contratação” definido pelo Decreto Nº 5.163/04; • de 2005 a 2009, compras de energia das instalações existentes no leilão “A-1” estão limitadas a 1% da carga das empresas de distribuição verificada no ano anterior ao da declaração de necessidade da distribuidora. Se a energia adquirida no leilão “A-1” exceder o limite de 1%, o repasse de custos da parcela excedente aos consumidores finais está limitado a 70% do valor médio de tais custos de aquisição de energia gerada pelas instalações existentes de geração; • o MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes; e • se as distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratarem integralmente suas demandas, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo às tarifas dos consumidores será sempre equivalente ao menor valor entre o Preço de Liquidação das Diferenças - PLD e o VR, representando um risco de preço às distribuidoras. Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu A energia gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que devem ser comprados por cada concessionária de distribuição são estabelecidos por meio de quotas definidas pela ANEEL, proporcionais ao mercado consumidor de cada distribuidora. A tarifa pela qual a energia gerada por Itaipu é comercializada é denominada em dólar norte-americano e estabelecida conforme tratado firmado entre Brasil e Paraguai. Como conseqüência, a tarifa de Itaipu aumenta ou diminui, conforme a variação da taxa de dólar norteamericano/real. Não obstante, essas flutuações no custo da energia comprada de Itaipu compõem a CVA, compensadas em reajustes tarifários futuros. ESCASSEZ DE ENERGIA E RACIONAMENTO A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em situação na qual o Governo Federal decrete redução compulsória do consumo de energia elétrica em certa região, todos os Contratos de Energia no ACR, registrados na CCEE, na qual o comprador estiver localizado, terão suas quantidades ajustadas na mesma proporção da redução de consumo. TARIFAS PELO USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E TRANSMISSÃO A ANEEL homologa tarifas pelo uso e acesso aos sistemas de distribuição e de transmissão. As tarifas são (i) uma tarifa pelo transporte de energia no sistema da distribuidora (tarifas de uso do sistema de distribuição), ou TUSD, e (ii) uma tarifa pelo uso do sistema de transmissão, compreendendo a Rede Básica e suas instalações auxiliares, ou TUST. Além disso, as empresas de distribuição do sistema interligado Sul/Sudeste pagam taxas específicas pela transmissão de eletricidade gerada em Itaipu. 102 TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição A TUSD é paga por concessionárias e Consumidores Livres, pelo uso do sistema de distribuição de uma empresa de distribuição à qual estão conectados, sendo revisada anualmente, levando-se em conta, principalmente, dois fatores: a inflação verificada no ano e os investimentos de expansão, manutenção e operação da rede verificadas no ano anterior, de acordo com a variação de seus componentes. A TUSD compreende os custos de operação e manutenção da rede, encargos setoriais, remuneração dos investimentos e suas depreciações. Atualmente a TUSD é composta por duas parcelas. Uma denominada “TUSD encargos” cobrada com base no consumo de energia, e outra, a “TUSD fio” cobrada pela demanda contratada. O encargo mensal a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação do montante de uso, em KW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW. A diminuição da arrecadação decorrente da saída do Consumidor Livre não impõe necessariamente à distribuidora redução nas suas margens de lucro, uma vez que a remuneração dos investimentos se dá por meio da TUSD, tarifa que permanece sendo auferida pela distribuidora. Porém, os clientes que se tornam clientes livres deixam de pagar a RTE criada para compensar distribuidores e geradores de eletricidade pelas perdas sofridas durante o racionamento. Assim, a saída do cliente livre pode afetar a capacidade de uma distribuidora de recuperar o valor integral da RTE. TUST - Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão A TUST é paga por empresas de distribuição, geradoras e Consumidores Livres pelo uso da Rede Básica e é revisada anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (que incorpora custos de expansão da própria rede). De acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL, proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações para o ONS em contrapartida do recebimento de pagamentos de usuários do sistema de transmissão. Usuários da rede, inclusive empresas de geração, empresas de distribuição e Consumidores Livres, assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão mediante o pagamento de tarifas. Outras partes da rede que são de propriedade de empresas de transmissão mas não consideradas como parte da rede de transmissão, são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica para a empresa de transmissão. Tarifa de Transporte de Itaipu A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em corrente contínua e alternada, que não é considerada como parte da Rede Básica ou do sistema de conexão intermediário. O uso deste sistema é remunerado por uma tarifa específica chamada de tarifa de transporte de Itaipu, paga pelas empresas que compulsoriamente compram energia de Itaipu, proporcionalmente às respectivas quotas. 103 TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA Os valores das tarifas de distribuição são reajustados anualmente pela ANEEL, conforme fórmula paramétrica prevista no contrato de concessão. Ao ajustar tarifas de distribuição, a ANEEL divide a receita das concessionárias de distribuição em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (1) custos exógenos aos da distribuidora (chamado de custos “não gerenciáveis”), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das distribuidoras (chamado de custos “gerenciáveis”), ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros: • custos de energia comprada para revenda de acordo com Contratos Iniciais; • custos de energia comprada de Itaipu; • custos de energia comprada de acordo com contratos bilaterais livremente negociados entre as partes; • preços de energia comprada em leilões públicos; • determinados encargos tarifários (taxas regulatórias); e • custos de conexão e transmissão. Para contratos de compra de energia pelas distribuidoras, celebrados até 16 de março de 2004, ficaram mantidas as normas para cálculo do repasse dos custos de aquisição da energia, com limites de repasse dos preços de compra às tarifas dos consumidores da distribuidora, baseados em Valores Normativos, determinados pela ANEEL. Para contratos de compra de energia celebrados após aquela data, os critérios de repasse foram alterados, conforme explicado anteriormente no item “Limitação de Repasse” (vide Seção “O Setor de Energia Elétrica no Brasil – O Novo Modelo para o Setor”). A Parcela B compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias (principalmente custos operacionais). O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste Anual de Tarifa. Os custos da Parcela A são geralmente totalmente repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com o índice IGPM, ajustado por um fator chamado de X (componente que busca induzir as distribuidoras na busca da eficiência operacional). As empresas de distribuição de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito à revisão periódica das tarifas com intervalos que geralmente variam entre três e cinco anos. Nessas revisões (1) todos os custos da Parcela B são recalculados e (2) o fator X é calculado com base em três componentes: (i) Xc estabelecido a cada ano, é baseado na satisfação do cliente conforme pesquisa da ANEEL; (ii) Xa, também estabelecido a cada ano, é calculado considerando a diferença entre os índices de inflação IPCA e o IGPM multiplicada pelos custos totais com pessoal da distribuidora (uma vez que os aumentos de salários se baseiam no IPCA e os aumentos da Parcela B se baseiam no IGPM) e; e (iii) Xe, estabelecido a cada revisão periódica, é um fator baseado em ganhos de produtividade da concessionária devido ao crescimento de mercado. O fator X é usado para ajustar a proporção da mudança no índice IGPM que deve ser aplicada ao componente da Parcela B nos reajustes anuais. Dessa forma, quando da conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X (devido à aplicação do Xe) determina o compartilhamento dos ganhos de produtividade das empresas de distribuição com os clientes finais. 104 Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito à revisão extraordinária, analisadas caso a caso, para assegurar seu equilíbrio econômico-financeiro e compensá-las por custos imprevisíveis, inclusive impostos, que alterem significativamente sua estrutura de custos. Desde 2002, clientes de baixa renda têm-se beneficiado de uma tarifa especial estabelecida pelo Governo Federal através da ANEEL. Durante o ano de 2002, o déficit gerado pela aplicação desta tarifa especial foi financiado pela Eletrobrás com fundos da RGR. Em 2002, de acordo com o Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, foi determinado que as empresas de distribuição seriam compensadas pela perda de receitas resultante da Tarifa Especial pelo Governo Federal com fundos derivados de dividendos pagos pela Eletrobrás e outras empresas estatais federais e da CDE. REMUNERAÇÃO DAS GERADORAS Ao contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as concessionárias de geração não têm, em seus respectivos contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão destas. No âmbito dos Contratos Iniciais, as geradoras são remuneradas pelas tarifas fixadas entre estas e as respectivas distribuidoras, as quais são homologadas pela ANEEL. Já no âmbito dos Contratos Bilaterais, os preços são livremente negociados entre as partes. As limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam limitando os preços de energia cobrados pelas geradoras, uma vez que estes não podem ser superiores ao Valor Normativo ou ao Valor Anual de Referência para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. Com a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente poderão vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e pela CCEE. Exceto quando o gerador é caracterizado como serviço público de geração, tal restrição não se aplica à venda de energia no ACL, em que as geradoras produtoras independentes de energia podem vender sua energia a preços livremente negociados. COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA A comercialização de energia como atividade autônoma está prevista na Lei de Reestruturação do Setor Elétrico de 27 de maio de 1998, conforme alterada, e no Decreto nº 2.655 de 02 de julho de 1998, conforme alterado, estando sujeita a um regime competitivo, do qual diversos agentes podem participar, entre os quais as geradoras, atuando no regime de serviço público ou no de produção independente, os agentes comercializadores e/ou importadores de energia. Diferentemente da prestação dos serviços de distribuição e transmissão, cujos preços são regulados, na comercialização de energia elétrica os preços são fixados livremente, balizados pelas condições de mercado. 105 ASPECTOS CONCORRENCIAIS Em um esforço para promover o aumento da concorrência, a ANEEL, em março de 1998, estabeleceu limites à concentração de certos serviços e atividades do setor elétrico. Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de certos serviços e atividades no setor energético. De acordo com esses limites, com exceção de empresas que participam do Programa Nacional de Privatização (que precisam apenas cumprir tais limites desde que sua reestruturação societária final seja consumada): • nenhuma geradora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá deter mais de 20% da capacidade instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada da região sul/sudeste/centro-oeste ou 35% da capacidade instalada da região norte/nordeste; • nenhuma distribuidora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá responder por mais de 20% do mercado de distribuição do Brasil, 25% do mercado de distribuição na região sul/sudeste/centro-oeste ou 35% do mercado de distribuição na região norte/nordeste; • nenhuma companhia de comercialização, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá negociar mais de 20% da energia comercial final do Brasil (consumidores finais), 20% da energia elétrica comercial intermediária do Brasil (entre empresas), e 25% do mercado comercial total do Brasil (consumidores e empresas); e • nenhuma distribuidora poderá adquirir de geradora afiliada ou gerar por si mais de 30% das necessidades de energia total de seus consumidores cativos (denominado limite de auto-contratação). As geradoras e distribuidoras sujeitas aos limites acima são companhias ou consórcios detentores de concessões, permissões ou autorizações, conforme o caso, para gerar ou distribuir energia elétrica, ou agentes que detêm ações do grupo de controle da empresa geradora ou distribuidora. No caso de agente que detenha ações do grupo de controle de empresa geradora ou distribuidora, o cálculo de tais limites toma por base o número de ações ordinárias da companhia detidas pelo agente nestas empresas. No caso de sociedade de responsabilidade limitada, o cálculo toma por base a participação do agente no capital da companhia. A chamada auto-contratação (autorização para as distribuidoras comprarem até 30% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica de empreendimento de geração próprio) não será mais permitida, exceto em relação a contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras poderão, no entanto, comprar energia elétrica de partes relacionadas quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a geradora vencedora da licitação for uma parte relacionada da distribuidora. 106 A DESVERTICALIZAÇÃO NO ÂMBITO DO NOVO MARCO REGULATÓRIO A desverticalização no setor de energia elétrica é um processo aplicável às empresas que atuam de forma verticalmente integrada, tendo como objeto a segregação das atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica e vem sendo implementada no Brasil desde 1995. Basicamente, o processo de desverticalização tem como objetivos (i) preservar a identidade de cada concessão, evitando a contaminação na formação dos custos e da base de remuneração da atividade de serviço público, permitindo a aferição do equilíbrio econômico-financeiro de cada concessão, ensejando a transparência da gestão e permitindo ao mercado e à sociedade o pleno conhecimento dos resultados da concessão; e (ii) efetivar e estimular a competição no setor elétrico nos segmentos nos quais a competição é possível (geração e comercialização), bem como aprimorar o sistema de regulação dos segmentos nos quais há monopólio de rede (transmissão e distribuição). A Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico, que dispõe sobre a comercialização de energia elétrica, determina que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica que atuem no SIN, não poderão desenvolver atividades: (i) de geração; (ii) de transmissão, (iii) de venda de energia a Consumidores Livres; (iv) de participação em outras sociedades, direta ou indiretamente, ressalvado quando para captação, aplicação e gerência de recursos financeiros necessários à prestação do serviço e quando disposto nos contratos de concessão; ou (v) estranhas ao objeto social, exceto nos casos previstos em lei e nos respectivos contratos de concessão. Tais restrições não se aplicam (i) ao fornecimento de energia a sistemas elétricos isolados; (ii) ao atendimento de seu próprio mercado desde que inferior a 500 GWh/ano e (iii) na captação, aplicação ou empréstimo destinados à própria distribuidora ou a sociedade do mesmo grupo econômico, mediante prévia anuência da ANEEL. As atividades estranhas aos serviços públicos de distribuição de energia elétrica desenvolvidas por concessionárias de acordo com os respectivos contratos de concessão deverão ser incluídas como fontes alternativas de receita da concessionária e os rendimentos advindos de tais atividades serão considerados para a determinação dos valores das tarifas aplicáveis, com vistas à modicidade tarifária dos serviços de energia elétrica. Da mesma forma, as concessionárias e as autorizadas de geração ou transmissão que atuem no SIN não poderão ser coligadas ou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia elétrica no SIN. As concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição, transmissão e de geração de energia elétrica deveriam adaptar-se às regras de desverticalização referidas acima no prazo de até 18 meses a contar da publicação da Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico, isto é, setembro de 2005. O prazo acima estabelecido poderá ser prorrogado pela ANEEL, uma única vez, por igual período, se efetivamente comprovada a impossibilidade no cumprimento das disposições decorrentes de fatores alheios à vontade das concessionárias, permissionárias e autorizadas. 107 INCENTIVOS PARA FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA ELÉTRICA Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das Usinas Hidrelétricas. Os benefícios conferidos às Usinas Termelétricas nos termos do PPT incluem (i) fornecimento garantido de gás durante 20 anos; (ii) garantia do repasse de seu custo de aquisição pelas distribuidoras, até o limite do valor normativo de acordo com a regulamentação da ANEEL; e (iii) acesso garantido a programa de financiamento especial do BNDES para o setor elétrico. 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, pequenas usinas hidrelétricas e projetos de biomassa, no sistema interligado. Nos termos do PROINFA, 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, a exceção dos consumidores de baixa renda. Em sua fase inicial, o PROINFA está limitado a uma capacidade contratada total de 3.300 MW (um terço para cada fonte). Projetos que buscam qualificar-se para os benefícios oferecidos pelo PROINFA devem estar totalmente operacionais até 30 de dezembro de 2008. ENCARGOS SETORIAIS Em determinadas circunstâncias, as empresas de energia são compensadas por ativos ainda não depreciados, usados na concessão caso a mesma seja revogada ou não renovada ao final do contrato de concessão. A Reserva Global de Reversão (RGR) foi criada pelo Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, conforme alterado, com o objetivo de prover fundos para essa compensação. Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a cobrança de uma taxa exigindo que todas as distribuidoras e determinadas geradoras que operam sob regimes de serviço público fizessem contribuições mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos fixos da empresa em serviço, até um teto de 3% do total das receitas operacionais em cada ano. Nos últimos anos, o Fundo RGR tem sido usado, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição. O Fundo RGR está programado para ser suspenso até 2010, e a ANEEL está obrigada a revisar a tarifa de tal forma que o consumidor receba algum benefício pelo término do Fundo RGR. No modelo institucional anterior a 2004, o governo impunha uma taxa aos Produtores Independentes de Energia baseada em recursos hídricos, exceto por pequenas usinas hidrelétricas, similar à taxa cobrada de empresas do setor público em associação como Fundo RGR. Produtores Independentes de Energia eram obrigados a fazer contribuições ao Fundo de Uso de Bem Público, ou Fundo UBP, de acordo com as regras do processo de licitação pública correspondente para a outorga de concessões. Já no modelo regulatório atual, a licitação de novos empreendimentos terá como critério vencedor o lance pela menor tarifa na venda de energia elétrica ao ACR. 108 Empresas de distribuição, e empresas de geração que vendem diretamente a clientes finais, são obrigadas a contribuir para a Conta de Consumo de Combustível - CCC que foi criada pela Lei nº 7.990 de 28 de dezembro de 1989, conforme alterada, com o objetivo de gerar reservas financeiras para cobertura de custos de combustíveis associados ao aumento do uso de usinas de energia termelétrica. As contribuições anuais são calculadas com base em estimativas do custo de combustível necessário para a geração de energia pelas usinas termelétrica no ano seguinte. A CCC é administrada pela Eletrobrás. Em fevereiro de 1998, o governo estabeleceu a extinção da CCC. Estes subsídios estão sendo gradualmente extintos, desde 2003, durante um período de três anos para usinas de energia termelétrica construídas até fevereiro de 1998 e atualmente pertencentes ao SIN. Usinas termelétricas construídas depois daquela data não terão direito a subsídios da CCC. Em abril de 2002, o governo estabeleceu que os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às usinas termelétricas localizadas em sistemas isolados por um período de 20 anos com o intuito de promover a geração de energia nestas regiões. À exceção de algumas pequenas usinas de energia hidrelétricas, todas as instalações hidrelétricas no Brasil devem pagar uma taxa a estados e municípios pelo uso de recursos hídricos, a Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos, ou CFURH, que foi introduzida em 1989. As taxas são determinadas com base no volume de energia gerado por cada empresa e são pagas aos estados e municípios onde a usina ou o reservatório da usina está localizado. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi instituída pela Lei nº 9.427 de 26 de dezembro de 1996, conforme alterada, e equivale a 0,5% do benefício econômico anual auferido pela concessionária. Trata-se de parcela cujo valor anual é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. A TFSEE fixada anualmente é paga mensalmente em duodécimos pelas concessionárias. Em 2002, o governo instituiu a CDE, que é financiada por pagamentos anuais feitos por concessionárias pelo uso de ativos públicos, penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, pelas taxas anuais pagas por agentes que oferecem energia a usuários finais, por meio de um valor adicionado às tarifas pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Estas taxas são reajustadas anualmente. A CDE foi criada para dar suporte (1) ao desenvolvimento da produção de energia em todo o país, (2) à produção de energia por fontes alternativas, e (3) à universalização de serviços de energia em todo o Brasil. A CDE permanecerá em vigor por 25 anos e é administrada pela Eletrobrás. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a falta de pagamento da contribuição ao RGR, PROINFA, CDE, CCC, compensação financeira por utilização de recursos hídricos, ou de pagamentos devidos em virtude da compra de energia e no ACR ou de Itaipu impedirá que a parte inadimplente receba reajuste de tarifa (exceto a revisão extraordinária) ou receba recursos advindos do RGR, CDE ou CCC. 109 MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA De acordo com as regras de comercialização em vigor, a proteção financeira contra riscos hidrológicos para os geradores é garantida através do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). O MRE é um mecanismo financeiro que objetiva o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os geradores, na busca de garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do SIN. Sua função é garantir que todos os geradores participantes do MRE comercializem a Energia Assegurada que lhes foi atribuída pela ANEEL, independente de sua produção real de energia, desde que as usinas participantes do MRE, como um todo, tenham gerado energia suficiente para tal. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo (ou alocando) a energia excedente daquelas que geraram acima de suas Energias Asseguradas para aquelas que geraram abaixo de suas Energias Asseguradas. O despacho das usinas é determinado pelo ONS, que leva em conta a demanda de energia, as condições hidrológicas do SIN e as limitações da transmissão. O ressarcimento dos custos de geração da energia realocada é realizado para compensar os geradores que realocam energia ao sistema acima de seu montante de Energia Assegurada. Isto é feito através do pagamento de seus custos variáveis de operação (exceto combustível) e das compensações financeiras pelo uso da água. Os custos desta energia realocada (de todos os geradores que doaram energia ao MRE) serão então totalizados e pagos por todos aqueles geradores que receberem energia do MRE. O MRE abrange todas as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado, as PCHs que optaram pela inclusão no mecanismo e as usinas térmicas com despacho centralizado, contempladas nos Contratos Iniciais e que tenham seus custos de combustível cobertos pela CCC (Conta de Consumo de Combustível Fósseis). Desde 2003 as usinas da CCC participam apenas parcialmente do MRE, em função da redução gradual do subsídio. MEIO AMBIENTE A Emissora está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal. O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação. As violações à legislação ambiental podem ainda caracterizar crime ambiental, atingindo tanto os administradores, que podem até ser presos, como a própria pessoa jurídica da Companhia. Podem, ainda, acarretar penalidades administrativas, como multas de até R$50 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência) e suspensão temporária ou definitiva de atividades. Tais sanções serão aplicadas independentemente da obrigação de reparar a degradação causada ao meio ambiente e a terceiros afetados. 110 Na esfera civil os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isto significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, a contratação de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de resíduos, não exime a responsabilidade da contratante por eventuais danos ambientais causados pela contratada. A legislação ambiental brasileira determina que o regular funcionamento de atividades consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, ou que, de qualquer forma, causem degradação do meio ambiente, está condicionado ao prévio licenciamento ambiental. Este procedimento é necessário tanto para a instalação inicial e operação do empreendimento quanto para as ampliações nele procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas periodicamente. O licenciamento ambiental de atividades cujos impactos ambientais são considerados significativos está sujeito ao Estudo Prévio de Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA), assim como à implementação de medidas mitigadoras e compensatórias dos impactos ambientais causados pelo empreendimento. No caso das medidas compensatórias, a legislação ambiental impõe ao empreendedor a obrigação de destinar recursos à implantação e manutenção de unidades de conservação, no montante de, pelo menos, 0,5% do custo total previsto para a implantação do empreendimento. O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, a emissão de três licenças, todas com prazos determinados de validade: licença prévia, licença de instalação e licença de operação. Cada uma destas licenças é emitida conforme a fase em que se encontra a implantação do empreendimento e a manutenção de sua validade depende do cumprimento das condicionantes que forem estabelecidas pelo órgão ambiental licenciador. A ausência de licença ambiental, independentemente da atividade estar ou não causando danos efetivos ao meio ambiente, caracteriza a prática de crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades administrativas, tais como multas que, no âmbito federal, podem chegar a R$10 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência) e interdição de atividades. As demoras ou indeferimentos, por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação dessas licenças, assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências estabelecidas por tais órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo impedir, conforme o caso, a instalação e a operação dos seus empreendimentos. 111 HISTÓRICO DA EMISSORA A The São Paulo Tramway, Light and Power Co., Ltd., fundada em 1899 em Toronto, Canadá, foi autorizada, por decreto do presidente Campos Sales, a atuar no Brasil. Em 1904, estendeu seu mercado ao Rio de Janeiro, fundando a The Rio de Janeiro Tramway, Light and Power Co., Ltd. A partir de 1912, essas empresas passaram a ser controladas pela holding Brazilian Traction Light and Power Co., Ltd. Em 1956, o grupo reestruturou-se, passando a ter como controlador a Brascan Limited. Em 1979, o governo brasileiro, por meio da Eletrobrás, adquiriu da Brascan Limited o controle acionário da então Light – Serviços de Eletricidade S.A. Em 1981, o Governo do Estado de São Paulo adquiriu da Eletrobrás o subsistema paulista da Light, criando a Eletropaulo – Eletricidade de São Paulo S.A. Com a aprovação do Conselho Diretor do PED – Programa Estadual de Desestatização, a partir de 1º de janeiro de 1998, a Eletropaulo foi cindida, dando origem a quatro empresas independentes: a Bandeirante Energia S.A. (anteriormente denominada EBE – Empresa Bandeirante de Energia S.A.), a Eletropaulo – Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., a Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica S.A. – EPTE e a Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. – EMAE. Como conseqüência das medidas implementadas pelos Governos Federal e Estadual na década de 90, visando transferir empresas controladas pelos Municípios, Estados e União à iniciativa privada, a Bandeirante foi privatizada em 17 de setembro de 1998, data em que 29,80% de seu capital social, correspondente a 11.010.661.268 (onze bilhões, dez milhões, seiscentas e sessenta e uma mil, duzentas e sessenta e oito) ações ordinárias, foi adquirido pelo consórcio Luso-Brasileiro, formado pela Enerpaulo, controlada pela EDP, e pela Draft 1 Participações S.A., controlada pela CPFL. Para adquirir o controle da Bandeirante, o consórcio LusoBrasileiro dispendeu, aproximadamente, R$ 1,014 bilhão. Em 1º de outubro de 2001 foi aprovada, em Assembléia Geral Extraordinária, a cisão parcial da Bandeirante, com versão da parcela cindida do seu patrimônio para a CPFL, nos termos do protocolo e da justificação da cisão nesta mesma Assembléia. A Bandeirante cindida ficou com 51,36% do antigo mercado e passou a ser controlada pela Enerpaulo. Como parte da reestruturação societária do Grupo EDP, em Assembléia realizada em 31 de outubro de 2002, a Bandeirante incorporou parcela cindida do capital da controladora Enerpaulo, que foi extinta mediante a incorporação da parcela remanescente do seu patrimônio pela Energias do Brasil, a qual passou a deter o controle da Bandeirante. Em 19 de abril de 2004, as administrações da Energias do Brasil e suas controladas, Bandeirante, Iven, Escelsa e Enersul, protocolaram, naquela data, perante a ANEEL, pedido de autorização prévia para realização de reorganização societária, objetivando notadamente, simplificar a estrutura societária dessas companhias, capturar sinergias e consolidar exclusivamente na Energias do Brasil a liquidez e a dispersão dos valores mobiliários de emissão dessas companhias. A reorganização integra-se no processo em curso que visa ao crescimento auto-sustentado das empresas do Grupo Energias do Brasil e não acarreta alteração indireta do controle dessas companhias, atualmente detido pelo Grupo EDP. Em 25 de abril de 2005, por meio da Resolução Autorizativa nº. 164, a ANEEL anuiu a proposta da reorganização societária das concessionárias Enersul, Escelsa e Bandeirante mencionada acima. 112 A Assembléia Geral Extraordinária realizada em 29 de abril de 2005 aprovou, sem reservas, entre outros assuntos, o “Instrumento de Justificação de Cisão Parcial e de Incorporação de Sociedade e de Ações”, celebrado em 07 de abril de 2005 pelas administrações dessas companhias e das demais sociedades envolvidas, o qual estabeleceu as condições de incorporação de ações da Companhia pela Energias do Brasil e a conseqüente transformação da Companhia em subsidiária integral desta. Neste processo, os acionistas minoritários da Companhia receberam ações da Energias do Brasil em troca de suas participações. Essa mudança foi executada após um amplo processo de esclarecimento aos acionistas minoritários das distribuidoras Bandeirante, Escelsa e Enersul, além das sociedades Iven e Magistra – duas empresas de participação constituídas para a compra da Enersul e da Escelsa. A Iven detinha 52,27% da Escelsa, que era a única acionista da Magistra. Esta, por sua vez, possuía 65,2% da Enersul. Foi apresentada proposta de migração das ações para a Energias do Brasil, com resultados significativos (adesão de 99,98%), sobretudo considerando-se o elevado número de acionistas envolvidos (aproximadamente 48 mil). Ao mesmo tempo, 67,5% do capital da Energias do Brasil passou a ser detido pela EDP, sendo os 32,5% restantes, propriedade dos investidores das distribuidoras que concordaram com a troca de ações, com base em uma avaliação independente. A migração dos minoritários permitiu a adoção do melhor modelo de desverticalização possível, evitando ineficiências fiscais e operacionais. A reorganização societária compreendeu as seguintes etapas: 1) incorporação da Iven pela Energias do Brasil; 2) cisão parcial da Energias do Brasil e incorporação dessa parcela cindida pela Escelsa; 3) transformação da Enersul em subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da Enersul pela Escelsa, e 4) transformação da Escelsa e da Bandeirante em subsidiárias integrais da Energias do Brasil, por meio da incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela holding. 113 ESTRUTURA ORGANIZACIONAL E PRINCIPAIS ACIONISTAS Atualmente, a Bandeirante é subsidiária integral da Energias do Brasil. O gráfico abaixo mostra detalhadamente o grupo de empresas em que se insere a Bandeirante: Mercado Grupo EDP 37,6 62,4 27,65% Lajeado 60,0 100,0 100,0 Peixe Angical Energest2 Enertrade 100,0 CESA2 % do Capital Enersul 100,0 100,0 51,0 Costa Rica Escelsa Pantanal Energética Geração Legenda 100,0 100,0 Bandeirante Comercialização Distribuição Notas: 1 Capital votante e representa o percentual que a Energias do Brasil detém da energia produzida. A Energias do Brasil possui 26,70% do capital total 2 Inclui os ativos de geração da Escelsa 3 Inclui os ativos de geração da Enersul Acionistas da Bandeirante Considerando que a Emissora é subsidiária integral da Energias do Brasil, esta é sua única acionista, detentora da totalidade das ações de emissão da Bandeirante, conforme indicado no quadro abaixo: AÇÕES ON Acionistas QTDE 39.091.735.037 Energias do Brasil % 100,0 Descrição da Principal Acionista – Energias do Brasil A Energias do Brasil é uma sociedade anônima de capital aberto, constituída em julho de 2000, com sede na cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo, cujo objeto social consiste em: (i) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista, bem como em negócios e empreendimentos do setor energético, no Brasil e/ou no exterior; (ii) gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; (iii) estudar, planejar, desenvolver e implantar projetos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; e (iv) prestar serviços em negócios do setor energético no Brasil e/ou no exterior participar em outras sociedades. Desde a sua constituição, os investimentos do Grupo EDP no Brasil foram sendo gradativamente transferidos para a Energias do Brasil, que passou a atuar como holding detentora de todos os ativos do Grupo 114 EDP no país, com exceção da participação na CERJ, que continuou a ser detida diretamente pela Energias de Portugal. Acordo de Acionistas Em 31 de dezembro de 2005, não havia nenhum acordo de acionistas arquivado na sede da Companhia. Reestruturações Societárias da Companhia e do Grupo Energias do Brasil Além das reestruturações societárias da Bandeirante descritas neste Prospecto, as demais sociedades do Grupo Energias do Brasil estiveram envolvidas nas seguintes reestruturações nos últimos 3 anos: • Com a constituição da EDP Brasil S.A. (antiga denominação da Energias do Brasil), em julho de 2000, os investimentos do Grupo EDP no Brasil foram sendo gradativamente transferidos para esta companhia, que passou a atuar como holding detentora de todos os ativos do Grupo EDP no país, com exceção da participação na CERJ, que continuou a ser detida diretamente pela Energias de Portugal. Em outubro de 2002, após a conclusão de um processo de reestruturação societária, as seguintes empresas passaram para o controle direto da Energias do Brasil: Energest, Enertrade, Bandeirante, EDP Lajeado, Fafen e Enerpeixe. Em dezembro de 2003, a Energias do Brasil passou a deter o controle direto da Iven, empresa que controlava a Escelsa e a Enersul até abril de 2005. Nesse processo foram extintas as seguintes sociedades (todas utilizadas como veículos para a aquisição de participações no capital da Iven): Calibre Participações S.A., 135 Participações S.A., EDP 2000 Participações Ltda. e EDP Investimentos Ltda. • Um acordo assinado em outubro de 2003 entre a Energias do Brasil e Furnas, aliado à obtenção de um financiamento de R$670 milhões com o BNDES, permitiu retomar as obras de Peixe Angical, suspensas desde 2002. Por meio do acordo, Furnas adquiriu 40% da Enerpeixe, sociedade de propósito específico detentora do empreendimento. • No início de 2004 o Consórcio Ener-Rede Couto Magalhães solicitou à ANEEL a formalização da rescisão amigável do contrato de concessão de Couto Magalhães (aproveitamento hidrelétrico localizado no Rio Araguaia de potência instalada de 150 MW) – cujas obras estavam suspensas desde 2002 –, devido a exigências ambientais não previstas no projeto licitado e que afetariam o retorno do investimento. Atualmente o consórcio aguarda uma posição do órgão regulador sobre a referida solicitação. • Em dezembro de 2004, o Grupo EDP vendeu sua participação de 80% na Fafen para a Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) por R$ 96 milhões. A medida foi tomada com base em decisão do Grupo EDP de descontinuar investimentos em geração termelétrica, em virtude da inexistência de um quadro estável que garantisse a viabilidade desses investimentos, especialmente a inexistência de condições aceitáveis para 115 aquisição de combustível e as dificuldades para gerir os riscos cambiais dos projetos termelétricos, entre outros riscos. • Em 29 de abril de 2005, as Assembléias Gerais Extraordinárias das Companhias integrantes do Grupo Energias do Brasil, aprovaram uma reorganização societária visando facilitar o processo de desverticalização das atividades, exigida pela nova legislação do Setor Elétrico (vide Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”). A referida reorganização societária compreendeu os seguintes eventos, entre outros: (i) incorporação da Iven pela Energias do Brasil; (ii) transformação da Enersul em subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da Enersul pela Escelsa; e (iii) transformação da Escelsa e da Bandeirante em subsidiárias integrais da Energias do Brasil, por meio da incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela Energias do Brasil. Por meio da implementação dessa reorganização societária, os acionistas minoritários da Bandeirante, Escelsa, Enersul e Iven receberam ações da Energias do Brasil em troca da participação que detinham no capital das referidas sociedades. • Em 30 de junho de 2005, as Assembléias Gerais Extraordinárias das companhias integrantes do Grupo Energias do Brasil envolvidas, aprovaram uma segunda reorganização societária para concluir o processo de desverticalização. A desverticalização compreendeu (a) a cisão da Escelsa, com versão dos acervos cindidos para a Energias do Brasil, para a Energest e para a CESA; (b) a incorporação da Magistra pela Energias do Brasil; (c) a cisão da Enersul com versão dos acervos cindidos para a Energest e para a Pantanal Energética; e (d) a incorporação da Enercorp pela Energest. Após a implementação dessa reorganização societária: (i) a Enersul, cujo capital era detido integralmente pela Escelsa, passou a ser uma controlada integral da Energias do Brasil; (ii) a dívida da Escelsa com a Energias do Brasil, decorrente da assunção de dívida pela Energias do Brasil, por meio do Compromisso de Assunção de Dívida celebrado em 13 de junho de 2005, pelo qual assumiu parte da dívida da Escelsa no valor total de R$794,1 milhões representada por títulos de dívida no mercado externo, emitidos em 28 de julho de 1997, foi parte da parcela do acervo cindido da Escelsa incorporada pela Energias do Brasil, o que acarretou, mediante confusão entre credor e devedor da referida obrigação, a conseqüente extinção da dívida em questão; (iii) as geradoras CESA e Costa Rica, antes detidas direta e indiretamente pela Escelsa, respectivamente, passaram a ser controladas diretamente pela Energest, que por sua vez é diretamente controlada pela Energias do Brasil; e (iv) outros ativos de geração antes detidos pela Escelsa e pela Enersul foram transferidos para a Energest, para a CESA e para a Pantanal Energética, todas direta ou indiretamente controladas pela Energias do Brasil. 116 • Em 02 de setembro de 2005, houve um aumento de capital na Energest, integralmente subscrito pela Energias do Brasil e integralizado mediante conferência das participações por ela detidas na CESA e na Pantanal Energética, com base nos respectivos valores contábeis. Reestruturações e Participações Societárias da Bandeirante Nos últimos 5 anos, além das já citadas anteriormente, a Bandeirante passou pelas seguintes reorganizações societárias: Em 2000, o Grupo EDP e a CPFL, então controladores da Bandeirante, realizaram oferta pública para aquisição de ações da Companhia. As ações adquiridas na oferta pública, adicionadas a aquisições posteriores, elevaram a participação do Grupo EDP na Bandeirante para 54,0% do capital total. Em outubro de 2001, o Grupo EDP e a CPFL concluíram o processo de cisão da Bandeirante, com vistas à segregação do controle da Companhia. Como conseqüência desse processo, foi criada uma nova sociedade, a Piratininga. Esta companhia passou a ser controlada pela CPFL e a Bandeirante, pelo Grupo EDP. A Bandeirante passou a deter somente os ativos de distribuição das áreas do Alto Tietê e Vale do Paraíba, no Estado de São Paulo, o equivalente a 51,4% da sua área de concessão original. Ao adquirir o controle exclusivo da Bandeirante (com 96,5% do capital total da Companhia), o Grupo EDP pode implementar na distribuidora paulista suas políticas de gestão. Em outubro de 2002, após a conclusão de um processo de reestruturação societária do Grupo Energias do Brasil, a Bandeirante passou para o controle direto da Energias do Brasil. Em 2005, a Bandeirante passou a ser subsidiária integral da Energias do Brasil. Participações Societárias Atualmente, a Bandeirante não detém participações em outras sociedades. 117 ATIVIDADES DA EMISSORA A Bandeirante é uma das principais concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica do Estado de São Paulo e a maior do Grupo Energias do Brasil, atendendo a 28 municípios das regiões do Alto Tietê e Vale do Paraíba, onde conta com uma base de 1,3 milhão de clientes, atendendo uma população de cerca de 4 milhões de habitantes, em uma área de 10 mil km2. O Estado de São Paulo, área de atuação da Bandeirante, é o principal gerador de riqueza nacional, respondendo por cerca de 33,4% do PIB brasileiro, em 2004, segundo estimativa da Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados – SEADE. Sua área de concessão localiza-se numa região altamente desenvolvida em infra-estrutura, escoamento da produção e ambiente empresarial dinâmico, com mais de 8 mil indústrias e mais de 83 mil estabelecimentos comerciais, compreendendo os mais variados ramos de negócios. Durante o ano de 2005, a Bandeirante forneceu um total de 8.004 GWh de energia, sem consumo próprio, para 1,3 milhão de consumidores, correspondente a 7,7% da energia consumida em todo o Estado de São Paulo. A receita líquida da Bandeirante representou 45,7% da receita líquida total do Grupo Energias do Brasil em 2005. 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 Bandeirante 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 Bandeirante inclui a sub-transmissão de energia de alta voltagem (138 kV e 88 kV) e sua transformação e distribuição em voltagens médias (principalmente 13,8 kV). Em 2005, a Bandeirante foi responsável por 7,7% do total da energia elétrica consumida no Estado de São Paulo, vendendo 8.003.912 MWh de eletricidade, dos quais 3.543.929 MWh foram fornecidos a consumidores industriais, 2.307.300 MWh a consumidores residenciais, 1.318.081 MWh a consumidores comerciais e 834.602 MWh para outros, inclusive órgãos governamentais e consumidores rurais. São acessórias à distribuição de energia elétrica pela Bandeirante 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 Emissora de seus clientes são fixadas pelo Poder Concedente, passíveis de reajuste e revisão. Os reajustes: (i) ordinários são procedidos anualmente, e (ii) os extraordinários a qualquer tempo, sempre que o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão for ameaçado. As revisões tarifárias da Bandeirante ocorrem a cada quatro anos e objetivam, nos termos do Contrato de Concessão, a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro da concessão. 118 As atividades da Emissora são influenciadas por diversos fatores, como por exemplo, a política econômica do governo federal, inflação, flutuações das taxas de câmbio e das taxas de juros, assim como a deterioração das condições econômicas no mercado nacional e em outros países, que podem afetar a economia nacional e os negócios da Emissora. Para detalhes sobre esses fatores, ver Seção “Fatores de Risco”. As atividades da Emissora são conduzidas exclusivamente no mercado brasileiro, não estando sujeita às leis e regras dos mercados estrangeiros referentes à distribuição de energia elétrica. A Companhia atua em ambiente altamente regulado pelo governo brasileiro, estando assim sujeita aos efeitos de ações governamentais e regulação específica. Para detalhes sobre as ações governamentais e regulamentação específica às quais a Emissora se sujeita, favor ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”. Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica e Instalações Operacionais A energia é transferida das centrais elétricas para os consumidores finais por meio de sistemas de transmissão, subtransmissão e distribuição. Após ser gerada nas usinas, a energia elétrica é transportada pelo sistema de transmissão de alta tensão. Devido às grandes distâncias a serem percorridas, a tensão é elevada do valor com o qual foi gerada para ser transportada. Essa tensão de transmissão, maior que a de geração, pode ser de 765, 500, 440, 345 e 230kv. O valor da tensão de transmissão é estabelecido em função da distância a ser percorrida e do montante de energia a ser transportado. Alguns clientes, devido a seu porte, são atingidos diretamente em tensão de transmissão. A Bandeirante atende apenas um cliente na tensão de 230 kv. Por outro lado, a grande diversidade no montante de potência demandada pelos vários consumidores inviabiliza o suprimento de todos os usuários na tensão de transmissão. Assim, a tensão é reduzida pelas subestações de subtransmissão, para permitir a sua distribuição aos grandes clientes na tensão de subtransmissão (138, 88 ou 69 kV) e também às subestações de distribuição das concessionárias de distribuição. Nas subestações de distribuição, uma nova redução é realizada para a tensão de distribuição primária (34,5 ou 13,8 kV). Por sua vez, a rede de distribuição primária, ou rede de média tensão (MT), alimenta os transformadores de distribuição, onde nova redução é realizada para a tensão de distribuição secundária (127/220 V), e assim alimentar a rede de distribuição secundária ou rede de baixa tensão (BT) que atende a grande maioria dos clientes da Bandeirante. A área de concessão da Bandeirante inclui 28 municípios localizados nas regiões do Alto do Tietê e do Vale do Paraíba, abrangendo geograficamente 3,86% do Estado de São Paulo. 119 Em 31 de dezembro de 2005, o sistema da Bandeirante era constituído por 8 linhas, de subtransmissão nas tensões de 88 e 138 kV, totalizando 866 km, conforme a tabela abaixo: Região Em km (data-base dezembro de 2005) 88 kV 138 kV Total Alto Tietê 163 24 187 Vale do Paraíba 543 136 679 Total 706 160 866 Em 31 de dezembro de 2005, a Bandeirante dispunha de 44 subestações de distribuição com capacidade instalada total de transformação de 3.052 MVA, distribuídas por região conforme mostra a tabela abaixo. Em MVA (data-base dezembro de 2005) Subestação de Transformador de Regional Distribuição Distribuição Alto Tietê 1.698 1.260 Vale do Paraíba 1.353 1.228 Total 3.052 2.488 O sistema da Bandeirante alimenta, também, 68 subestações de clientes na tensão de subtransmissão, dos quais, 25 estão localizadas na região do Alto do Tietê e 43 na Vale do Paraíba. Destas subestações, 55 são de 88 kV e 13 de 138 kV. A rede primária da Bandeirante opera na tensão de 13,8 kV. A rede secundária opera em 220/127 V. O sistema possui 359 circuitos primários com extensão total de 12.250 km, e uma rede de baixa tensão de 220/127 V, com extensão de 12.200 km. Em dezembro de 2005, estavam instalados na rede de distribuição 49.649 transformadores, aproximadamente, com potência total de 2.488 MVA, distribuída por região conforme o quadro abaixo: Regional Quantidade (un) MVA (potência) Alto Tietê 24.473 1.260 Vale do Paraíba 25.176 1.228 Total 49.649 2.488 120 A tabela seguinte fornece algumas informações sobre o crescimento do sistema da Bandeirante, nas datas mencionadas. 2003 2004 2005 866 866 866 Quilômetros de redes MT/BT 23.788 24.135 24.432 Capacidade Instalada nas Subestações em VA: 3.012 3.031 3.052 43 44 44 MVA 2.378 2.434 2.488 Número 47.497 48.550 49.649 Número de Postes 468.795 476.039 482.106 Número de Lâmpadas de Iluminação Pública 302.066 309.021 313.254 Quilômetros de linhas AT Número de Subestações Transformadores de distribuição Mercado de Energia Elétrica A Bandeirante é a quarta maior distribuidora de energia elétrica do Brasil, em termos de volume de vendas, com mais de 1,3 milhão de clientes, atendendo as regiões do Alto Tietê e Vale do Paraíba. A Região do Vale do Paraíba engloba os seguintes municípios: Aparecida, Caçapava, Cachoeira Paulista, Canas, Cruzeiro, Potim, Roseira, Santa Branca, São José dos Campos, Guaratinguetá, Jacareí, Jambeiro, Lorena, Monteiro Lobato, Taubaté, Tremembé, São Sebastião, Caraguatatuba e Pindamonhangaba. A Região do Alto Tietê inclui as seguintes cidades: Biritiba-Mirim, Ferraz de Vasconcelos, Guararema, Guarulhos, Itaquaquecetuba, Mogi das Cruzes, Poá, Salesópolis, e Suzano. O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante (energia vendida a clientes finais, consumo próprio, energia em trânsito), no ano de 2005, foi de 12.315 GWh, o que representa um crescimento 1,0% em relação ao ano anterior, e de 12.188.848 GWh, no ano de 2004, representando um crescimento de 7,1% com relação ao ano de 2003, ambos os aumentos são reflexo do crescimento econômico na área de concessão da Bandeirante verificada nos setores de atividade do comércio por atacado, atividades imobiliárias, transporte, entre outros. Fornecimento de Energia Elétrica (em MWh) Energia Vendida aos Clientes Finais Suprimento a outras concessionárias Clientes de uso da rede Consumo próprio Energia distribuída exercício findo em 31 de dezembro 2004 / 2003 2003 2004 2005 (%) 9.539.520 8.811.987 8.003.912 (7,63) 2005 / 2004 (%) (9,17) 488.682 478.413 387.650 (2,10) (18,97) 1.348.640 4.000 2.896.202 2.246 3.917.924 5.083 114,75 (43,85) 35,28 126,31 11.380.842 12.188.848 12.314.569 7,10 1,03 121 Por outro lado, no ano de 2005, o consumo de energia foi de 8.004 GWh, tendo uma variação negativa de 9,2% em relação ao ano de 2004, e negativa de 7,6% se compararmos o ano de 2004 em relação a 2003. As variações negativas são decorrentes da migração de clientes para o regime de contratação livre, notadamente nas classes industrial e outros. 2003 2004 2005 (GWh) Var. Var. 04/03 05/04 % Residencial 2.132 2.283 2.307 7,1 1,1 Industrial 5.227 4.355 3.544 (16,7) (18,6) Comercial 1.180 1.235 1.318 4,7 6,7 Rural 85 86 88 1,5 1,8 Outros 916 853 747 (6,8) (12,4) 9.540 8.812 8.004 (7,6) (9,2) Total Forn. Fat. Clientes Finais Sazonalidade As atividades da Bandeirante não apresentam sazonalidade relevante, pois as características econômicas dos mercados que atendem, industrial, residencial e comercial, sejam de mercados cativos, sejam de Consumidores Livres, proporcionam uma compensação, mantendo relativamente uniforme o fluxo total de energia ao longo de todo o ano. Ademais, a infra-estrutura de transmissão e distribuição de energia elétrica não apresenta nenhuma característica estrutural ou operacional que a sujeite à sazonalidade. A receita e os resultados da Companhia são influenciados de forma mais significativa pelo desempenho da economia regional de sua área de concessão. Fornecedores Por ser uma distribuidora de energia elétrica, a Companhia depende basicamente da energia elétrica que lhe é suprida pelas empresas de geração de energia elétrica. Como a Bandeirante não possui empreendimento de geração, a energia necessária ao atendimento do seu mercado é, integralmente, adquirida de terceiros. Em 31 de dezembro de 2005, a compra de energia elétrica, incluindo os encargos de conexão e uso do sistema, representou 64,5% dos custos e despesas operacionais da Companhia. Atualmente, os CCEAR, firmados no Leilão em 7 de dezembro de 2004, representam 20,6% do total de energia elétrica comprada para 122 o ano de 2005 e o suprimento com Itaipu representa 42,1% do total de energia elétrica. A tabela a seguir mostra os montantes de energia elétrica comprada pela Emissora nos últimos 3 (três) exercícios e os respectivos fornecedores: Itaipu Contratos Iniciais Contratos Leilão Bilaterais Intragrupo 2003 2004 2005 Itaipu. 4.088.940 4.088.317 4.153.470 0,0 1,6 Furnas 2.545.235 1.565.800 876.000 (38,5) (44,1) Cesp 2.265.259 2.436.990 779.640 7,6 (68,0) Tietê 871.743 536.286 300.030 (38,5) (44,1) Paranapanema 680.850 418.851 234.330 (38,5) (44,1) Emae 528.136 649.807 181.770 23,0 (72,0) Leilão 2005 - - 2.037.559 n.a. n.a. Enertrade - 263.520 306.600 n.a. 16,3 12.356 12.356 12.356 0,0 0,0 113.779 113.779 113.779 0,0 0,0 Fafen Curto Prazo e Compras no Mercado - - 876.000 n.a. n.a. - 356.919 17.487 0,0 (95,1) Própria - - - n.a. n.a. 11.106.298 10.442.626 9.889.020 (6,0) (5,3) EDP Lajeado Curto Prazo Geração Própria Var. Realizado + Ajustes Investco Bilaterais Outros Var. Realizado + Ajustes Volume de Energia Comprada/Gerada – Contratada (MWh) Total 04/03 05/04 % A queda observada no volume de energia comprada pela Bandeirante deveu-se à diminuição dos volumes contratados nos Contratos Iniciais (ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), extintos em 2005. Essa diminuição nos volumes dos Contratos Iniciais não foi acompanhada de compra de substituição no mesmo montante, pois a Bandeirante pôde ajustar melhor suas compras ao volume de energia fornecido a clientes finais (além do fato de ter diminuído a energia vendida com a saída de Consumidores Livres – ver Seção “Atividades da Emissora – Clientes”). Itaipu: As distribuidoras do Sul, Sudeste e Centro-Oeste, incluindo a Companhia, são obrigadas a comprar energia de Itaipu a tarifas com base no Dólar, de forma a custear as despesas operacionais de Itaipu e os pagamentos de principal e juros sobre os empréstimos em Dólares tomados por Itaipu, bem como o custo de transmissão dessa energia ao SIN. Dessa forma, as flutuações da taxa de câmbio do Dólar para o real afetam o custo, em termos reais, da energia elétrica que as distribuidoras são obrigadas a comprar de Itaipu. Alterações 123 no preço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variações dos custos da Parcela A, conforme discutido no item “Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu” da Seção "Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”. Em 2003, 2004 e 2005, a Bandeirante teve uma despesa com Itaipu de R$ 368 milhões, R$ 375 milhões e R$ 329 milhões, respectivamente. Contratos bilaterais: Em 2005, a Bandeirante contratou 1.309 GWh, por meio de contratos bilaterais. Leilão: A Bandeirante adquiriu 2.038 GWh da energia, em leilões de transição para o novo modelo do setor elétrico destinados às distribuidoras de energia elétrica, até o final de 2005. Contratos Iniciais: A Bandeirante adquiriu, em 2005, 2.372 GWh para suprimento de energia por meio dos Contratos Iniciais que foram extintos ao final de 2005. Contratos de curto prazo: Contratos de compra de energia elétrica com prazo de até 6 meses. Tendo em vista a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a utilização desses contratos tende a diminuir, uma vez que as distribuidoras deverão ter 100% de sua demanda contratada. Além disso, o Novo Modelo permite o repasse para a tarifa de até 3% de sobrecontratação do fornecimento da distribuidora para o ano. Os contratos relevantes referentes ao fornecimento de energia elétrica para a Bandeirante estão descritos abaixo no item “Contratos Relevantes – Contratos Operacionais – Contratos de Compra e Venda de Energia”. Em 2005, a Bandeirante comprou um total de 9.872 GWh para o atendimento do seu mercado e para as perdas no seu sistema, mediante a homologação dos contratos iniciais, bilaterais de longo prazo e energia oriunda de Itaipu. Em relação a 2004, verificou-se uma queda de 214 GWh, que se deveu aos requisitos do mercado cativo da Emissora. As reduções nos montantes de compra ocorridas nos anos de 2004 e de 2005 estão diretamente relacionadas às reduções no mercado de fornecimento, pois os clientes que migraram para o regime de contratação livre (os Consumidores Livres) compram energia diretamente dos supridores. A Bandeirante efetuou, em 2005, transações de compra de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, no montante de 17.487 MWh pelo valor de R$ 419 mil. Clientes Os consumidores da Bandeirante podem ser subdivididos em sete categorias distintas: (i) industriais; (ii) comerciais; (iii) residenciais; (iv) rurais; (v) poderes públicos; (vi) iluminação pública; e (vii) serviços públicos. 124 A participação no mercado da Bandeirante, em dezembro de 2005 e dezembro de 2004, relativa a cada uma das categorias acima elencadas, está descrita na tabela abaixo: exercício findo em 31 de dezembro de 2005 e 2004 Nº de Consumidores Fornecimento de Energia Elétrica MWh Var. 05/04 % % 2005 2004 Total (%) Total 1.164.452 91,5 1.175.375 91,6 0,9 8.406 0,7 8.204 0,6 (2,4) Residencial Industrial Comércio, serviços e outras 83.365 atividades Rural 7.906 Poder público 6.405 Iluminação pública 1.100 Serviço público 895 Consumo próprio 105 Total do fornecimento faturado 1.272.634 6,6 83.473 6,5 0,1 0,6 7.835 0,6 0,5 6.363 0,5 0,1 1.127 0,1 0,1 911 0,1 0,0 99 0,0 100,0 1.283.387 100,0 (0,9) (0,7) 2,5 1,8 (5,7) 0,8 Var. 05/04 % % 2005 2004 Total (%) Total 2.282.686 25,9 2.307.300 28,8 1,1 4.354.868 49,4 3.543.929 44,2 (18,6) 1.235.234 14,0 1.318.081 16,5 6,7 86.131 1,0 87.673 1,1 212.464 2,4 211.999 2,6 305.593 3,5 305.802 3,8 335.011 3,8 229.128 2,9 2.246 0,0 5.803 0,1 8.814.233 100,0 8.008.995 100,0 1,8 (0,2) 0,1 (31,6) 158,4 (9,1) Em 31 de dezembro de 2005, o número total de clientes da Bandeirante era de 1,3 milhão. A Companhia atende as regiões do Alto do Tietê e do Vale do Paraíba. Na região do Alto do Tietê, a Companhia atende a 9 municípios. Segundo o censo demográfico realizado em 2000 pelo IBGE, essa região tinha uma população de 2.203.682 habitantes. O consumo em 2005 foi de 4.240 GWh, que representa 52,98% da energia vendida pela Bandeirante. A participação no mercado na região do Alto Tietê, em dezembro de 2005, relativa a cada uma das categorias de consumidores está descrita na tabela abaixo: Classe de Consumo Consumo (MWh) Clientes Residencial Industrial Comercial Rural Poderes Públicos Iluminação Pública Serviços Públicos 1.124.875 2.028.702 706.759 50.319 79.917 144.219 105.423 588.662 3.974 37.777 3.173 2.462 398 261 Total 4.240.214 636.707 A Companhia fornece energia a 19 municípios na região do Vale do Paraíba, região que, segundo o censo demográfico realizado no ano de 2000, possuía uma população de 1.712.930 habitantes. O consumo em 2005 foi de 3.764 GWh, correspondendo a 47,02% da energia vendida pela Bandeirante. A participação no 125 mercado na região do Vale do Paraíba, em dezembro de 2005, relativa a cada uma das categorias de consumidores está descrita na tabela abaixo: Classe de Consumo Consumo (MWh) Clientes Residencial Industrial Comercial Rural Poderes Públicos Iluminação Pública Serviços Públicos 1.182.425 1.515.227 611.322 37.354 132.082 161.583 123.705 586.713 4.230 45.696 4.662 3.901 729 650 Total 3.763.698 646.581 A Bandeirante faturou 8.008.995 MWh para os clientes cativos e consumo próprio no período findo em 31 de dezembro de 2005, representando uma redução de 9,1% em relação ao mesmo período do ano anterior. Essa redução é devida basicamente à migração de clientes cativos para a condição de livres. Ressalta-se que a saída de clientes cativos não afeta o resultado da Companhia, pois esses clientes continuam remunerando a prestação de serviço por meio da TUSD. A energia elétrica vendida no mercado cativo em 2005 apresentou variações conforme cada classe de consumo: • A classe residencial teve um volume de vendas de 2.307 GWh, representando um crescimento de 1,1% em relação ao ano de 2004; • A classe industrial teve um total de energia vendida de 3.544 GWh, representando um decréscimo de 18,6% em relação ao ano anterior, que está associado à migração de consumidores industriais para o mercado livre. Se não tivesse ocorrido esta migração, as vendas de energia na classe industrial teriam apresentando um crescimento de 2,7%; • A classe comercial teve um crescimento de 6,7% em relação ao ano anterior, com volume de vendas de 1.318 GWh no ano; • As demais classes totalizaram 835 GWh em energia vendida, o que corresponde a um decréscimo de 11,1% em relação a 2004, devido, principalmente, à migração de consumidores da classe serviço público para o mercado livre. Durante o ano de 2005, a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante para o mercado livre e para outras concessionárias totalizou o montante de 4.306 GWh, o que representa um crescimento de 27,6%, em relação ao ano anterior. 126 Com relação ao número de clientes faturados, a Companhia encerrou o ano de 2005 com 1.283.288 clientes faturados, representando um crescimento de 0,8% sobre o ano anterior. A tabela abaixo apresenta o número de clientes, o volume de energia vendida e distribuída e a receita líquida por classe de consumo de clientes finais para o período de 2003, 2004 e 2005. 2003 Clientes Faturados Unid. 2004 Volume Receita Operacional Clientes Faturados Unid. Unid. Unid. 2005 Volume Receita Operacional Clientes Faturados Volume Receita Operacional (GWh) (R$ mil) Unid. (GWh) (R$ mil) 1.133.687 2.132 583.466 1.164.452 2.283 697.817 1.175.375 2.307 722.724 Industrial 8.625 5.227 682.035 8.406 4.355 675.058 8.204 3.544 638.106 Comercial 81.250 1.180 262.670 83.365 1.235 307.632 83.473 1.318 337.673 Rural 7.791 85 12.386 7.906 86 14.727 7.835 88 15.461 Outros 7.753 916 141.948 8.400 853 154.583 8.401 747 150.665 1.239.106 9.540 1.682.504 1.272.529 8.812 1.849.817 8.004 1.864.629 1.837 34.092 31 3.375 121.825 62 4.306 230.980 105 2 99 5 1.272.665 12.189 1.283.449 12.315 Residencial Total Forn. Fat. Clientes Finais Clientes de Uso da Rede Consumo próprio Total energia distribuída 118 4 1.239.224 11.381 1.716.596 1.971.642 2.095.609 Receita Operacional = Receita Bruta (-) (ICMS, ECE e EAEEE, ICMS sem ECE e EAEEE e RTE) Concorrência Dentro de sua área de concessão, a Emissora não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica a consumidores residenciais, comerciais e industriais supridos na baixa tensão. No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com a Emissora na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como Consumidores Livres. Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda seja igual ou superior a 3 MW, atendido na tensão de 69 KV, ou novos consumidores, com início de fornecimento a partir de 1998, com demanda igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer tensão, ainda atendidos pela sua concessionária de distribuição, não tendo exercido a opção de se tornarem Consumidores Livres. Adicionalmente, consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3000 kW têm a faculdade de contratar energia gerada em empreendimentos de fontes alternativas ou fontes renováveis, como PCHs ou biomassa. 127 É ainda permitida a atuação de cooperativas de eletrificação rural (sob regime de autorização), conforme legislação vigente, na área de concessão da Companhia. A operação da rede de distribuição dá-se em ambiente de monopólio legal, sendo os serviços de rede remunerados por meio da TUSD. A Lei de Concessões exige que as empresas de distribuição e transmissão de energia elétrica permitam que terceiros utilizem suas redes e instalações, mediante pagamento de TUSD e possibilita aos Consumidores Livres firmar contratos com outros fornecedores para suprimento de energia elétrica. Dessa maneira, grandes consumidores de eletricidade dispõem hoje de várias alternativas de suprimento de energia, tais como contratar diretamente com empresa de geração ou comercialização de energia elétrica, e pagar tarifa a uma empresa de distribuição e transmissão. Assim, os clientes localizados dentro das áreas de concessão da Companhia, tanto cativos como livres, utilizam a rede de distribuição para ter acesso à energia elétrica, remunerando a Emissora por meio da TUSD. A migração de consumidores para o mercado livre influenciou o perfil dos clientes no total de vendas de energia e participação na receita. Atendimento ao Cliente Além dos escritórios comerciais e centros de atendimento localizados de forma a evitar transtornos e custos indevidos ao cliente, a Bandeirante complementou o atendimento implementando novas modalidades em 2003, como o atendimento via internet e a disponibilização de terminais em Postos de Atendimentos e em outros locais da sua área de concessão. Adicionalmente, a “Rede Fácil” – um meio alternativo de pagamento da conta de energia elétrica que funciona fora do horário bancário – esteve presente em 23 municípios da área de concessão, com aproximadamente 130 estabelecimentos comerciais credenciados. A utilização da via telefônica é, atualmente, a principal opção de acesso do cliente às concessionárias distribuidoras de energia elétrica. Considerando que o motivo que leva o solicitante a acessar esse tipo de central telefônica pode ser de caráter emergencial – situações de risco ou falta de energia –, o atendimento às ligações deve ser realizado com extrema agilidade. Com esse objetivo, e de acordo com sua visão de ser reconhecida como a empresa de referência do setor, buscando sempre a melhoria da qualidade dos serviços prestados e com foco na constante elevação da satisfação de seus clientes, a Bandeirante, em abril de 2004, colocou em operação seu novo Call Center, em parceria com a Dedic, uma empresa do Grupo Portugal Telecom, certificada pela NBR ISO9001:2000. A nova central emprega tecnologia de última geração e tem capacidade de atender a – e gravar digitalmente – 200 mil ligações/mês. Estima-se que 80% das ligações serão atendidas em até 20 segundos. Para a solicitação dos serviços de consulta de débitos, emissão de 2ª via de conta, informe de leitura e solicitação de religação, o teleatendimento pode ser feito de forma automatizada (URA), sem a interferência humana, proporcionando uma maior agilidade na prestação do serviço. 128 Tarifas As tarifas são cobradas pela Bandeirante com base nos seguintes fatores: (i) classificação do consumidor em relação aos grupos de demanda (A e B); (ii) potência demandada e efetivamente consumida; (iii) energia efetivamente consumida; (iv) meses do ano em que é efetuado o fornecimento; e (v) o horário de fornecimento. Os critérios expostos acima são utilizados na definição de dois sistemas tarifários: o horo-sazonal e o convencional. O sistema horo-sazonal é aplicável somente aos consumidores do grupo A, ou seja, aqueles cuja tensão demandada seja igual ou superior a 13,8 KV, que optarem por este sistema. Os consumidores desse grupo pagam, de acordo com a potência contratada e efetivamente utilizada e pela quantidade de energia efetivamente consumida. O valor da tarifa é calculado com base no horário (de ponta ou fora de ponta) e nos períodos do ano (secos ou úmidos) de fornecimento. O sistema tarifário convencional é aplicável a todos os consumidores do grupo B e aos consumidores do grupo A que não optarem pelo sistema horo-sazonal, sendo calculado sobre a energia efetivamente consumida, sem considerar horário ou sazonalidade. Em relação a estes consumidores do grupo A, também é aplicada à tarifa em função do maior dos valores obtidos entre a demanda máxima registrada ou a contratada. As tarifas de fornecimento de energia elétrica estão sujeitas aos seguintes procedimentos de reajuste e revisão: • Reajuste Anual – no caso da Bandeirante, é realizado em 23 de outubro de cada ano, com base em uma fórmula que visa (a) compensar variações nos custos da Bandeirante representados pela cota da RGR, pela CCC e pela CDE, pelos encargos da compensação financeira pela utilização de recursos hídricos, pela TFSEE, pelos encargos de conexão e uso do sistema de transmissão e pela compra de energia elétrica para revenda (conhecidos como “Parcela A”), e (b) atualizar a parte das tarifas que não corresponda àqueles custos (excluído o ICMS) por índice de inflação (o IGPM ou índice que o substitua) (conhecida como “Parcela B”); • Revisão Extraordinária – pode ser solicitada pela concessionária a qualquer tempo, caso ocorram alterações significativas nos seus custos (principalmente no que se refere à criação, alteração ou extinção de tributos, exceto o imposto sobre a renda), de modo a restaurar o equilíbrio econômicofinanceiro do Contrato de Concessão; • Revisão Tarifária Periódica – no caso da Bandeirante, ocorre a cada 4 anos, e visa o equilíbrio financeiro da concessão. Para definir as novas tarifas, são consideradas as mudanças ocorridas na estrutura de custos e de mercado das concessionárias e a taxa adequada de retorno sobre os investimentos realizados. São ainda considerados os ganhos futuros de eficiência que serão obtidos pelas distribuidoras de energia elétrica, denominado Fator X. O valor do Fator X é definido de acordo com metodologia estabelecida na Resolução ANEEL n.º 55, de 5 de abril de 2004, que considera os 129 ganhos de produtividade da concessionária, previsto para o próximo período tarifário, decorrentes de crescimento de mercado, avaliação do grau e satisfação do consumidor e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro definido na revisão tarifária. Esse Fator X poderá ser acrescido ou diminuído da variação do IGPM, constante da fórmula de reajuste para definição do IRT, e objetiva compartilhar os ganhos de eficiência com os consumidores, podendo ser aplicado como possível redutor nos reajustes anuais das distribuidoras, até a próxima revisão tarifária periódica. Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD Um consumidor que opte pelo mercado livre continua pagando a TUSD ao distribuidor local. Assim, a diminuição da arrecadação decorrente da saída do consumidor não impõe à distribuidora redução nas margens de lucro estabelecidas, uma vez que a remuneração dos investimentos está alocada na TUSD, parcela que permanece sendo auferida pela distribuidora, mesmo quando da opção do consumidor livre por outro supridor de energia. A tabela abaixo apresenta a receita bruta devida ao uso da rede da Bandeirante por Consumidores Livres e concessionárias (energia em trânsito pelo sistema de distribuição da Companhia). Para mais informações vide Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil – Tarifas pelo Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão”. R$ milhões 2004 2005 Receita bruta devida do uso da rede por Consumidores Livres e concessionárias 144 276 No acumulado de dezembro de 2005, a receita dos serviços de uso da rede da Bandeirante evoluiu em mais de 92,5%, em comparação com o mesmo período de 2004. Tal performance ocorreu em função (i) do aumento do volume de energia distribuído a clientes livres, (ii) do número de clientes livres, e (iii) da reestruturação e reajuste da tarifa (TUSD). Revisão Tarifária Após quatro anos consecutivos de reajustes anuais, as tarifas da Bandeirante passaram pelo processo de revisão tarifária periódica em 2003, conforme estabelecem as regras do Contrato de Concessão. Ao mesmo tempo, o órgão regulador procedeu à abertura das tarifas de fornecimento nos componentes “fio” e “energia” e deu início à eliminação gradual dos subsídios implícitos na estrutura tarifária, mediante o processo de “realinhamento tarifário”, conforme determinação legal. A revisão tarifária periódica obedece a métodos e critérios do regulador e consiste no ajuste do nível da receita para adequar aos custos operacionais eficientes e contemplar a remuneração e depreciação dos investimentos prudentes. Sob a ótica dos custos operacionais, parte se refere aos componentes de custos não gerenciáveis, denominados “Parcela A”, os quais são integralmente repassados à tarifa analogamente à forma utilizada no reajuste, os demais custos operacionais são aferidos pelo regulador de forma a reconhecer os 130 custos eficientes. A aferição da remuneração leva em conta uma taxa de remuneração de ativos e uma taxa de depreciação média aplicadas sobre os investimentos prudentes reconhecidos como Base de Remuneração Regulatória (BRR). Este valor decorre de uma análise do conjunto de ativos empregados na prestação do serviço público de energia elétrica e é constituída pelo (i) ativo imobilizado em serviço, avaliado e depreciado, (ii) almoxarifado de operação, (iii) ativo diferido, (iv) obrigações especiais e (v) capital de giro, conforme estabelecido pela Resolução nº 493, de 3 de setembro de 2002. Na revisão tarifária de 2003 da Bandeirante, o índice de reposicionamento homologado provisoriamente pela ANEEL por meio da Resolução nº 566, de 22 de outubro de 2003, foi de 18,08%, dos quais 14,68% foram imediatamente aplicados às tarifas e o restante diferido em três parcelas anuais. O parcelamento do reposicionamento tarifário consistiria na aplicação em etapas do índice de reposicionamento, de forma a atenuar eventuais impactos sobre os consumidores de energia elétrica. Em outubro de 2004, ainda provisoriamente, a ANEEL decidiu rever o valor da Base de Remuneração Regulatória (BRR) da Bandeirante. Em função dessa alteração, por meio da Resolução Homologatória nº 243, de 18 de outubro de 2004, o índice da revisão tarifária fixado em outubro de 2003 foi reduzido de 18,08% para 10,51% e o parcelamento do reposicionamento tarifário tornou-se desnecessário. Na reunião extraordinária pública de diretoria da ANEEL, ocorrida em 18 de outubro de 2005, foi deliberada a definição do valor final da BRR líquida em R$998 milhões (base setembro de 2003), em substituição ao valor preliminar de R$1.092 milhões anteriormente estabelecido, bem como ajustes nos custos operacionais da empresa de referência, o que resultou na alteração do índice de reposicionamento tarifário de 2003 de 10,51% para 9,67%, de forma definitiva. Em decorrência, há uma diferença entre as receitas recebidas baseadas nos reposicionamentos tarifários provisórios de 14,68% e 10,51%, aplicados nos períodos tarifários de 23 de outubro de 2003 a 22 de outubro de 2004 e de 23 de outubro 2004 a 22 de outubro de 2005, respectivamente, e o reposicionamento tarifário final de 9,67%, correspondendo a um valor financeiro a devolver de R$ 102.292, que será contemplado no reajuste das tarifas de energia elétrica da Bandeirante que vigorarão no período entre 23 de outubro de 2005 e 22 de outubro de 2006. Embora a Companhia aguarde a divulgação de informações técnicas complementares, já deu entrada na ANEEL de recurso administrativo solicitando reconsideração da decisão. As informações técnicas, especialmente as notas técnicas da ANEEL que fundamentam a homologação dos índices da revisão tarifária e do reajuste tarifário, deverão trazer as informações detalhadas que possibilitem completa análise e mensuração dos valores econômico-financeiros reconhecidos na revisão. Os efeitos econômico-financeiros e fiscais, decorrentes do reposicionamento tarifário mencionado no Comunicado ao Mercado divulgado pela Energias do Brasil em 19 de outubro de 2005 tiveram seus efeitos contábeis registrados, líquidos das provisões já constituídas ao longo do 4º trimestre de 2005. 131 Reajustes Tarifários No processo de reajuste tarifário, a ANEEL considera a variação de custos que a empresa incorre nos doze meses anteriores a outubro de 2005 – esta variação é o reajuste propriamente dito, sendo complementado por eventuais reconhecimentos de ajustes financeiros. A fórmula de cálculo do reajuste inclui custos gerenciáveis (que compõem a chamada Parcela B), sobre os quais incide o IGPM ajustado pelo Fator X, e custos não gerenciáveis (Parcela A) repassados integralmente às tarifas, tais como energia comprada de geradoras, encargos setoriais e de transmissão. Também são acrescidos ao percentual resultante desta fórmula ajustes financeiros reconhecidos pela ANEEL na Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) e outras variações. A Resolução Homologatória nº 227, de 18 de outubro de 2005, determinou um reajuste das tarifas da Bandeirante de, em média, 8,86% negativo, para o período de 23 de outubro de 2005 a 22 de outubro de 2006, a ser aplicado sobre uma “tarifa de referência” utilizada pela ANEEL, composto de: • 7,66% negativo, relativo ao reajuste tarifário anual propriamente dito, que contempla, principalmente, as reduções de 4,42% advinda de menores custos na aquisição de energia para distribuição e de 3,63% para ajuste na parcela B no exercício de 2005; e • 1,20% negativo, relativo aos componentes financeiros externos ao reajuste tarifário anual e inclui, principalmente, a redução de 5,56% relativa aos efeitos da definição do índice de reposicionamento tarifário descrito acima, o qual será aplicado exclusivamente no período tarifário 2005/2006. Ressalta-se que, a partir do reajuste tarifário de 2005, está sendo aplicado novo tratamento para o Programa de Integração Social – PIS/PASEP e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS, sendo a incidência destes tributos, com suas novas alíquotas, excluída da composição das tarifas, passando a ser aplicada diretamente nas faturas de energia, a exemplo do que já se pratica com o ICMS. Assim, na prática, o ajuste da parcela B corresponde a 0,74%, pois a exclusão do PIS/PASEP e da COFINS das tarifas de fornecimento representa a -4,37 p.p. do ajuste de negativo de 3,63% da parcela B. Repasse PIS e COFINS O aumento do PIS (de 0,65% para 1,65%) como também da COFINS (de 3,00% para 7,60%) são repassados às tarifas, constituindo um ativo regulatório. Enquanto aguarda definição por parte da ANEEL, a Companhia não registrou até o momento qualquer atualização monetária sobre o saldo a receber, que em dezembro de2005 é de R$ 30.439 mil. Vendas A tabela abaixo demonstra a composição da receita de vendas, nos últimos 3 (três) anos: Em 2004, a receita bruta de vendas da Companhia foi de R$ 2.509.001 mil, passando para R$ 2.667.924 mil, em 2005, equivalente a um incremento de 6,3 %, devido, principalmente, ao reajuste tarifário ocorrido em 2005, apesar de uma diminuição de 9,2% no consumo de energia elétrica. A tabela abaixo apresenta os valores nos últimos 3 exercícios sociais: Descrição Receita Operacional Bruta (R$ mil) Receita Operacional Líquida (R$ mil) dezembro de 2003 2.265.930 1.695.526 132 dezembro de 2004 2.509.001 1.822.806 dezembro de 2005 2.667.924 1.976.388 Faturamento e Arrecadação O procedimento utilizado para faturamento e cobrança da energia elétrica fornecida é determinado pela categoria do consumidor. As leituras de medidores e o faturamento ocorrem em intervalos de aproximadamente 30 dias, com exceção dos consumidores rurais, cuja leitura pode ser realizada em uma periodicidade de até 3 meses, observado que, caso o consumidor rural faça a autoleitura, a distribuidora deverá fazer leitura do medidor a cada 12 meses. As faturas de energia elétrica são preparadas com base na leitura de medidores ou no uso estimado e encaminhadas em aproximadamente 3 dias úteis após a leitura. O prazo de vencimento da fatura é de 5 dias úteis a contar da data da entrega da fatura, sendo esse prazo de 10 dias úteis para os consumidores classificados como Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Cooperativa de Eletrificação Rural. Na hipótese de inadimplência, uma notificação é encaminhada ao consumidor inadimplente, concedendo prazo para que o saldo devedor seja quitado. Na Bandeirante o sistema de faturamento permite o envio da notificação após 5 dias do vencimento da fatura para todos os consumidores. Caso o pagamento não seja recebido em até 15 dias, o fornecimento de energia elétrica do consumidor inadimplente está sujeito à suspensão. Em 31 de dezembro de 2004, o índice de inadimplência em relação ao faturamento anual da Bandeirante foi de 1,37%, e em 31 de dezembro de 2005, de 1,10%. Débitos de Liquidação Duvidosa e Contas Pendentes As provisões para créditos de liquidação duvidosa são constituídas de acordo com a norma do Manual de Contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica da ANEEL e após criteriosa análise das contas a receber vencidas, sendo considerada pela administração da Companhia suficiente para cobrir eventuais perdas na realização dos valores a receber, inclusive títulos a receber. Em 31 de dezembro de 2005, a provisão para créditos de liquidação duvidosa somava R$ 15.338 mil. A tabela abaixo ilustra o histórico da provisão nos últimos três exercícios sociais: Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa Discriminação 2003 2004 2005 PDD 5.979 20.687 15.338 O índice de inadimplência, assim como o saldo da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, apresentou uma redução no ano de 2005, causada pela regularização do faturamento da Companhia resultantes da implantação do novo sistema comercial (CCS). A Companhia possui projetos direcionados à redução destes saldos e indicadores. O índice de inadimplência é calculado como a média de 12 meses de Provisão para Devedores 133 Duvidosos somada às perdas líquidas do período sobre a média de 12 meses do total de receita de fornecimento faturado e receita de disponibilização da rede de distribuição. A evolução do índice encontra-se no quadro abaixo: Índice de Inadimplência 2003 2004 2005 0,82% 1,37% 1,10% Em 31 de dezembro de 2005, a Companhia tinha um total de contas vencidas no valor aproximado de R$ 107.863 mil, sendo que a Companhia possuía o montante provisionado de R$ 15.338 mil. A tabela a seguir descreve o perfil dos saldos vincendos da Companhia: Vencidos até 90 dias Vencidos há mais de 90 dias 31/12/2004 31/12/2005 42.094 36.573 12.245 111.530 90.912 3.969 12.458 8.901 58.983 25.328 28.325 10.648 12.817 7.466 39.141 30.931 145 557 342 144 1.376 1.043 Saldos Vincendos Total Curto Prazo Total Longo Prazo 31/12/2004 31/12/2005 Consumidores Residencial Industrial Comércio, Serviços e Outras Atividades Rural Poder Público Federal 1.193 326 77 2.469 1.596 Estadual 1.893 496 279 3.129 2.668 Municipal 2.316 1.133 1.816 4.472 5.265 Iluminação Pública 1.130 1.133 5.636 21.302 7.899 1.561 1.298 2.357 1.980 5.216 10.591 560 45 6.063 11.196 (2.537) (468) (2.537) 1.037 4.009 1.037 122.414 136.448 122.414 Serviço Público Parcelamento de débitos (-) Arrecadação em processo de classificação Outros créditos Fornecimento não faturado 12 10.857 29.858 Ativos regulatórios Perdas de receita 71.181 76.789 71.181 110.805 14.747 Energia livre 30.208 32.731 30.208 68.819 6.620 PIS e COFINS das Geradoras Fornecimento não faturado diferimento tarifário (-) Provisão para diferimento tarifário 6.307 Outros ativos regulatórios 4.339 6.307 52.691 (52.691) 308.901 67.136 4.049 4.339 38.966 504.003 415.003 190.481 79.707 1.761 2.307 3.166 14.072 11.070 Concessionárias Energia de curto prazo Encargos de uso da rede elétrica 1.405 2.022 2.957 2.022 Outros 1.063 42.281 1.063 1.761 47.545 6.251 (15.338) -20.687 (15.338) 25.389 530.861 405.916 4.490 - (-) Provisão para créditos de liquidação duvidosa Total 313.391 67.136 134 18.330 14.072 29.400 204.553 109.107 Em razão do disposto na Lei n.º 10.848/04, a Companhia poderá melhorar a sua arrecadação, na medida em que tais normativos estabelecem mecanismos que possibilitam o combate à inadimplência, uma vez que estabelecem que as concessionárias e permissionárias de distribuição poderão condicionar a continuidade de fornecimento aos usuários inadimplentes, excetuados consumidores que prestem serviços públicos essenciais, de mais de uma fatura mensal em um período de 12 meses: (i) ao oferecimento de depósito-caução, limitado ao valor inadimplido, não aplicável aos consumidores integrantes da Classe Residencial; e (ii) à comprovação de vínculo entre o titular da unidade consumidora e o imóvel onde se encontra, não aplicável ao consumidor integrante da Subclasse Residencial Baixa Renda. Na hipótese de inadimplência de consumidor apto à livre aquisição de energia, a concessionária poderá exigir que o usuário inadimplente apresente contrato de compra de energia com outro agente, para utilizar-se do serviço de distribuição. Perdas de Energia Os resultados financeiros são afetados por perdas de energia elétrica, uma vez que essa energia poderia de outra forma ter sido distribuída a consumidores finais ou outras concessionárias, reduzindo as necessidades de compra de energia para revenda. As perdas de energia estão divididas em duas categorias básicas: perdas técnicas, que são inerentes ao fluxo de energia elétrica através do sistema de distribuição e, perdas comerciais, que são as que resultam de conexões ilegais e fraudes. Cabe salientar que as perdas técnicas são intrínsecas ao transporte de energia, podendo ocorrer tanto na transmissão quanto na distribuição de energia, na medida em que estão associadas à dissipação da energia ocorrida na rede elétrica. Portanto, trata-se de quantidade de energia não consumida pelos clientes. As perdas comerciais consistem na quantidade de energia efetivamente consumida pelos clientes, mas não convertida em receita de vendas de energia, em decorrência de ligações clandestinas, medidores fraudados ou medidores defeituosos, entre outros. Em 2005, o aumento das perdas decorreu da mudança do critério de medição das perdas técnicas adotado pela ANEEL, do aumento de furtos de energia elétrica, bem como do aperfeiçoamento do tratamento das informações proporcionado pelo sistema comercial. A tabela abaixo apresenta dados relacionados às perdas técnicas e comerciais: Técnica Comercial Total 2003 6,8% 1,3% 8,1% 135 2004 7,5% 1,7% 9,2% 2005 8,1% 2,4% 10,5% Nota-se, assim, que os índices de perdas comerciais e técnicas vêm se deteriorando desde 2003. Combate às Perdas Comerciais A partir do racionamento de energia em 2001, o setor de energia elétrica brasileiro registrou um crescimento significativo nos percentuais de perdas comerciais. Considerando esse quadro, a Bandeirante intensificou as ações em 2005 e definiu um Plano de Combate às Perdas Comerciais para o triênio 2006/08, com o objetivo de reduzir essas perdas, com metas e objetivos quantificados e critérios de retorno financeiro dos recursos aplicados. Na Bandeirante, com a intensificação das ações do Programa de Combate às Perdas Comerciais para o ano de 2005, foram realizadas 61.603 inspeções de campo, substituídos 21.511 medidores entre obsoletos, danificados e eletromecânicos por eletrônicos e adquiridos 10 veículos com equipamentos e ferramentas específicas, utilizando um recurso da ordem de R$ 6,0 milhões com um retorno financeiro de R$ 8,6 milhões, correspondente à recuperação de 39,8 GWh. A Bandeirante vêm implementando investimentos em manutenção preventiva e melhoria de redes elétricas, envolvendo redes de distribuição, linhas de transmissão e subestações, permitindo, entre outros, manter as perdas técnicas dentro de limites adequados. Em 2005, a Bandeirante tomou uma série de medidas para minimizar suas perdas, as quais resumimos a seguir: (i) aumentou o número de equipes preparadas e dotadas de equipamentos especiais de detecção de fraude, tendo detectado 1.700 irregularidades no seu sistema; (ii) promoveu a regularização de áreas clandestinas, tendo regularizado 2.300 ligações; e (iii) substituiu 7.500 medidores defeituosos. 136 Qualidade dos Serviços Prestados O nível de qualidade e eficiência do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição de energia elétrica é demonstrado pelos índices de DEC (duração média das interrupções, medido em horas por consumidor por ano) e FEC (freqüência das interrupções, medido em número de interrupções por consumidor por ano). As metas de DEC e FEC a serem observadas pelas concessionárias são definidas pela ANEEL e publicadas na conta do consumidor. No ano de 2004, em conseqüência de investimentos realizados nas redes, na modernização e na automação do sistema elétrico, além da criteriosa utilização de recursos na gestão e manutenção, os índices DEC e FEC apresentaram melhoras significativas em relação ao ano anterior, deixando a Bandeirante em situação confortável quanto ao cumprimento dos padrões estabelecidos para aquele período. Em 31 de dezembro de 2005 o DEC foi de 9,17 horas, enquanto no mesmo período anterior tinha sido de 6,75, ambos abaixo da meta ANEEL de 12,58 horas. O gráfico abaixo mostra a DEC para os períodos indicados: Em 31 de dezembro de 2005 a FEC – Freqüência equivalente de Interrupção por Consumidor índice que mede o número médio por cliente, de interrupções no fornecimento de energia elétrica foi de 6.62, enquanto que no mesmo período anterior tinha sido de 5,76, ambos abaixo da meta ANEEL de 9,74. O gráfico abaixo mostra a FEC para os períodos indicados: 137 Estratégia da Companhia As principais diretrizes estratégicas da Bandeirante são: • a criação de valor para os acionistas através do aumento da produtividade e eficiência; • a modernização da Companhia como forma de sustentar os resultados e melhorar a qualidade do serviço prestado aos seus clientes; • e a implementação de políticas de desenvolvimento dos seus recursos humanos. A Bandeirante vem implementando medidas que visam a melhoria de eficiência, com especial destaque para a redução das despesas operacionais e para o combate ao desperdício, e participou ativamente no Programa de Eficiência realizado no âmbito do Grupo Energias do Brasil, buscando sinergias com as outras empresas do Grupo, promovendo iniciativas de eficiência que permitam reduzir as despesas operacionais As novas tecnologias introduzidas na rede elétrica e as tecnologias de informação implementadas colocam a Bandeirante entre as mais modernas empresas de distribuição de eletricidade do mundo. As ações de valorização e desenvolvimento profissional e pessoal dos colaboradores da Bandeirante têm vindo a merecer uma especial atenção por parte da gestão da Companhia, visando sustentar a criação de valor, suportar a modernização tecnológica e proporcionar o desenvolvimento e a qualidade de vida dos que trabalham na Bandeirante. A concretização dos investimentos em modernização, a melhoria da eficiência e o desenvolvimento dos colaboradores da Companhia permitiram um aumento significativo da produtividade e da qualidade de serviço. Investimentos Realizados A Emissora detém toda a inteligência dos estudos, projetos e tecnologias necessários às suas atividades, terceirizando a execução dos serviços em que a terceirização apresente vantagens de custo sem o comprometimento dos padrões de qualidade requeridos. A Bandeirante utiliza recursos de empréstimos a longo prazo e custos reduzidos para financiamento de parte de seus investimentos, objetivando alavancar tanto a capacidade de investir quanto a rentabilidade de seus acionistas. Os investimentos em 2005 foram de R$ 117 milhões. A maior parcela do investimento foi destinada à expansão do Sistema Elétrico, ao atendimento da demanda do mercado em níveis exigidos pela legislação e na manutenção da rede de modo a melhorar a qualidade dos serviços prestados aos clientes. Em 2005, houve redução no volume de investimentos em modernização, dado que esses investimentos foram concentrados nos anos de 2002 a 2004. 138 A Bandeirante tem realizado investimentos que visam o desenvolvimento e a melhoria dos serviços por ela prestados. Em 2004, foram investidos um total de R$ 53 milhões. Para 2005, os investimentos foram de R$ 66 milhões. A distribuição dos investimentos feitos nos últimos 3 anos, segue abaixo: Investimento Investimentos (em R$ mil) 2003 2004 2005 Expansão da Rede 31.938 41.808 52.927 Melhoramento da Rede 11.901 10.777 12.588 1.390 844 3.912 71.272 42.540 13.895 12.284 3.786 6.936 2.249 8.452 12.821 9.407 21.687 136.258 119.909 117.247 Telecomunicações e Informatica Modernização Pesquisa e Desenvolvimento Universalização e Luz Para Todos Outros Total Programa de Universalização e Luz para Todos O Programa de Universalização, no que diz respeito ao perímetro urbano dos municípios, foi integralmente concluído durante o ano de 2004, quando a Companhia efetuou a ligação de 42.976 unidades consumidoras, tendo suplantado a meta estabelecida. A Companhia estima que o valor a ser por ela despendido no programa de "universalização" será de R$ 7,4 milhões, não sendo um investimento relevante relativamente aos investimentos usuais previstos. No âmbito do Programa Luz para Todos, programa federal de eletrificação rural coordenado pelo Ministério de Minas e Energia, a Bandeirante deu forte impulso ao desenvolvimento econômico e social das áreas rurais onde atua. Com investimentos de R$ 8,5 milhões, levou energia elétrica a mais de 2.000 propriedades rurais no ano, totalizando 2.509 ligações no Programa. Para finalizar o programa está prevista a ligação de mais 3.708 unidades em 2006. Programa Integrado de Modernização O Programa Integrado de Modernização – PIM, iniciado em 2002, consolidou-se no exercício de 2005 com um investimento total de R$ 13,9 milhões, contribuindo decisivamente para dotar a Companhia de maior eficiência, agilidade e flexibilidade operacionais, reduzir custos, melhorar a qualidade dos serviços prestados aos clientes e assegurar a sustentabilidade dos resultados. 139 Incorporando as mais modernas tecnologias de supervisão e comando à distância, o Sistema de Controle e Comando – SCC permite, a partir do Centro de Operação do Sistema – COS, telecomandar equipamentos, monitorar e sinalizar, em tempo real, qualquer evento que ocorra na rede elétrica, reduzindo o tempo dos desligamentos e de atendimento aos clientes. Conforme previsto, o Programa Integrado de Modernização foi concluído em dezembro de 2005 e telecomanda as 57 subestações em operação na Companhia. No projeto de automação das redes de distribuição, que consiste no telecomando e telesupervisão, a partir do COS, de religadoras automáticas instaladas ao longo dos 12.000 km de rede de média tensão, via comunicação “wireless”, foram adquiridas novas unidades de microrremotas, totalizando 275 equipamentos já telecomandados. Em maio de 2005, entrou em produção o “PowerOn”, completando a implantação do Sistema de Informações Técnicas – SIT. Esta nova ferramenta permite trabalhar com o cadastro de toda a rede de distribuição georeferenciada, facilitando e agilizando o despacho de turmas e a localização das possíveis falhas associadas a reclamações de clientes. Para suporte aos sistemas e soluções implantadas pelo Programa Integrado de Modernização e incorporando as mais modernas tecnologias de telecomunicações e de segurança da informação, foi ampliada a rede corporativa de telecomunicações de alta capacidade, convergente, para transmissão de voz, dados e imagem, com a integração das 13 novas lojas de atendimento comercial e prestadores de serviço, destacando-se a integração com as demais empresas do Grupo Energias do Brasil. Expansão e melhoramento da rede Para atendimento da demanda do mercado, com níveis de qualidade exigidos pela legislação, em 2005, foram investidos R$ 66 milhões na expansão e adequação das redes elétricas, na ligação de novos clientes e na instalação de sistemas de medição e iluminação pública. Destaca-se a construção da estação de transformação em Maresias, no município de São Sebastião, agregando uma potência de 15 MVA e beneficiando diretamente a população do litoral Norte, principalmente nos períodos de verão. Foi também iniciada a construção da linha de transmissão Norte-Nordeste, localizada no Parque Ecológico do Tietê, que permitirá interligar duas estações terminais que suprem a Bandeirante e viabilizar o remanejamento, através do sistema de subtransmissão, de cargas de até 300 MVA, bem como postergar, sem prejuízo da qualidade de serviço, investimentos significativos na ampliação destes terminais. Adicionalmente, esta obra aumentará a qualidade e confiabilidade do fornecimento de energia elétrica ao município de Guarulhos. Também foram ampliadas as estações de transformação Valter José dos Santos, José Centro, Barra do Una e Bonsucesso, disponibilizando potência adicional de 30 MVA. 140 Tecnologia de Informação Pelo quarto ano consecutivo, a Bandeirante está entre as “100 Empresas Mais Ligadas do Brasil”, segundo a revista InfoExame, destacando-se como integrante da vanguarda de TI – Tecnologia de Informação no país. Entre as concessionárias distribuidoras de energia elétrica, a Bandeirante foi a única a figurar na relação em 2004. Em 2005 foram disponibilizadas novas infra-estruturas de TI para suporte aos projetos de modernização implementados pela Emissora, assim como a formação das equipes de manutenção e estabilização dos referidos projetos. A relação computadores pessoais por colaborador efetivo é de 0,8. Foram realizados projetos de consolidação dos servidores descentralizados e upgrade para o Windows2003 Server e de implementação de novas soluções de Segurança da Informação. Para atendimento às necessidades adicionais de tráfego, foi implantada uma nova rede corporativa de telecomunicações de alta capacidade, convergente, com gerenciamento on line em regime ininterrupto, que integra todos os sistemas técnicos, comerciais, financeiros e de administração, bem como todas as centrais telefônicas, em tecnologia de voz sobre IP (Internet Protocol), permitindo o controle remoto de tarifação, programação, monitoramento e seleção automática de rotas inteligentes para minimizar os custos das ligações e comportando sistemas de videoconferência, televigilância e segurança operativa. Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética A estratégia adotada para o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento se baseia na seleção de projetos que possam melhorar o sistema elétrico da Bandeirante, permitindo um melhor atendimento aos clientes por meio do aumento da confiabilidade, redução de perdas do sistema, melhoria na gestão dos processos, desenvolvimento de ferramentas de auxílio ao planejamento e produtos voltados à melhoria da qualidade da energia elétrica. No Programa de Eficiência Energética, buscando assegurar a melhor utilização do produto distribuído aos seus clientes, a Bandeirante promoveu em 2005 diversas atividades e projetos de eficiência energética, que resultaram na economia de 11,4 mil MWh/ano e redução da demanda no horário de ponta da ordem de 2,6 MW, entre outros benefícios. Cumpre destacar o projeto desenvolvido pela Bandeirante, de utilização de dados de descargas atmosféricas para o desenvolvimento, otimização, operação e manutenção do seu sistema elétrico, gerando informações precisas sobre a incidência e características dos raios na sua área de concessão. Merecem destaque especial os projetos de “Capacitação em Eficiência Energética Industrial”, um amplo programa de treinamento orientado para a melhor gestão da demanda energética de 80 clientes, desenvolvido de forma personalizada à realidade de cada unidade consumidora e o projeto de “Controle da Demanda e 141 Consumo no Horário de Ponta” no Sistema Autônomo de Águas e Esgotos de Guaratinguetá/SP – SAAEG, que resulta, além da economia de 1 GWh/ano e a redução da demanda no horário de ponta de 0,8 MW, em grande economia e melhoria do sistema de distribuição de água à população daquele município. A Bandeirante também conquistou em 2005 o Prêmio FIESP de Conservação e Uso Racional de Energia, promovido pela Federação das Indústrias do Estado de São Paulo. O projeto “Eficientização em Sistema de Saneamento”, realizado na Estação Elevatória de Água de Santana, da SABESP – Cia. de Saneamento Básico de São Paulo, destacou-se como o mais expressivo do Estado de São Paulo em ganho de produtividade e redução do desperdício de recursos naturais. A legislação específica determinou que, após 31 de dezembro de 2005, as distribuidoras devem aplicar em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, anualmente, o montante mínimo de 0,75% da sua Receita Operacional Líquida (“ROL”) anual, e, no mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética, voltados para o uso final da energia. Até 31 de dezembro de 2005, as distribuidoras aplicaram 1% da ROL anual, divididos em partes iguais de 0,5% para eficiência energética e 0,5% para pesquisa e desenvolvimento. No que tange a pesquisa e desenvolvimento fica distribuído 0,2% para projetos executados pelas distribuidoras, 0,2% destinados ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT e 0,1% destinados ao MME, a fim de custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como, os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos. Contratos Relevantes Contratos Operacionais Contrato de Concessão Os direitos à exploração de serviços relativos à distribuição de energia elétrica nas áreas de concessão dentro do Estado de São Paulo foram outorgados à Bandeirante por meio da Resolução da ANEEL n.º 72, de 25 de março de 1998, publicada no Diário Oficial da União de 27 de março de 1998. As condições para exploração dos serviços acima mencionados constam do Contrato de Concessão, firmado em 23 de outubro de 1998 entre a Bandeirante e a União, esta última na qualidade de Poder Concedente. O prazo do Contrato de Concessão é de 30 anos, contado a partir da data de assinatura, podendo ser prorrogado, no máximo, por período igual, mediante requerimento da Bandeirante, apresentado até 36 meses antes do término do prazo do contrato, o qual será analisado pelo Poder Concedente, que decidirá com base nos princípios de continuidade e qualidade do serviço público. A Bandeirante se compromete, nos termos do Contrato de Concessão, a manter e aperfeiçoar equipamentos e instalações em conformidade com a qualidade, continuidade, segurança e confiabilidade dos padrões de serviços estabelecidos, ou a serem estabelecidos, pela ANEEL. 142 O Contrato de Concessão estabelece a inexistência de exclusividade para a Bandeirante com relação aos consumidores de energia elétrica qualificados como Consumidores Livres nos termos da Lei do Setor Elétrico, aos quais é assegurado livre acesso à energia elétrica de qualquer outro fornecedor. No que concerne ao relacionamento com os consumidores, cumpre ainda ser ressaltado que a Bandeirante se compromete a manter em permanente funcionamento o chamado “conselho de consumidores”, integrado por representantes das diversas classes de consumidores, de caráter consultivo e voltada para orientação, análise e avaliação dos serviços e da qualidade do atendimento prestado pela Bandeirante, bem como para a formulação de sugestões e propostas de melhoria dos serviços. Ainda nos termos do Contrato de Concessão, a Bandeirante deve ter por objeto social a exploração de serviços públicos de energia elétrica, comprometendo-se somente a exercer outra atividade empresarial mediante prévia autorização da ANEEL e desde que as receitas auferidas, que deverão ser contabilizadas em separado, sejam parcialmente destinadas a favorecer a modicidade das tarifas do serviço de energia elétrica. Observadas as regras da legislação econômica vigente, por iniciativa da ANEEL ou da Companhia, as tarifas poderão ser reajustadas mediante aplicação de fórmulas constantes no Contrato de Concessão, com periodicidade anual, podendo haver revisão de tarifas de acordo com as situações elencadas no Contrato de Concessão. Especificamente no caso da Companhia, a época prevista para o reajuste anual é outubro de cada ano. Além do reajuste anual, a Companhia está sujeita à revisão ordinária a cada 4 anos, que pode aumentar ou diminuir as suas tarifas. A primeira revisão ordinária da Companhia ocorreu em 2003. Para mais informações, ver item “Tarifas” nesta mesma seção. O Contrato de Concessão sofreu três aditamentos, respectivamente em: 1º de julho de 2002, 25 de março de 2003 e 29 de agosto de 2005. O primeiro termo aditivo ao Contrato de Concessão estabeleceu a transferência à Piratininga de parcela da área de concessão da Bandeirante e respectivos ativos, como conseqüência da cisão parcial da concessão outorgada à Companhia. O segundo termo aditivo ao Contrato de Concessão formalizou a transferência da participação acionária da Companhia, detida pela Enerpaulo, para a EDP, sendo que a parcela cindida, referente ao ágio da aquisição da Bandeirante e a provisão para preservação de dividendos, foi transferida para a Bandeirante e a parcela cindida, referente aos demais direitos e obrigações, foi transferida para a EDP. O terceiro termo aditivo foi firmado, refletindo alterações da legislação, para possibilitar o repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos (i) de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração distribuída; (ii) de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR e (iii) decorrentes de leilões de ajuste pelos agentes de distribuição, para as tarifas dos consumidores finais dos agentes de distribuição. 143 Contrato de Uso ao Sistema de Transmissão (CUST) e Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão (CCT) Em 30 de dezembro de 2002, a Bandeirante, o ONS e as concessionárias de transmissão representadas pelo ONS, firmaram o contrato CUST n° 118/2002, com prazo de duração até a extinção da concessão, com o objetivo de estabelecer os termos e as condições que regularão (i) a prestação de serviços de transmissão pelas concessionárias, mediante controle e supervisão do ONS; (ii) a prestação pelo ONS dos serviços de coordenação e controle de operação dos sistemas eletroenergéticos interligados, das interligações internacionais e de administração dos serviços de transmissão prestados pelas concessionárias de transmissão; e (iii) a administração pelo ONS da cobrança e da liquidação dos encargos de uso da transmissão e a execução do sistema de garantias, atuando por conta e ordem das concessionárias de transmissão. A Bandeirante pagará mensalmente os encargos de uso da transmissão, bem como eventuais ultrapassagens do montante de uso e sobrecargas em instalações e equipamentos das concessionárias de transmissão, conforme regulamentação da ANEEL, sendo que os encargos serão compostos de 4 partes: (i) pagamento dos serviços de transmissão às concessionárias de transmissão; (ii) pagamento ao ONS pelos serviços prestados; (iii) pagamento às concessionárias de transmissão na hipótese de ultrapassagem do montante de uso; e (iv) pagamento às concessionárias de transmissão por eventuais sobrecargas em suas instalações e equipamentos. Em 10 de fevereiro de 2000, a Bandeirante e a CTEEP – Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista firmaram Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão, com prazo de duração até a extinção da concessão, cujo objeto é estabelecer as condições, procedimentos, responsabilidade técnico-operacionais e comerciais que regulam a conexão da Bandeirante com a rede básica, por meio das instalações e pontos de conexão de propriedade da CTEEP e da Companhia, cujos encargos são de acordo com os montantes e regras estabelecidos pela ANEEL. Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica Com exceção dos contratos celebrados com empresas do Grupo Energias do Brasil (descritos a seguir), os principais contratos de compra e venda de energia celebrados pela Companhia seguem indicados abaixo: Vendedora Período de Suprimento - Data Início Término CESP 01-jan-05 31-dez-12 CHESF 01-jan-05 31-dez-12 COPEL 01-jan-05 31-dez-12 FURNAS 01-jan-05 31-dez-12 ITAIPU 10-jun-99 31-dez-13 144 Ano GWh 2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006 180,036 144,572 562,613 451,786 220,544 177,100 643,782 516,967 4.025,550 Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrados com empresas do Grupo Energias do Brasil A Companhia celebrou diversos contratos de compra e venda de energia elétrica com partes relacionadas. As principais características desses contratos encontram-se descritas a seguir: Vendedora EDP Lajeado Investco Enerpeixe Enertrade Data de Assinatura 09.11.2001 01.08.2002 23.12.2002 23.10.2003 Prazo/Vencimento 12 anos 15.12.2032 31.01.2016 31.12.2005 Montante no período total (MWh) 1.341.590 379.257 9.428.258 570.120 Aprovação pela ANEEL sim sim sim sim * a tabela acima não inclui contratos referentes ao primeiro leilão de energia existente, que não necessitam de aprovação da ANEEL. EDP Lajeado – Em 09 de novembro de 2001, a Bandeirante firmou contrato de compra e venda de energia elétrica com a EDP Lajeado, para início de suprimento em 01 de dezembro de 2001, e término em 31 de dezembro de 2013. O montante anual contratado foi de 90.025,4 MWh para o ano de 2001 e 113.778,6 MWh nos demais anos, ao preço de R$ 50,12/MWh, data-base de dezembro de 2000, reajustável anualmente. O contrato foi homologado pela ANEEL em 28 de agosto de 2002, por meio do Ofício n.º 827/2002-SFF/ANEEL. Em 18 de outubro de 2002, foi celebrado o Primeiro Termo de Aditamento ao Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica alterando a data para o reajuste do preço para o dia 23 de outubro de cada ano. Investco – Em 01 de agosto de 2002, a Bandeirante celebrou contrato de compra e venda de energia elétrica com a Investco, para início de suprimento em 1º de agosto de 2002 e término em 15 de dezembro de 2032, no montante de 1.029,67 MWh ao mês, ao preço de R$ 53,97/MWh, data-base de fevereiro de 2002. O contrato foi homologado pela ANEEL em 14 de abril de 2003, por meio do Ofício nº. 494/2003-SFF/ANEEL. Enerpeixe – Em 23 de dezembro de 2002, a Bandeirante celebrou contrato de compra e venda de energia elétrica com a Enerpeixe, para início de suprimento em 1º de fevereiro de 2006 e término em 31 de janeiro de 2016. O montante anual contratado foi de 93,4 MW-médios para o ano de 2006 e 109 MW-médios para os demais anos, ao preço de 107,18/MWh, data-base de outubro de 2003, reajustável anualmente, conforme aditamento celebrado em 17 de outubro de 2003. O contrato e o aditamento foram homologados pela ANEEL em 06 de novembro de 2003, por meio do Ofício nº 1850/2003-SFF/ANEEL. Enertrade – Em 23 de outubro de 2003, a Bandeirante celebrou contrato de compra e venda de energia elétrica com a Enertrade, com início de suprimento em 1º de janeiro de 2004 e término em 31 de dezembro de 2005. O montante contratado foi de 30 MW-médios em 2004 e 35-MW médios em 2005, ao preço de R$ 68,80/MWh, data-base de outubro de 2003. O contrato foi homologado pela ANEEL em 24 de dezembro de 2003, por meio do Ofício nº 2195/2003-SFF/ANEEL. A última fatura, referente ao suprimento do mês de dezembro de 2005 será paga à Enertrade em janeiro de 2006. 145 Leilão de Energia Em 7 de dezembro de 2004, foi realizado o primeiro leilão de energia nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Para maiores informações sobre a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto. Os contratos nesse leilão foram firmados com vigência até 31 de dezembro de 2012 para os contratos com início de suprimento em 1° de janeiro de 2005, até 31 de dezembro de 2013 para os contratos com início de suprimento em 1° de janeiro de 2006, e até 31 de dezembro de 2014 para os contratos com início de suprimento em 1° de janeiro de 2007. Os contratos prevêem que o suprimento de energia elétrica vigorará pelo prazo previsto, independentemente do prazo final da concessão, permissão ou autorização do comprador, assumindo o sucessor todas as obrigações e direitos previstos no CCEAR. Leilão 01/2005 Em 2 de abril de 2005, foi realizado o segundo leilão de energia de empreendimentos existentes nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Para maiores informações sobre a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto. Os contratos foram firmados com vigência até 31 de dezembro de 2015 e início de suprimento em 1° de janeiro de 2008. Os contratos prevêem que o suprimento de energia elétrica vigorará pelo prazo previsto, independentemente do prazo final da concessão, permissão ou autorização do comprador, assumindo o sucessor todas as obrigações e direitos previstos no CCEAR. Contratos Financeiros Com exceção do contrato de empréstimo celebrado com a Energias do Brasil (descritos na Seção “Operações com Partes Relacionadas”), segue abaixo descrição dos contratos de financiamento relevantes da Companhia. Além dos contratos abaixo mencionados, a Companhia também é parte em outros contratos de financiamento celebrados no curso normal de seus negócios. Empréstimos em Moeda Nacional Contratos de Financiamento celebrados com o BNDES A Companhia celebrou Contratos de Financiamento envolvendo recursos do BNDES, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 198,4 milhões. Esses contratos possuem termos e condições semelhantes, dentre os quais se destaca a restrição à alienação e oneração de ativos, amortização de ações, emissão de debêntures e concessão de preferência a outros créditos em detrimento daqueles concedidos pelo BNDES. Tais contratos apresentam ainda hipóteses usuais de inadimplemento e vencimento antecipado. Os contratos são: 146 (a) Contrato celebrado no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, conforme Lei nº 10.762 de 11 de novembro de 2003. Este contrato destina-se a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação dos mecanismos de compensação das variações dos itens da Parcela A, para os reajustes e revisões tarifárias anuais, referente ao período compreendido entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004. Foi celebrado com a interveniência da ANEEL e do Bradesco, em 7 de abril de 2004, com vencimento em 15 de novembro de 2006, no montante de R$71,9 milhões, com juros incidentes à taxa de 1% ao ano acima da taxa média anual ajustada da Selic, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 43,8 milhões. A dívida é garantida por cessão e transferência do produto da cobrança da tarifa de fornecimento de serviços públicos de distribuição de energia elétrica no valor equivalente a 2,77% do faturamento mensal da Bandeirante. (b) Contrato celebrado no âmbito do Acordo Geral do Setor Elétrico e Lei nº 10.438 de 26 de abril de 2002, conforme alterada. Este contrato destina-se a suprir parte das insuficiências de recursos decorrentes da redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica (vide a Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil – Histórico e Regulamentação”). Foi celebrado com a interveniência da ANEEL e do Bradesco, em 13 de fevereiro de 2002, aditado em 29 de agosto de 2002, 21 de outubro de 2002 e em 6 de maio de 2003, com vencimento em 15 de junho de 2007, no montante de R$ 306,1 milhões, com juros incidentes à taxa de 1% ao ano acima da taxa média anual ajustada da Selic, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 154,6 milhões. A dívida é garantida por cessão e transferência do produto da cobrança da tarifa de fornecimento de serviços públicos de distribuição de energia elétrica no valor equivalente a 5,38% do faturamento mensal da Companhia, sendo este percentual reduzido para 3,77% até 31 de dezembro de 2006. Contas Garantidas Referem-se a empréstimos obtidos em diversas instituições financeiras nacionais, para cobertura do fluxo de caixa operacional, com taxa de juros média de 104,5% do CDI, garantidos por notas promissórias de em média 120% do valor do principal. O saldo devedor desses contratos, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 151,0 milhões. Empréstimos em Moeda Estrangeira Contrato celebrado com o BID. A Bandeirante celebrou Contrato de Empréstimo com o BID, em 5 de março de 2004, no montante de até US$100,0 milhões, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 236,6 milhões. O principal foi disponibilizado em duas tranches com as seguintes condições: (i) Tranche “A” no valor de US$38,9 milhões, com vencimento em 15 de fevereiro de 2012, remunerado por juros calculados pela taxa Libor (Taxa Interbancária do Mercado de Londres) acrescida de 4,375% ao ano; (ii) Tranche “B” no valor de US$61,1 milhões, com vencimento em 15 de fevereiro de 2009, remunerado por juros calculados pela taxa Libor (Taxa Interbancária do Mercado de Londres) acrescida de 4% ao ano. Este contrato contém hipóteses usuais de vencimento antecipado e inadimplemento. Por meio deste contrato a Bandeirante tem a obrigação de observar os seguintes índices financeiros: (1) de Coeficiente de Cobertura de Liquidez não inferior a 1:1 a partir de maio de 2006; (2) Coeficiente Dívida Total/EBITDA inferior a 3,5:1 durante o ano de 2005, e inferior a 3,25:1 ao final de cada trimestre subseqüente; e (3) Coeficiente Dívida Total/Dívida Total e Patrimônio Líquido inferior a 0,6:1 ao final de cada trimestre anterior a 2007, e inferior a 0,55:1 ao final de cada trimestre subseqüente. A Bandeirante celebrou também Contratos de Swap com o Banco J.P. Morgan S.A., em 15 de março de 2004, e com o Banco Citibank, em 13 de novembro de 2003, para trocar os encargos originais do financiamento por remunerações baseadas no intervalo de 95% a 118,64% do CDI para os quais valem os mesmos índices financeiros acima. No contrato celebrado com o Banco J.P. Morgan S.A., a Bandeirante compromete-se, tal como com o BID, a (a) não assumir novas dívidas superiores a US$50 milhões, exceto se esta nova dívida seja resultado de renegociação ou substituição de dívida existente, desde que celebrada dentro dos padrões e taxas de mercado e seja observada a estipulação prevista no item “2” acima e (b) observar a estipulação prevista no item “1” acima até o término do contrato ou dos acordos a ele relacionados. A dívida é garantida pela cessão e transferência ao BID de (i) todos os direitos e interesses da Bandeirante relativos ao produto da cobrança da tarifa de fornecimento de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, e demais 147 serviços prestados pela Bandeirante, aos seus clientes, incluindo sem limitação, todas as receitas, juros devidos à ou recebidos pela Bandeirante assim como todo direito em espécie, cheques, transferências eletrônicas e qualquer outra forma de pagamento devido à ou recebido pela Bandeirante àqueles títulos, limitado, em cada período de apuração, ao valor equivalente a 2 vezes o valor do próximo pagamento do serviço da dívida, e o direito de crédito da Bandeirante em face do Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A. relacionado a determinadas contas ou em face de qualquer terceiro para quem o objeto desta cessão seja transferido; e (ii) todos os direitos decorrentes de qualquer direito a indenização ou direitos a quaisquer outros valores de qualquer natureza, pagos, devidos ou potencialmente devidos à Bandeirante pelo Poder Concedente ou, ainda, por qualquer outra autoridade, a título de indenização das parcelas dos investimentos vinculados aos bens reversíveis da concessão, ainda não amortizados ou depreciados, assim como qualquer indenização que venha a ser recebida pela Bandeirante em virtude do término da concessão e/ou da decorrência de qualquer evento de desapropriação previsto no contrato. Contrato de repasse externo lastreado com recursos captados no DEG – Deutsche Investitions und Entwicklungsgesellschaft MBH celebrado com o Banco Itaú BBA. A Companhia celebrou contrato de repasse externo lastreado com recursos captados no DEG – Deutsche Investitions und Entwicklungsgesellschaft MBH, firmado em 5 de fevereiro de 2002, com vencimento final em 15 de março de 2006. O saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era R$ 2,9 milhões, com juros de 9,5% ao ano, mais variação cambial e garantido com nota promissória e que estabelece ainda covenants, integralmente atendidos até o momento, cujo descumprimento resultaria em aumento da taxa de juros e até a antecipação do vencimento do contrato. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial no valor de R$ 1,8 milhões, com característica de hedge. Contrato de Empréstimo celebrado com o Banco Santander Brasil. A Companhia firmou em 20 de dezembro de 2004 contrato de US$11 milhões com juros de 4,15% ao ano, mais variação cambial e garantido com nota promissória, com vencimento de principal e encargos em uma única parcela em 11 de dezembro de 2006, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 26,9 milhões. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial no valor de R$ 9,6 milhões, com característica de hedge. Outros Contratos A Companhia celebrou diversos contratos de prestação de serviços com diversas partes, sendo que os contratos principais seguem discriminados na tabela abaixo: Objeto Contratado CONSTRUTORA Serviços de construção e REMO LTDA. manutenção em redes de distribuição de energia START ENGENH.E elétrica, em áreas ELETRIC.LTDA. primárias ou secundárias, IELO INSTAL.ELETR.E incluindo iluminação OBRAS LTDA pública, serviços de ligação, modificação, KVA ENG. E aferição em campo, corte EQUIPAMENTOS e religação de clientes, LTDA serviços de intervenção na START ENGENH.E vegetação, turmas ELETRIC.LTDA. complementares e turmas de emergência. FM RODRIGUES & CIA.LTDA. Área de Atuação Vale do Paraíba Alto Tietê 148 Município Valor Total atual (R$) Vigência Início Fim São José dos Campos 13.431.937,30 01/04/03 31/03/08 Litoral Norte 9.091.340,36 01/04/03 31/03/08 Guaratinguetá 9.284.172,71 01/04/03 31/03/08 Taubaté 6.792.639,52 01/04/03 31/03/08 Cumbica Mogi das Cruzes e Suzano 5.200.000,00 01/07/05 31/03/07 18.438.994,78 01/04/03 31/03/08 Guarulhos 5.200.000,00 31/03/07 01/07/05 Serviços de leitura de medidores com repasse de irregularidades e pedidos de verificação de leituras para clientes atendidos em baixa tensão, em unidades consumidoras monofásicas, bifásicas e trifásicas, com medição direta ou indireta, e entrega de faturas de energia elétrica, reavisos de vencimentos, cartas comerciais e/ou comunicados, para clientes atendidos em baixa, média e alta tensão, situados em regiões urbanas e rurais. Serviços de atendimento comercial pessoal, exclusivo da bandeirante, através da instalação de lojas e quiosques, de titularidade da attendix serviços de atendimento ltda., aos clientes atendidos em baixa e média tensão, na área de concessão da bandeirante. Serviços de segurança e vigilância, em conformidade com as normas legais reguladoras da atividade para as dependências da bandeirante, situadas nos municípios pertencentes à área de concessão da bandeirante. Serviços de portaria, recepção, monitoramento e telefonista, em conformidade com as normas legais reguladoras das atividades para as dependências da bandeirante, situadas nos municípios pertencentes à área de concessão da bandeirante. ENGELÉTRICATECNOL.DE MONTAG.L Toda concessão 28 Municípios 3.807.135,87 01/06/05 30/06/06 ATTENDIX SERVIÇOS DE ATENDIM Toda concessão 28 Municípios 4.295.616,00 01/06/05 31/05/07 VANGUARDA SEGUR.E VIGILÂNC.LT. Toda concessão 28 Municípios 2.490.762,39 01/05/05 30/04/07 INTERATIVA SERVICE LTDA Toda concessão 28 Municípios 2.313.562,35 01/05/05 30/04/07 149 LIMITE SERV.ADM.CONS.E SERV.LT Serviço de fornecimento GIMBA SUPRIM de materiais de escritórios ESCRIT E INFORM ENTEL Serviços de recuperação CONSTR.ELÉTRICAS de transformadores de LTDA. distribuição aérea TRANSFORMADORES JUNDIAI LTDA Serviços de manutenção e recuperação de equipamentos de distribuição e de CMEL-SERV-CENTRO instrumentos de medição DE MANUTENÇÃO Serviços de teleatendimento centralizado (comercial 120 e técnico 196) MOBITEL S/A Serviço de limpeza, conservação e jardinagem. Toda concessão 28 Municípios Toda concessão 28 Municípios 1.905.600,00 01/11/04 31/12/06 1.468.000,00 14/011/05 30/06/07 Toda concessão 28 Municípios Toda concessão 28 Municípios 1.069.127,90 30/05/03 31/05/06 1.095.127,40 30/05/03 31/05/06 Toda concessão 28 Municípios 3.768.000,00 15/06/02 15/09/06 Toda concessão 28 Municípios 9.266.384,41 01/04/04 31/03/06 Patentes, Marcas e Licenças O Grupo Energias do Brasil tem por política proteger suas marcas e possui cerca de 30 marcas com registro pedido ou concedido no Brasil em diversas classes, sendo as principais marcas as que envolvem o nome do grupo, bem como as que tratam dos nomes das empresas do Grupo Energias do Brasil, como “EDP”, “Energias do Brasil”, “Bandeirante”, “Enersul”, “Escelsa”, “Enertrade”, entre outras. Marketing A Bandeirante está efetuando investimentos significativos na melhoria da qualidade de seus serviços, para então melhor divulgar sua marca, com vistas à competição ora em fase de implantação no setor elétrico, e à conquista de novos negócios. Meio Ambiente A Emissora está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal. O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação. A Bandeirante é uma distribuidora de energia elétrica, operando um sistema em tensão inferior a 138 kV, que por suas características, não gera impactos ambientais significativos. 150 As questões ambientais são tratadas pelo Grupo de Atividade de Meio Ambiente, órgão ligado diretamente à Diretoria Técnica da empresa e constituído por profissionais qualificados, que além de gerenciar as atividades da empresa tendo em vista o cumprimento da legislação ambiental, participa da implementação do sistema de gestão integrada, que congrega atividades das áreas de meio ambiente, segurança do trabalho, saúde ocupacional e comunicação social. A Emissora não adere, por qualquer meio, a padrões internacionais relativos à proteção ambiental. Destacamos, a seguir, as principais ações ambientais desenvolvidas durante o ano de 2005: 1) Desenvolvimento de Sistema Integrado de Gestão Ambiental, Saúde Ocupacional, Segurança do Trabalho e Comunicação Social – PROJETO SIGA. O PROJETO SIGA foi desenvolvido tendo como objetivos principais a redução, controle, eliminação ou mitigação de impactos e riscos relativos ao meio ambiente, saúde ocupacional, segurança do trabalho e comunicação social, observando rigorosamente todos os requisitos estabelecidos nas normas internacionais da série ISO 14.000 e OHSAS 18.000, bem como na legislação brasileira. Após auditoria realizada por empresa especializada e reconhecida internacionalmente, no âmbito do processo de financiamento com o BID, o SIGA foi aprovado como uma moderna e inovadora solução integrada de gestão. 2) Identificação e tratamento dos principais impactos ambientais e sociais. No âmbito do PROJETO SIGA, todos os processos que envolvem a expansão e operação do sistema elétrico foram detalhados e analisados com a finalidade de se identificar as atividades geradoras de riscos, bem como os respectivos aspectos e impactos potenciais ao meio ambiente. A partir dessa identificação foram estabelecidos objetivos, metas e indicadores de desempenho e desenvolvidos procedimentos que visam à prevenção, minimização, mitigação e controle de riscos e impactos ambientais e sociais. Foram detectados pequenos vazamentos de óleo mineral biodegradável (gotejamento) nas flanges de 8 transformadores da Bandeirante. Esse tipo de ocorrência é comum em distribuidoras de energia elétrica, sendo inclusive tema de discussões entre equipes de manutenção na ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas. A situação já foi regularizada, porém, até o momento, nenhum estudo ou análise foi feito para averiguação de possíveis danos ocasionados por esse tipo de vazamento. 3) Diagnóstico Sócio-ambiental. A Bandeirante iniciou em 2004 um diagnóstico social e ambiental em todas as instalações em que há equipamentos instalados ou armazenados com grandes volumes de óleo, fontes de ruído permanente ou substâncias químicas perigosas que possam apresentar riscos ao meio ambiente, buscando certificar-se da inexistência de passivos ambientais. 151 4) Coleta Seletiva de lixo. O programa de coleta seletiva de resíduos e destinação de materiais como papel, papelão, vidros e plásticos para a reciclagem foi implantado em setembro de 2001. Os recursos obtidos com a venda dos materiais recicláveis são destinados para o programa social “Bandeirante Comunidade”. 5) Regularização de empreendimentos construídos a partir de 1981. Todos os empreendimentos construídos a partir de 1981 são objeto de processo de regularização conjunta perante a Secretaria de Estado do Meio Ambiente – SMA, para a emissão da respectiva licença ambiental de operação. Com esta finalidade, a partir da análise dos diversos empreendimentos, ora em operação, a Bandeirante espera firmar um Termo de Compromisso de Ajustamento de Conduta – TAC com a Secretaria de Estado do Meio Ambiente – SMA. Não há previsão para a assinatura do Termo de Compromisso de Ajustamento de Conduta, tendo em vista que depende do levantamento e análise de documentos solicitados pelo órgão fiscalizador. 6) Educação e Conscientização Ambiental. A Bandeirante realizou em 2005 diversas ações e eventos, como palestras e treinamentos, voltados aos colaboradores, visando promover a educação e conscientização ambiental. Plano Verão A Bandeirante possui um plano de ação para enfrentar as situações de emergência ocorridas durante a estação das chuvas: o Plano Verão. O Plano Verão tem vigência de novembro a março, período em que as chuvas são constantes e intensas, e seu objetivo é assegurar o pronto atendimento à demanda de fornecimento de energia elétrica para os municípios da sua área de concessão, especialmente para as localidades litorâneas, durante os períodos de alta temporada, dispondo recursos técnicos adicionais e desenvolvendo trabalhos de manutenção preventiva. Após o período das chuvas, a Bandeirante dá início ao programa de poda de árvores que causam interferência na rede elétrica, que é desenvolvido mediante a obtenção de autorizações junto aos órgãos ambientais estaduais e municipais. Óleo Ascarel A Bandeirante mantém em operação duas estações de bancos de capacitores que ainda utilizam o óleo ascarel como meio isolante. Os equipamentos em operação, quando da ocorrência de defeitos, são submetidos a procedimentos específicos de manuseio, acondicionamento, transporte e destinação final. Existe um plano de 152 desativação gradativa desses equipamentos até 2008, o que exigirá recursos da ordem de R$ 1,3 milhão. Em se tratando de investimento previsto para a recomposição do sistema elétrico, não houve necessidade de provisão contabilizada. Dentro do processo de regularização de instalações operacionais antigas da Bandeirante no que diz respeito ao seu licenciamento ambiental, a Bandeirante está realizando um estudo para detectar eventuais passivos ambientais envolvendo potencial contaminação local de solo e águas subterrâneas com óleo ascarel. Seguros A Companhia mantém contratos de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas, levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e responsabilidades. Os principais valores em risco com coberturas de seguros, em 31 de dezembro de 2005, eram: Política de Hedge Cambial A Companhia mantém uma política conservadora em relação à exposição do seu passivo bancário frente às oscilações cambiais, mantendo hedge para 100% de sua dívida vinculada a moeda estrangeira. Atualmente, o hedge tem sido feito por meio de operações de swaps, nas quais a Bandeirante fica ativa em variação cambial e passiva em algum indexador. Prêmios Em 2004, a Bandeirante consolidou um programa de modernização iniciado em 2002, denominado “Programa Integrado de Modernização”. O referido programa contribui no aumento de eficiência, agilidade e flexibilidade operacionais da Bandeirante, bem como na redução de custos, melhora na qualidade dos serviços prestados aos clientes e sustentabilidade dos resultados. O Programa Integrado de Modernização compreende a implantação do Sistema de Comando e Controle – SCC, do projeto de Automação das Redes de Distribuição, do Sistema de Informações Técnicas – SIT e do Sistema de Gestão Comercial – CCS. A Bandeirante investiu um total de R$ 144,2 milhões no Programa Integrado de Modernização, sendo R$ 30,5 milhões em 2002, R$ 71,2 milhões em 2003, e R$ 42,5 milhões em 2004. 153 O SCC, cuja conclusão está prevista para este ano, permite, a partir do Centro de Operação do Sistema – COS, telecomandar equipamentos, monitorar e sinalizar, em tempo real, qualquer evento que ocorra na rede elétrica, reduzindo o tempo dos desligamentos e de atendimento aos clientes. Com relação ao projeto de automação das redes de distribuição, que consiste no telecomando e telesupervisão de religadoras automáticas a partir do COS, através de comunicação celular, foram instaladas mais 100 unidades, totalizando 210 equipamentos telecomandados. Por conta dos avanços proporcionados pelo Programa Integrado de Modernização, a Bandeirante recebeu o prêmio “As Empresas mais Ligadas do País” de 2000 a 2004, da Revista Info-Exame, que a considerou entre as cem empresas mais avançadas em tecnologia da informação no Brasil e a terceira colocada no setor de serviços públicos. Entre as concessionárias distribuidoras de energia elétrica, a Bandeirante foi a única a figurar na relação de 2004 da referida revista. 154 PROPRIEDADES, PLANTAS E EQUIPAMENTOS A Companhia possui diversos imóveis próprios, todos destinados à prestação dos serviços concedidos nos termos do Contrato de Concessão. Nenhum dos imóveis que a Companhia aluga é essencial às suas atividades. Em 31 de dezembro de 2005, do ativo imobilizado da Companhia, R$ 112.547 mil correspondiam a terrenos, edificações, obras civis e benfeitorias da Bandeirante, contabilizados no balanço (na rubrica de ativo imobilizado) com valores de referência histórico. A Companhia não onera imóveis operacionais, como subestações, cuja eventual perda ou restrição ao uso possa comprometer a realização das atividades da Companhia, uma vez que, segundo a legislação que rege o setor elétrico, a alienação, oneração ou cessão de bens necessários e vinculados à prestação do serviço concedido não podem ser feitas sem a prévia autorização da ANEEL. A tabela a seguir indica os imóveis mais relevantes da Emissora e seus respectivos valores em 31 de maio de 2004 (data da última reavaliação destes imóveis): Valor atualizado em maio de 2004 Local / Imóvel VALE DO PARAÍBA Prédio - Instalação da Seção Guaratinguetá 889.460,00 Prédio - PAC / Seção e ETD José Centro 1.217.330,00 Prédio - Técnica Vale do Paraíba – SJC 1.316.920,00 Prédio - Seção e ETD Taubaté 1.837.980,00 ALTO DO TIETÊ Terreno ECH Norte – Guarulhos 1.923.830,00 Terreno ETD Itaquaquecetuba 760.700,00 Terreno ETD Bras Cubas 865.600,00 Prédio Superintendência. Regional Leste Mogi das Cruzes 155 4.479.180,00 RECURSOS HUMANOS Empregados Em 31 de dezembro de 2005, a Bandeirante possuía 1.198 empregados. No quadro abaixo, pode-se identificar a evolução do quadro de pessoal da Bandeirante nos últimos três anos: 2003 1.257 ANO Nº de empregados em dezembro 2004 1.202 2005 1.198 Var. 03/04 (%) Var. 04/05 (%) (4,4) (0,3) A tabela a seguir apresenta o número de empregados, somado ao número de aprendizes e estagiários, por plano, região e diretoria, referente aos anos de 2003, 2004 e 2005: Nº EMPREGADOS POR PLANO ANO 2003 Nº CLIENTES POR REGIÃO POR DIRETORIA 488 Sede 307 Alto Tietê 352 Presidência 494 Administrativa 71 130 Téc. Profission 220 V.Paraíba 442 Comercial 265 Universitários 273 Operacionais Admin / Téc Financeira Técnica Total 2004 1.288 Total 1.288 Total 41 781 1.288 431 Sede 305 Alto Tietê 370 Presidência 429 Administrativa 121 119 Téc. Profission 207 V.Paraíba 434 Comercial 244 Universitários 290 Operacionais Admin / Téc Financeira Técnica Total 1.233 Total 1.233 Total 43 1.233 371 Presidência 400 Administrativa 132 120 Téc. Profission 205 V.Paraíba 455 Comercial 256 Universitários 294 Financeira Técnica Total 1.226 Total 1.226 Total 1050 706 405 Sede 322 Alto Tietê Operacionais Admin / Téc 2005 POR EMPREGADO 1144 42 676 1.226 1182 Em 31 de dezembro de 2005, o valor da folha de pagamento da Bandeirante, incluindo remuneração, encargos sociais e benefícios dos empregados, totalizava R$ 97.362 mil, sendo que esse valor foi de R$ 94.922 mil em dezembro de 2004 e R$ 92.319 mil em dezembro de 2003. Sindicatos Os empregados da Bandeirante são representados pelo Sindicato dos Eletricitários do Estado de São Paulo (“Sindicato”). A Bandeirante possui um bom relacionamento com esse sindicato e tem acordos coletivos de trabalho, que são renegociados anualmente. A renegociação salarial dos empregados da Bandeirante ocorre no mês de junho. O índice de reajuste salarial nos últimos três anos foram os seguintes: (i) 14,74% em 2003, partir de junho de 2003; (ii) 4,00% em 2004, a partir de junho de 2004; e (iii) 8,00% em 2005, a partir de junho de 2005. Em razão da privatização, a Bandeirante e o Sindicato estabeleceram, nos acordos coletivos de trabalho firmados anualmente, cláusula que restringe a possibilidade de a Companhia rescindir os contrato de trabalho 156 de seus empregados sem justa causa. Apesar de o Sindicato considerar tal cláusula como garantia de emprego, considerando o bom relacionamento, a abrangência das cláusulas e o número de empregados efetivamente dispensados nos últimos anos, a Bandeirante entende que se trata apenas de restrição e imposição de formalidade, já que a Companhia fica comprometida a justificar ao Sindicato, no momento de sua homologação, o motivo de toda e qualquer rescisão de contrato de trabalho. Pelo acordo coletivo de trabalho atual, com vigência até 31 de maio de 2006, a cláusula quinta estabelece que a Bandeirante fica comprometida a não efetuar dispensa de empregados que não as decorrentes de baixo desempenho, descumprimento de obrigações contratuais ou que não fundamentada em motivo disciplinar, administrativo, técnico ou econômico, exceto quando (i) os desligamentos forem decorrentes de pedidos de demissão, acordo mútuo, justa causa, término de contrato de trabalho, falecimento e quando se tratar de ocupantes de cargos gerenciais, quais sejam: Gestor de Grupo de Atividade, Gerente de Divisão, Gerente Executivo, Assistente de Diretoria e Presidente, ou (ii) ocorrerem eventuais reduções do quadro de pessoal decorrentes de modernização dos processos de trabalho, de reestruturação organizacional, de implementação de novas tecnologias e/ou extinção de atividades. Além disso, esse mesmo acordo prevê que: (i) a Bandeirante realizará, no ano de 2006, uma rotatividade de até 2% no seu quadro de pessoal sendo que as reposições de pessoal deverão ocorrer em no máximo 60 dias; (ii) ao empregado demitido sem justa causa, durante a vigência do acordo, será mantido o fornecimento de auxílio-alimentação, no montante do valor participativo da Bandeirante por seis meses, desde que o mesmo esteja usufruindo desse benefício; (iii) a Bandeirante pagará também ao empregado demitido, sem justa causa, as mensalidades relativas ao plano de saúde pelo período de seis meses; e (iv) a Bandeirante pagará, ainda, ao empregado demitido sem justa causa, uma indenização especial correspondente a 20% do seu último salário base mensal, para cada ano completo de efetivo serviço prestado, limitado a quatro salários. Durante os últimos três anos, não ocorreu nenhuma paralisação na Bandeirante e não houve nenhum Plano de Demissão Voluntária. A tabela a seguir apresenta o número de empregados dispensados nos 3 últimos anos pela Bandeirante: ANO nº de empregados dispensados 2003 2004 2005 173 132 109 O quadro abaixo indica o montante de verbas rescisórias da Companhia nos 3 últimos anos: Verbas rescisórias (em R$ mil) 2003 2004 2005 3.476 4.177 215 Plano de Previdência Privada - Fundação CESP A Companhia é patrocinadora da Fundação CESP, entidade fechada de previdência privada, sem fins lucrativos, que tem por finalidade gerar e administrar um conjunto de planos de benefícios previdenciários em favor de empregados e ex-empregados, através do Plano de Suplementação de Aposentadoria e Pensão PSAP/Bandeirante. 157 Esse plano de benefícios têm suas reservas matemáticas calculadas atuarialmente, segundo o regime de capitalização sendo as mesmas reavaliadas anualmente. BSPS – Reservas a amortizar Programas assistenciais Total 31/12/2005 Curto Longo Prazo Prazo 13.148 88.157 4.436 17.584 88.157 31/12/2004 Curto Longo Prazo Prazo 12.451 92.569 3.460 15.911 92.569 O valor de R$101.305 mil, apurado em 31 de dezembro de 2005, de acordo com a deliberação CVM nº 371, de 13 de dezembro de 2000, corresponde à parcela de benefícios excedente aos ativos do Plano de Benefício Suplementar Proporcional Saldado – BSPS que corresponde aos benefícios proporcionais dos empregados, calculados com base no tempo de serviço até março de 1998. O déficit será liquidado em 240 meses, contados a partir de setembro de 1997, com base em percentual sobre a folha de salários, podendo ser revisado semestralmente para assegurar a liquidação do saldo no período acima. O percentual de contribuição atual é de 28,16% e para o primeiro semestre de 2006 é de 26,89%. Atualmente, o plano PSAP/Bandeirante é formado pelos seguintes planos de benefício: Plano BSPS Plano BD - Vigente até 31 de março de 1998 - Plano de Benefício Saldado, do tipo Benefício Definido, que concede Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é da Companhia. Plano Misto (BD + CD) Plano BD - Vigente após 31 de março de 1998 - Plano do tipo Benefício Definido, que concede renda vitalícia reversível em pensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base de 70% da média salarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e de entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço passado (inclusive o acumulado até 31 de março de 1998) e, portanto, não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é paritária entre a Companhia e os participantes. Plano CD - Implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, é um plano previdenciário que, até a concessão da renda vitalícia, reversível ou não em pensão, é do tipo Contribuição Definida, não 158 gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível ou não em pensão, é que o Plano Previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a poder gerar responsabilidade atuarial à Companhia. Apresenta-se, a seguir, a demonstração do número de participantes do plano de previdência privada da Bandeirante: PSAP / Bandeirante Participantes Ativos 1.222 Participantes Assistidos: Com benefícios diferidos Aposentados e Pensionistas 179 292 471 Total 1.693 Na qualidade de patrocinadora, a Bandeirante contribui com uma parcela mensal proporcional à contribuição realizada pelos participantes da Fundação CESP de acordo com o estabelecido no plano de benefícios. A Companhia realizou contribuições nos seguintes montantes (i) R$ 16.819, no exercício de 2005; e (ii) R$ 15.257, no exercício de 2004. A posição atuarial dos planos de benefício BSPS e Misto, em 31 de dezembro de 2005, fornecida pela Fundação CESP é a seguinte: BSPS (*) 31/12/05 31/12/04 Reservas Matemáticas Benefícios Concedidos Benefícios a Conceder Superávit Técnico Patrimônio 83.393 155.024 62.743 146.335 238.417 209.078 Plano Misto (*) 31/12/05 31/12/04 14.100 60.685 14.981 89.766 16.336 50.513 13.689 80.538 (*) Não auditado. Plano de Participação nos Lucros e Resultados – PLR A Companhia possui um plano de participação nos lucros. De acordo com este plano, a participação condiciona-se a resultados financeiros, técnicos, empresariais, regionais e individuais, limitada a um dispêndio equivalente a 150% da folha nominal do mês anterior ao do seu pagamento. A recompensa do empregado é apurada em número de salários (representado pela soma do salário base e adicionais), podendo variar de zero ao máximo de dois salários do mês anterior ao do seu pagamento, assim distribuídos: • 50% da folha nominal, em função do Resultado do Serviço (Receita Operacional Líquida menos Despesa Operacional) se esta for superior a R$ 150 milhões; 159 • Até 70% da folha nominal, em função de metas de qualidade que são apuradas até março do ano subseqüente; • Até 5% da folha nominal, em função do Absenteísmo Coletivo; • Até 10% da folha nominal, em função do Absenteísmo Individual; e • Até 15% da folha nominal, em função do Lucro Líquido do exercício, se igual ou superior a R$ 100 milhões. Também possui programa de remuneração variável que abrange apenas os cargos de Assistente da Presidência e Diretoria, Gerentes Executivos, Gerentes de Divisão e Gestores de Grupo de Atividades. De acordo com este programa, as metas e resultados individuais estão integrados aos objetivos e resultados da própria Bandeirante. Em abril de 2005, foi pago um total de R$ 4.640 mil a título de Participação nos Lucros e Resultados e o Programa de Remuneração Variável. Em abril de 2004, este total foi de R$ 3.774 mil. Planos de Opção de Compra de Ações destinados a empregados A Companhia não possui planos de opção de compra de ações destinados a empregados ou de outras formas de seu envolvimento no capital da Companhia. Terceirização de mão-de-obra Além das atividades exercidas por seus empregados, a Companhia terceiriza determinados serviços, tais como: • serviços de construção e manutenção em redes de distribuição de energia elétrica, em áreas primárias ou secundárias, incluindo iluminação pública, serviços de ligação, modificação, aferição em campo, corte e religação de clientes, serviços de intervenção na vegetação, turmas complementares e turmas de emergência; • serviços de leitura de medidores com repasse de irregularidades e pedidos de verificação de leituras para clientes atendidos em baixa tensão, em unidades consumidoras monofásicas, bifásicas e trifásicas, com medição direta ou indireta, e entrega de faturas de energia elétrica, reavisos de vencimentos, cartas comerciais e/ou comunicados, para clientes atendidos em baixa, média e alta tensão, situados em regiões urbanas e rurais; • serviços de atendimento comercial pessoal, exclusivo da Bandeirante, através da instalação de lojas e quiosques de titularidade da contratada, aos clientes atendidos em baixa e média tensão, na área de concessão da Bandeirante; 160 • serviços de segurança e vigilância, em conformidade com as normas legais reguladoras da atividade para as dependências da Bandeirante; • serviços de portaria, recepção, monitoramento e telefonista, em conformidade com as normas legais reguladoras das atividades para as dependências da Bandeirante; • serviços de limpeza, conservação e jardinagem; • 'serviços de manutenção predial; • serviços de recuperação de transformadores de distribuição aérea; • serviços de recuperação e calibração de medidores de energia elétrica e verificações de erros em medidores de energia com emissão de laudos técnicos e triagem de medidores de energia; • serviços de manutenção e recuperação de equipamentos de distribuição e de instrumentos de medição; • serviços de ensaios, manutenção e recuperação de equipamentos de proteção individual e equipamentos de proteção coletiva; • serviços de pré-triagem, triagem e revisão de transformadores de distribuição aérea, em campo; • serviços de inspeção e o auxílio à administração da qualidade; • serviços de atendimento telefônico – ouvidoria; e • serviços de tele-atendimento centralizado (comercial 120 e técnico 196). Em 31 de dezembro de 2005, a Companhia possuía diversas empresas contratadas para prestação dos serviços indicados. A Bandeirante nunca foi questionada, seja na esfera judicial ou administrativa, acerca da regularidade da sua terceirização de atividades. Para maiores informações sobre a contratação desses serviços, vide Seção “Atividades da Emissora – Contratos Relevantes – Outros Contratos”. 161 DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL E DIVIDENDOS Abaixo uma breve descrição da composição do capital social da Emissora, incluindo as disposições referentes ao seu Estatuto Social e à Lei das Sociedades por Ações. Para maiores detalhes, os potenciais investidores devem consultar o Estatuto Social da Emissora e/ou a Lei das Sociedades por Ações. Capital Social A Bandeirante é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída nos termos das leis brasileiras como subsidiária integral da Energias do Brasil. Na data deste Prospecto, o capital social da Companhia era de R$ 254.628.684,49 representado por 39.091.735.037 ações ordinárias, todas nominativas, sem valor nominal. Cada ação ordinária confere ao seu titular o direito a um voto nas assembléias gerais dos acionistas. AÇÕES ON QTDE Acionistas Energias do Brasil 39.091.735.037 % 100 Alterações relevantes na participação dos membros do grupo de controle Não houve alterações relevantes na participação da Energias do Brasil na Companhia nos últimos 3 exercícios sociais, pois desde 2003, a Energias do Brasil detém o controle da Companhia. Em 2003 e 2004, detinha 96,5% das ações da Companhia. Em abril de 2005, em decorrência da incorporação de ações da Companhia ao patrimônio da Energias do Brasil, a Bandeirante se tornou subsidiária integral da Energias do Brasil (vide Seção "Estrutura Organizacional e Principais Acionistas - Reestruturações Societárias da Companhia e do Grupo Energias do Brasil" deste Prospecto). Ações em tesouraria e política para negociação de valores mobiliários de emissão da Bandeirante A Companhia não detém, na presente data, ações em tesouraria. A Emissora não possui uma política para negociação de valores mobiliários de sua emissão, aplicando-se à mesma política adotada para a Energias do Brasil. Assim, considerando que a Energias do Brasil é companhia listada no Novo Mercado, seus acionistas controladores e administradores têm restrições quanto à negociação dos títulos e valores mobiliários da companhia de que são titulares. Nos 6 meses subseqüentes ao início da negociação dos valores mobiliários da companhia no Novo Mercado, acionistas controladores e administradores da companhia estão proibidos de vender e/ou ofertar à venda quaisquer ações e títulos e valores mobiliários negociados em mercados de liquidação futura ou outros ativos tendo como lastro ou objeto valores mobiliários de emissão da companhia 162 de que eram titulares quando do início de negociação dos valores mobiliários da companhia no Novo Mercado. Após esse período inicial, por um período adicional de 6 meses, acionistas controladores e administradores da companhia somente podem vender ou ofertar à venda até 40% das ações e títulos e valores mobiliários negociados em mercados de liquidação futura ou outros ativos tendo como lastro ou objeto valores mobiliários de emissão da companhia de que eram titulares quando do início da negociação dos valores mobiliários da companhia no Novo Mercado. Além disso, a regulamentação em vigor determina certas restrições temporárias à negociação dos títulos e valores mobiliários de emissão da Companhia, de titularidade dos acionistas controladores, administradores e membros do conselho fiscal em determinadas hipóteses, como por exemplo: • anteriormente à divulgação ao público de qualquer ato ou fato relevante que diga respeito aos negócios da Companhia; • se existir a intenção de promover incorporação, cisão total ou parcial, fusão, transformação ou reorganização societária da Companhia; • durante o período de 15 dias anteriores à divulgação de nossas informações trimestrais (ITR) e anuais (IAN e DFP); ou • em relação aos acionistas controladores, diretos ou indiretos, diretores e membros do Conselho de Administração, sempre que estiver em curso a aquisição ou a alienação de ações de emissão da Companhia, de suas coligadas ou outra sociedade sob controle comum, ou se houver sido outorgada opção ou mandato para o mesmo fim. Ações detidas por empregados e membros da administração da Companhia Considerando que a Emissora é subsidiária integral da Energias do Brasil e conforme previsto em seu estatuto social, os membros do Conselho de Administração da Companhia não são acionistas da Companhia. 163 Forma de Transferência das Ações A transferência de ações nominativas realizar-se-á mediante termo lavrado no livro societário “Trasferência de Ações Nominativas”. Restrições As ações que compõem o controle acionário da Bandeirante não poderão ser transferidas, cedidas ou sob qualquer forma alienadas, gratuita ou onerosamente, no todo ou em parte, sem a prévia concordância da ANEEL. Ações da Companhia direta ou indiretamente detidas pelos Administradores Em 31 de dezembro de 2005, não havia participação relevante direta ou indireta detida por quaisquer administradores da Companhia em seu capital social. Política de Distribuição de Dividendos Do lucro líquido do exercício, apurado nos termos da legislação aplicável, serão feitas as seguintes deduções e destinações: • 5% para constituição da reserva legal, até que seu montante atinja 20% do Capital Social, nos termos da Lei das Sociedades por Ações; • a importância necessária para assegurar a distribuição do dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido do exercício, não cumulativo; O Estatuto Social da Bandeirante atribui ao Conselho de Administração da Companhia a faculdade de declarar dividendos intermediários, sob quaisquer das modalidades facultadas. Serão pagos no prazo de 60 dias da data em que forem declarados, salvo disposição em contrário da Assembléia Geral, mas sempre dentro do exercício social. Os dividendos não reclamados no prazo de 3 anos, reverterão em favor da Companhia. Os valores dos dividendos que forem devidos aos acionistas, não sofrerão incidência de encargos financeiros. O valor dos juros, pago ou creditado, a título de remuneração sobre o capital próprio, nos termos da legislação e regulamentação pertinentes, poderá ser imputado ao dividendo obrigatório, integrando tal valor o montante dos dividendos distribuídos pela sociedade para todos os efeitos legais. No entanto, tal dividendo não será obrigatório no exercício social em que a Diretoria, dando prévio conhecimento ao Conselho de Administração, informar à Assembléia Geral Ordinária, com parecer do Conselho Fiscal, ser o dividendo obrigatório incompatível com a situação financeira da Companhia. 164 Histórico de Pagamento de Dividendos O quadro abaixo demonstra os valores dos dividendos e juros sobre capital próprio declarados e pagos nos anos de 2001 a 2004 e declarados no ano de 2005 (a ser pago durante o exercício de 2006): Distribuição de Dividendos e Juros sobre capital próprio aos Acionistas Exercício Proventos R$ mil 2001 Juros sobre capital próprio - 2001 Dividendos 2002 Juros sobre capital próprio 2002 Dividendos 2003 Juros sobre capital próprio 2003 Dividendos 23.430 2004 Juros sobre capital próprio 51.128 2004 Dividendos 37.709 2005 Juros sobre capital próprio 26.325 2005 Dividendos 4.069 5.949 1.965 165 - PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA Política de Divulgação de Informações e Manutenção de Sigilo A Emissora e as demais companhias do Grupo EDP adotam uma política interna de divulgação de informações e manutenção de sigilo acerca de ato ou fato relevante ainda não divulgado ao mercado, em conformidade com a Instrução CVM n.° 358, de 03 de janeiro de 2002, conforme alterada. Essa política é destinada aos acionistas controladores, administradores e qualquer pessoa que tenha conhecimento de informação relativa a fato relevante. Essa política estabelece regras de sigilo e confidencialidade, procedimentos relativos à manutenção de sigilo, bem como atribui responsabilidade direta e subsidiária pela divulgação de fato relevante ao diretor de relações com investidores e aos destinatários que tenham conhecimento pessoal de fato relevante, respectivamente. Cumpre ao diretor de relações com investidores o dever de divulgar e comunicar à CVM e à BOVESPA, qualquer ato ou fato relevante ocorrido ou relacionado aos negócios da Companhia, bem como zelar por sua ampla e imediata disseminação, simultaneamente em todos os mercados em que tais valores mobiliários sejam admitidos à negociação. De acordo com a política interna da Companhia, a divulgação de qualquer ato ou fato relevante, deverá ser feita através de publicação nos jornais de grande circulação utilizados habitualmente pela Emissora, podendo ser feita de forma resumida com indicação dos endereços na rede mundial de computadores, onde a informação completa deverá estar disponível a todos os investidores, em teor no mínimo idêntico àquele remetido à CVM. As divulgações a serem feitas pelo diretor de relações com investidores ocorrerão, sempre que possível, antes do início ou após o encerramento dos negócios nas bolsas de valores e entidades do mercado de balcão organizado em que os valores mobiliários de emissão da Energias do Brasil e/ou de suas controladas sejam admitidos à negociação. Regras do Novo Mercado A Energias do Brasil, de modo a manter um elevado padrão de governança corporativa, celebrou em 2005 um contrato com a BOVESPA visando cumprir com os requisitos de listagem do Novo Mercado. O Novo Mercado é destinado à negociação de ações emitidas por companhias que se comprometam voluntariamente a cumprir com práticas de boa governança corporativa e maiores exigências de divulgação de informações em relação àquelas já impostas pela legislação brasileira. Em geral, tais regras ampliam os direitos dos acionistas e melhoram a qualidade da informação fornecida aos acionistas. 166 Na qualidade de companhia listada no Novo Mercado, adicionalmente às informações requeridas pela legislação aplicável, a Energias do Brasil deve: • realizar, pelo menos uma vez por ano, uma reunião pública com analistas e quaisquer outros interessados, para divulgar informações quanto à sua situação econômico-financeira, projetos e perspectivas; • divulgar calendário anual até o final de janeiro de cada ano, informando sobre eventos corporativos programados; • divulgar informações sobre todo e qualquer contrato celebrado (i) entre a Energias do Brasil e suas controladas e coligadas, administradores e acionistas controladores; (ii) entre a Energias do Brasil e as sociedades controladas e coligadas de seus administradores e de seus acionistas controladores; ou (iii) entre a Energias do Brasil e outras sociedades que com qualquer dessas pessoas listadas em (i) e (ii) integre um mesmo grupo de fato ou de direito, sempre que for atingido, em um único contrato ou em contratos sucessivos, com ou sem o mesmo fim, em qualquer período de um ano, valor igual ou superior a R$200 mil, ou valor igual ou superior a 1% sobre o patrimônio líquido da Energias do Brasil, considerando-se aquele que for maior; • divulgar cópia de todos os acordos de acionistas, que se encontrem arquivados na sede da Energias do Brasil e dar notícia das averbações de acordos existentes em seus livros, sendo que, quando da celebração de novos acordos, o envio/notícia deverá ocorrer nos 5 dias subseqüentes ao seu arquivamento e/ou averbação; e • divulgar cópia de todos os programas de opções de aquisição de ações ou de outros títulos e valores mobiliários de sua emissão, destinados aos seus empregados ou administradores. Outras Práticas de Governança Corporativa Destacam-se ainda outras práticas de governança corporativa adotadas pela Emissora, as quais são recomendadas no Código de Melhores Práticas de Governança Corporativa do IBGC – Instituto Brasileiro de Governança Corporativa, tais como: (i) contratação de empresa de auditoria independente para análise de seus balanços e demonstrativos financeiros; (ii) escolha do local para a realização da Assembléia Geral de forma a facilitar a presença de todos os sócios ou seus representantes; (iii) clara definição no Estatuto Social (a) da forma de convocação da Assembléia Geral, (b) das competências do Conselho de Administração e da Diretoria, (c) da forma de deliberação das mesmas, (d) do sistema de votação e (e) da forma de eleição, destituição e tempo de mandato dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria; (viii) transparência na divulgação pública do relatório anual da administração; (ix) livre acesso às informações e instalações da companhia pelos membros do Conselho de Administração; e (x) estabelecimento de atribuições e limites de poderes dos membros da Diretoria em vista a evitar o mau uso dos ativos da sociedade. 167 POLÍTICAS DE RESPONSABILIDADE SOCIAL, PATROCÍNIO E INCENTIVO CULTURAL No âmbito da responsabilidade social, patrocínio e incentivo cultural, vale destacar o Programa Bandeirante Comunidade Educação que apoiou, em 2005, mais de 20 mil crianças do ensino fundamental, em 68 escolas públicas municipais localizadas na área de concessão da Bandeirante, contando com a participação de 112 colaboradores em regime de voluntariado e outros parceiros. 168 ADMINISTRAÇÃO A Emissora é administrada por um Conselho de Administração, formado por no mínimo 5 membros e no máximo 7 membros (cada um, um “Conselheiro” e, em conjunto, os “Conselheiros”), e por uma Diretoria composta por, no máximo, 5 membros (cada um, um “Diretor” e, em conjunto, os “Diretores”), sendo um deles Diretor-Presidente. Conselho de Administração O Conselho de Administração da Emissora composto, atualmente por 7 membros efetivos, é responsável, dentre outras atribuições, pelo estabelecimento das políticas e diretrizes gerais dos negócios da Companhia, incluindo a estratégia de longo prazo, pela eleição e destituição dos membros da Diretoria e pela fixação de suas atribuições, bem como por fiscalizar a gestão dos Diretores. Os membros do Conselho de Administração são eleitos pelos acionistas da Emissora em assembléia geral. O mandato dos Conselheiros é de 3 anos, sendo permitida a reeleição, considerando-se o ano como o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias. Os membros do Conselho de Administração permanecerão no exercício de seus cargos até a eleição e posse de seus sucessores. Conforme previsto no Estatuto Social, o Conselho de Administração se reúne, ordinariamente, uma vez por ano e extraordinariamente, sempre que necessário. As reuniões do Conselho de Administração devem ser realizadas com a presença da maioria de seus membros em exercício e as deliberações são tomadas mediante o voto favorável da maioria dos membros em exercício, sendo que, no caso de empate, caberá ao Presidente do Conselho de Administração o voto de qualidade. Endereço Comercial dos membros do Conselho de Administração da Companhia: Rua Bandeira Paulista, n.º 530, Itaim – São Paulo – SP Composição Na data deste Prospecto Definitivo, os membros do Conselho de Administração da Emissora eram: Nome Data da Eleição Término António Fernando Melo Martins da Costa 29/04/2005 30/04/2008 Presidente João José Gomes de Aguiar 29/04/2005 30/04/2008 Vice-Presidente Antonio José Sellare 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo Custódio Alexandre Rouxinol Miguens 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo Carlos Alberto Silva de Almeida Loureiro 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo António Eduardo da Silva Oliva 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo Severino Justino da Silva 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo 169 Cargo Experiência Profissional ANTÓNIO FERNANDO MELO MARTINS DA COSTA. Nascido em 13 de dezembro de 1954. Licenciado em Engenharia Civil, com MBA, ambos pela Universidade do Porto e com formação executiva complementar no INSEAD (Fontainebleau), AESE (Universidade Navarra) e Wharton School (Filadélfia, EUA). Iniciou sua carreira profissional em 1976, como docente universitário, tendo ingressado na EDP em 1981. Em 1989, mudou para o setor financeiro, onde foi Diretor Geral do Banco Comercial Português (Millenium BCP) e Administrador Executivo de empresas de Seguros, Pensões, Gestão de Fundos e Patrimônios do Grupo Millenium BCP. A partir de 1990 passou também a Diretor da Holding financeira Eureko BV (Holanda), detentora de participações de controle em diversas seguradoras e sociedades gestoras de ativos na Europa. Foi também Presidente Executivo da Eureko Polska e Vice-Presidente Executivo da PZU, Polônia (a maior seguradora e gestora de ativos e fundos de pensões da Europa Central). Em 2003, regressou à EDP para assumir a posição de CEO das operações no Brasil. É Vice-Presidente do Conselho de Administração e Presidente da Diretoria da Companhia. Ocupa ainda o cargo de Presidente do Conselho de Administração da Bandeirante, Escelsa, Enersul, Ampla, Enerpeixe e Energest. É Diretor Presidente da Enertrade. JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR. Nascido em 23 de janeiro de 1950. Engenheiro eletrotécnico, licenciado em 1976 pelo Instituto Superior Técnico, mestrado em Política Econômica e Planejamento de Energia, pela Universidade Técnica de Lisboa em 1989. Entre 1988 e 1998 atuou como Professor Auxiliar convidado do Instituto Superior Técnico, lecionando Física de Energia e Tecnologia Energética no curso de Engenharia Física Tecnológica. Admitido para a EDP em 1979, desenvolveu sucessivamente atividades como engenheiro no Laboratório Central e na Rede de Transporte da Energias do Brasil, ligado à realização de ensaios e a estudos de fiabilidade, e no departamento de Informação de Gestão e Planejamento da Direção de Equipamento Térmico, tendo nessa qualidade acompanhado os projetos das centrais térmicas a carvão de Sines e Pego (1983 a 1991). Em 1992 assumiu funções de Subdiretor da Direção de Produção Térmica da CPPE, responsável pelo departamento de Gestão da Produção, tendo participado no Grupo de Trabalho que desenhou os Contratos de Aquisição de Energia então instituídos (1992 a 1996). A partir de 1996 assume cargos de Direção e Direção Executiva em diversas empresas do Grupo EDP ou desta participadas, nomeadamente: Diretor de Recursos Humanos da CPPE (1996 a 1997); Diretor Executivo da CPPE – Empresa de Produção que opera o parque de centrais hídricas e térmicas do Grupo EDP, entre maio de1997 e maio de 1998; Diretor da EDA – Electricidade dos Açores, entre 4 de outubro de 2000 e junho de 2003; VicePresidente do Conselho de Administração da EDP Distribuição – Energia, S.A. (distribuidora de energia elétrica de Portugal) entre fevereiro de 2000 e junho de 2003, empresa que tem a responsabilidade de distribuição de energia elétrica em Portugal Continental, resultante da fusão das quatro distribuidoras regionais, de que era Administrador desde 11 de maio de 1998; Diretor Executivo da LBC – Tanquipor, empresa de movimentação portuária, combustíveis líquidos e produtos químicos, entre outubro de 1997 e fevereiro de 2005; Diretor Executivo da Labelec – Estudos, Desenvolvimento e Actividades Laboratoriais, S.A., empresa de 170 serviços energéticos do Grupo EDP, vocacionada para o desenvolvimento de projetos de inovação tecnológica no sector elétrico entre junho de 2003 e fevereiro de 2005. Assumiu também funções de representação do Grupo EDP em entidades ou instituições relevantes em Portugal e no estrangeiro, de que se destaca: Membro do Conselho Consultivo da Entidade Reguladora do Sector Eléctrico, entre 1999 e 2002; Representante português na EURELECTRIC – Union of Electricity Industry, para a Área de Negócios das redes de Transporte e Distribuição de energia eléctrica; Vice-Presidente da Associação Portuguesa de Energia, entre maio de 1999 e fevereiro de 2005. ANTONIO JOSÉ SELLARE. Nascido em 19 de julho de 1953. Formado em Administração de Empresas pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo – PUC em 1980. Anteriormente ao ingresso no Grupo EDP, acumulou experiência em instituições financeiras com responsabilidade durante a carreira pelas áreas administrativas e contábeis, administração de fundos de investimento, operações em bolsas de valores e com derivativos, gestão de risco, gestão de tesouraria e modelagem de produtos financeiros. É responsável no Grupo EDP pela coordenação das gestões financeiras das unidades de negócios no Brasil, pelas negociações para financiamento de projetos, pelo acompanhamento e avaliação dos resultados das empresas participadas, pela avaliação local de novos projetos e oportunidades de negócios, pelas operações de reorganização societária e pela coordenação dos planos de negócio das empresas, nas quais o Grupo EDP detém participação no Brasil. É Diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores da Energias do Brasil. É também membro efetivo do Conselho de Administração das empresas Bandeirante, Escelsa, Enersul, Enerpeixe e Energest; e membro suplente das empresas Ampla, Coelce e Investco; além de Diretor Financeiro da Enertrade. CUSTÓDIO ALEXANDRE ROUXINOL MIGUENS. Nascido em 04 de setembro de 1948. Licenciado em Engenharia Electrotécnica pelo Instituto Superior Técnico de Lisboa, Portugal. De maio de 1993 até outubro de 2000, foi Presidente do Conselho de Administração e da Comissão Executiva da CEM – Companhia de Electricidade de Macau, além de desempenhar os cargos de “Council Member” AESIEAP – The Association of The Electricity Supply Industry of East Asia and The Western Pacific (de novembro de 1993 a outubro de 2000), “Council Member” Macau Management Association (de maio de 1993 a maio de 1997) e VicePresidente (de maio de 1997 a outubro de 2000). De outubro de 2000 a junho de 2002, foi Presidente da Comissão Executiva da EDP Internacional, SGPS, SA, simultaneamente sendo Administrador Executivo da Edinfor, Presidente do Conselho de Administração da Internel – Serviços de Consultoria Internacional S.A, Presidente do Conselho de Administração da CEM – Companhia de Electricidade de Macau, S.A, Administrador da EDP, Administrador da EEGSA – Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A., Administrador da DECA II – Distributión Eléctrica Centroamericana Dos, S.A., Administrador da Redal S.A. (Marrocos), membro da Direção da Câmara de Comércio e Indústria Luso-Chinesa. No período de julho de 2002 a junho de 2003, foi Administrador Executivo da EDP - Gestão de Produção de Energia, S.A. e da CPPE – Companhia Portuguesa de Produção de Electricidade e Presidente do Conselho de Administração da EDP Cogeração – Produção de Electricidade e Calor, S.A., sendo simultaneamente, Presidente do Conselho de 171 Administração (não executivo) da CEM – Companhia de Electricidade de Macau, SA, Administrador da Ecogen e membro da Direção da Câmara de Comércio e Indústria Luso-Chinesa. Até outubro de 2003, desempenhou o cargo de Administrador Executivo da Enernova. Atualmente ocupa o cargo de Diretor VicePresidente de Geração e Meio-Ambiente da Energias do Brasil. É também membro do Conselho de Administração da Bandeirante, Escelsa, Enersul, Investco, Enerpeixe e Energest; além de Diretor-Presidente da Energest, Enerpeixe, EDP Lajeado e Enercouto. CARLOS ALBERTO SILVA DE ALMEIDA E LOUREIRO. Nascido em 10 de agosto de 1946. Formado em Engenharia Electrotécnica na Universidade do Porto. Cursou ainda Alta Direção de Empresas (PADE), na AESE – Escola de Direcção e Negócios, concluindo o curso em 2001. Desempenhou diversas funções na Ordem dos Engenheiros de Portugal, além de ter sido Delegado de Portugal na EUREL - Associação Européia das Associações de Engenheiros Electrotécnicos e posteriormente Presidente da EUREL. Exerceu os seguintes cargos públicos em Portugal: Vereador da Câmara Municipal de Coimbra; Deputado à Assembléia Municipal de Coimbra; Vice-Presidente da Comissão de Coordenação da Região Centro; Governador Civil do Distrito de Coimbra; Secretário de Estado da Construção e Vias Terrestres (Ministério das Obras Públicas Transportes e Comunicações); Presidente da Comissão de Coordenação da Região Centro; Secretário de Estado da Administração Interna; e Deputado à Assembléia Municipal do Cadaval. Dentre as atividades profissionais desenvolvidas nos últimos anos destacam-se Diretor da Direção de Gestão e Sistemas Comerciais da EDP Distribuição – Energia, S.A, Diretor Adjunto da Direção de Gestão e Sistemas Comerciais, Diretor Adjunto da Direção Central Comercial, Assessor do Conselho de Administração para as áreas da Qualidade, da Auditoria e da Comunicação da Electricidade de Lisboa e Vale do Tejo. Finalmente, foi Diretor Comercial da Bandeirante, ocupando o cargo de janeiro de 2002 a dezembro de 2003. Atualmente ocupa o cargo de Diretor Vice-Presidente de Comercialização da Energias do Brasil. É também membro suplente do Presidente do Conselho de Administração da Enerpeixe, membro do Conselho de Administração da Bandeirante, Escelsa, Enersul, Ampla e Coelce; além de Diretor Vice-Presidente da Enertrade. ANTÓNIO EDUARDO DA SILVA OLIVA. Nascido em 4 de fevereiro de 1946. Engenheiro Eletrotécnico, formado pela Universidade de Lourenço Marques em Moçambique. Foi professor na Escola Industrial Mouzinho de Albuquerque em Moçambique, sócio e engenheiro eletrotécnico na Urboprojecto Ltda – Gabinete de Estudos e Projetos de Engenharia, Chefe da Divisão de Centrais e Subestações e Chefe dos Serviços Elétricos e Direção de Exploração da respectiva Rede Elétrica na SHER-Sociedade Hidroelétrica do Revué, S.A. Em 1974, ingressou na EDP como engenheiro de Projetos, tendo sido nomeado, em julho de 1989, Chefe do Centro de Distribuição Coimbra, assegurando a gestão dos diversos serviços (Recursos Humanos, Administrativo, Comercial e Técnico), a elaboração dos planos de atividades e orçamento, sua coordenação e responsabilidade pela sua execução. Foi nomeado, em 1991, Diretor Executivo da Direção Operacional de Distribuição Centro de Portugal. Em 1994, passou a Vogal Executivo do Conselho de Administração da Cenel – Eletricidade do Centro S.A. (empresa de distribuição de energia elétrica do Grupo EDP). Em 1997, foi Vogal Executivo do Conselho de Administração da EN – Eletricidade do Norte S.A. 172 (empresa de distribuição de energia elétrica – Grupo EDP). Foi Presidente Executivo do Conselho de Administração da HDN – Energia do Norte S.A. (empresa de produção hidroelétrica do Grupo EDP), de janeiro de 1997 a maio de 1998, e Presidente Executivo da Hidrocenel – Energia do Centro S.A. (empresa de produção hidroelétrica do Grupo EDP), de maio de 1998 a junho de 2001, após exercer a função de Vogal Executivo do Conselho de Administração da empresa. Em fevereiro de 2000, foi nomeado Vogal Executivo do Conselho de Administração da EDP Distribuição – Energia, S.A, com atribuição da responsabilidade da Área de Negócio Serviços de Rede. Um ano antes, havia sido nomeado Vogal Executivo dos Conselhos de Administração da LTE – Eletricidade de Lisboa e Vale do Tejo S.A. e da SLE – Eletricidade do Sul S.A. (empresas de distribuição de energia elétrica do Grupo EDP). Atualmente ocupa o cargo de Diretor VicePresidente de Distribuição e Serviços Técnicos da Energias do Brasil. É também membro do Conselho de Administração da Bandeirante, Escelsa e Enersul, sendo Diretor Presidente das duas últimas companhias. SEVERINO JUSTINO DA SILVA. Nascido em 08 de fevereiro de 1948. Técnico em Contabilidade pelo Colégio Riachuelo. Admitido na Light Serviços de Eletricidade S.A em 08 de janeiro de 1979, na Área de Suprimento. Na Eletropaulo – Eletricidade de São Paulo S.A desenvolveu atividades na área contábil, foi membro do Conselho de Representantes dos Empregados em 1987, Vice-Presidente da CIPA e Coordenador da Brigada de Incêndio. Atualmente na Bandeirante, desenvolve atividades na área de Custos e Patrimônio. Diretoria A Diretoria da Companhia é composta atualmente por 5 Diretores. Nos termos do Estatuto Social, o Conselho de Administração é responsável por eleger e destituir os Diretores, ocupando seus cargos por um mandato de 3 anos, considerando-se o ano como o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias podendo ser reeleitos, devendo permanecer em seus cargos até a eleição e posse de seus sucessores. As reuniões de Diretoria são convocadas pelo Diretor-Presidente ou por quaisquer dois membros em conjunto, sempre que assim exigir os negócios sociais, sendo que somente serão instaladas com a presença da maioria de seus membros. As deliberações da Diretoria serão tomadas por maioria de votos dos presentes. Os Diretores são responsáveis, dentre outras atribuições, pela administração dos negócios em geral e a prática de todos os atos necessários ou convenientes, bem como pela execução das deliberações tomadas pelo Conselho de Administração. Os Diretores têm responsabilidades individuais estabelecidas pelo Conselho de Administração e Estatuto Social. Endereço Comercial dos Diretores da Companhia: Rua Bandeira Paulista, n.º 530, Itaim – São Paulo – SP 173 Composição O mandato dos Diretores teve início no dia 10 de junho de 2005 e se encerrará no dia 30 de abril de 2008. Na data deste Prospecto, os membros da Diretoria da Emissora eram: Data da Eleição Término Cargo João José Gomes de Aguiar 10/06/2005 30/04/2008 Thomas Daniel Brull 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Presidente Diretor Administrativo-Financeiro e de Relações com Investidores Welington Cezar Xavier 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Comercial Agostinho Gonçalves Barreira 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Executivo Manuel Fernando das Neves Bento 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Técnico Nome Experiência Profissional JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR. Biografia já apresentada na Seção “Administração – Conselho de Administração”, tendo em vista que o referido diretor também faz parte do Conselho de Administração da Companhia. THOMAS DANIEL BRULL. Nascido em 17 de maio de 1954. Administrador de Empresas, formado em 1976, pela Escola de Administração de Empresas da Fundação Getúlio Vargas, Mestrado pela USP - Universidade de São Paulo e MBA pela Indiana University Bloomington, EUA. Carreira desenvolvida nas áreas de Finanças, Controladoria, Planejamento e Administração, iniciou no Citibank em 1978 e foi Diretor do Grupo Sharp (1981 1991), Diretor e Conselheiro da Tec Toy S.A. (1990 - 1998) e Vice Presidente da Rádio e Televisão Bandeirantes (1998 - 2001). Desde 01 de outubro de 2001 responde pelas Diretorias Financeira e de Relações com Investidores e Administrativa da Bandeirante. Recebeu em 2004, do IBEF - Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças de São Paulo, o Troféu “O Equilibrista” que premia o Executivo de Finanças do Ano. Foi Fulbright Scholar entre 1986 e 1988. É co-autor do livro Laboratório de Finanças (Editora Nobel) e Professor de Contabilidade e Finanças do MBA Executivo da Business School São Paulo. Atualmente é também Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Diretor de Administração nas empresas Escelsa e Enersul. WELINGTON CEZAR XAVIER. Nascido em 07 de julho de 1951. Economista pela Faculdade Padre Anchieta, Estudos Sociais pela Faculdade Filosofia Ciências e Letras N.Sra. do Patrocínio. Fez MBA – Mestrado em Gestão de Empresas – Fundação Dom Cabral e Mestrado em Administração de Empresas pela PUC/ BH. Participou em diversos cursos e seminários: Curso Perfil Gerencial, Seminário Finanças no Setor Elétrico Brasileiro-1992, Curso Qualidade de Vida na Organização-1993, Seminário sobre Licitações-1993, Seminário Internacional de Marketing do Setor Elétrico-CODI-1993, Encontro de Distribuição de Energia Elétrica no 174 Mercosul-1993, Seminário Oficina de Custeio-1994, Curso Qualidade é Preciso Gerenciar-1994, Curso Programa de Desenvolvimento de Executivos para Alta Administração do Setor Elétrico-USP-1994/1995, Seminário Introdução à Gestão pela Qualidade Total-1996, Curso O Ambiente da Qualidade-1996, Curso Transformando Organizações-1996. Atuou como Superintendente de Gestão da Distribuição, na Diretoria de Distribuição, em 1991 e Assistente Executivo da Diretoria de Distribuição em 1997 na Eletropaulo – Eletricidade de São Paulo S.A. Na Bandeirante desde 1998, atuou nos cargos de Superintendente de Desenvolvimento de Negócios, Gerente Executivo de Gestão de Grandes Clientes, Assistente Executivo da Diretoria Comercial e Assistente da Presidência e desde 01 de janeiro de 2004, como Diretor Comercial. Atualmente é também Diretor Comercial nas empresas Escelsa e Enersul. AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA. Nascido em 28 de setembro de 1955. Engenheiro Eletrotécnico pela Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto. Fez estágio na empresa Lenforder Metallwaren (Alemanha), promovido pelo IAESTE. Participou em diversas Conferências e Seminários: XXIII Congresso Unipede (Birmingham), Redes Européias de Energia (Bruxelas), Conferência DA/DSM Europa 95 (Roma), Seminário Internacional Unipede – Strategy Management 96 (Suécia), Conferência DA/DSM Europa 96 (Áustria), Conferência DA/DSM Europa 98 (Londres), Conferência CIRED 99 (França). Freqüentou Cursos Internacionais – Strategy Management, promovido pela Unipede 95 (Alemanha) e EDP Top Management Programme 2005 (INSEAD – França). Atuou na gestão de projetos e construção de redes elétricas e subestações na EDM – Eletricidade de Moçambique. Na EDP, desempenhou funções de projeto e construção no Centro de Distribuição de Guimarães (DODN), planejamento de redes no Porto (DODN), Chefe do Centro de Distribuição da Guarda (DODC), Chefe do Centro de Distribuição da Maia (DODN) membro da Comissão Diretiva da Direção Operacional de Distribuição Norte (DODN) e Diretor Técnico da EN – Eletricidade do Norte S.A. (Grupo EDP). Desde 05 de Outubro de 1999, assumiu como Diretor Técnico da Bandeirante. MANUEL FERNANDO DAS NEVES BENTO. Nascido em 23 de janeiro de 1951. Graduado em Engenharia Eletrotécnica pelo Instituto Superior de Engenharia de Coimbra. Foi membro do Conselho de Administração da Coelce, da Energias do Brasil, membro suplente do Conselho de Administração da CERJ, Diretor VicePresidente Técnico da CERJ e Diretor de Distribuição da CENEL, do Grupo EDP. Atualmente é Diretor Técnico da Escelsa e da Enersul. Conselho Fiscal O Conselho Fiscal da Companhia somente será instalado nos exercícios sociais em que for convocado mediante deliberação dos acionistas, conforme previsto em lei, sendo composto por 3 membros efetivos e igual número de suplentes eleitos pela Assembléia Geral que deliberar sua instalação e que lhes fixará os honorários, respeitados os limites legais. Quando de seu funcionamento, o Conselho Fiscal tem as atribuições e os poderes conferidos por lei. O período de funcionamento do Conselho Fiscal terminará na primeira Assembléia Geral Ordinária realizada após sua instalação, considerando-se o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias 175 Quando instalado, a principal responsabilidade do Conselho Fiscal, que é independente da administração e dos auditores independentes nomeados pelo Conselho de Administração, é analisar as demonstrações financeiras, reportando-as aos acionistas. O Conselho Fiscal da Companhia também é encarregado da elaboração de pareceres acerca de (i) propostas de alterações no capital social; (ii) emissão de debêntures ou bônus de subscrição; (iii) planos de investimentos ou orçamento de capital; (iv) distribuições de dividendos; e (v) reorganizações societárias apresentadas para análise. O Conselho Fiscal também fiscaliza, por quaisquer de seus membros e de forma colegiada, os atos dos Administradores, verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários. Na data do presente Prospecto, não havia Conselho Fiscal instalado. Remuneração dos Administradores A remuneração global da Administração é definida em Assembléia Geral Ordinária. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005, o valor total da remuneração, inclusive benefícios, paga aos Administradores totalizou aproximadamente R$ 5.150 mil. Relação entre Administradores e a Companhia Nenhum dos Administradores da Companhia possui relação familiar com os demais ou com Administradores da Energias do Brasil e atualmente não há contratos ou outras obrigações relevantes existentes entre os Administradores e a Companhia. Planos de Opção de Compra de Ações A Companhia não possui planos de opção de compra de ações destinados a Administradores. 176 INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS PELA COMPANHIA Os valores mobiliários emitidos pela Bandeirante são (i) as ações que compõem o seu capital social, (ii) as debêntures da 1ª emissão de debêntures feita em 1999 e (iii) as debêntures da 2ª emissão de debêntures feita em 1999. 1ª Emissão Pública de Debêntures em 1999 Em 03 de agosto de 1999 a Companhia realizou sua 1ª emissão pública de debêntures, nominativas, não conversíveis em ações, com garantia real, no valor total de R$400 milhões. Os recursos captados foram utilizados como reforço de garantia ofertada à liminar concedida no Mandado de Segurança nº 92.0054247-6 perante a Vara de Justiça Federal. As debêntures rendiam juros de 6% ao ano, acumulados exponencialmente “pro rata temporis” por dias corridos, base 360 dias e calculados sobre o valor nominal até a data do efetivo pagamento. Esta 1ª emissão foi integralmente cancelada pela Assembléia Geral Extraordinária da Companhia realizada em 17 de novembro de 1999 não tendo sido efetivada. 2ª Emissão Pública de Debêntures em 1999 A Assembléia Geral Extraordinária da Bandeirante, realizada em 17 de novembro de 1999, bem como a Reunião do Conselho de Administração da Companhia, realizada em 17 de dezembro de 1999, aprovaram a emissão, para distribuição pública, de 280.000 debêntures nominativas escriturais, conversíveis em ações, com garantia flutuante, em série única, no valor nominal unitário de R$ 1.000,00, com data de emissão em 1º de novembro de 1999, perfazendo o valor total da emissão de R$280 milhões. Cada debênture era conversível, simultaneamente, em 40.407 (quarenta mil, quatrocentas e sete) ações ordinárias e em 61.115 (sessenta e uma mil, cento e quinze) ações preferenciais de emissão da Bandeirante. As debêntures da 2ª emissão rendiam juros calculados à base de 8% (oito por cento) ao ano sobre o valor nominal das debêntures corrigido pela variação do IGPM, ambos calculados pro rata temporis desde a data de emissão, ou do último pagamento dos juros, o que ocorrer por último, até a data do efetivo pagamento. O vencimento das debêntures da 2ª emissão estava previsto para 1° de novembro de 2002, porém a Companhia efetivou o resgate antecipado dessas debêntures em janeiro de 2001 antes da cisão da Companhia. 177 CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS Contingências Judiciais A Bandeirante é parte em 3.525 ações judiciais e administrativas em andamento oriundas do curso normal de seus negócios. Em 31 de dezembro de 2005, o provisionamento total para contingências judiciais era de R$ 105.377 mil, sendo R$ 57.129 mil para ações fiscais, R$ 42.286 mil para ações cíveis e R$ 5.962 mil para ações trabalhistas, conforme tabela abaixo. O cálculo dos valores a serem provisionados é feito 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 que a Companhia entende ser de perda provável. Quando o risco de perda é provável é feito provisionamento de 100% do valor devido nessas ações, conforme avaliação da própria Emissora e de seus assessores legais, obedecidos os critérios estabelecidos no manual de contabilidade da ANEEL. A Companhia possui diversos processos de natureza cível e trabalhista os quais entende serem de expectativa de perda remota, cujo valor não se encontra contemplado no valor total das contingências demonstrado a seguir. Processos de Natureza Trabalhista A Bandeirante figura como parte em processos judiciais que versam sobre matéria trabalhista. Há vários processos que se iniciaram antes da cisão ocorrida em 2001, em que a Bandeirante figura no pólo passivo, porém que são de responsabilidade da Piratininga, conforme reconhecido no protocolo de cisão. Os principais pedidos dos processos de responsabilidade da Bandeirante, que totalizavam, em 31 de dezembro de 2005, 538 ações, estão relacionados a horas extras e equiparação salarial. Em 31 de dezembro de 2005, o valor total da contingência trabalhista da Companhia era de, aproximadamente, R$ 37.135 mil, dos quais R$ 5.962 mil correspondem ao valor de risco de perda provável, R$ 2.042 mil correspondem ao valor de risco de perda possível, resultando no valor de R$ 8.004 mil, e R$ 29.131 mil correspondem ao valor de risco de perda remoto. Não existem ações trabalhistas de grande relevância. 178 Em 31 de dezembro de 2005, a Companhia registrou provisões de R$ 5.962 mil para fazer frente às perdas prováveis nas ações trabalhistas em que é parte, já incluídos os encargos previdenciários devidos pelo empregado e pela empresa. Na mesma data, o valor total depositado judicialmente, seja em razão de interposição de recurso e/ou garantia da execução, era de R$ 2.854 mil. Processos de Natureza Cível e Arbitral A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria cível, os quais, em 31 de dezembro de 2005, representavam contingências totais com risco de perda provável e possível de R$ 59.271 mil, sendo que R$ 42.286 mil encontravam-se provisionados. Deste montante, R$ 37.250 mil referemse a ações propostas por consumidores industriais da Companhia, que pleiteiam a restituição de valores pagos a título de majoração tarifária durante o congelamento de preços determinado pelo Plano Cruzado. A Companhia é parte em disputa com a CPFL referente a ajustes a serem realizados entre elas relativos ao processo de cisão da Bandeirante realizado em 2001. Tais valores referem-se essencialmente à divergência de entendimentos entre a Companhia e a CPFL acerca do critério de compartilhamento entre elas da compensação a ser paga a cada uma pelas perdas incorridas pela Bandeirante durante o período de racionamento de energia (período anterior à cisão). Tal compensação se dará por meio de Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE) concedida à Companhia e à CPFL pela ANEEL por ocasião da celebração do Acordo Geral do Setor Elétrico. O direito à recomposição de perdas referente ao período de racionamento, na proporção estabelecida no protocolo de cisão, foi expressamente reconhecido em sentença arbitral que, no entanto, deixou de condenar a Piratininga, no âmbito do objeto do processo arbitral em que ela foi proferida. Na evolução do procedimento de cobrança, em conjunto com consultores externos, foram identificadas ao final do 3º trimestre de 2005 questões que podem dificultar a realização do ativo. A reversão deste valor, no terceiro trimestre de 2005, por conservadorismo contábil, não significa que a Companhia tenha desistido de seu recebimento. O valor em disputa, que em 31 de dezembro de 2005 era de R$ 25.923 mil, encontra-se contabilizado no balanço da Companhia conjuntamente com outros créditos por ela detidos contra a CPFL Piratininga de Força e Luz, sendo objeto de nota explicativa de suas demonstrações financeiras. Processos de Natureza Fiscal A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais e procedimentos administrativos que versam sobre matéria fiscal, os quais, em 31 de dezembro de 2005, representavam contingências totais com risco de perda provável e possível de R$ 71.263 mil, sendo que R$ 57.129 mil encontravam-se provisionados. As contingências fiscais consolidadas envolvem, basicamente, principalmente, os tributos PIS/PASEP/COFINS e Imposto de Renda Pessoa Jurídica (“IRPJ”), conforme descrito abaixo: • COFINS: a Companhia impetrou mandados de segurança, visando impugnar os efeitos da ampliação da base de cálculo da COFINS após a edição da Lei nº 9.718, de 27 de novembro de 1998, sendo que em julho de 1999 obteve liminar que autorizou o recolhimento deste tributo até dezembro de 1999 na forma da legislação anterior. Contudo, em novembro de 2003 a decisão foi reformada, sendo que 179 atualmente aguarda-se o julgamento dos recursos interpostos pelos tribunais superiores. Com a revogação da sentença que lhe era parcialmente procedente, o crédito tributário, cuja exigibilidade estava suspensa, tornou-se exigível, o que ensejou a autuação da Companhia pela Secretaria da Receita Federal, em R$37,5 milhões (abril de 2003), que foi objeto de impugnação e atualmente aguarda o julgamento do recurso administrativo. O valor envolvido nessa demanda em 31 de dezembro de 2005, que se encontra integralmente provisionado, era de R$ 50.025 mil, sendo que R$ 47.400 mil correspondem à alíquota e R$ 2.625 mil à base de cálculo. • IMPOSTO DE RENDA: a Companhia contesta a indedutilidade da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido na apuração do imposto de renda dos exercícios de 2001 e 2002. O passivo total estimado para essa ação, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 7.104 mil, totalmente provisionados. • ICMS: diversos clientes da companhia estiveram sujeitos ao pagamento da demanda contratada de energia elétrica. Algumas dessas empresas ingressaram em juízo contra a Companhia buscando a devolução de parte dos valores de ICMS pagos sobre a demanda contratada de energia elétrica. Segundo essas empresas, nos meses em que o consumo de energia elétrica foi inferior ao valor da demanda, o ICMS deveria incidir sobre o consumo efetivo. Em 31 de dezembro de 2005, a contingência total desses processos era de R$ 365 mil, valor não considerado relevante para a Companhia. • TAXA DE FISCALIZAÇÃO DE OCUPAÇÃO: a Companhia questiona a cobrança de Taxa de Fiscalização de Ocupação de Permanência em áreas, em vias e em logradouros públicos, tendo em vista o uso e a ocupação de postes pela Companhia nas vias públicas. Essa discussão vem sendo travada contra vários municípios e a contingência total é de R$ 26 milhões. Processos de Natureza Regulatória Em 28 de outubro de 2005, foi iniciado processo administrativo pela Emissora, com relação à revisão tarifária de 2003, concluída em 2005, no qual se discute a revisão inicialmente proposta pela Emissora, a qual, temporariamente homologada pela ANEEL em 18,08%, foi reduzida, em 2004, para 10,51% e, em 2005, para 9,67%. Abaixo, encontra-se uma descrição dos autos de infração lavrados pela ANEEL e CSPE contra a Companhia objeto dos principais autos de infração sobre matéria regulatória propostos contra a Companhia: • não conformidades apontadas por ocasião da implantação do sistema de gerenciamento (CCS) das áreas de Atendimento, Cadastramento e Faturamento, este lavrado pela CSPE, que em 31 de dezembro de 2005 representava um passivo estimado de R$ 245 mil, integralmente provisionado, cuja perspectiva de perda é provável; e • atraso na apresentação dos laudos de avaliação, exigidos pela Resolução ANEEL nº 493, que em 31 de dezembro de 2005 representava um passivo estimado de R$ 4.055 milhões, integralmente provisionado, cuja perspectiva de perda é possível. 180 OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS A Bandeirante celebra, no curso normal de nossos negócios, operações com partes relacionadas a preços, prazos, encargos financeiros e demais condições compatíveis com as de mercado. Em 31 de dezembro de 2005 e 2004, as transações com partes relacionadas estavam detalhadas da seguinte forma: Empréstimos Energias do Brasil – Refere-se ao Contrato de Compra e Venda de Títulos celebrado com a Energias do Brasil, em 27 de dezembro de 2001, aditado em 30 de abril de 2002, 18 de dezembro de 2002 e 28 de julho de 2003, no montante total de R$472,9 milhões, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 290 mil. Por meio desse contrato, a Bandeirante comprou Brady Bonds que, por sua vez, os adquiriu com a finalidade de liquidar dívida que possuía com a União, nos termos de Contrato de Confissão e Consolidação de Dívida celebrado com a União e outros, em 29 de dezembro de 1997. Por meio do terceiro aditamento ao Contrato de Compra e Venda de Títulos, datado de 28 de julho de 2003, as partes acordaram que, em 31 de dezembro de 2003, o saldo total remanescente (principal + encargos) deveria ser liquidado em 24 parcelas mensais, de janeiro de 2004 a dezembro de 2005, e os juros incidentes sobre este novo principal deverão ser liquidados em quatro parcelas semestrais a partir de julho de 2004. Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica Os saldos apontados com EDP Lajeado e com Enertrade no quadro acima se referem a contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica. Os saldos com Cesa e Energest se referem a contratos de compra e venda de energia elétrica resultantes de leilão (para maiores informações ver Seção “Atividades da Emissora – Contratos Relevantes – Contratos Operacionais – Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica”). 181 Contratos de Prestação de Serviços Edinfor – A Bandeirante celebrou contratos de prestação de serviços de informática com a Edinfor, empresa relacionada à EDP, que englobam administração e manutenção do centro de processamento de dados outsourcing dos sistemas implantados (BW, CCs, R/3 e SIT), manutenção e suporte de licença desses sistemas e locação de imóveis. Os contratos foram celebrados ao longo dos últimos 3 anos e têm prazo médio de 5 anos. Segue abaixo a descrição das principais características desses contratos: Data 01.02.2004 12.05.2004 01.11.2004 Prazo/Vencimento 31.01.2009 11.05.2009 31.09.2009 Valor (Milhões) EU$12,8 R$0,217 R$9,9 Ace – A Bandeirante celebrou contrato de prestação de serviços com a Ace Sistemas Comerciais, empresa relacionada à EDP, abrangendo atividades de gerenciamento e manutenção da Intranet e de aplicativos desenvolvidos por terceiros, além da avaliação e desenvolvimento de novas soluções de sistemas, em 01 de maio de 2002, com vencimento em 30 de abril de 2007, no valor total de R$ 2,9 milhões. 182 5. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS • DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração • DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração • DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2003, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração 183 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 184 • DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração 185 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 186 SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2005 Legislação Societária O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS. 01.01 - IDENTIFICAÇÃO 1 - Código CVM 01698-5 2 - Denominação Social BANDEIRANTE ENERGIA S.A. 3 - CNPJ 02.302.100-0001-06 4 - NIRE 01.02 - SEDE 1 - Endereço Completo Rua Bandeira Paulista, 530 6 - DDD 11 11 - DDD 11 2 - Bairro ou Distrito Chácara Itaim 7 - Telefone 2185-5180 12 - Fax 2185-5182 3 - CEP 04532-001 8 - Telefone 2185-5188 13 - Fax 2185-5167 4 - Município São Paulo 9 - Telefone 2185-5695 14 - Fax – 5 - UF SP 10 - Telex – 15 - E-mail www.bandeirante.com.br 01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia) 1 - Nome Thomas Daniel Brull 4 - CEP 04532-001 11 - Telex - 5 - Município São Paulo 12 - DDD 11 2 - Endereço Completo Rua Bandeira Paulista, 530 6 - UF 7 - DDD SP 11 13 - Fax 14 - Fax 2185-5006 2185-5013 8 - Telefone 2185-5040 15 - Fax – 3 - Bairro ou Distrito Chácara Itaim 9 - Telefone 2185-5041 16 - E-mail [email protected] 10 - Telefone – 01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR Exercício 1 - Último 2 - Penúltimo 3 - Antepenúltimo 4 - Nome/Razão Social do Auditor KPMG Auditores Independentes 1 - Data de Início do Exercício Social 01/01/2005 01/01/2004 01/01/2003 5 - Código CVM 00418-9 2 - Data de Término do Exercício Social 31/12/2005 31/12/2004 31/12/2003 6 - Nome do Responsável Técnico José Luiz Ribeiro de Carvalho 7 - CPF do Resp. Técnico 007.769.948-32 01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL Número de Ações (Mil) Do Capital Integralizado 1 - Ordinárias 2 - Preferenciais 3 - Total Em Tesouraria 4 - Ordinárias 5 - Preferenciais 6 - Total 1 - 31/12/2005 2 - 31/12/2004 3 - 31/12/2003 39.091.735 0 39.091.735 15.558.967 23.532.768 39.091.735 15.558.967 23.532.768 39.091.735 0 0 0 0 0 0 0 0 0 01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA 1 - Tipo de Empresa Empresa Comercial, Industrial e Outras 5 - Atividade Principal Prestação de Serviço Público de Energia Elétrica 2 - Tipo de Situação Operacional 6 - Tipo de Consolidado Não Apresentado 3 - Natureza do Controle Acionário Privada Nacional 4 - Código Atividade – 01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS 1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social 01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO 1 - Item 01 2 - Evento RCA 3 - Aprovação 28/12/2005 4 - Provento Juros sobre Capital Próprio 01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES 1 - Data 22/02/2006 5 - Início Pagto. 2 - Assinatura 187 6 - Tipo Ação ON 7 - Valor do Provento p/Ação 0,0007780000 02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil) Código 1 1.01 1.01.01 1.01.02 1.01.02.01 1.01.02.02 1.01.02.03 1.01.02.04 1.01.02.05 1.01.02.06 1.01.03 1.01.04 1.02 1.02.01 1.02.01.01 1.02.01.02 1.02.01.03 1.02.01.04 1.02.01.05 1.02.01.06 1.02.02 1.02.02.01 1.02.02.02 1.02.02.03 1.02.03 1.03 1.03.01 1.03.01.01 1.03.01.02 1.03.01.03 1.03.02 1.03.02.01 1.03.02.02 1.03.03 Descrição Ativo Total Ativo Circulante Disponibilidades Créditos Consumidores e concessionárias Progr.emerg.red.consumo energ.elétrica Impostos e contrib. sociais compensáveis Impostos contribuições sociais diferidos Cauções depósitos vinculados a litígios Despesas pagas antecipadamente Estoques Outros Ativo Realizável a Longo Prazo Créditos Diversos Consumidores e concessionárias Progr.emerg.red.consumo energ.elétrica Impostos e contrib. sociais compensáveis Impostos contribuições sociais diferidos Cauções depósitos vinculados a litígios Despesas pagas antecipadamente Créditos com Pessoas Ligadas Com Coligadas Com Controladas Com Outras Pessoas Ligadas Outros Ativo Permanente Investimentos Participações em Coligadas Participações em Controladas Outros Investimentos Imobilizado Em Serviço Em Curso Diferido 188 31/12/2005 2.138.645 630.846 20.281 573.464 405.916 101 61.317 39.621 32 66.477 7.537 29.564 638.674 636.855 109.107 0 11.738 322.592 23.881 169.537 0 0 0 0 1.819 869.125 681 0 0 681 868.444 774.122 94.322 0 31/12/2004 2.363.208 699.442 12.652 670.109 530.861 606 28.303 35.754 34 74.551 5.734 10.947 807.649 807.649 204.553 9.451 15.325 350.254 17.105 210.961 0 0 0 0 0 856.117 673 0 0 673 855.444 777.434 78.010 0 31/12/2003 2.245.648 641.551 48.517 572.798 455.737 3.363 65.218 44.894 149 3.437 7.158 13.078 766.858 766.858 253.752 9.451 8.445 331.200 17.329 146.681 0 0 0 0 0 837.239 673 0 0 673 836.566 707.750 128.816 0 02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil) Código 2 2.01 2.01.01 2.01.02 2.01.03 2.01.04 2.01.05 2.01.06 2.01.06.01 2.01.07 2.01.08 2.01.08.01 2.01.08.02 2.01.08.03 2.01.08.04 2.01.08.05 2.01.08.06 2.01.08.07 2.02 2.02.01 2.02.02 2.02.03 2.02.03.01 2.02.04 2.02.05 2.02.05.01 2.02.05.02 2.02.05.03 2.02.05.04 2.02.05.05 2.02.05.06 2.02.05.07 2.02.05.08 2.03 2.05 2.05.01 2.05.02 2.05.02.01 2.05.02.02 2.05.02.03 2.05.03 2.05.03.01 2.05.03.02 2.05.04 2.05.04.01 2.05.04.02 2.05.04.03 2.05.04.04 2.05.04.05 2.05.04.06 2.05.04.07 2.05.05 Descrição Passivo Total Passivo Circulante Empréstimos e Financiamentos Debêntures Fornecedores Impostos, Taxas e Contribuições Dividendos a Pagar Provisões Provisões para Contingências Dívidas com Pessoas Ligadas Outros Folha de pagamento Encargos de dívidas Taxas regulamentares Obrigações estimadas Benefícios pós emprego Devolução tarifária Outras contas a pagar Passivo Exigível a Longo Prazo Empréstimos e Financiamentos Debêntures Provisões Provisões para Contingências Dívidas com Pessoas Ligadas Outros Fornecedores Encargos de dívidas Impostos e contrib sociais correntes Benefícios pós emprego Devolução tarifária Reserva para reversão e amortização Obrigações estimadas Outras contas a pagar Resultados de Exercícios Futuros Patrimônio Líquido Capital Social Realizado Reservas de Capital Doações e Subvenções para Investimento Incentivos Fiscais Ágio na incorporação de sociedade Reservas de Reavaliação Ativos Próprios Controladas/Coligadas Reservas de Lucro Legal Estatutária Para Contingências De Lucros a Realizar Retenção de Lucros Especial p/ Dividendos Não Distribuídos Outras Reservas de Lucro Lucros/Prejuízos Acumulados 189 31/12/2005 2.138.645 897.044 391.642 0 207.022 74.608 26.612 1.499 1.499 1.927 193.734 110 6.386 9.155 14.615 17.584 75.573 70.311 555.532 330.052 0 103.878 103.878 0 121.602 1.656 0 0 88.157 0 17.248 0 14.541 0 686.069 254.628 334.728 177.342 787 156.599 0 0 0 96.713 16.609 0 0 0 80.104 0 0 0 31/12/2004 2.363.208 752.966 172.862 0 211.734 112.521 19.498 531 531 148.729 87.091 283 4.364 18.160 13.081 15.911 0 35.292 910.910 530.741 0 88.869 88.869 0 291.300 65.569 37 50.776 92.569 64.678 17.248 0 423 0 699.332 254.628 334.728 177.342 787 156.599 0 0 0 109.976 15.752 0 0 0 94.224 0 0 0 31/12/2003 2.245.648 922.711 366.803 0 216.063 109.500 23.588 424 424 130.973 75.360 523 12.826 7.879 10.314 18.090 0 25.728 664.586 213.392 0 84.580 84.580 130.973 235.641 71.563 0 20.262 91.614 0 17.248 34.301 653 0 658.351 254.628 334.728 177.342 787 156.599 0 0 0 68.995 9.261 0 0 0 59.734 0 0 0 03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil) Código 3.01 3.02 3.03 3.04 3.04.01 3.04.07 3.04.08 3.05 3.06 3.06.01 3.06.02 3.06.03 3.06.03.01 3.06.03.02 3.06.04 3.06.05 3.06.06 3.07 3.08 3.08.01 3.08.02 3.09 3.10 3.11 3.12 3.12.01 3.12.02 3.13 3.15 Descrição Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços Deduções da Receita Bruta Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos Custo com energia elétrica Custos de operação Custo do serviço prestado a terceiros Resultado Bruto Despesas/Receitas Operacionais Com Vendas Gerais e Administrativas Financeiras Receitas Financeiras Despesas Financeiras Outras Receitas Operacionais Outras Despesas Operacionais Resultado da Equivalência Patrimonial Resultado Operacional Resultado Não Operacional Receitas Despesas Resultado Antes Tributação/Participações Provisão para IR e Contribuição Social IR Diferido Participações/Contribuições Estatutárias Participações Contribuições Reversão dos Juros sobre Capital Próprio Lucro/Prejuízo do Exercício NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) LUCRO POR AÇÃO PREJUÍZO POR AÇÃO 190 01/01/2005 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a 31/12/2005 31/12/2004 31/12/2003 2.667.924 2.509.001 2.265.930 (691.536) (686.195) (570.404) 1.976.388 1.822.806 1.695.526 (1.598.623) (1.410.891) (1.400.508) (1.156.948) (1.096.423) (1.145.446) (441.755) (314.236) (254.014) 80 (232) (1.048) 377.765 411.915 295.018 (368.935) (278.180) (193.813) (46.866) (50.600) (25.288) (133.932) (109.582) (99.277) (175.316) (113.632) (67.524) 116.845 156.466 170.634 (292.161) (270.098) (238.158) 0 0 0 (12.821) (4.366) (1.724) 0 0 0 8.830 133.735 101.205 1.391 162 980 4.223 6.299 2.253 (2.832) (6.137) (1.273) 10.221 133.897 102.185 (35.694) (65.831) (32.151) 36.499 10.624 (5.680) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30.394 51.128 0 41.420 129.818 64.354 39.091.735 39.091.735 39.091.735 0,00106 0,00332 0,00165 – – – 04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil) Código 04.01 4.01.01 4.01.01.01 4.01.01.02 4.01.01.02.01 4.01.01.02.02 4.01.01.02.03 4.01.01.02.04 4.01.01.02.05 4.01.01.02.06 4.01.01.02.07 4.01.01.02.08 4.01.01.02.09 4.01.01.02.10 4.01.01.02.11 4.01.01.02.12 4.01.01.02.13 4.01.01.02.14 4.01.01.02.15 4.01.01.02.16 4.01.01.02.17 4.01.02 4.01.03 4.01.03.01 4.01.03.02 4.01.03.03 4.01.03.04 4.01.03.05 4.01.03.06 4.01.03.07 4.02 4.02.01 4.02.02 4.02.03 4.02.04 4.02.05 4.02.06 4.02.07 4.02.08 4.02.09 4.03 4.04 4.04.01 4.04.02 4.05 4.05.01 4.05.02 Descrição Origens Das Operações Lucro/Prejuízo do Exercício Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante Ajuste de exercício anterior Consumidores e concessionárias Devolução tarifária - provisão Conta de compens.de var custos parcela A Pis e Cofins - majoração de alíquota Fornecedores - energia livre Depreciações e amortizações Vr residual ativo permanente baixados Impostos e contrib.sociais compensáveis Impostos e contrib.sociais diferidos Impostos e contrib.sociais correntes Var. monet.e juros do exig.longo prazo Provisões para contingências Benefícios pós emprego - CVM nº 371 Provisão para perdas na realiz.de ativos Obrigações estimadas Outros Dos Acionistas De Terceiros Empréstimos e financiamentos Obrigações vinculadas à concessão Conta de compens.var.custos parcela A Obrigações estimadas Receita diferida Transf.realiz. longo prazo p/circulante Transf.passivo circ.p/ exig.longo prazo Aplicações No realizável a longo prazo Cauções e depósitos vinculados litígios Despesas pagas antecipadamente Transf.ativo circ p/realiz longo prazo Outros créditos No permanente Imobilizado Exigíveis longo prazo transf.p/circulant Dividendos propostos Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante Variação do Ativo Circulante Ativo Circulante no Início do Exercício Ativo Circulante no Final do Exercício Variação do Passivo Circulante Passivo Circulante no Início Exercício Passivo Circulante no Final do Exercício 191 01/01/2005 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a 31/12/2005 31/12/200431/12/20034.01 441.094 964.913 319.920 200.218 267.579 146.918 41.420 129.818 64.354 158.798 137.761 82.564 (24.289) 0 0 (35.507) (43.694) (54.225) 0 64.678 0 (21.492) (28.374) (26.475) 0 (8.450) 0 17.121 28.223 8.318 90.684 84.506 72.823 2.320 5.908 2.871 0 (5.983) 0 15.691 (15.854) (28.621) (3.498) 12.514 0 53.560 39.314 48.207 15.977 4.396 23.351 (3.715) (656) 211 60.200 0 0 0 0 34.301 (8.254) 1.233 1.803 0 0 0 240.876 697.334 173.002 5.394 508.418 1.465 11.235 10.617 7.913 0 0 27.495 0 0 20.262 0 0 1.038 209.080 176.688 113.716 15.167 1.611 1.113 653.768 737.277 523.795 0 0 0 696 1.009 6.811 38.659 107.812 0 67.632 6.639 81.639 2.396 897 2.758 0 0 0 117.247 119.909 136.258 396.744 412.174 272.898 30.394 88.837 23.431 (212.674) 227.636 (203.875) (68.596) 57.891 (54.486) 699.442 641.551 696.037 630.846 699.442 641.551 (144.078) 169.745 (149.389) (752.966) (922.711) (773.322) (897.044) (752.966) (922.711) 05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2005 A 31/12/2005 (Reais Mil) Código 5.01 5.02 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.07.01 5.07.02 5.07.03 5.07.04 5.08 5.09 Descrição Saldo Inicial Ajustes de Exercícios Anteriores Aumento/Redução do Capital Social Realização de Reservas Ações em Tesouraria Lucro/Prejuízo do Exercício Destinações Reserva legal Dividendos Constituição reserva retenção de lucros Reversão da reserva retenção de lucros Outros Saldo Final Capital Reservas Reservas de Social de Capital Reavaliação 254.628 334.728 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 254.628 334.728 0 Total Lucros/ Reservas Prejuízos Patrimônio de Lucro Acumulados Líquido 109.976 0 699.332 0 (24.289) (24.289) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 41.420 41.420 (13.263) (17.131) (30.394) 857 (857) 0 0 (30.394) (30.394) 12.205 (12.205) 0 (26.325) 26.325 0 0 0 0 96.713 0 686.069 05.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2004 A 31/12/2004 (Reais Mil) Código 5.01 5.02 5.02.01 5.02.02 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.07.01 5.07.02 5.07.03 5.07.04 5.08 5.09 Descrição Saldo Inicial Ajustes de Exercícios Anteriores Ajuste de Exercício Anterior Ajuste Exerc.Anterior no Resultado 2003 Aumento/Redução do Capital Social Realização de Reservas Ações em Tesouraria Lucro/Prejuízo do Exercício Destinações Reserva Legal Dividendos Constituição Reserva Retenção de Lucros Reversão da Reserva Retenção de Lucros Outros Saldo Final Capital Reservas Reservas de Social de Capital Reavaliação 254.628 334.728 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 254.628 334.728 0 Lucros/ Total Reservas Prejuízos Patrimônio de Lucro Acumulados Líquido 68.995 0 658.351 0 0 0 0 (34.301) (34.301) 0 34.301 34.301 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 129.818 129.818 40.981 (129.818) (88.837) 6.491 (6.491) 0 0 (88.837) (88.837) 92.495 (92.495) 0 (58.005) 58.005 0 0 0 0 109.976 0 699.332 05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil) Código 5.01 5.02 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.07.01 5.07.02 5.07.03 5.08 5.08.01 5.08.02 5.09 Descrição Saldo Inicial Ajustes de Exercícios Anteriores Aumento/Redução do Capital Social Realização de Reservas Ações em Tesouraria Lucro/Prejuízo do Exercício Destinações Reserva Legal Dividendos Propostos Reserva de Retenção de Lucros Outros Ajuste Identificado em 2004 (Nota 13.2) Reversão da Res.de Retenção “Pro Forma” Saldo Final Capital Reservas Reservas de Social de Capital Reavaliação 254.628 334.728 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 254.628 334.728 0 192 Lucros/ Total Reservas Prejuízos Patrimônio de Lucro Acumulados Líquido 28.072 0 617.428 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 98.655 98.655 75.224 (98.655) (23.431) 0 (4.932) 4.932 0 (23.431) (23.431) 70.292 (70.292) 0 (34.301) 0 (34.301) 0 (34.301) (34.301) (34.301) 34.301 0 68.995 0 658.351 09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVA Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Bandeirante Energia S.A. São Paulo - SP 1. Examinamos o balanço patrimonial da Bandeirante Energia S.A. levantado em 31 de dezembro de 2005, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicações de recursos, correspondentes ao exercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras. 2. Nosso exame foi conduzido de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil e compreendeu: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos da Companhia; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto. 3. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas representam, adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2005, o resultado de suas operações, as mutações do seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seus recursos, correspondentes ao exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. 4. Nosso exame foi efetuado com o objetivo de formarmos uma opinião sobre as demonstrações financeiras, tomadas em conjunto. As demonstrações do valor adicionado e dos fluxos de caixa relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005, representam informações complementares àquelas demonstrações e são apresentadas para possibilitar uma análise adicional. Essas informações complementares foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria aplicados às demonstrações financeiras acima referidas e, em nossa opinião, estão apresentadas, em todos os aspectos relevantes, adequadamente em relação às demonstrações financeiras, tomadas em conjunto. 5. As demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2004, apresentadas para fins comparativos, foram examinadas por outros auditores independentes que, sobre elas, emitiram um parecer sem ressalvas, datado de 4 de fevereiro de 2005. 10 de fevereiro de 2006 KPMG Auditores Independentes CRC 2SP014428/O-6 José Luiz Ribeiro de Carvalho Contador CRC 1SP141128/O-2 193 10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO ÍNDICE MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE CENÁRIO MACROECONÔMICO A BANDEIRANTE E SUA ÁREA DE CONCESSÃO PRINCIPAIS INDICADORES PRINCIPAIS EVENTOS DE 2005 Reorganização Societária Nova Marca e Novo Nome REDE ELÉTRICA Caracterização do Sistema Elétrico AMBIENTE REGULATÓRIO E TARIFÁRIO Reajuste e Revisão Tarifária Passivo Regulatório BALANÇO ENERGÉTICO Compra de Energia Transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE Balanço Energético Energia Distribuída Perdas Técnicas e Comerciais ATIVIDADE COMERCIAL Relacionamento com Clientes Combate às Perdas Comerciais PROGRAMA LUZ PARA TODOS INVESTIMENTO Programa de Integrado de Modernização Expansão do Sistema Elétrico Tecnologia da Informação INDICADORES DE PERFORMANCE DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO Receita Operacional Líquida Gastos Operacionais Endividamento e Resultado Financeiro Resultado Líquido PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICI NCIA ENERGÉTICA RECURSOS HUMANOS Quadro de colaboradores Capacitação e Desenvolvimento 194 RESPONSABILIDADE SOCIAL, MEIO AMBIENTE E SUSTENTABILIDADE Responsabilidade Social Meio Ambiente e Sustentabilidade AUDITORIA EXTERNA AGRADECIMENTO BALANÇO SOCIAL ADMINISTRAÇÃO DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS NOTAS EXPLICATIVAS PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE As principais diretrizes estratégicas definidas para o triênio 2005-2007 são: a criação de valor para os acionistas, através do aumento da receita, da melhoria da margem operacional e da otimização do uso dos ativos; a criação de uma empresa de excelência, focada no cliente e na qualidade de gestão; o desenvolvimento dos recursos humanos, criando uma equipe de alta performance; e o desenvolvimento sustentável, através da responsabilidade social e ambiental. Seguindo esta orientação, a Bandeirante vem implementando medidas que visam a melhoria da eficiência, com especial destaque para a contenção das despesas operacionais e para o combate ao desperdício, participando ativamente do programa de eficiência realizado no âmbito da EDP - Energias do Brasil S.A. e buscando sinergias com as outras empresas do Grupo. Face ao crescimento das perdas comerciais, implantou um programa abrangente, que inclui, além da intensificação das inspeções de combate a fraudes e ligações clandestinas, a modernização do parque de medidores, com a conseqüente recuperação de receita para a Companhia. O Programa Integrado de Modernização, iniciado em 2002 e no qual já foram investidos mais de R$ 200 milhões, encontrase praticamente concluído, sendo que já são automatizadas e telecomandadas todas as subestações existentes, através do Centro de Operação do Sistema Bandeirante. É de realçar a conclusão do Sistema de Informações Técnicas - SIT, com a entrada em serviço, em maio de 2005, do módulo de gestão de ocorrências e turmas de prontidão, bem como a automação e o telecomando das redes de distribuição, com implantação definida para o período 2002-2007, que já atingiu 67% de realização. Visando melhorar o relacionamento com os nossos clientes e superar as suas expectativas, foram implementados diversos projetos dentre os quais registramos a expansão e otimização dos canais de atendimento, totalizando 24 postos de atendimento, 17 dos quais terceirizados. Para diminuir o tempo de espera e suportar o aumento da demanda, aumentamos também a capacidade de atendimento do Call Center e modernizamos a página da Bandeirante na Internet, tornando o acesso à loja virtual mais ágil e dinâmico. As ações de valorização e desenvolvimento profissional e pessoal dos colaboradores da Bandeirante continuam merecendo uma especial atenção por parte da gestão da Companhia, visando sustentar a criação de valor, suportar a modernização tecnológica e proporcionar o desenvolvimento e a qualidade de vida dos que trabalham na Bandeirante. Nestas ações foram investidos, em 2005, mais de 2,9% dos gastos com pessoal. A concretização dos investimentos em modernização, a melhoria da eficiência e o desenvolvimento dos colaboradores da Companhia permitiram um aumento significativo da produtividade e da qualidade de serviço, apresentando valores ao nível dos melhores do País. Nos últimos quatro anos, a produtividade medida pelo índice de clientes por colaborador aumentou 38%. 195 Em outubro de 2005, como conseqüência da fixação definitiva do valor da Base de Remuneração Regulatória - BRR inferior aos valores provisórios fixados em 2003 e 2004, foram refletidos, nos respectivos reajustes anuais, significativos impactos financeiros negativos. Não concordando com o valor fixado, a Companhia apresentou de imediato o devido recurso à Aneel, pleiteando um valor de BRR de acordo com o laudo apresentado, para o qual aguarda resposta. Fundamentada nos princípios de desenvolvimento sustentável e com o firme propósito de compatibilizar o desenvolvimento de suas atividades com o meio ambiente e com as comunidades locais, a Bandeirante vem empreendendo esforços significativos para o uso racional de recursos e para a conscientização dos colaboradores, fornecedores e comunidades e em relação às questões ambientais, observando atentamente os preceitos estabelecidos na legislação ambiental. Também durante o ano, consolidou-se a implantação do Projeto SIGA, um sistema integrado de gestão ambiental, de saúde ocupacional, segurança do trabalho e de comunicação social, alicerçado nas normas internacionais aplicáveis. No âmbito da responsabilidade social, o Programa Bandeirante Comunidade Educação apoiou mais de 20 mil crianças do ensino fundamental, em 68 escolas públicas municipais localizadas na área de concessão da Bandeirante, contando com a participação de 112 colaboradores em regime de voluntariado e outros parceiros. Como reconhecimento do trabalho realizado, a Bandeirante conquistou os prêmios “TOP Social” ADVB - Associação dos Dirigentes de Vendas de Marketing do Brasil e Responsabilidade Social Empresarial do Alto do Tietê, bem como o título de “Empresa Amiga da Criança”, atribuído pela Fundação ABRINQ. Apesar do impacto negativo da redução das tarifas determinada pelo Regulador, quando da revisão do valor da BRR, o crescimento da energia distribuída, a modernização da Companhia e o aumento da eficiência e da produtividade permitiram obter um resultado positivo de R$ 41,4 milhões. Integrada com as demais Companhias do Grupo e sob coordenação da EDP - Energias do Brasil S.A., a Bandeirante participou ativamente no desenvolvimento do novo modelo de gestão, visando melhorar a eficiência da Companhia. Como conclusão, podemos afirmar que a modernização da Companhia e o aumento da eficiência e da produtividade já conseguidas permitem encarar o futuro da Bandeirante com confiança, garantindo a sustentabilidade dos seus resultados. CENÁRIO MACROECONÔMICO O ano de 2005 foi caracterizado pela estabilidade dos principais indicadores macroeconômicos brasileiros. Em relação às contas externas, o País continuou a apresentar um cenário positivo, com superávit comercial recorde de US$ 44,8 bilhões e saldo de transações correntes de US$ 14,2 bilhões. Além disso, a manutenção do quadro de alta liquidez no mercado internacional e o aumento de confiança dos investidores no País, entre outros fatores, explicam a apreciação do real em relação ao dólar. A taxa de inflação, medida pelo IPCA, atingiu 5,7%, mantendo a trajetória de queda apresentada desde 2003. O Banco Central retomou a política de redução gradual da taxa de juros a partir de setembro, encerrando dezembro no nível de 18,0% ao ano. Estimativas preliminares indicam que o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB), em 2005, situe-se em torno de 2,0% a 2,5%, ante 4,9% no ano anterior. Esse arrefecimento na atividade econômica pode ser creditado ao aperto monetário aplicado durante o ano – com elevadas taxas de juros –, à deterioração da atividade do setor agrícola e a um crescimento líquido das exportações menor do que em 2004. A taxa de desemprego reduziu-se de 9,6%, em dezembro de 2004, para 8,3% em dezembro de 2005. A atividade agrícola foi afetada pela queda de preços de alguns produtos, pela quebra de safra devido a fatores climáticos e pela redução da taxa de câmbio. Esses fatores explicam um crescimento estimado do PIB agropecuário inferior a 2,0%. A produção industrial geral cresceu 3,1% no acumulado do ano, até novembro de 2005, concentrada no segmento de bens duráveis, beneficiada pelo aumento de crédito aos consumidores, especialmente na modalidade de crédito consignado. Além disso, o setor automobilístico produziu 10,7% mais que em 2004 e as exportações evoluíram 25,9%, graças principalmente aos mercados mexicano e argentino. A BANDEIRANTE E SUA ÁREA DE CONCESSÃO A Bandeirante Energia S.A., Companhia de capital aberto, tem por objetivo a prestação de serviços públicos de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, a partir de 23 de outubro de 1998, conforme contrato de concessão firmado naquela data. A Companhia atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, especificamente nas regiões do Alto do Tietê e Vale do Paraíba, atendendo aproximadamente 1,3 milhões de clientes e distribuindo 12.315 GWh ao ano. A partir de abril de 2005, a Companhia passou a ser subsidiária integral da EDP - Energias do Brasil S.A. 196 (1) EBITDA = Lucro antes de impostos, juros, depreciação e amortização (2) Dívida Líquida = Dívida bruta – caixa e valores mobiliários – saldo líquido de ativos regulatórios (3) Preço médio da energia vendida aos clientes finais = receita faturada dos clientes finais/ volume de energia vendida aos clientes finais. Observação: As informações contábeis apresentadas neste relatório são advindas das demonstrações financeiras auditadas. 197 PRINCIPAIS EVENTOS DE 2005 Um amplo processo de reestruturação marcou o ano de 2005 na EDP – Energias do Brasil S.A.. Foram adotadas uma série de medidas coordenadas para consolidar as bases de uma empresa que tem o objetivo de ser uma referência no setor energético brasileiro: reorganização societária, com a migração de acionistas minoritários para a holding; desverticalização, com a separação dos ativos de geração e distribuição; nova identidade visual e denominação, com a mudança do nome para EDP – Energias do Brasil S.A.; e Oferta Pública de Ações, com ingresso no Novo Mercado da Bovespa, atraindo investidores nacionais e internacionais. Reorganização Societária Em 29 de abril de 2005, foi aprovada uma reorganização societária que teve como objetivos simplificar a estrutura dos negócios; ampliar a captura de sinergias existentes entre as atividades de distribuição, geração e comercialização, proporcionando um maior potencial de criação de valor; permitir o aproveitamento fiscal de ágio contabilizado no momento da aquisição das controladas Enersul e Escelsa; facilitar o processo de desverticalização das atividades, conforme exigência da nova legislação do setor elétrico e promover a visibilidade, a concentração e o aumento da liquidez no mercado de capitais. Iniciada no ano anterior, a reorganização permitiu dar uma nova lógica empresarial ao conjunto das empresas do Grupo, além de incrementar a sua governança corporativa. Essa mudança foi executada após um amplo processo de esclarecimento aos acionistas minoritários das distribuidoras Bandeirante, Escelsa e Enersul, além das sociedades Iven e Magistra – duas empresas de participação criadas para a compra da Enersul e da Escelsa. A Iven detinha 52,27% da Escelsa, que era a única acionista da Magistra. Esta, por sua vez, possuía 65,2% da Enersul. Foi apresentada proposta de migração das ações para a EDP – Energias do Brasil S.A., com resultados significativos (adesão de 99,98%), sobretudo considerando-se o elevado número de acionistas envolvidos (aproximadamente 48 mil). Ao mesmo tempo, 67,5% do capital da EDP – Energias do Brasil S.A. passou a ser detido pela EDP – Energias de Portugal, sendo os 32,5% restantes propriedade dos investidores das distribuidoras que concordaram com a troca de ações, com base em uma avaliação independente. A migração dos minoritários teve um duplo mérito: permitir a adoção do melhor modelo de desverticalização possível, evitando ineficiências fiscais e operacionais, e prover um maior grau de liberdade no processo de redesenho da estrutura organizacional do Grupo como um todo. A reorganização compreendeu as seguintes etapas: 1) incorporação da Iven pela EDP – Energias do Brasil S.A.; 2) cisão parcial da EDP – Energias do Brasil S.A. e incorporação dessa parcela cindida pela Escelsa; 3) transformação da Enersul em subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da Enersul pela Escelsa, e 4) transformação da Escelsa e da Bandeirante em subsidiárias integrais da EDP – Energias do Brasil S.A., por meio da incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela holding. Nova Marca e Novo Nome A mudança de identidade visual e de denominação foi um precedente lógico de todo o processo de reorganização. Para a marca, foi adotada a mesma identidade visual que Grupo EDP assumira no final do ano anterior em Portugal: um sorriso sobre um fundo vermelho. O símbolo reflete os atributos que conduzem a gestão dos negócios: simplicidade, proximidade e conforto no atendimento aos clientes, e responsabilidade social. O nome Energias do Brasil reforça ainda o compromisso com o País e a ambição de ser uma referência do setor, além de manter um paralelo com o acionista controlador. REDE ELÉTRICA Caracterização do Sistema Elétrico O sistema elétrico da Bandeirante é composto por 57 estações com 3.000 MVA instalados, 866 km de rede de alta tensão, 24.000 km de redes de distribuição em média e baixa tensão e cerca de 50.000 transformadores de distribuição com potência instalada de 2.500 MVA. O sistema elétrico atingiu a ponta de demanda de 2.085 MVA em agosto de 2005. 198 Principais Dados das Instalações Elétricas AMBIENTE REGULATÓRIO E TARIFÁRIO Reajuste e Revisão Tarifária Na revisão tarifária de 2003 da Bandeirante, o índice de reposicionamento calculado provisoriamente pela Aneel, em outubro daquele ano, foi de 18,08%, dos quais 14,68% foram imediatamente aplicados às tarifas e o restante diferido em três parcelas anuais. O parcelamento do reposicionamento tarifário consistiria na aplicação em etapas do índice de reposicionamento, de forma a atenuar eventuais impactos sobre os consumidores de energia elétrica. Em 23 de outubro de 2004, ainda provisoriamente, a Aneel decidiu rever o valor da Base de Remuneração Regulatória BRR da Bandeirante. Em função dessa alteração, o índice da revisão tarifária fixado em outubro de 2003 foi reduzido de 18,08% para 10,51% e o parcelamento do reposicionamento tarifário tornou-se desnecessário. Na reunião extraordinária pública de diretoria da Aneel ocorrida em 18/10/2005, foi deliberada a definição do valor final da BRR líquida em R$ 998,0 milhões (base setembro de 2003) que se compara ao valor preliminar de R$ 1.092,0 milhões anteriormente estabelecido, bem como ajustes nos custos operacionais da empresa de referência, o que resultou na alteração do índice de reposicionamento tarifário de 2003 de 10,51% para 9,67%, de forma definitiva. Em decorrência, há uma diferença entre as receitas recebidas baseadas nos reposicionamentos tarifários provisórios de 14,68% e 10,51% e o reposicionamento tarifário final de 9,67%, correspondendo a um valor financeiro a devolver de R$ 102 milhões, que foi contemplado no reajuste das tarifas de energia elétrica da Bandeirante que vigorarão no período entre 23 de outubro de 2005 e 22 de outubro de 2006. O efeito econômico registrado nos resultados da Bandeirante, em função do valor financeiro a ser compensado ao consumidor, totalizou R$ 38 milhões, uma vez que a Companhia já havia reconhecido no exercício de 2004 uma provisão no valor de R$ 64 milhões, em vista das alterações anteriormente descritas no processo de revisão tarifária. Esse valor a devolver contribuiu para que o reajuste médio da tabela de tarifa, em outubro de 2005, ficasse estabelecido em -8,86%, a ser aplicado sobre uma “tarifa de referência” utilizada pela Aneel. O reajuste tarifário foi composto de -7,66% relativos ao reajuste tarifário anual propriamente dito, que contempla principalmente a redução de -4,42% advinda de menores custos na aquisição de energia para distribuição, e -3,63% de ajuste na Parcela B (que observa a evolução do IGPM, aplicação do Fator X e exclusão de PIS/Cofins anteriormente implícito na tarifa). A Bandeirante entrou com recurso junto à ANEEL por ocasião da divulgação final das notas técnicas da referida revisão tarifária por essa agência reguladora, mas a análise ainda não foi concluída. 199 Passivo Regulatório Durante o racionamento de 2001 / início de 2002, as empresas Distribuidoras deveriam conceder um bônus, na forma de desconto adicional na conta de luz, àqueles Clientes que ultrapassassem a meta do racionamento, isto é, economizassem além do montante compatível com sua meta individual. Ficou estabelecido pela Câmara de Gestão de Crise - GCE que os referidos bônus deveriam ser contabilizados e as empresas teriam o direito a ressarcimento, com recursos provenientes do Tesouro. No último mês de dezembro, após insistentes pleitos das empresas para obter o ressarcimento a que tinham direito, o MME realizou a quitação dos valores contabilizados, tendo a Bandeirante recebido o montante de R$ 11 milhões. BALANÇO ENERGÉTICO Compra de Energia Em 2005 a Bandeirante comprou um total de 9.872 GWh para o atendimento do seu mercado, através dos Contratos Iniciais, Bilaterais, Leilão e energia oriunda de Itaipu. Em relação a 2004, isso significou um decréscimo de 214 GWh, que se deveu aos requisitos de mercado da área atendida pela Companhia. Em relação aos Contratos Iniciais, conforme previsto na Lei no 9.648, de 27/05/1998, em 2005 foram totalizadas reduções de 75% dos montantes originais contratados em 2001. A Bandeirante comprou energia através dos leilões de empreendimentos existentes, participando do primeiro leilão de compra de energia elétrica realizado em dezembro de 2004 e, durante o ano de 2005, no leilão realizado no mês de abril. Houve também a participação no leilão para compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos que foi realizado em dezembro de 2005. No leilão de energia existente foram adquiridos lotes de energia elétrica para o período de suprimento de 2008 a 2015, no montante de 2.912 GWh, com preço médio de R$ 83,13 / MWh (preço referentes a abril/2005). No leilão de energia nova foram adquiridos lotes de energia elétrica provenientes de usinas hidroelétricas com períodos contratuais de 30 anos a partir de 2008, 2009 e 2010, nos montante de 114,5 GWh, 336,5 GWh e 9.533,2 GWh, a preços médios de 106,95 R$/MWh, 113,89 R$/MWh e 114,83 R$/MWh respectivamente. Em relação aos lotes de energia elétrica provenientes de usinas termoelétricas com períodos contratuais de 15 anos a partir de 2008, 2009 e 2010, foram adquiridos os montantes de 452,5 GWh, 3.127,1 GWh e 4.611,9 GWh, a preços médios de 132,26 R$/MWh, 129,26 R$/MWh e 121,81 R$/MWh, respectivamente. Transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE promoveu a aplicação do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD, previsto no artigo 29 do Decreto no 5.163, de 30 de julho de 2004 que precede a redução da energia adquirida, por parte dos Compradores, conforme as condições previstas na referida legislação. Por esse mecanismo, em função do exercício pelos consumidores potencialmente livres da opção de compra de energia elétrica proveniente de outro fornecedor, a Bandeirante cedeu 268 GWh, a partir de abril de 2005, dos contratos de leilão referentes ao produto 2005-2012, o que representou uma redução de R$ 15,4 milhões/ano. Durante o ano de 2005, a Bandeirante efetuou transações de venda de energia elétrica na CCEE, no montante de 91.595 MWh correspondente a R$ 2,7 milhões e transações de compra no montante de 17.487 MWh correspondente a R$ 419 mil. Balanço Energético (MWh) 200 Energia Distribuída O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante (energia vendida a clientes finais, consumo próprio, energia em trânsito), no ano de 2005, foi de 12.315 GWh, o que representa um crescimento 1,0% em relação ao ano anterior. Este percentual foi impactado negativamente pelo decréscimo de 19% na energia distribuída para as concessionárias. O total de energia elétrica vendida (sem consumo próprio) no mercado cativo, em 2005, atingiu o montante de 8.004 GWh, representando um decréscimo de 9,2% em relação ao ano anterior. Esta redução deve-se, principalmente, à migração de clientes cativos para o mercado livre. A energia elétrica vendida no mercado cativo em 2005 apresentou variações conforme cada classe de consumo: • A classe residencial teve um volume de vendas de 2.307 GWh, representando um crescimento de 1,1% em relação ao ano de 2004; • A classe industrial teve um total de energia vendida de 3.544 GWh, representando um decréscimo de 18,6% em relação ao ano anterior, que está associado à migração de consumidores industriais para o mercado livre. Se não tivesse ocorrido esta migração, as vendas de energia na classe industrial teriam apresentando um crescimento de 2,7%; • A classe comercial teve um crescimento de 6,7% em relação ao ano anterior, com volume de vendas de 1.318 GWh no ano; • As demais classes totalizaram 835 GWh em energia vendida, o que corresponde a um decréscimo de 11,1% em relação a 2004, devido, principalmente, à migração de consumidores da classe serviço público para o mercado livre. Durante o ano de 2005, a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante para o mercado livre e para outras concessionárias totalizou o montante de 4.306 GWh, o que representa um crescimento de 27,6%, em relação ao ano anterior. Com relação ao número de clientes faturados, a Companhia encerrou o ano de 2005 com 1.283.288 clientes faturados, representando um crescimento de 0,8% sobre o ano anterior. Perdas Técnicas e Comerciais O índice anual de perdas totais (técnicas e comerciais) foi de 10,5 %, o que representa um acréscimo de 1,3 pontos percentuais em relação a 2004. Parte deste acréscimo é devido ao aumento das perdas comerciais, o que justificou a intensificação do Programa de Combate às Perdas Comerciais em 2005 com abrangência para o triênio 2006/2008, conforme abordado em item específico deste relatório. 201 ATIVIDADE COMERCIAL Relacionamento com Clientes O ano de 2005 foi marcado pelo Projeto Excelência no Atendimento ao Cliente, que tem como objetivo ajustar e preparar todo o sistema comercial para atender as solicitações dos clientes, superar as suas expectativas disponibilizando as interações adequadas, e em alinhamento com os objetivos da Companhia. Com a finalidade de melhorar a rapidez e a qualidade do atendimento aos clientes, foram identificadas e implementadas ações de reformulação da conta de energia elétrica, plano de comunicação aos clientes, modernização do site da Bandeirante e iniciada a digitalização de toda a base de informações de clientes de alta e média tensão. Iniciou-se também a reforma das Lojas de Atendimento a Clientes da Bandeirante, visando oferecer melhores condições de atendimento aos clientes e de trabalho aos colaboradores, fortalecendo a imagem da Companhia. Visando a expansão dos canais de atendimento, foi definido um novo conceito alternativo, para suportar o aumento da demanda de clientes nas Lojas e diminuir o tempo de espera nas filas. Com isso ampliou-se de 13 para 24 pontos de atendimento, distribuídos em 19 lojas, 4 quiosques e 1 Poupatempo, beneficiando um número maior de municípios. Nesses pontos de atendimento são realizados todos os serviços comerciais e relacionamento com o cliente, além de possibilitar o pagamento das contas de energia elétrica, proporcionando mais comodidade para os habitantes da região. Dentro do escopo do Projeto Excelência do Atendimento ao Cliente, foi também identificada a necessidade de melhoria no atendimento de clientes de Média e Alta Tensão e Poder Público. Diante disso, foi realizado um estudo específico das melhores práticas de mercado no setor de serviços, culminando na implantação de duas áreas, sendo uma de Clientes de Alta e Média Tensão e a outra de Poder Público para um atendimento diferenciado, mais efetivo e personalizado, fornecendo a esses clientes respostas mais rápidas, soluções mais eficazes e melhorando o seu nível de satisfação. Com relação à Central de Atendimento - Call Center, em continuidade ao cumprimento a Resolução 57, da Aneel, que estipula novas regras e metas para a atividade de atendimento a cliente, a Bandeirante aumentou o número de posições de atendimento que operam com atendimento 24 horas. Com indicadores de qualidade cada vez mais exigentes, o Call Center da Bandeirante busca oferecer rapidez na solução dos problemas, empregando alta tecnologia e atendentes capacitados, cumprindo assim as exigências da Aneel e a expectativa de um adequado serviço aos clientes. A página da Bandeirante na Internet foi modernizada e o acesso à Agência de Atendimento Virtual tornou-se mais ágil e dinâmico. Continuam sendo disponibilizados mais serviços “on line”, totalizando 20 serviços. Em 2005 houve um aumento em 51 % no número de acessos em relação a 2004, com a média mensal de 165 mil acessos. Para maior facilidade ao pagamento da conta de energia elétrica, a Bandeirante disponibilizou aos clientes 493 postos alternativos de recebimento de conta, distribuídos em estabelecimentos comerciais credenciados, correspondentes bancários e lojas de atendimento terceirizadas da Bandeirante. Através desta facilidade o cliente pode evitar as filas dos bancos e facilmente encontrar os pontos de recebimento de conta da Bandeirante. Combate às Perdas Comerciais A partir do racionamento de energia em 2001 o setor de energia elétrica brasileiro registrou um crescimento significativo nos percentuais de perdas comerciais. Considerando esse quadro, a Bandeirante intensificou as ações em 2005 e definiu um Plano de Combate às Perdas Comerciais para o triênio 2006/08, com o objetivo de reduzir essas perdas, com metas e objetivos quantificados e critérios de retorno financeiro dos recursos aplicados. Na Bandeirante, com a intensificação das ações do Programa de Combate às Perdas Comerciais para o ano de 2005, foram realizadas 61.603 inspeções de campo, substituídos 21.511 medidores entre obsoletos, danificados e eletromecânicos por eletrônicos e adquiridos 10 veículos com equipamentos e ferramentas específicas, utilizando um recurso da ordem de R$ 6,0 milhões com um retorno financeiro de R$ 8,6 milhões, correspondente à recuperação de 39,8 GWh. PROGRAMA LUZ PARA TODOS O Programa de Universalização, no que diz respeito ao perímetro urbano dos municípios, foi integralmente concluído durante o ano de 2004, quando a Companhia efetuou a ligação de 42.976 unidades consumidoras, tendo suplantado a meta estabelecida. No âmbito do Programa Luz para Todos, programa federal de eletrificação rural coordenado pelo Ministério de Minas e Energia, a Bandeirante deu forte impulso ao desenvolvimento econômico e social das áreas rurais onde atua. Com investimentos de R$ 8,5 milhões, levou energia elétrica a mais de 2.000 propriedades rurais no ano, totalizando 2.509 ligações no Programa. Para finalizar o programa está prevista a ligação de mais 3.708 unidades em 2006. 202 INVESTIMENTO Programa Integrado de Modernização O Programa Integrado de Modernização – PIM, iniciado em 2002, consolidou-se neste exercício com um investimento total de R$ 13,9 milhões, contribuindo decisivamente para dotar a Companhia de maior eficiência, agilidade e flexibilidade operacionais, reduzir custos, melhorar a qualidade dos serviços prestados aos clientes e assegurar a sustentabilidade dos resultados. Incorporando as mais modernas tecnologias de supervisão e comando à distância, o Sistema de Controle e Comando - SCC permite, a partir do Centro de Operação do Sistema - COS, telecomandar equipamentos, monitorar e sinalizar, em tempo real, qualquer evento que ocorra na rede elétrica, reduzindo o tempo dos desligamentos e de atendimento aos clientes. Conforme previsto, o Projeto foi concluído em dezembro de 2005 e telecomanda as 57 subestações em operação na Companhia. No projeto de automação das redes de distribuição, que consiste no telecomando e telesupervisão, a partir do COS, de religadoras automáticas instaladas ao longo dos 12.000 km de rede de média tensão, via comunicação “wireless”, foram adquiridas novas unidades de microrremotas, totalizando 275 equipamentos já telecomandados. Em maio de 2005, entrou em produção o “PowerOn”, completando a implantação do Sistema de Informações Técnicas SIT. Esta nova ferramenta permite trabalhar com o cadastro de toda a rede de distribuição georeferenciada, facilitando e agilizando o despacho de turmas e a localização das possíveis falhas associadas a reclamações de clientes. Para suporte aos sistemas e soluções implantadas pelo Programa Integrado de Modernização e incorporando as mais modernas tecnologias de telecomunicações e de segurança da informação, foi ampliada a rede corporativa de telecomunicações de alta capacidade, convergente, para transmissão de voz, dados e imagem, com a integração das 13 novas lojas de atendimento comercial e prestadores de serviço, destacando-se a integração com as demais empresas do Grupo Energias do Brasil. Expansão do Sistema Elétrico Para atendimento da demanda do mercado, com níveis de qualidade exigidos pela legislação, foram investidos R$ 65,5 milhões na expansão e melhoramento das redes elétricas, na ligação de novos clientes e na instalação de sistemas de medição e iluminação pública. Foi finalizada a montagem da linha de subtransmissão Norte-Nordeste de 88/138 kV, localizada no Parque Ecológico do Tietê, com 7,5 Km de extensão, no limite entre os municípios de Guarulhos e São Paulo. Tal trecho compõe o complexo de obras que irá permitir a interligação das duas subestações terminais da CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista, subestação Norte e subestação Nordeste, que suprem a Bandeirante, viabilizando o remanejamento de até 300 MVA entre essas subestações, além de postergar investimentos significativos da Bandeirante na ampliação dessas subestações terminais. Tecnologia da Informação O investimento em TI no Grupo Energias do Brasil foi majoritariamente realizado pela Escelsa e pela Enersul, destinado aos projetos de unificação dos sistemas corporativos, tendo sido tomadas as plataformas da Bandeirante como referência. Essa unificação permitirá maior flexibilidade e redução de custos, melhorando a qualidade dos serviços e garantindo a sustentabilidade dos negócios. Destacam-se os seguintes projetos: • Integração dos sistemas de back-office através da unificação da plataforma SAP R/3, na mesma plataforma em produção na Bandeirante, que já entrou em operação; • Integração dos sistemas de geoprocessamento que teve início em 2005, visando ter uma única solução para apoiar os processos da Área Técnica. Foram adotados os softwares “GE Smallworld” e “Power On”, já em operação na Bandeirante; 203 • Integração do sistema que atende a área comercial da Bandeirante, o IS-U/CCS da SAP, iniciada em 2005 com a contratação das licenças do produto pela Escelsa e Enersul. O desenvolvimento desse projeto se dará ao longo de 2006 e 2007; • Extensão da rede de dados da Bandeirante à Holding, Escelsa e Enersul. INDICADORES DE PERFORMANCE Como conseqüência dos investimentos realizados nas redes, da implementação dos projetos de modernização e automação do sistema elétrico e da criteriosa utilização de recursos na sua gestão e manutenção, a Bandeirante vem apresentando padrões de qualidade melhores que os estabelecidos pelo Órgão Regulador. Os indicadores técnicos de qualidade do serviço, notadamente, Duração Equivalente de Interrupção por Cliente – DEC e Freqüência Equivalente de Interrupção por Cliente – FEC foram, respectivamente, de 9,17 horas e 6,62 interrupções. 204 O aumento verificado nesses indicadores foi ocasionado por eventos externos com origem no Sistema Interligado Nacional (SIN) e, portanto, fora do controle da Companhia. O TMA (Tempo Médio de Atendimento), que indica o intervalo de tempo médio, em minutos, entre uma reclamação de interrupção e seu restabelecimento apresentou um crescimento de 97,4 minutos em 2004, para 160,2 em 2005, impactado por temporais ocorridos na região. O índice anual de perdas totais foi de 10,5 %, o que representa um acréscimo de 1,3 pontos percentuais em relação a 2004. Parte deste acréscimo é devido ao aumento das perdas comerciais, o que justificou a intensificação do Programa de Combate às Perdas Comerciais em 2005 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO O Resultado do Serviço de Energia Elétrica em 2005 totalizou R$ 184,1 milhões, inferior em 25,6% ao obtido no ano anterior. Este desempenho resultou em uma redução da margem operacional de 13,57% em 2004 para 9,32% em 2005, O LAJIDA (EBITDA) de 2005, de R$ 274,8 milhões, foi inferior em 17,2% ao obtido em 2004, resultando na redução da margem do LAJIDA (EBITDA) de 18,21% em 2004 para 13,91% em 2005. A redução das margens operacionais foi causada principalmente i) reversão de ativos no montante de R$ 25,9 milhões, ocorrida no terceiro trimestre de 2005 (vide Nota Explicativa nº 5.2 às demonstrações financeiras), e ii) ajuste em 2005 do índice de reposicionamento da Revisão Tarifária de 2003 de 10,51% para 9,67%, com efeitos retroativos até outubro de 2003, proporcionando um ajuste negativo na receita operacional de R$ 31,3 milhões, do total de provisão de R$ 37,6 milhões (vide Nota Explicativa nº 5.3 às demonstrações financeiras). Excluídos estes itens, o LAJIDA (EBITDA) atingiria em 2005 o montante de R$ 332,0 milhões, mesmo patamar do ano de 2004. Receita Operacional Líquida A Receita Operacional Líquida atingiu o montante de R$ 1.976,4 milhões em 2005, resultado 8,4% superior à receita de R$ 1.822,8 milhões obtida em 2004. O aumento verificado de R$ 153,6 milhões é proveniente i) do incremento de R$14,8 milhões do fornecimento de energia elétrica, ii) do aumento de R$109,2 milhões na receita de uso do sistema de distribuição, faturada aos clientes que se tornam livres, e iii) da redução nas outras receitas e deduções, de R$ 29,6 milhões. 205 A receita líquida de fornecimento a consumidores finais apresentou um crescimento de 0,8% em 2005, atingindo R$1.864,6 milhões. Esta variação é composta pelo efeito conjunto de uma redução no mercado de energia em 9,2% e um aumento na tarifa média da empresa de 11,0%. A redução do mercado verificou-se na classe industrial (menos 18,6%) e na classe “outras” (menos 12,4%), em razão da migração de clientes cativos para o regime de contratação livre. Já a variação na tarifa média de fornecimento deve-se ao impacto pleno do reajuste médio de 15,95% a partir de 23 de outubro de 2004, parcialmente compensado pelo reajuste médio negativo de 8,86% a partir de 23 de outubro de 2005. No ano de 2005, a receita de Uso do Sistema de Distribuição totalizou R$231,0 milhões contra R$121,8 milhões registrada no mesmo período do ano anterior, com um crescimento de 89,6%, refletindo a migração de clientes cativos para a condição de clientes livres. Gastos Operacionais Os Gastos Operacionais de 2005 foram de R$ 1.792,2 milhões, superiores em 13,8% aos R$ 1.575,4 milhões verificados no ano de 2004. Os gastos operacionais gerenciáveis da Bandeirante, compreendendo os custos de pessoal, materiais, serviços de terceiros e outras despesas, cresceram R$ 49,9 milhões em 2005, correspondente a um incremento de 15,2% em relação ao ano anterior. O aumento verificado de 2,6% na rubrica de Pessoal deve-se ao efeito do reajuste salarial concedido aos trabalhadores da Bandeirante em julho de 2004 (4,0%) e em julho de 2005 (8,0%), parcialmente compensado pela revisão do montante da Reserva a amortizar da Fundação CESP no valor de R$ 3,7 milhões (vide Nota Explicativa nº 17.1 às demonstrações financeiras). O quadro de colaboradores da Bandeirante manteve-se estável, reduzindo-se de 1.202 colaboradores em dezembro de 2004 para 1.198 colaboradores em dezembro de 2005. A rubrica Serviços de Terceiros apresentou crescimento de 12,3% em relação ao ano anterior em decorrência i) do aumento dos gastos para a melhoria no atendimento aos clientes, relativos aos serviços de call center, maior número de postos de atendimento e da ampliação do horário para 24 horas/dia, ii) da entrada em operação de novos sistemas técnicos, comerciais e de gestão da informação (IS-U/CCS, SIT, BW, dentre outros), aumentando os gastos com licenças de software, iii) dos custos relativos aos projetos de reorganização societária, de novo modelo de gestão e de excelência no atendimento aos clientes, e iv) de maiores desembolsos em relação à leitura, entrega e cobrança de contas, resultado dos esforços da Companhia em regularizar faturamentos atrasados, com contratação de empresa especializada em cobrança. As despesas com Depreciação e Amortização foram incrementadas em função da entrada em operação ao longo do ano de 2004 e de 2005 dos novos sistemas técnicos, comerciais e de gestão da informação (IS-U/CCS, SIT, BW, dentre outros), realizados no âmbito do Programa Integrado de Modernização (PIM). Já as Provisões para Devedores Duvidosos foram reduzidas em 2005 em R$ 5,0 milhões, demonstrando o resultado dos esforços da Companhia quanto à recuperação de créditos em atraso. O índice de inadimplência, medido através do saldo acumulado de doze meses de provisão com devedores duvidosos e perdas líquidas dividido pela receita de fornecimento faturada de energia mais receita de disponibilização da rede do período, diminuiu de 1,37% em 2004 para 1,11% em 2005. 206 Outras Despesas Gerenciáveis apresentaram uma elevação de R$ 24,5 milhões em relação ao ano anterior. A principal causa desta variação foi a reversão de ativos no valor de R$ 25,9 milhões (vide Nota explicativa nº 5.2 às demonstrações financeiras). Os gastos operacionais não gerenciáveis correspondem aos custos com energia comprada, encargos setoriais e de transmissão, cuja cobertura tarifária é assegurada pelo Regulador através dos reajustes tarifários e mecanismo da Conta de Compensação de Variação de Custos da parcela “A” – CVA. Os custos não gerenciáveis totalizaram em 2005 o montante de R$ 1.414,5 milhões, superior em 13,4% ao verificado em 2004. Os custos com energia elétrica comprada para revenda apresentaram uma redução de 3,8% em 2005, atingindo o montante de R$ 805,6 milhões. A principal causa desta variação foi a redução no volume de energia comprada de 2,1% em relação a 2004, em razão da saída de clientes cativos para o regime de contração livre. Ocorreu, também, uma redução na tarifa média de compra de 1,9% em conseqüência da substituição dos contratos iniciais pela aquisição de energia nos leilões de dezembro de 2004, com preços inferiores. Os custos com encargos setoriais e de transmissão apresentaram um incremento de 51,3% em 2005, refletindo os novos valores homologados pela ANEEL para a Bandeirante e os níveis de cobertura tarifária estabelecidos nos reajustes anuais. Endividamento e Resultado Financeiro Em dezembro de 2005, a Bandeirante apresentou uma dívida bancária de R$ 728,4 milhões, inferior em 14,3% ao saldo da dívida de dezembro do ano anterior. Do total da dívida existente em dezembro de 2005, 49,9% (R$ 363,5 milhões) foi contratada em moeda estrangeira, totalmente coberta por operações de swap com características de hedge, mitigando o risco cambial. Os 50,1% da dívida contratada em moeda nacional, R$ 364,8 milhões, estavam compostos de R$ 208,1 milhões de financiamentos junto ao BNDES, R$ 151,0 milhões de contas garantidas tomadas e R$ 5,7 milhões de empréstimos junto a outras instituições. Em dezembro de 2005, a dívida líquida da Bandeirante, de R$ 502,3 milhões, foi superior em 15,8% à dívida existente em dezembro de 2004. Este crescimento deve-se principalmente a redução de R$ 197,6 milhões no Saldo de Ativos Regulatórios no período, ocasionado pela i) redução do saldo das Perdas com o Racionamento em decorrência de sua recuperação em curso e registro de provisão de R$ 60,2 milhões referente a expectativa de sua não recuperação plena no prazo fixado pela ANEEL, março de 2007; e ii) redução do saldo de ativos da Conta de Compensação de Valores da Parcela A – CVA, em função da recuperação efetuada dos custos incorridos sem cobertura tarifária a partir do reajuste anual de outubro de 2004. O resultado financeiro em dezembro de 2005, negativo em R$ 175,3 milhões, foi superior em 54,3% ao praticado em 2004. A principal causa deste aumento foi o registro de provisão pela expectativa da não recuperação plena das Perdas com o Racionamento dentro do prazo limite fixado pela ANEEL. Resultado Líquido A Bandeirante apresentou um lucro líquido de R$ 41,4 milhões, inferior em 68,1% ao praticado no ano anterior, de R$ 129,8 milhões, como conseqüência dos efeitos acima demonstrados. 207 PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICI NCIA ENERGÉTICA A estratégia adotada para o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento baseou-se na seleção de projetos que pudessem melhorar o sistema elétrico da Bandeirante, permitindo um melhor atendimento aos clientes através do aumento da confiabilidade, redução de perdas do sistema, melhoria na gestão dos processos, desenvolvimento de ferramentas de auxílio ao planejamento com produtos voltados à melhoria da qualidade da energia elétrica. No Programa de Eficiência Energética, com o objetivo de assegurar a melhor utilização do produto distribuído, a Bandeirante implementou no ano de 2005 diversos projetos, em sistemas de refrigeração industrial e comercial de grande porte, ar comprimido, iluminação e utilização de energia solar em ambientes industriais, que resultaram na economia de 11,4 GWh/ano e redução da demanda no horário de ponta da ordem de 2,6 MW, entre inúmeros outros benefícios aos seus clientes e ao sistema elétrico nacional. Merecem destaque especial os projetos de “Capacitação em Eficiência Energética Industrial”, um amplo programa de treinamento orientado para a melhor gestão da demanda energética de 80 clientes, desenvolvido de forma personalizada à realidade de cada unidade consumidora e o projeto de “Controle da Demanda e Consumo no Horário de Ponta” no Sistema Autônomo de Águas e Esgotos de Guaratinguetá/SP – SAAEG, que resulta, além da economia de 1 GWh/ano e a redução da demanda no horário de ponta de 0,8 MW, em grande economia e melhoria do sistema de distribuição de água à população daquele município. A Bandeirante também conquistou em 2005 o Prêmio FIESP de Conservação e Uso Racional de Energia, promovido pela Federação das Indústrias do Estado de São Paulo. O projeto “Eficientização em Sistema de Saneamento”, realizado na Estação Elevatória de Água de Santana, da SABESP – Cia. de Saneamento Básico de São Paulo, destacou-se como o mais expressivo do Estado de São Paulo em ganho de produtividade e redução do desperdício de recursos naturais. RECURSOS HUMANOS Quadro de Colaboradores O quadro de colaboradores próprios da Bandeirante, no encerramento de 2005, foi de 1.198, sendo 0,3% inferior ao de 2004. A relação clientes por colaborador evoluiu 1,1% em relação a 2004, conforme a seguir: Nº de colaboradores Relação clientes/colaboradores 2005 1.198 1.071 2004 1.202 1.059 Variação % - 0,3 1,1 Capacitação e Desenvolvimento A Bandeirante vem atendendo prontamente os desafios relacionados com a aquisição de know-how, melhoria dos processos de trabalho, capacitação e formação de novos colaboradores, mediante ações de treinamento interno e externo, participação em eventos técnicos e outras ações, em um total de 62.531 horas de treinamento, correspondente a 52 horas por colaborador, com um investimento de R$ 1,7 milhão. É de destacar a formação e capacitação dos Atendentes Comerciais de empresas parceiras, imprescindível para o sucesso do projeto de expansão das lojas de atendimento, em um total de 252 horas de treinamento por pessoa, perfazendo 21.924 homens/hora/treinamento. Premiado com o TOP RH 2005, o projeto Pontos de Informação e Cidadania – PICs que tem como objetivo a promoção da inclusão digital dos colaboradores que não dispõem de microcomputador em seu trabalho, foi totalmente concluído, permitindo o acesso a todos os seus colaboradores. Com 13 unidades instaladas, os PICs possibilitam aos profissionais que trabalham em atividades externas o contato com a Internet da Companhia, disponibilizando assim informações de forma rápida e fácil. No cumprimento da Norma Regulamentadora NR10 - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade, a Bandeirante implementou, de forma inovadora e pioneira, o projeto Treinanet com o objetivo de certificar a Companhia e qualificar os seus colaboradores nos conhecimentos exigidos pela nova regulamentação. A estratégia utilizada foi o ensino a distância, na qual cada usuário com acesso a salas virtuais, montadas especialmente para atender aos colaboradores de campo (particularmente aos Eletricistas) e em horários flexíveis pode participar do treinamento em duas etapas : eletricidade básica (15 horas) e segurança em instalações e serviços de eletricidade (40 horas). 208 A turma piloto contou com 52 usuários, que envolveu Eletricistas, Técnicos e Engenheiros, sendo que o curso pretende envolver no total um público de 600 colaboradores durante o ano de 2006. Na seqüência da implantação da NR10, a Companhia desenvolveu novas vestimentas com propriedades anti-chamas, transformando-as em Equipamento de Proteção Individual, que substituirão os atuais uniformes. Pelo segundo ano consecutivo, a Companhia recebeu em 2005 a Medalha Eloy Chaves, prêmio criado pela Associação Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica - ABCE em parceria com a fundação COGE, pelos elevados índices de segurança e prevenção de acidentes apresentados. RESPONSABILIDADE SOCIAL, MEIO AMBIENTE E SUSTENTABILIDADE Responsabilidade Social A Bandeirante apresentou seu plano sócio-cultural para 2005, com um slogan que traduz uma atitude ativa em termos de responsabilidade social: mais energia em todos os caminhos. O Programa Bandeirante Comunidade Educação, que desde 2002 contribui para a melhoria da qualidade do ensino público municipal e do ambiente escolar, beneficiou mais de 20 mil alunos de 68 escolas. A execução das ações do Programa contou com o empenho de mais de 100 colaboradores, que de forma voluntária, contribuíram para o processo de aprendizagem das crianças e para o fortalecimento da gestão escolar e do conceito da cidadania. Com esse programa social, a Bandeirante conquistou o Prêmio Responsabilidade Social Empresarial do Alto do Tietê e o “TOP Social ADVB”, além do reconhecimento de “Empresa Amiga da Criança” pela Fundação ABRINQ. No âmbito cultural, patrocinou projetos, via Lei Rouanet – lei de incentivo à cultura -, que proporcionaram a difusão das artes nas cidades de sua área de concessão. Com o Projeto Natal da Luz, iniciativa da Eletrobrás, a Bandeirante homenageou o Santuário Nossa Senhora Aparecida, no município de Aparecida, onde foram instaladas 100 mil micro-lâmpadas de cristal, formando imagens natalinas, nas quatro faces da torre da igreja. Meio Ambiente e Sustentabilidade Em 2005, a Bandeirante consolidou a implantação do Projeto SIGA, um sistema integrado de gestão ambiental, de saúde ocupacional, segurança do trabalho e de comunicação social, alicerçado nas normas internacionais ISO 14.000 e OHSAS 18.000. Neste âmbito deu início a um ambicioso Programa de Gestão de Resíduos, provendo soluções adequadas a todas as etapas que caracterizam o processo – geração, manuseio, transporte, armazenagem temporária e destinação final. Destaque para o convênio firmado com a Prefeitura Municipal de Guarulhos, que prevê atividades conjuntas para a destinação de resíduos sólidos, o que ilustra o compromisso da Companhia com o meio ambiente e a capacidade de articulação com o Poder Público. Durante a construção da Linha de Transmissão (LTA) Norte – Nordeste, na seqüência do processo de licenciamento ambiental, foram cumpridas todas as condicionantes ambientais estabelecidas pela Secretaria de Estado de Meio Ambiente para a obtenção da Licença de Operação. Além da construção de infra-estrutura no Parque Ecológico do Tietê e fornecimento de equipamentos para o Centro de Recepção de Animais Silvestres - CRAS, a Bandeirante realizou o plantio de 25.000 mudas de árvores às margens da Rodovia Airton Senna, no município de Guarulhos. AUDITORIA EXTERNA Em atendimento à Instrução CVM nº 381,de 14 de janeiro de 2003, sobre a necessidade de divulgação pelas Entidades Auditadas, de informações sobre a prestação de outros serviços, pelo auditor independente, que não sejam auditoria externa, a Bandeirante informa que os únicos serviços prestados, no exercício de 2005, pelos auditores independentes, foram aqueles relacionados com os exames de auditoria independente das demonstrações financeiras. AGRADECIMENTO A Administração agradece a todos que trabalharam e contribuíram para que a Bandeirante alcançasse uma posição de destaque no cenário nacional, Em especial, nosso reconhecimento pelo empenho e competência dos empregados, pelo apoio e estimulo dos acionistas, clientes, fornecedores e parceiros. 209 BALANÇO SOCIAL 210 BANDEIRANTE ENERGIA S.A. CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO ANTÓNIO FERNANDO MELO MARTINS DA COSTA Presidente JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR Vice-Presidente ANTONIO JOSÉ SELLARE CUSTÓDIO ALEXANDRE ROUXINOL MIGUENS CARLOS ALBERTO SILVA DE ALMEIDA E LOUREIRO ANTÓNIO EDUARDO DA SILVA OLIVA SEVERINO JUSTINO DA SILVA DIRETORIA JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR Diretor Presidente AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA Diretor Executivo THOMAS DANIEL BRULL Diretor Administrativo-Financeiro e de Relações com Investidores MANUEL FERNANDO DAS NEVES BENTO Diretor Técnico WELINGTON CEZAR XAVIER Diretor Comercial 211 11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS 1 – Contexto operacional Bandeirante Energia S.A., Companhia de capital aberto, concessionária de serviço público de energia elétrica, controlada integral da EDP - Energias do Brasil S.A., detém a concessão de distribuição de energia elétrica pelo prazo de 30 anos válidos até outubro de 2028 e atua em 28 municípios no Estado de São Paulo, tendo suas atividades regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério das Minas e Energia. 2 – Apresentação das demonstrações financeiras As demonstrações financeiras estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, com base nas disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, legislação específica emanada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, e nas normas estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM. Essas práticas são consistentes com as adotadas nas informações trimestrais anteriores e nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2004, publicadas em 25 de fevereiro de 2005. Para a compatibilização aos critérios do grupo a qual pertence e à melhoria na comparabilidade das demonstrações financeiras da Companhia, as alterações a seguir foram implementadas no exercício de 2005, efetuando-se as correspondentes reclassificações para os valores apresentados no exercício de 2004: • PIS e COFINS incidentes sobre o Encargo de Capacidade Emergencial - ECE e Encargo de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial - EAEEE estão classificados no grupo de Deduções da Receita Operacional e, a recuperação do PIS e COFINS, como tributos dedutíveis quando do repasse à CBEE, estão apresentados reduzindo o saldo da rubrica de Despesas gerais e administrativas. • CVA - Conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, anteriormente classificada no balanço na rubrica Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” no ativo e no passivo, passou a ser classificada líquida no balanço na rubrica de Despesas pagas antecipadamente. 3 – Principais práticas contábeis 3.1 – Demonstrações financeiras a) Consumidores e concessionárias incluem: (i) Os valores faturados a consumidores finais e concessionárias revendedoras, bem como a receita referente à energia consumida e não faturada; (ii) Os valores a receber relativos à energia comercializada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE (Nota 5.1); (iii) Os saldos a receber relativos à recomposição tarifária extraordinária - perda de receita e energia livre (Nota 6.1); (iv) O crédito decorrente do diferimento da revisão tarifária ordinária, de 23 de outubro de 2003 e respectiva provisão integral constituída em 2004 (Nota 5.3), ambos integralmente revertidos no 4º trimestre de 2005 em função da definição, em 18 de outubro de 2005, do índice de reposicionamento tarifário de 2003; e (v) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - Os valores foram apropriados conforme Instrução Contábil 6.3.2, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica. 212 b) Programa emergencial de redução do consumo de energia elétrica Inclui o saldo remanescente dos Custos a Reembolsar e incluía os valores de Bônus, aprovados pelos Despachos ANEEL nº 600, de 27 de setembro de 2002 e nº 155 de 28 de março de 2003, recebido em dezembro de 2005, ambos decorrentes da implantação do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica. c) Estoques Os materiais em estoque estão registrados ao custo médio de aquisição sendo que, os aplicáveis à operação e manutenção são classificados no ativo circulante e, aqueles destinados a projetos, são classificados no imobilizado. d) Imobilizado Registrado ao custo de aquisição ou construção, corrigido monetariamente até 31 de dezembro de 1995, deduzido da depreciação acumulada, calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro - UC, conforme determina a Portaria DNAEE nº 815, de 30 de novembro de 1994, às taxas anuais constantes da tabela anexa às Resoluções ANEEL nº 02, de 24 de dezembro de 1997 e nº 44, de 17 de março de 1999. Em função do disposto nas Instruções Contábeis do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e na Instrução CVM nº 193, de 11 de julho de 1996, os encargos financeiros relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado em curso, estão registrados neste subgrupo como custo das respectivas obras (Nota 22). O mesmo procedimento foi adotado para os juros sobre o capital próprio (quando aplicável) que financiou as obras em andamento conforme previsto na legislação específica do Serviço Público de Energia Elétrica. As Obrigações Vinculadas à Concessão, demonstradas como retificadoras do Imobilizado, referem-se, principalmente, a recursos recebidos dos consumidores destinados a execução de empreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica. Estas obrigações estão diretamente vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica, e sua eventual liquidação ocorrerá de acordo com determinações do Poder Concedente. e) Demais ativos circulante e realizável a longo prazo São demonstrados aos valores de custo ou realização, incluindo, quando aplicável, os rendimentos auferidos até a data do balanço. f) Fornecedores Inclui o saldo a pagar a fornecedores de energia elétrica e o saldo de Energia Livre a pagar a geradores de energia elétrica. g) Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas Atualizados com base nas variações monetárias e cambiais, acrescidas dos respectivos encargos e, quando aplicável, acrescidas e/ou reduzidas por ganhos e perdas das operações de swap, incorridos até a data do balanço. h) Demais passivos circulante e exigível a longo prazo São demonstrados pelos valores conhecidos ou exigíveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e cambiais. i) Imposto de renda e contribuição social O imposto de renda registrado no resultado é calculado com base nos resultados tributáveis (lucro ajustado), às alíquotas aplicáveis segundo a legislação vigente - 15%, acrescida de 10% sobre o resultado tributável que exceder R$ 240 anuais. 213 A contribuição social registrada no resultado é calculada com base nos resultados tributáveis antes do imposto de renda, através da aplicação da alíquota de 9%. O imposto de renda e contribuição social diferidos ativos foram registrados na rubrica de Imposto de renda e contribuição social diferidos, a partir dos prejuízos fiscais, base negativa de contribuição social e diferenças temporárias, considerando as alíquotas vigentes dos citados tributos, de acordo com as disposições da Deliberação CVM nº 273, de 20 de agosto de 1998 e Instrução CVM nº 371, de 27 de junho de 2002. j) Fundo de pensão A Companhia é patrocinadora da Fundação CESP, que administra o fundo de pensão para seus colaboradores. Os custos, as contribuições e o passivo atuarial são determinados anualmente, com base em avaliação realizada por atuários independentes, sendo a última efetuada para a data base 31 de dezembro de 2005. A partir de 31 de dezembro de 2001, esses valores vêm sendo apurados e registrados de acordo com os termos da Deliberação CVM n.º 371, de 13 de dezembro de 2000. k) Apuração do resultado As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime contábil de competência. O faturamento de energia elétrica para todos os consumidores é efetuado mensalmente, de acordo com o calendário de leitura. A energia fornecida e não faturada, correspondente ao período decorrido entre a data da última leitura e o encerramento do balanço, é estimada e reconhecida como receita não faturada. l) Estimativas A preparação de demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, com base nas disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, requer que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam os ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos subseqüentes, podem diferir dessas estimativas. As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: • • • • • Provisão para créditos de liquidação duvidosa; Transações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE; Provisão para perdas – perda de receita e energia livre; Crédito decorrente do diferimento da revisão tarifária e respectiva provisão para redução integral; Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidos, sobre prejuízos fiscais, bases negativas e diferenças temporárias; • Provisão para contingências; e • Planos de aposentadoria e pensão. m) Tributação de operações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE Em decorrência dos termos do artigo 32 da Medida Provisória n.º 66, de 29 de agosto de 2002, convertida na Lei n.º 10.637, de 30 de dezembro de 2002 e da Instrução Normativa n.º 199, de 12 de setembro de 2002, a concessionária, como agente integrante da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, exerceu a opção pelo regime especial de tributação do PIS e da COFINS, sobre receitas auferidas em operações realizadas no âmbito daquela Instituição. Os principais efeitos referem-se à base de cálculo baseada nos resultados positivos líquidos e na continuidade da aplicação 214 da alíquota de 0,65% e 3% para o PIS e COFINS, respectivamente. 4 – Ativos e passivos regulatórios Apresenta-se abaixo quadro sintético com os ativos e passivos regulatórios contidos no Balanço Patrimonial: 215 5 – Consumidores e concessionárias 5.1 – Energia de curto prazo Refere-se, principalmente, às transações de venda, compra de energia e encargo de serviço de sistema, realizados no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Parte dos valores do ativo está sujeita a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento, movidos por empresas do setor, relativos a interpretação de regras do mercado em vigor. 216 5.2 – Concessionárias - outras O valor de R$18.330 no ativo realizável a longo prazo refere-se ao montante a receber da Companhia Piratininga de Força e Luz - Piratininga, em decorrência da cisão parcial da Bandeirante realizada em 1º de outubro de 2001, conforme os termos estabelecidos no protocolo de cisão. Esta rubrica incluía, em 31 de dezembro de 2004, o valor de R$25.923 referente ao pleito formulado pela Bandeirante junto à Piratininga, com base no protocolo de cisão da Bandeirante, com relação à recomposição das perdas experimentadas em razão do racionamento de energia elétrica. O direito à recomposição de perdas referente ao período de racionamento, na proporção estabelecida no protocolo de cisão, foi expressamente reconhecido em sentença arbitral que, no entanto, deixou de condenar a Piratininga, no âmbito do objeto do processo arbitral em que ela foi proferida. Na evolução do procedimento de cobrança, em conjunto com consultores externos, foram identificadas ao final do 3º trimestre de 2005 questões que podem dificultar a realização do ativo. A reversão deste valor, no terceiro trimestre de 2005, por conservadorismo contábil, não significa que a Companhia tenha desistido de seu recebimento. A Bandeirante tem também registrado um passivo com a Piratininga, no valor de R$14.349, no Exigível a Longo Prazo. Não há discordâncias entre as partes sobre os saldos atualmente registrados, a receber e a pagar, que deverão ser oportunamente liquidados. 5.3 – Fornecimento não faturado - diferimento tarifário e devolução tarifária (reposicionamento tarifário periódico) O reposicionamento tarifário provisório da Companhia, homologado através da Resolução ANEEL nº 566, de 22 de outubro de 2003, foi de 18,08% sendo que, para atender ao princípio da modicidade tarifária e a condição do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, as tarifas foram reposicionadas em 14,68% a partir de 23 de outubro de 2003 e, para a diferença entre 18,08% e 14,68%, constituiu-se um ativo regulatório que seria compensado nos três reajustes tarifários subseqüentes, através de acréscimos à Parcela “B”. Em 31 de dezembro de 2004, este ativo regulatório atingiu o montante de R$52.691, demonstrado no quadro da nota 5 na rubrica Fornecimento não faturado - Diferimento tarifário. A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 243, de 18 de outubro de 2004, decidiu rever o reposicionamento tarifário provisório, de 23 de outubro de 2003, de 18,08% para 10,51%, em função de revisão, pelo Órgão Regulador, da Base de Remuneração utilizada anteriormente. Conseqüentemente, a Companhia constituiu em 30 de setembro de 2004 provisão integral no montante de R$64.678, registrada na época no Passivo Exigível de Longo Prazo na rubrica Devolução tarifária, correspondente a diferença de receita auferida pelo reposicionamento tarifário provisório de 14,68%, aplicado entre 23 de outubro de 2003 e 22 de outubro de 2004, com a que seria auferida pelo novo reposicionamento tarifário provisório de 10,51% e, para o ativo regulatório mencionado no primeiro parágrafo, constituiu uma provisão para redução integral deste ativo. Em 18 de outubro de 2005, através da Resolução Homologatória nº 226 a ANEEL fixou em 9,67%, em caráter definitivo, o índice de reposicionamento tarifário de 2003 e, conseqüentemente, a diferença de receita auferida pelo reposicionamento montou o valor de R$102.292, exigindo complemento da respectiva provisão em R$37.614 no 4º trimestre de 2005. No exercício de 2005 foi amortizado o valor de R$26.719. 6 – Acordo geral do setor elétrico O Acordo Geral do Setor Elétrico, ao qual a Companhia aderiu em 20 de dezembro de 2001, estabeleceu condições para solução de controvérsias contratuais e administrativas, eliminando a possibilidade de ocorrência de litígios judiciais ou extrajudiciais sobre questões relativas ao período de racionamento. Os principais pontos do Acordo são listados a seguir: • • • • • Declaração de Desistência/Renúncia; Acordo de Compra de Sobras Líquidas Contratuais; Acordo de Reembolso de Energia Livre; Termos Aditivos aos Contratos Iniciais; e Conta de Desenvolvimento Energético - CDE. Com base na Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002 e demais regras legais, foi apurado o montante de Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE aplicável a cada concessionária de distribuição de energia elétrica, com o objetivo de neutralizar os efeitos de perda de receita decorrentes do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, que vigorou no período compreendido entre junho de 2001 e fevereiro de 2002. 217 Paralelamente foram apuradas as variações mensais de custos não gerenciáveis (Parcela “A”), relacionando, ainda, as parcelas de custo adicional com a compra de energia no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE (Energia livre) a serem repassados para as geradoras. Para o ressarcimento do montante da Perda de Receita, Energia Livre e Parcela “A”, em atendimento às disposições da Medida Provisória n.º 14 (convertida na Lei n.º 10.438/02), foi concedido a partir de janeiro de 2002 o reajuste tarifário extraordinário de 2,9% aplicável aos consumidores residenciais e rurais (exceto os de baixa renda) e de 7,9% para os demais consumidores. No exercício de 2002 foram liberados recursos equivalentes a 90% dos montantes homologados de Perda de Receita e de Parcela “A”, relativos a abertura de crédito no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, através de contratos de financiamento com o BNDES assinados em 13 de fevereiro de 2002 (Nota 13). A Resolução Normativa ANEEL n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, republicada em 1º de junho de 2004, retificou para R$119.954 o montante de Energia Livre anteriormente homologado pela Resolução ANEEL n.º 483, de 29 de agosto de 2002 (Nota 6.1), alterou para 63 meses o prazo máximo de permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE nas tarifas de fornecimento de energia elétrica anteriormente estabelecido pela Resolução ANEEL n.º 484, de 29 de agosto de 2002, excluiu deste prazo o montante relativo às variações dos itens da Parcela “A” verificadas no exercício de 2001 e estabeleceu que a sua recuperação se dará por mecanismo equivalente ao previsto no art. 4º da Lei nº 10.438/02 e que, para a Companhia, como concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica localizada no Sistema Interligado Nacional sujeita ao Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, essa recuperação se dará imediatamente após o final da Recomposição Tarifária Extraordinária prevista no art. 4º da Lei n.º 10.438/02, pelo prazo necessário para atingir o montante homologado pela Resolução ANEEL n.º 482, de 29 de agosto de 2002. 6.1 – Composição da RTE homologada pela ANEEL, representativa da perda de receita e energia livre A composição da RTE no ativo é a seguinte: De acordo com estudos elaborados pela Administração, periodicamente revisados, a Companhia projeta que no prazo máximo estabelecido, haverá insuficiência de recuperação de parte desses ativos razão pela qual, por prudência, foram constituídas provisões para perdas em dezembro de 2005. A Administração, no entanto, baseada na própria legislação instituidora da RTE e, especialmente, nos termos do Acordo Geral do Setor Elétrico, estará envidando todas as gestões visando a plena recuperação dos referidos créditos. Os valores referentes à Energia Livre referem-se à energia elétrica gerada e não vinculada a contratos iniciais ou equivalentes. 218 Atualização Monetária: A Resolução ANEEL n.º 31, de 24 de janeiro de 2002 e o Ofício Circular ANEEL nº 2.212, de 20 de dezembro de 2005, determinaram que o saldo remanescente da Recomposição Tarifária Extraordinária seja remunerado pela taxa de juros equivalente à cobrada, de cada concessionária, nas operações de financiamento de que trata o art. 5º da Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, decorrente do programa de financiamento subsidiado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES e, na ausência dessa operação financeira, seja utilizada a taxa Selic. No exercício de 2005 foi contabilizado, para Perda de Receita o montante de R$34.309 (R$38.228 em 2004) e, para Energia Livre o montante de R$25.541 (R$19.161 em 2004), ambos registrados em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras. Para Energia Livre, ato contínuo foi registrado na rubrica de Fornecedores em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Despesas Financeiras, em função do repasse às geradoras. Adicionalmente, a Companhia aguarda o recebimento de informações das Geradoras, relacionadas aos financiamentos por elas obtidos, para atendimento ao Ofício Circular ANEEL nº 74, de 23 de janeiro de 2006. A composição da RTE no passivo é a seguinte: Para o mesmo montante de Energia Livre, registrado no exercício de 2001, líquido dos tributos incidentes no referido exercício pelo registro da receita não faturada, foi registrada uma obrigação no passivo circulante e exigível a longo prazo na rubrica Fornecedores de energia elétrica, com o conseqüente débito no resultado na rubrica Energia elétrica comprada para revenda. 6.2 – Variação dos itens da parcela “A” Os contratos de concessão de distribuição de energia elétrica estabelecem, na composição das tarifas praticadas pelas Concessionárias, valores para cada item de custos exógenos, imputáveis à despesa operacional, integrantes da variável denominada Parcela “A”, da fórmula do “Índice de Reajuste Tarifário - IRT”, demonstrados a seguir: • • • • • • • • • • • • • Tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional; Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; Quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC; Tarifa de uso das instalações de transmissão, integrantes da rede básica; Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos; Encargos de Serviços de Sistema - ESS; Energia comprada estabelecida nos contratos iniciais; Quota de Reserva Global de Reversão - RGR; Taxa de fiscalização de serviço de energia elétrica; Encargos de conexão; Conta de Desenvolvimento Energético - CDE; Contrato de Compra de Energia em Ambiente Regulado - CCEAR; e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA. Com o advento das Medidas Provisórias n.ºs 2.227 e 14 (convertida na Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002), de 04 de setembro de 2001 e 21 de dezembro de 2001, respectivamente, e da Resolução ANEEL n.º 90, de 18 de fevereiro de 2002, foi instituída uma conta gráfica, para registro da compensação de diferenças, positivas ou negativas, entre os valores pagos de cada item, de 1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de 2001. Os registros foram efetuados no ativo realizável a longo prazo na rubrica Despesas pagas antecipadamente, que tiveram contrapartidas no resultado na rubrica Gastos operacionais, pela respectiva natureza. 219 6.2.1 – Composição da variação de itens da parcela “A” homologado pela ANEEL Item Valor Homologado Resoluções nºs 482/02 e 001/04 Parcela “A” 31/12/2005 Total Acumulado Remuneração Acumulada 61.521 67.418 128.939 Saldo a Amortizar 31/12/2004 Saldo a Amortizar 128.939 114.225 Atualização Monetária: O montante homologado está atualizado nos termos definidos no Ofício Circular ANEEL nº 2.212, de 20 de dezembro de 2005 e, no exercício de 2005, foi contabilizado o montante de R$14.714 (R$17.714 em 2004), registrado em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras. 7 – Despesas pagas antecipadamente Curto Prazo 31/12/2005 31/12/2004 Parcela “A” - de 01/01/01 a 25/10/01 (Nota 6.2.1) CVA - Conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, líquida PIS e COFINS - Majoração de alíquota Antecipação de cobertura de operações de hedge 35.277 19.515 7.575 61.005 11.403 Outros Total 4.110 66.477 2.143 74.551 Longo Prazo 31/12/2005 31/12/2004 128.939 114.225 (2.394) 10.924 21.447 10.621 169.537 64.519 23.349 8.868 210.961 7.1 – CVA - conta de compensação de variação de custos da parcela “A” Refere-se a variações dos itens da Parcela “A”, apuradas nos termos da Nota 6.2, para os períodos a partir de 26 de outubro de 2001. Os valores estão atualizados pela variação da taxa SELIC, tendo sido registrado no exercício de 2005 o valor de R$13.095 (R$13.378 em 2004) em contrapartida ao resultado financeiro. No exercício de 2005 foi amortizado o montante de R$68.125 (R$9.348 em 2004). A Medida Provisória n.º 127, de 4 de agosto de 2003, convertida na Lei n.º. 10.762/03, instituiu o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de que trata o artigo 1º da Medida Provisória n.º 2.227, de 4 de setembro de 2001, para os reajustes e revisões tarifárias realizados entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004, através de empréstimo concedido pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (Nota 13). 7.2 – PIS e COFINS - majoração de alíquota Ativo Regulatório constituído em razão das alterações introduzidas pelas Leis nº 10.833/03 e 10.637/02, as quais majoraram a alíquota do PIS de 0,65% para 1,65% e da COFINS de 3% para 7,6%, cujos efeitos financeiros são repassados às tarifas. Enquanto aguarda definição por parte da ANEEL, a Companhia não registrou até o momento qualquer atualização monetária sobre o saldo a receber. 220 7.3 – Antecipação de cobertura de operações de hedge Refere-se a pagamentos de ajustes nos fluxos financeiros futuros projetados, ajustados a valor presente, dos instrumentos de hedge para o valor total do financiamento obtido junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID (Nota 13), previstos contratualmente para redução da exposição ao risco de crédito para ambas as partes. A amortização desses valores para resultado ocorrerá durante o período de liquidação do financiamento, até o ano de 2012. 8 – Impostos e contribuições sociais 31/12/2005 Longo Prazo Curto Prazo Compensáveis - Ativo Imposto de renda e contribuição social - correntes ICMS PIS e COFINS PIS e COFINS sobre devolução tarifária - provisória Outros Total A Recolher – Passivo ICMS Imposto de renda e contribuição social - correntes PIS e COFINS Outros Total 24.883 15.813 15.258 11.738 31/12/2004 Curto Prazo Longo Prazo 802 13.377 12.110 9.342 5.983 5.363 61.317 11.738 46.265 671 20.577 7.095 74.608 2.014 28.303 61.039 21.071 27.230 3.181 112.521 15.325 42.878 7.898 50.776 O Imposto de Renda, Contribuição Social, PIS e COFINS de curto prazo, incluem o montante de R$854 (R$69.933 em 2004), referente a tributação da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE que, de acordo com o Parecer COSIT nº 26/2002, estabeleceu a exigibilidade de tributação quando do efetivo ressarcimento dessas receitas. 9 – Impostos e contribuições sociais diferidos 9.1 – Ativo Os créditos fiscais a seguir detalhados, incidentes sobre o prejuízo fiscal, base negativa de contribuição social e outros valores que constituem diferenças temporárias, que serão utilizados para redução de carga tributária futura, foram reconhecidos tomando por base o histórico de rentabilidade da companhia e as expectativas de geração de lucros tributáveis nos próximos exercícios, no prazo máximo de 10 anos. IR sobre prejuízos fiscais CSLL sobre base negativa IR e CSLL sobre demais adições temporárias IR e CSLL sobre provisão para déficit previdenciário - PSAP IR e CSLL sobre crédito fiscal incorporado – Ágio Total Curto Prazo 31/12/2004 31/12/2005 9.129 14.641 3.301 5.292 19.389 7.919 1.721 6.081 39.621 1.939 5.963 35.754 Longo Prazo 31/12/2005 31/12/2004 71.441 83.814 31.183 35.445 73.239 73.845 18.928 127.801 322.592 23.269 133.881 350.254 A expectativa de realização dos créditos fiscais diferidos está demonstrada a seguir: Circulante 39.621 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Realizável a longo prazo 96.334 61.910 76.874 53.484 0.591 3.399 322.592 221 Para atendimento à Instrução CVM n.º 371/02, a Administração elaborou, em 31 de dezembro de 2005, projeção de resultados tributáveis futuros, inclusive considerando seus descontos a valor presente, demonstrando a capacidade de realização desses créditos tributários nos períodos indicados, a qual foi aprovada pelo Conselho de Administração. Essas estimativas são periodicamente revisadas, de modo que eventuais alterações na perspectiva de recuperação desses créditos possam ser tempestivamente consideradas nas demonstrações financeiras. 9.1.1 – O crédito fiscal advindo da Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP, refere-se à parcela de benefícios excedente aos ativos relativos aos planos previdenciários do tipo benefício definido, cuja provisão em 31 de dezembro de 2001 foi efetuada em contrapartida ao Patrimônio Líquido, dedutível por ocasião dos pagamentos mensais, com expectativa de finalização no exercício de 2017. 9.1.2 – O crédito fiscal do ágio é proveniente da incorporação, ocorrida no exercício de 2002, da parcela cindida da anterior controladora Enerpaulo - Energia Paulista Ltda., representada pelo ágio pago pela Enerpaulo na aquisição de ações da Bandeirante, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVM nº 319/99 e 349/99 e que, conforme determinação da ANEEL, será amortizado pela curva entre a expectativa de resultados futuros e o prazo de concessão da Companhia, o que resulta em realização anual média do crédito fiscal de R$6.085 até o ano de 2027. 9.1.3 – A projeção de resultados tributáveis futuros indica que a Companhia apresenta base de cálculo suficiente para recuperação do saldo integral dos créditos tributários no período como demonstrado. No entanto, quanto aos créditos relacionados ao PSAP e Ágio, mencionados nas Notas 9.1.1 e 9.1.2, os mesmos serão realizados financeiramente até 2017 e 2027, respectivamente, em consonância com as normas de amortização dos valores a eles vinculados. 10 – Transações com partes relacionadas Passivo Parte relacionada EDP - Energias do Brasil S.A. EDP Lajeado Enertrade Escelsa Cesa Energest Enersul Outras Total 31/12/2005 290 908 616 31/12/2004 141.611 781 1.818 (260) 5 108 1.927 Receitas (despesas) no exercício 2005 2004 (4.110) (27.247) (9.258) (8.677) (23.701) (18.595) (20) (444) 415 4.519 148.729 (37.378) (33.696) (88.215) EDP - Energias do Brasil S.A. - Refere-se em 2005, ao saldo de encargos do contrato firmado em 27 de dezembro 2001, sem apresentação de garantias, no valor original de R$472.879. As parcelas foram reajustadas nas datas dos efetivos pagamentos, adotando-se como teto para os encargos do contrato o menor valor entre a taxa de CDI e o custo equivalente a Libor + 0,875% ao ano, acrescido da variação do IGP-M, conforme determinação da ANEEL, através do Ofício n.º 106 - SFF/ANEEL, de 20 de dezembro de 2001. Em 28 de julho de 2003, foi celebrado o 3º Termo de Aditamento ao Contrato de Compra e Venda de Títulos estabelecendo que, em 31 de dezembro de 2003, o saldo total remanescente (principal e encargos) tornou-se “novo principal”, para liquidação em 24 parcelas, mensais e sucessivas, de janeiro de 2004 a dezembro de 2005 e os juros incidentes sobre o “novo principal” vencíveis em quatro parcelas semestrais a partir de julho de 2004. EDP Lajeado - Em 09 de novembro de 2001, a Bandeirante firmou contrato de compra e venda de energia elétrica com a EDP Lajeado Energia S/A, para início de suprimento em 01 de dezembro de 2001 e término em 31 de dezembro de 2013, no montante anual de 90.025,4 MWh em 2001 e 113.778,6 MWh nos demais anos, ao preço de R$ 50,12 / MWh, com data-base de reajuste em dezembro de 2000. O contrato foi homologado pela ANEEL em 28 de agosto de 2002, através do Ofício no 827/2002-SFF/ANEEL. Em 18 de outubro de 2002 foi firmado o Primeiro Termo de Aditamento ao Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica alterando a data base de reajuste para o dia 23 de outubro de cada ano. Enertrade - Em 23 de outubro de 2003, a Bandeirante firmou contrato de compra e venda de energia elétrica com a Enertrade - Comercializadora de Energia S/A, para início de suprimento em 01 de janeiro de 2004 e término em 31 de dezembro de 2005, no montante de 30 MW médios em 2004 e 35 MW médios em 2005, ao preço de R$ 68,80/ MWh, database de reajuste em outubro de 2003. O contrato foi homologado pela ANEEL em 24 de dezembro de 2003, através do Ofício no 2195/2003-SFF/ANEEL. 222 11 - Imobilizado Em serviço Distribuição Comercialização Administração (-) Depreciação Distribuição Comercialização Administração 31/12/2005 31/12/2004 1.731.661 59.976 48.089 1.839.726 1.648.689 61.016 40.541 1.750.246 (864.416) (21.781) (31.364) (917.561) 922.165 Em curso Distribuição Comercialização Administração 90.070 1.302 6.568 97.940 Atividades não vinculadas (nota 9.1.2) Ágio na incorporação de sociedade controladora (-) Provisão para manutenção de dividendos Amortização da provisão para manutenção de dividendos (-) Amortização acumulada do ágio Obrigações vinculadas à concessão (Nota 3.1.d) Total 460.584 (460.584) 66.812 (66.812) (151.661) 868.444 Taxas anuais médias de depreciação (%) 4,48% 9,45% 18,15% 5,06% (796.535) (10.931) (27.481) (834.947) 915.299 74.895 (605) 6.281 80.571 460.584 (460.584) 47.855 (47.855) (140.426) 855.444 A composição das obrigações vinculadas à concessão é como segue: 31/12/2005 116.945 34.716 151.661 Contribuição de consumidores Doações e subvenções 31/12/2004 108.485 31.941 140.426 11.1 – Dos bens vinculados à concessão De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº. 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na geração, transmissão, distribuição, inclusive comercialização, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL n.º 20, de 3 de fevereiro de 1999, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, para aplicação na concessão. 12 – Fornecedores Curto Prazo 31/12/2005 31/12/2004 Suprimento de Energia Elétrica: Itaipu (Eletrobrás) Furnas Energia Livre Leilão de energia Outros supridores CCEE (compra de energia de curto prazo e exposição financeira) PIS e COFINS das Geradoras Subtotal Encargos de Uso da Rede Elétrica Encargos de Serviços de Sistema Materiais e Serviços Total 70.204 14.464 34.809 7.165 26.666 64.871 16.617 44.139 592 7.077 160.977 26.643 1.452 17.950 207.022 1.015 223 Longo Prazo 31/12/2005 31/12/2004 942 65.569 942 65.569 714 1.656 65.569 33.660 160.302 30.101 460 20.871 211.734 13 – Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas Banco Itaú BBA S.A. - Contrato de repasse externo lastreado com recursos captados junto ao DEG - Deutsche Investitions und Entiwicklungsgesellschaft MBH, firmado em 5 de fevereiro de 2002. O saldo remanescente equivale a US$1,2 milhões, com juros de 9,5% ao ano, a vencer semestralmente nos meses de março e setembro, com vencimento final em 15 de março de 2006, garantido por nota promissória e que estabelece ainda “covenants”, integralmente atendidos até o momento, cujo descumprimento resultaria em aumento da taxa de juros e até a antecipação do vencimento do contrato. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge. Banco Santander Brasil S.A. - Resolução 2770/00 - contrato de US$11 milhões, firmado em 20 de dezembro de 2004, com juros de 4,15% ao ano e garantido com nota promissória, com vencimento de principal e encargos em uma única parcela em 11 de dezembro de 2006. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge. BID - Banco Interamericano de Desenvolvimento - Contrato de financiamento externo com participação de consórcio de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis, firmado em 5 de março de 2004, no montante de US$100 milhões, liberado durante o exercício de 2004, com carência de 2 anos para início de pagamento do principal e com vencimento final em até 8 anos, sendo: • Tranche “A” - US$38,9 milhões, com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15 de fevereiro de 2012, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4,375% ao ano, vencíveis trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004. • Tranche “B” - US$61,1 milhões, com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15 de fevereiro de 2009, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4% ao ano, vencíveis trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004. Este financiamento é destinado a projetos de investimento, com garantia nos recebíveis da Companhia pelo fornecimento de energia elétrica, com estabelecimento de “covenants” (dívida total em relação à dívida total mais patrimônio líquido, dívida total em relação ao EBITDA e índice de cobertura do serviço da dívida, entre outros não financeiros), integralmente atendidos até o momento, cujo descumprimento poderia resultar, parcial ou integralmente, em até a antecipação do vencimento do contrato. Para este empréstimo foram realizadas operações de swap cambial, com característica de hedge. Credit Suisse First Boston S.A. - Resolução 2770/00 - Contrato firmado em 9 de março de 2004, no valor de US$20 milhões, com principal e juros liquidados em 28 de dezembro de 2005, remunerado com juros de 2,5% ao ano, garantido por notas promissórias. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge. BNDES - CVA - Contrato firmado em 7 de abril de 2004, em consonância com o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica conforme Lei n.º 10.762/03. Destina-se a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação dos mecanismos de compensação das variações dos itens da Parcela “A”, para os reajustes e revisões tarifárias anuais referentes ao período compreendido entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004. No exercício de 2004 foram liberados recursos no montante de R$78.134. Sobre o valor do principal 224 incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média anual ajustada da Selic, capitalizados no dia 15 de cada mês desde a data da liberação dos recursos até o dia 14 de dezembro de 2004 e exigíveis mensalmente a partir do dia 15 de dezembro de 2004, juntamente com as prestações do principal e com vencimento final em 15 de novembro de 2006, com garantia em conta bancária através de vinculação do valor equivalente a 2,77% do faturamento mensal da Companhia. BNDES - Recomposição Tarifária Extraordinária - Contrato firmado em 13 de fevereiro de 2002, em consonância com o Acordo Geral do Setor Elétrico e Lei n.º 10.438/02. No exercício de 2002 foram liberados recursos no montante de R$306.105, equivalentes a 90% do valor da Perda de Receita e Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela “A” de 1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de 2001. Sobre o valor do principal incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média anual ajustada da Selic. A parcela de crédito no valor original de R$250.736 e respectivos juros está sendo amortizada mensalmente desde março de 2002, em 55 prestações mensais e sucessivas com vencimento final em 15 de setembro de 2006 e a parcela de crédito no valor original de R$55.369 deverá ser amortizada em 9 prestações mensais e sucessivas, vencendo-se a primeira em 15 de outubro de 2006 e a última em 15 de junho de 2007 e, durante a carência, os juros estão sendo integralizados ao principal do empréstimo. Ambos com garantia em conta bancária através de vinculação do valor equivalente a 3,77%, do faturamento mensal da Companhia. Contas Garantidas - Referem-se a empréstimos obtidos junto a diversas instituições financeiras nacionais, para cobertura do fluxo de caixa operacional, com taxa de juros média de 104,5% do CDI, garantidas por notas promissórias. Eletrobrás: Programa Luz no Campo - Contrato firmado em 1º de junho de 2000. Recursos liberados no montante de R$2.986 (R$1.635 em 10/08/2000 e R$1.351 em 06/12/2004). Sobre o saldo devedor corrigido incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1% ao ano, ambos vencíveis mensalmente, a partir de 30 de setembro de 2002. O saldo devedor será pago em 60 parcelas mensais, iguais e sucessivas, vencendo-se a primeira em 30/09/2002 e a última em 30/08/2007. Garantia em notas promissórias e vinculação de receita própria. Programa Reluz - Contrato firmado em 19 de dezembro de 2002. Recurso liberado no valor de R$511 em 05 de dezembro de 2003. Sobre o saldo devedor corrigido incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1,5% ao ano, ambos vencíveis mensalmente, a partir de 30 de julho de 2005. O saldo devedor será pago em 36 parcelas mensais, iguais e sucessivas, vencendose a primeira em 30/07/2005 e a última em 30/06/2008. Garantia em notas promissórias e vinculação de receita própria. Programa Luz para Todos - Contrato firmado em 28 de maio de 2004. Linha de crédito no valor de R$11.523, a título de financiamento e R$1.773,a título de subvenção econômica. Recursos liberados no montante de R$3.457 (R$1.152 em 22/07/2004 e R$2.305 em 05/08/2005), a título de financiamento e R$532, a título de subvenção econômica. Sobre o saldo devedor corrigido incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1% ao ano, ambos vencíveis mensalmente, a partir de 30 de julho de 2004. O saldo devedor será pago em 120 parcelas mensais, iguais e sucessivas, vencendo-se a primeira em 30/08/2006 e a última em 30/07/2016. Sobre o saldo não desembolsado incide uma comissão de reserva de crédito de 1% ao ano, vencível no dia 30 de cada mês, até o encerramento do crédito. Garantia em notas promissórias e vinculação de receita própria. Os vencimentos das parcelas de principal e encargos estão descritos a seguir: Vencimento Circulante 2006 Subtotal Nacional Longo prazo 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Após 2014 Subtotal Total 225 Tipo de moeda Estrangeira Total 281.415 281.415 116.613 116.613 398.028 398.028 77.236 1.841 1.250 869 346 346 346 346 547 83.127 364.542 87.809 82.875 34.925 18.992 17.968 4.356 165.045 84.716 36.175 19.861 18.314 4.702 346 346 547 330.052 728.080 246.925 363.538 14 – Obrigações estimadas 31/12/2005 12.018 2.597 14.615 Folha de pagamento INSS e FGTS Total 31/12/2004 10.855 2.226 13.081 Refere-se a provisão de férias e respectivas gratificações e encargos sociais, além da provisão para Participação nos Lucros e Resultados do exercício de 2005. 15 – Taxas regulamentares As obrigações a recolher, derivadas de encargos estabelecidos pela legislação do setor elétrico, são as seguintes: Encargo Quota de Reserva Global de Reversão – RGR Quota da Conta de Consumo de Combustível - CCC Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Taxa de fiscalização – ANEEL Total 31/12/2005 1.254 620 6.871 410 9.155 31/12/2004 2.509 10.377 4.931 343 18.160 16 – Depósitos vinculados a litígios e provisão para contingências – curto e longo prazo 31/12/2005 Trabalhistas Cíveis Fiscais 31/12/2004 Valor da Provisão No exercício Acumulada 3.514 5.962 6.748 42.286 5.715 57.129 15.977 105.377 Depósito Judicial 2.854 617 20.410 23.881 Valor da Provisão No exercício Acumulada (3.184) 2.448 3.961 35.538 3.619 51.414 4.396 89.400 Depósito Judicial 2.632 830 13.643 17.105 16.1 – Trabalhistas Ações ajuizadas correspondentes aos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme protocolo de cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. Subseqüentemente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da Bandeirante, ocorrida em 1º de outubro de 2001, cada concessionária (Bandeirante e Piratininga) é responsável pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões assumidas por cada Companhia, enquanto que as ações corporativas serão assumidas na proporção percentual dos controladores (Bandeirante e Piratininga) determinada no respectivo protocolo de cisão. 16.2 – Cíveis Refere-se principalmente a pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriais em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE n.º 38, de 27 de fevereiro de 1986 e n.º 45, de 4 de março de 1986 - 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. 16.3 – Fiscais 16.3.1 – COFINS Majoração de Alíquota - A Companhia está questionando judicialmente as alterações na COFINS advindas da Lei n.º 9718, de 27 de novembro de 1998. Em 1º de julho de 1999, obteve liminar possibilitando o recolhimento desse tributo, até o mês de dezembro de 1999, na forma da legislação anterior, ou seja, 2% sobre o faturamento, com efeitos retroativos a 1º de fevereiro de 1999. O saldo provisionado referente o diferencial de base e adicional de 1%, em 31 de dezembro de 2005, é de R$50.025. 16.3.2 – Imposto de renda Contestação da indedutibilidade da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido na apuração do Imposto de Renda dos exercícios de 2001 e 2002. A provisão em 31 de dezembro de 2005 é de R$7.104. 226 16.4 – A administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os processos em andamento. Com base na opinião de nossos consultores jurídicos foram provisionados todos os processos judiciais, cuja probabilidade de perda foi estimada como provável para a Companhia. Adicionalmente, existem processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento em um montante total de R$33.161 (R$7.784 em 2004), cuja perda foi estimada como possível, com base na opinião dos consultores jurídicos, não requerendo a constituição de provisão nas demonstrações financeiras. 17 – Benefícios pós-emprego 17.1 – Composição do saldo 31/12/2005 Longo Prazo Curto Prazo 13.148 88.157 4.436 17.584 88.157 BSPS - Reservas a amortizar Programas assistenciais Total 31/12/2004 Curto Prazo Longo Prazo 12.451 92.569 3.460 15.911 92.569 A Companhia é patrocinadora da FUNDAÇÃO CESP, entidade fechada de previdência privada, sem fins lucrativos, que tem por finalidade gerar e administrar um conjunto de planos de benefícios previdenciários em favor de empregados e exempregados, através do Plano de Suplementação de Aposentadoria e Pensão - PSAP/Bandeirante Esse plano de benefícios têm suas reservas matemáticas calculadas atuarialmente, segundo o regime de capitalização sendo as mesmas reavaliadas anualmente. Plano de Benefício Suplementar Proporcional Saldado - BSPS - Corresponde aos benefícios proporcionais dos empregados, calculados com base no tempo de serviço até março de 1998. O valor de R$101.305, apurado em 31 de dezembro de 2005, de acordo com a deliberação CVM nº 371, de 13 de dezembro de 2000, corresponde à parcela de benefícios excedente aos ativos do plano. O déficit será liquidado em 240 meses, contados a partir de setembro de 1997, com base em percentual sobre a folha de salários, podendo ser revisado semestralmente para assegurar a liquidação do saldo no período acima. O percentual de contribuição atual é de 28,16% e para o primeiro semestre de 2006 é de 26,89%. Plano BD - Vigente até 31 de março de 1998 - Plano de Benefício Saldado, do tipo Benefício Definido, que concede Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é da Companhia. Plano BD - Vigente após 31 de março de 1998 - Plano do tipo Benefício Definido, que concede renda vitalícia reversível em pensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base de 70% da média salarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e de entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço passado (inclusive o acumulado até 31 de março de 1998) e, portanto, não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é paritária entre a Companhia e os participantes. Plano CD - Implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, é um plano previdenciário que, até a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é do tipo Contribuição Definida, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é que o Plano Previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a poder gerar responsabilidade atuarial à Companhia. Apresenta-se, a seguir, a demonstração do número de participantes do Plano. PSAP 1.222 Participantes Ativos Participantes Assistidos: Com benefícios diferidos Aposentados e Pensionistas Total 179 292 471 1.693 227 Na qualidade de patrocinadora, a Bandeirante contribui com uma parcela mensal proporcional à contribuição realizada pelos participantes da Fundação CESP de acordo com o estabelecido no plano de benefícios. No exercício de 2005 foram realizadas contribuições no montante de R$ 16.819 (R$ 15.257 em 2004). A posição atuarial dos planos BSPS e Misto, em 31 de dezembro de 2005, fornecida pela Fundação CESP é a seguinte: BSPS (*) 31/12/04 31/12/05 Reservas Matemáticas Benefícios Concedidos Benefícios a Conceder Superávit Técnico Patrimônio (*) Não auditado. 83.393 155.024 62.743 146.335 238.417 209.078 Plano Misto (*) 31/12/05 31/12/04 14.100 60.685 14.981 89.766 16.336 50.513 13.689 80.538 Conforme estabelecido pela Deliberação CVM n.º 371, de 13 de dezembro de 2000, a partir de 1.º de janeiro de 2002 as companhias abertas estão obrigadas a contabilizar passivos oriundos de benefícios pós-emprego, com base nas regras estabelecidas no Pronunciamento NPC n.º 26, do IBRACON. Para atendimento à essa exigência a Bandeirante contratou atuários independentes, para realização de avaliação atuarial desses benefícios, segundo o Método da Unidade de Crédito Projetado. As principais premissas utilizadas na avaliação atuarial dos benefícios foram as seguintes: Taxas Nominais 2005 10,75% a.a. 12,20% a.a. Taxas Nominais 2004 10.76% a.a. 10,76%a.a. 4,50% a.a. 4,50% a.a. 100,00% 4,00% a.a. 4,00% a.a. 98,00% GAM - 83 RP 2000 Disability TASA 27 Nula a partir de 3 anos de filiação ao Plano de Benefícios GAM – 83 IAPB – 55 Light média Nula a partir de 3 anos de filiação ao Plano de Benefícios Econômicas Taxa de desconto Taxa de retorno esperado dos ativos Crescimento dos benefícios da previdência Social e do plano de benefícios Inflação Fator de capacidade – Salários e Benefícios Demográficas Tábua de mortalidade Tábua de mortalidade de inválidos Tábua de entrada em invalidez Tábua de rotatividade A avaliação atuarial de 31 de dezembro de 2005 mostrou que o PSAP/Bandeirante, o valor presente das obrigações atuariais líquido do valor justo dos ativos, ajustado pelo diferimento de perdas atuariais, apresenta-se deficitário, conforme demonstrado a seguir: Valor presente das obrigações atuariais total ou parcialmente cobertas Valor justo dos ativos Valor das perdas atuariais não reconhecidas Total 31/12/2005 (348.630) 184.479 (164.151) 62.846 (101.305) 31/12/2004 (257.173) 152.259 (104.914) (106) (105.020) No exercício de 2005, foi registrado o valor de R$3.715 a crédito do resultado (R$656 em 31/12/2004), em contrapartida ao passivo exigível a longo prazo, face a indicação de redução do passivo atuarial pelo laudo. A despesa líquida com o PSAP/Bandeirante, a ser reconhecida no resultado de 2006, terá a seguinte composição: Custo do serviço corrente Custos dos juros Rendimentos esperados dos ativos Amortização de perdas atuariais não reconhecidas Contribuições esperadas dos empregados Total 228 1.350 37.008 (23.215) 1.430 (3.425) 13.148 18 – Patrimônio Líquido 18.1 – Capital Social Acionistas Em 31 de dezembro de 2004 EDP – Energias do Brasil S.A. Cia. Metropolitano de São Paulo – METRÔ Universidade de São Paulo Outros Em 31 de dezembro de 2005 EDP – Energias do Brasil S.A. Ordinárias % 15.208.129.233 97,75 350.832.212 2,25 6.021 15.558.967.466 100,00 39.091.735.037 100,00 Quantidade de Ações Preferenciais % Total % 22.517.337.283 95,69 37.725.466.516 96,50 80.303.382 935.126.906 23.532.767.571 0,34 3,97 100,00 350.832.212 80.303.382 935.132.927 39.091.735.037 0,90 0,21 2,39 100,00 39.091.735.037 100,00 No âmbito da reorganização societária descrita na Nota 28, os acionistas não controladores da Bandeirante, detentores de ações ordinárias e preferenciais, garantido o direito de retirada dos dissidentes, passaram a ser detentores de ações ordinárias nominativas, sem valor nominal, da EDP - Energias do Brasil S.A. e esta, por sua vez, passou a ser detentora da totalidade das ações da Bandeirante, realizando-se as necessárias alterações em seu Estatuto Social afim de adequá-lo à condição de empresa subsidiária integral da EDP - Energias do Brasil S.A.. 18.2 – Dividendos As ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do lucro líquido ajustado, na forma da Lei, podendo a ele ser imputado, integrando o montante dos dividendos distribuídos pela Companhia, para todos os efeitos legais e nos termos da Lei n° 9.249, de 26 de dezembro de 1995, e regulamentação posterior, o valor dos juros sobre capital próprio (JSCP) pagos ou creditados, individualmente aos acionistas, a título de remuneração do capital próprio. Lucro Líquido Apurado no Exercício Ajuste de Exercícios Anteriores Lucro Líquido Ajustado Constituição da Reserva Legal - 5% Lucro Líquido Ajustado Dividendos Dividendos oriundos do Lucro Líquido Ajustado - 25% (25% em 2004) Dividendos Intermediários Dividendos a Pagar Dividendos oriundos da reversão parcial da Reserva de Retenção de Lucros: Dividendos Intermediários Constituição da Reserva de Retenção de Lucros Dividendos por ação: Ordinárias Preferenciais 229 31/12/2005 41.420 (24.289) 17.131 (857) 16.274 30.394 31/12/2004 129.818 129.818 (6.491) 123.327 88.837 4.069 11.995 18.837 30.832 26.325 26.325 58.005 58.005 12.205 92.495 0,000778 0,002143 0,002358 4.069 Em 28 de dezembro de 2005, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o crédito de juros sobre capital próprio, no montante bruto de R$30.394, imputáveis aos dividendos a serem distribuídos pela Companhia em data a ser deliberada para pagamento dos dividendos, os quais foram contabilizados em despesas financeiras, conforme requerido pela legislação fiscal. Para efeito destas demonstrações financeiras, esses juros foram reclassificados para o patrimônio líquido conforme Deliberação CVM nº 207/96. 18.3 – Reservas Reservas de Capital: Doações e subvenções para investimento Incentivos fiscais Ágio na incorporação de sociedade (Nota 9.1.2) Reservas de Lucros: Legal Retenção de lucros 31/12/2005 31/12/2004 177.342 787 156.599 334.728 177.342 787 156.599 334.728 16.609 80.104 96.713 15.752 94.224 109.976 18.3.1 – Reserva de Retenção de Lucros A Reserva de Retenção de Lucros tem sido constituída em conformidade com o art. 196 da Lei 6.404/76, para viabilizar o Programa de Investimentos da Companhia, que se encontra previsto no orçamento de capital, a ser submetido à Assembléia Geral Ordinária. A Administração da Companhia, em função das adequações efetuadas na sua estrutura de capital e do custo médio de capital compatível com o seu negócio, reverteu o montante de R$ 26.325 (R$ 58.005 em 2004) para distribuição de dividendos. 18.4 – Ajustes de exercícios anteriores Em cumprimento ao Ofício ANEEL nº 176, de 28 de novembro de 2005 e no Comunicado Técnico IBRACON nº 3, de 23 de janeiro de 2006, a Companhia reconheceu o valor total do passivo referente aos valores devidos e ainda não aplicados no Programa de Eficientização Energética -PEE, no montante de R$28.401 sendo o saldo acumulado até 31 de dezembro de 2004, no montante de R$24.289, reconhecido diretamente no Patrimônio líquido e o saldo restante, no montante de R$4.112, incluindo a atualização com base na Selic, no resultado de 2005, nas rubricas “Despesas operacionais e Despesas financeiras”. Adicionalmente, a Companhia possui em 31 de dezembro de 2005 saldo a aplicar decorrente dos recursos recebidos por conta do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), no montante de R$10.803, não registrado em função de não possuir elementos suficientes para essa decisão. 230 19 – Receita operacional líquida 231 19.1 – Encargo de capacidade emergencial Instituído pela Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei n.º 10.438 de 26 de abril de 2002, tem por objetivo a cobertura dos custos necessários à contratação de capacidade de geração ou potencia de energia elétrica, pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial - CBEE. As concessionárias distribuidoras de energia elétrica são responsáveis pelo faturamento desse encargo tarifário que atinge a todas as classes consumidoras, exceto residencial classificada como baixa renda, tomando por base o consumo individual verificado. O encargo cobrado é integralmente repassado a CBEE, de acordo com o valor arrecadado, líquido dos tributos gerados. 19.2 – Consumidores de baixa renda A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceu as diretrizes para enquadramento na subclasse residencial baixa renda, da unidade consumidora com consumo mensal inferior a 80 kWh, tendo o Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, ampliado a regulamentação de enquadramento, para unidades consumidoras com consumo mensal entre 80 e 220 kWh. Em decorrência da nova classificação, a Companhia procedeu ao levantamento mensal dos ganhos e perdas de receitas, sendo que os montantes homologados até o momento estão apresentados na Nota 4. 20 – Gastos operacionais 2005 Não gerenciáveis Energia elétrica comprada para revenda Contratos iniciais Itaipu Leilão Outros supridores Apropriação da CVA Amortização da CVA Energia livre Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição Encargo de uso e conexão Apropriação da CVA Amortização da CVA Encargo de serviços do sistema Conta de Desenvolvimento Energético - CDE Conta de Consumo de Combustível - CCC Programa de racionamento de energia Taxa de fiscalização FNDCT e eficiência energética Gerenciáveis Pessoal, administradores e entidade de previdência privada Material Serviços de terceiros Depreciação e amortização Provisão para crédito de liquidação duvidosa/perdas líquidas Provisões para contingências Arrendamentos e aluguéis Outras Total 232 215.507 341.982 120.303 140.870 45.335 (58.429) 2004 454.802 365.530 35.713 (12.407) (5.834) 15.187 273.193 15.201 17.305 45.681 102.428 145.129 505 4.315 5.125 1.414.450 250.349 (15.182) 2.827 5.438 55.924 85.295 2.757 3.202 3.916 1.247.517 97.362 7.997 98.691 90.684 29.682 7.191 4.707 41.478 377.792 1.792.242 94.922 6.564 87.884 84.506 34.682 (2.307) 3.256 18.415 327.922 1.575.439 21 – Resultado financeiro Receitas financeiras Renda de aplicações financeiras Variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida Operações de swap e hedge Selic sobre parcela “A”, perda de receita, energia livre e deferimento da revisão tarifária ordinária PIS e COFINS sobre receitas financeiras Variações monetárias moeda nacional Selic sobre tributos e contribuições sociais compensáveis Descontos obtidos Outras receitas financeiras Despesas financeiras Variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada Encargos de dívidas Variações monetárias moeda nacional Juros e multa - COFINS - Provisão Operações de swap e hedge Selic sobre Energia Livre, CVAENERG CPMF Créditos de PIS e COFINS sobre despesas financeiras Juros sobre Capital Próprio Outras despesas financeiras Variações cambiais dos empréstimos - líquidas Outras variações cambiais - líquidas Total 2005 2004 425 36.166 13.833 830 30.676 7.087 (25.415) (1) 6.787 1.112 3.141 1.121 37.169 88.419 (8.456) 1.041 5.943 1.167 1.827 128.534 (199) (96.262) (1.467) (4.229) (117.968) 24.992 (11.651) (509) (105.263) (1.489) (3.619) (79.674) (18.663) (12.554) 7.177 (51.128) (3.811) (269.533) (30.394) (17.418) (254.596) 42.000 111 27.367 (175.316) (113.632) 22 – ENCARGOS FINANCEIROS E VARIAÇÕES MONETÁRIAS CAPITALIZADAS De acordo com a Instrução Contábil n.º 10 item 4, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e a Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, foram transferidos para o Ativo Imobilizado em Curso os seguintes valores: 2005 96.376 (114) 96.262 2004 106.011 (748) 105.263 Variações monetárias e cambiais contabilizadas no resultado Transferência para o imobilizado em curso Efeito líquido no resultado (41.830) 148 (41.682) (27.017) 17 (27.000) Operações de swap contabilizadas no resultado Transferência para o imobilizado em curso Efeito líquido no resultado 100.944 (392) 100.552 70.128 (812) 69.316 (358) (1.543) Encargos de dívidas contabilizados no resultado Transferência para o imobilizado em curso Efeito líquido no resultado Total capitalizado 233 23 – Imposto de Renda e Contribuição Social Lucro antes do IR e CSLL Adições Exclusões Compensação 30% (até limite do prejuízo) Alíquotas Nominais de IR e CSLL Provisão de IR e CSLL Incentivos Fiscais Outros IR e CSLL - Diferidos Total Imposto de Renda 2005 2004 10.221 133.897 348.060 309.745 (200.713) (120.505) 157.568 323.137 (47.270) (96.941) 110.298 226.196 25% 25% (27.575) (56.549) 1.027 1.712 291 6.855 27.143 7.454 886 (40.528) Contribuição Social 2005 2004 10.221 133.897 341.938 306.127 (200.713) (120.505) 151.446 319.519 (45.434) (95.856) 106.012 223.663 9% 9% (9.541) (20.130) 104 9.356 (81) 2.281 3.170 (14.679) 24 – Remuneração dos administradores Foi aprovada em Assembléia Geral Ordinária realizada em 28 de março de 2005, remuneração anual e global dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria de até R$5.150. 25 – Seguros A Companhia mantém contratos de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas, levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e responsabilidades. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações financeiras, conseqüentemente não foram examinadas pelos nossos auditores independentes. Os principais valores em risco com coberturas de seguros são: Descrição Subestações Almoxarifados Prédios e Conteúdos (próprios) Prédios e Conteúdos (terceiros) Transportes (materiais) Responsabilidade Civil Transportes (Veículos) Acidentes Pessoais 31/12/2005 307.777 5.366 18.956 24.160 12.000 5.724 1.300 5.040 26 – Instrumentos financeiros 26.1 – Considerações gerais A utilização de instrumentos e operações envolvendo taxas de juros, como diretriz da Administração, tem por objetivo proteger a Companhia das variações no câmbio de moedas estrangeiras em relação ao Real, nas suas operações ativas e passivas. A Administração avalia que, nas aplicações financeiras de suas disponibilidades, os riscos são mínimos, pois não existe concentração e as operações são realizadas com bancos de reconhecida solidez. 26.2 – Valor de mercado dos instrumentos financeiros Os valores de mercado dos principais instrumentos financeiros da Companhia aproximam-se dos valores contábeis, destacando-se os Empréstimos e Financiamentos e Operações de Hedge (Nota 13). Os valores de mercado, quando aplicável, foram calculados conforme o valor presente desses instrumentos financeiros, considerando taxas de juros praticadas pelo mercado para operações de riscos e operações similares. 234 26.3 – Risco de crédito Outro instrumento financeiro capaz de expor a Companhia ao risco de crédito é representado por contas a receber que, no entanto, é atenuado pela venda a uma base de clientes pulverizada e pela possibilidade de corte no fornecimento de energia elétrica dos consumidores inadimplentes. Adicionalmente, os valores da CCEE também representam risco, no contexto descrito na nota 5.1. 26.4 – Operações de hedge A Companhia, com o intuito de eliminar a exposição de todas as suas dívidas em dólar às oscilações da taxa de câmbio, possui em 31 de dezembro de 2005 operações de Hedge, apresentadas na nota 13. 27 – Novo modelo do setor elétrico Em 15 de março de 2004, o governo federal promulgou a Lei nº 10.848 em um esforço para reestruturar o setor elétrico a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter a capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia a tarifas moderadas, por meio de processos competitivos de leilões públicos de energia. Essa lei, chamada de Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, foi regulamentada por decretos emitidos a partir de maio de 2004, estando sujeita ainda à regulamentação a ser emitida pela ANEEL e pelo MME. As principais características da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem: • criação de dois ambientes distintos para comercialização de energia, com (1) um para contratação da energia destinada às empresas de distribuição, chamado Ambiente de Contratação Regulada, operado a partir de leilões de compra de energia; e (2) um outro mercado com regras de comercialização mais flexíveis, para geradores, consumidores livres e empresas de comercialização de energia, chamado Ambiente de Contratação Livre; • a obrigatoriedade, por parte das empresas de distribuição, de adquirir energia suficiente para satisfazer 100% de seu mercado; • existência de lastro físico de geração para toda a energia comercializada em contratos; • estabelecida a necessidade de desverticalização das empresas, separando, as atividades de distribuição daquelas de geração e transmissão, no prazo de 18 meses a contar da data de vigência da Lei nº 10.848, podendo esse prazo ser prorrogado, uma única vez, por igual período, condicionado à aprovação da ANEEL; • restrição ao auto-suprimento (self-dealing), ou seja, à compra pelas distribuidoras de energia elétrica de partes relacionadas; • cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionar estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação; e • proibição de distribuidoras venderem energia elétrica aos consumidores livres a preços não regulamentados. Nesta fase de transição, em 07 de dezembro de 2004, segundo as regras do Novo Modelo do Setor Elétrico, foi realizado o Leilão de Energia Elétrica de Empreendimentos Existentes, tendo por objetivo a compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos em operação, para atendimento às necessidades de mercado das distribuidoras a partir de janeiro de 2005, janeiro de 2006 e janeiro de 2007, sendo todos os contratos com duração de 8 anos. Ainda, em 2 de abril de 2005, ocorreu o segundo Leilão de Energia Elétrica de Empreendimentos Existentes, para entrega a partir do ano de 2008, também com contratos com duração de 8 anos. Nesse leilão,o volume financeiro negociado foi da ordem de R$7,7 bilhões, a preços de abril de 2005. As geradoras venderam cerca de 93 milhões de MWh para as distribuidoras, a um preço médio R$83,13 o MWh, com suprimento entre 2008 e 2015. 235 28 – Reorganização societária, desverticalização e oferta pública de ações Em 29 de abril de 2005, as Assembléias Gerais Extraordinárias das Companhias integrantes do Grupo Energias do Brasil, aprovaram a reorganização societária, que tem por objetivos: • • simplificar a estrutura societária do Grupo Energias do Brasil, consolidando exclusivamente na EDP - Energias do Brasil S.A. a liquidez e a dispersão das ações de emissão das controladas de distribuição de energia elétrica, tornando-a responsável pela consolidação financeira e planejamento estratégico das empresas do Grupo; otimizar a alocação dos recursos próprios ou obtidos de terceiros, com a finalidade de garantir o melhor retorno possível aos acionistas; • implementar uma política de governança corporativa para melhorar a eficiência e transparência no processo decisório da EDP - Energias do Brasil S.A., tais como a ampliação dos direitos dos acionistas minoritários e melhoria na qualidade de informações prestadas; • realizar a adequação e os ajustes necessários para que seja implementada a política estratégica do Grupo, visando ao desenvolvimento dos negócios de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica, levando-se em consideração o ambiente econômico e competitivo do País e as novas regras do Setor Elétrico; • aproveitar a sinergia existente entre as atividades das controladas de distribuição, geração e comercialização, proporcionando um maior retorno do capital investido; e • facilitar o processo de desverticalização das atividades, exigido pela nova legislação do Setor Elétrico. A referida reorganização societária compreendeu os seguintes eventos, entre outros: (i) incorporação da Iven pela EDP - Energias do Brasil S.A.; (ii) transformação da Enersul em subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da Enersul pela Escelsa; e (iii) transformação da Escelsa e da Bandeirante em subsidiárias integrais da EDP - Energias do Brasil S.A., por meio da incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela EDP - Energias do Brasil S.A.. Por meio da implementação da reorganização societária acima referida, os acionistas minoritários da Bandeirante, Escelsa, Enersul e Iven receberam ações da EDP - Energias do Brasil S.A. em troca da participação que detinham no capital das referidas sociedades. A implementação da reorganização societária constituiu ato preparatório para a desverticalização das atividades, conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permitindo a implementação da desverticalização no prazo legal, sem perdas para as estruturas de capital e societária das distribuidoras. A EDP – Energias do Brasil S.A., a Escelsa e a EDP Investments & Services Limited, esta última uma controlada da EDP – Energias de Portugal S.A., celebraram em 13 de junho de 2005 um Compromisso de Assunção de Dívida, o qual se tornou eficaz em 07 de julho de 2005, por meio do qual a EDP – Energias do Brasil S.A. assumiu a obrigação de pagar R$794.126 da dívida da Escelsa para com a EDP Investments & Services Limited, representada por 10% Senior Notes com vencimento no ano de 2007. Em contrapartida, a Escelsa passou a ser devedora da EDP – Energias do Brasil S.A. no montante de R$794.126. A assunção de parcela da dívida representada pelas 10% Senior Notes, conforme aqui descrito, foi aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Em 31 de julho de 2005, foi implementada a segunda etapa do processo de reorganização societária, que teve por objetivo segregar as atividades de distribuição, transmissão e geração das controladas Escelsa e Enersul, em atendimento às regras de desverticalização estabelecidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. A desverticalização das atividades deverá resultar em maior transparência na divulgação e apuração do resultado das operações da EDP - Energias do Brasil S.A., facilitando o acompanhamento das atividades pelos órgãos reguladores. 236 A desverticalização compreendeu: (a) a cisão da Escelsa, com versão dos acervos cindidos para a EDP – Energias do Brasil S.A., para a Energest e para a CESA; (b) a incorporação da Magistra pela EDP – Energias do Brasil S.A.; (c) a cisão da Enersul com versão dos acervos cindidos para a Energest e para a Pantanal Energética Ltda.; e (d) a incorporação da Enercorp pela Energest. Após a implementação da segunda etapa da reorganização societária: (i) a Enersul, cujo capital era detido integralmente pela Escelsa, passou a ser uma controlada integral da EDP Energias do Brasil S.A.; (ii) a dívida da Escelsa com a EDP - Energias do Brasil S.A., decorrente da assunção de dívida acima descrita, foi parte da parcela do acervo cindido da Escelsa incorporada pela EDP - Energias do Brasil S.A., o que acarretou, mediante confusão entre credor e devedor da referida obrigação, a conseqüente extinção da dívida em questão; (iii) as geradoras CESA e Costa Rica, antes detidas direta e indiretamente pela Escelsa, respectivamente, passaram a ser controladas diretamente pela Energest, que por sua vez é diretamente controlada pela EDP - Energias do Brasil S.A.; e (iv) outros ativos de geração antes detidos pela Escelsa e pela Enersul foram transferidos para a Energest, para a CESA e para a Pantanal Energética Ltda, todas direta ou indiretamente controladas pela EDP - Energias do Brasil S.A.. A segunda etapa do processo de reorganização societária foi aprovada em Assembléias Gerais Extraordinárias da EDP Energias do Brasil S.A. e das demais sociedades envolvidas, realizadas em 30 de junho de 2005. Os eventos societários aprovados nas referidas assembléias tornaram-se eficazes e produziram efeitos a partir de 31 de julho de 2005. As aprovações do BNDES, bem como de outros credores, foram obtidas, sendo que algumas delas estabeleceram certos requisitos como divisão e aditamento de contratos, substituição de garantias e observância de certos índices financeiros. Ademais, a reorganização societária foi previamente aprovada pela ANEEL, conforme Resolução Autorizativa nº 164 de 25 de abril de 2005, e Despacho nº 781, de 29 de junho de 2005. Subseqüentemente aos eventos acima, em 02 de setembro de 2005, houve um aumento de capital na Energest, integralmente subscrito pela EDP - Energias do Brasil S.A. e integralizado mediante conferência das participações por ela detidas na CESA e na Pantanal Energética, com base nos respectivos valores contábeis. Em 13 de julho de 2005, foi publicado anúncio de início de distribuição pública primária e secundária de 62.192.668 (sessenta e dois milhões, cento e noventa e dois mil, seiscentas e sessenta e oito) ações ordinárias, nominativas e escriturais, sem valor nominal, de emissão da EDP – Energias do Brasil S.A. (a “Oferta”), sendo (i) 61.383.222 (sessenta e um milhões, trezentos e oitenta e três mil, duzentas e vinte e duas) ações ordinárias emitidas pela EDP – Energias do Brasil S.A. com a exclusão do direito de preferência dos seus atuais acionistas e dentro do limite de capital autorizado previsto em seu Estatuto Social (a “Oferta Primária” e as “Ações Objeto da Oferta Primária”), e (ii) 809.446 (oitocentos e nove mil, quatrocentos e quarenta e seis) ações ordinárias de titularidade do Clube de Investimento dos Empregados da Escelsa – CINVES e de outros Acionistas Vendedores que se qualificam como investidores não institucionais e quando em conjunto com as Ações Objeto da Oferta Primária, as “Ações”, ao preço de R$ 18,00 (dezoito reais) por Ação, perfazendo o montante total de R$ 1.119.468. O aumento de capital e a distribuição pública de Ações Objeto da Oferta Primária foram aprovados pela Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 13 de junho de 2005, e a fixação do preço de emissão das ações foi aprovada pela Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 12 de julho de 2005. De modo a subscrever seus Limites Máximos de Subscrição de Ações, a EDP - Energias de Portugal S.A. e suas controladas acionistas da EDP – Energias do Brasil S.A. efetivaram pedidos de Reserva no valor total de R$ 670.000 ao Preço por Ação, resultando na subscrição de 37.222.222 ações ordinárias. Referidas ações foram integralizadas pela EDP Investments & Services Limited, por conta e ordem da EDP - Energias de Portugal S.A. e suas controladas acionistas da EDP – Energias do Brasil S.A., mediante capitalização de parcela do crédito detido pela EDP Investments & Services Limited contra a EDP – Energias do Brasil S.A. em razão da assunção de dívida acima descrita. 237 As Ações existentes e emitidas garantem a seus titulares os seguintes direitos: (a) Direito de voto nas deliberações das assembléias gerais da Companhia, sendo que cada Ação corresponderá a um voto; (b) Direito ao recebimento de dividendo anual de, no mínimo, 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido ajustado na forma do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações; e (c) Direito a serem incluídas em oferta pública de aquisição de ações (tag-along) em decorrência da alienação de controle da Companhia, a 100% (cem por cento) do preço pago por ação ordinária integrante do bloco de controle. As Ações farão jus a todos os demais benefícios a elas assegurados, inclusive ao recebimento integral de dividendos e demais proventos de qualquer natureza que vierem a ser declarados pela EDP - Energias do Brasil S.A. a partir da data de sua subscrição ou aquisição, referentes ao período iniciado em 1º de janeiro de 2005, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, do Regulamento de Listagem do Novo Mercado e do Estatuto Social da EDP - Energias do Brasil S.A.. Em 08 de agosto de 2005 a quantidade total de Ações objeto da Oferta foi acrescida de um lote suplementar de 3.624.150 ações ordinárias de emissão da EDP - Energias do Brasil S.A, conforme opção para aquisição de ações adicionais outorgada pela EDP – Energias do Brasil S.A. aos bancos coordenadores da Oferta, nas mesmas condições e preço das Ações inicialmente ofertadas, que teve a finalidade de atender a um excesso de demanda no decorrer da Oferta. 29 - Participação recíproca Por ocasião da reestruturação societária ocorrida em 29 de abril de 2005, conforme descrito na nota 28, os acionistas da Bandeirante que exerceram seu direito de recesso tiveram suas ações adquiridas pela Companhia, na forma da Lei 6.404/76. As referidas ações foram, no âmbito da mesma reorganização, incorporadas pela EDP - Energias do Brasil S.A. e, em decorrência dessa incorporação, a Bandeirante passou a deter, a partir de 15 de julho de 2005, 15.601 ações da EDP - Energias do Brasil S.A. Nos termos do art. 244, §5º da Lei 6.404/76, a participação recíproca decorrente de incorporação, fusão, cisão ou aquisição, pela Companhia, do controle de sociedade, deve ser eliminada no prazo máximo de 1 (um) ano. Nesse sentido, observada as normas aplicáveis, incluindo as regras de lock-up previstas no Regulamento de Listagem do Novo Mercado de Ações da BOVESPA, referida participação recíproca será oportunamente eliminada. 30 – Evento subseqüente Em 31 de janeiro de 2006 através de Comunicado ao Mercado, a Companhia divulgou que, em reunião do dia 30 de janeiro de 2006, o seu Conselho de Administração aprovou a contratação de linha de financiamento de longo prazo, com o objetivo de alongar o perfil de seu endividamento, redução dos custos financeiros e diversificação das fontes de financiamento. A operação se dará nos seguintes termos: Valor: R$ 250.000; Remuneração: 106,3% do CDI; e Prazo: 5 anos A referida linha, se desembolsada, contará com o pagamento de juros semestrais, prazo de carência de 3 (três) anos para a amortização do principal e poderá ser substituída por emissões de debêntures da Companhia, hipótese em que as características e custos de tais emissões serão objeto de deliberações societárias da Companhia. 238 Informações complementares 239 240 • DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração 241 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 242 SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2004 Legislação Societária O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS. 01.01 - IDENTIFICAÇÃO 1 - Código CVM 01698-5 2 - Denominação Social BANDEIRANTE ENERGIA S.A. 3 - CNPJ 02.302.100-0001-06 4 - NIRE 01.02 - SEDE 1 - Endereço Completo Rua Bandeira Paulista, 530 6 - DDD 11 11 - DDD 11 2 - Bairro ou Distrito Chácara Itaim 7 - Telefone 2185-5180 12 - Fax 2185-5182 3 - CEP 04532-001 8 - Telefone 2185-5188 13 - Fax 2185-5167 4 - Município São Paulo 9 - Telefone 2185-5695 14 - Fax - 5 - UF SP 10 - Telex 15 - E-mail [email protected] 01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia) 1 - Nome Thomas Daniel Brull 4 - CEP 04532-001 11 - Telex - 5 - Município São Paulo 12 - DDD 11 2 - Endereço Completo Rua Bandeira Paulista, 530 6 - UF 7 - DDD SP 11 13 - Fax 14 - Fax 2185-5013 2185-5006 8 - Telefone 2185-5040 15 - Fax - 3 - Bairro ou Distrito Chácara Itaim 9 - Telefone 2185-5041 16 - E-mail [email protected] 10 - Telefone 2185-5042 01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR Exercício 1 - Último 2 - Penúltimo 3 - Antepenúltimo 4 - Nome/Razão Social do Auditor PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes 1 - Data de Início do Exercício Social 01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002 5 - Código CVM 00287-9 2 - Data de Término do Exercício Social 31/12/2004 31/12/2003 31/12/2002 6 - Nome do Responsável Técnico Wander Rodrigues Teles 7 - CPF do Resp. Técnico 153.211.501-68 01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL Número de Ações (Mil) Do Capital Integralizado 1 - Ordinárias 2 - Preferenciais 3 - Total Em Tesouraria 4 - Ordinárias 5 - Preferenciais 6 - Total 1 - 31/12/2004 2 - 31/12/2003 3 - 31/12/2002 15.558.967 23.532.768 39.091.735 15.558.967 23.532.768 39.091.735 15.558.967 23.532.768 39.091.735 0 0 0 0 0 0 0 0 0 01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA 1 - Tipo de Empresa Empresa Comercial, Industrial e Outras 5 - Atividade Principal Prestação de Serviço Público de Energia Elétrica 2 - Tipo de Situação Operacional 6 - Tipo de Consolidado Não Apresentado 3 - Natureza do Controle Acionário Privada Nacional 4 - Código Atividade 112 - Energia Elétrica 01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS 1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social 01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO 1 - Item 01 02 03 04 05 06 2 - Evento RCA RCA RCA RCA Proposta Proposta 3 - Aprovação 30/11/2004 30/11/2004 30/11/2004 30/11/2004 4 - Provento Juros sobre Capital Próprio Juros sobre Capital Próprio Dividendo Dividendo Dividendo Dividendo 5 - Início Pagto. 15/12/2004 15/12/2004 15/12/2004 15/12/2004 01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES 1 - Data 24/02/2005 2 - Assinatura 243 6 - Tipo Ação ON PN ON PN ON PN 7 - Valor do Provento p/Ação 0,0012336387 0,0013570025 0,0004553463 0,0005008809 0,0004544978 0,0004999476 02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil) Código 1 1.01 1.01.01 1.01.02 1.01.02.01 1.01.02.02 1.01.02.03 1.01.02.04 1.01.02.05 1.01.02.06 1.01.02.07 1.01.02.08 1.01.03 1.01.04 1.02 1.02.01 1.02.01.01 1.02.01.02 1.02.01.03 1.02.01.04 1.02.01.05 1.02.01.06 1.02.01.07 1.02.01.08 1.02.02 1.02.02.01 1.02.02.02 1.02.02.03 1.02.03 1.03 1.03.01 1.03.01.01 1.03.01.02 1.03.01.03 1.03.02 1.03.02.01 1.03.02.02 1.03.03 Descrição Ativo Total Ativo Circulante Disponibilidades Créditos Consumidores e Concessionários Provisão p/ Créd. de Liquidação Duvidosa Tributos e Contrib. Sociais Compensáveis Imp. de Renda e Contrib.Social Diferidos Progr.Emerg. Red. Consumo Energ. Elétr. Despesas Pagas Antecipadamente Conta de Compens.Var.de Custos Parcela A Ativo Regulatório Contrib. Pis e Cofins Estoques Outros Ativo Realizável a Longo Prazo Créditos Diversos Consumidores e Concessionários Progr. Emerg. Red. Consumo Ener. Elétr. Tributos e Contrib.Sociais Compensáveis Imp. de Renda e Contrib.Social Diferidos Depósitos Vinculados a Litígios Conta de Compens.Var.de Custos Parcela A Ativo Regulatório Contrib. Pis e Cofins Despesas Pagas Antecipadamente Créditos com Pessoas Ligadas Com Coligadas Com Controladas Com Outras Pessoas Ligadas Outros Ativo Permanente Investimentos Participações em Coligadas Participações em Controladas Outros Investimentos Imobilizado Em Serviço Em Curso Diferido 244 31/12/2004 2.432.826 740.599 12.652 711.232 551.548 (20.687) 28.303 35.754 606 2.143 102.162 11.403 5.734 10.981 836.110 826.768 204.553 9.451 5.983 350.254 17.105 207.205 23.349 8.868 0 0 0 0 9.342 856.117 673 0 0 673 855.444 777.434 78.010 0 31/12/2003 2.326.579 641.551 48.517 572.649 461.716 (5.979) 65.218 44.894 3.363 3.437 0 0 7.158 13.227 847.789 839.344 253.752 9.451 0 331.200 17.329 227.612 0 0 0 0 0 0 8.445 837.239 673 0 0 673 836.566 707.750 128.816 0 31/12/2002 2.194.068 696.037 34.059 645.248 499.359 (2.287) 20.964 17.420 9.430 5.330 95.032 0 6.271 10.459 713.442 700.485 278.751 4.997 0 330.053 10.518 76.166 0 0 0 0 0 0 12.957 784.589 673 0 0 673 783.916 718.372 65.544 0 02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil) Código 2 2.01 2.01.01 2.01.02 2.01.03 2.01.04 2.01.05 2.01.06 2.01.06.01 2.01.07 2.01.08 2.01.08.01 2.01.08.02 2.01.08.03 2.01.08.04 2.01.08.05 2.02 2.02.01 2.02.02 2.02.03 2.02.03.01 2.02.04 2.02.05 2.02.05.01 2.02.05.02 2.02.05.03 2.02.05.04 2.02.05.05 2.02.05.06 2.02.05.07 2.02.05.08 2.03 2.05 2.05.01 2.05.02 2.05.02.01 2.05.02.02 2.05.02.03 2.05.02.04 2.05.03 2.05.03.01 2.05.03.02 2.05.04 2.05.04.01 2.05.04.02 2.05.04.03 2.05.04.04 2.05.04.05 2.05.04.06 2.05.04.07 2.05.05 Descrição Passivo Total Passivo Circulante Empréstimos e Financiamentos Debêntures Fornecedores Impostos, Taxas e Contribuições Dividendos a Pagar Provisões Provisões para Contingências Dívidas com Pessoas Ligadas Outros Encargos de Dívidas Obrigações Estimadas Fundação Cesp Conta de Compens.Var.de Custos Parcela A Outros Passivo Exigível a Longo Prazo Empréstimos e Financiamentos Debêntures Provisões Provisões para Contingências Dívidas com Pessoas Ligadas Outros Fornecedores Diferença Reposicionam.Tarif. Provisório Obrigações Estimadas Fundação Cesp Conta de Compens.Var.de Custos Parcela A Reserva para Reversão e Amortização Encargos de Dívidas Outros Resultados de Exercícios Futuros Patrimônio Líquido Capital Social Realizado Reservas de Capital Doações e Subvenções para Investimento Incentivos Fiscais Remunerações sobre o Capital Próprio Ágio na Incorpor. Socied. Controladora Reservas de Reavaliação Ativos Próprios Controladas/Coligadas Reservas de Lucro Legal Estatutária Para Contingências De Lucros a Realizar Retenção de Lucros Especial p/ Dividendos Não Distribuídos Outras Reservas de Lucro Lucros/Prejuízos Acumulados 245 31/12/2004 2.432.826 794.123 166.715 0 218.852 93.364 19.498 531 531 141.611 153.552 4.364 32.238 15.911 41.157 59.882 939.371 485.886 0 88.869 88.869 0 364.616 65.569 64.678 50.776 92.569 28.461 17.248 37 45.278 0 699.332 254.628 334.728 177.342 787 0 156.599 0 0 0 109.976 15.752 0 0 0 94.224 0 0 0 31/12/2003 2.326.579 922.711 315.946 0 216.063 80.810 23.588 424 424 130.973 154.907 12.826 39.004 18.090 0 84.987 745.517 212.705 0 84.580 84.580 130.973 317.259 71.563 0 54.563 91.614 80.931 17.248 0 1.340 0 658.351 254.628 334.728 177.342 787 0 156.599 0 0 0 68.995 9.261 0 0 0 59.734 0 0 0 31/12/2002 2.194.068 773.322 220.329 0 207.348 69.128 2.113 203 203 150.000 124.201 5.398 10.052 10.673 1.984 96.094 803.318 257.520 0 60.789 60.789 232.191 252.818 104.191 0 0 98.315 0 17.248 0 33.064 0 617.428 254.628 334.728 177.342 787 0 156.599 0 0 0 28.072 4.329 0 0 0 23.743 0 0 0 03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil) Código 3.01 3.02 3.03 3.04 3.04.01 3.04.07 3.04.08 3.05 3.06 3.06.01 3.06.02 3.06.03 3.06.03.01 3.06.03.02 3.06.04 3.06.05 3.06.05.01 3.06.05.02 3.06.06 3.07 3.08 3.08.01 3.08.02 3.09 3.10 3.11 3.12 3.12.01 3.12.02 3.13 3.15 Descrição Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços Deduções da Receita Bruta Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos Custo com Energia Elétrica Custos de Operação Custo do Serviço Prestado a Terceiros Resultado Bruto Despesas/Receitas Operacionais Com Vendas Gerais e Administrativas Financeiras Receitas Financeiras Despesas Financeiras Outras Receitas Operacionais Outras Despesas Operacionais Ajustes Acordo Setor e MAE de 2001 Outras Resultado da Equivalência Patrimonial Resultado Operacional Resultado Não Operacional Receitas Despesas Resultado Antes Tributação/Participações Provisão para IR e Contribuição Social IR Diferido Participações/Contribuições Estatutárias Participações Contribuições Reversão dos Juros sobre Capital Próprio Lucro/Prejuízo do Exercício NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) LUCRO POR AÇÃO PREJUÍZO POR AÇÃO 246 01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002 a 31/12/2004 a 31/12/2003 a 31/12/2002 2.509.001 2.265.930 1.978.619 (675.575) (570.404) (421.664) 1.833.426 1.695.526 1.556.955 (1.420.526) (1.400.508) (1.303.332) (1.096.423) (1.145.446) (1.033.075) (323.871) (254.014) (269.172) (232) (1.048) (1.085) 412.900 295.018 253.623 (279.165) (193.813) (245.300) (48.559) (25.288) (18.303) (112.608) (99.277) (90.053) (113.632) (67.524) (96.961) 156.466 170.634 97.536 (270.098) (238.158) (194.497) 0 0 0 (4.366) (1.724) (39.983) 0 0 (41.912) (4.366) (1.724) 1.929 0 0 0 133.735 101.205 8.323 162 980 (98) 6.299 2.253 3.693 (6.137) (1.273) (3.791) 133.897 102.185 8.225 (65.831) (32.151) (2.285) 10.624 (5.680) 2.334 0 0 0 0 0 0 0 0 0 51.128 0 0 129.818 64.354 8.274 39.091.735 39.091.735 39.091.735 0,00332 0,00165 0,00021 04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil) Código 4.01 4.01.01 4.01.01.01 4.01.01.02 4.01.01.02.01 4.01.01.02.02 4.01.01.02.03 4.01.01.02.04 4.01.01.02.05 4.01.01.02.06 4.01.01.02.07 4.01.01.02.08 4.01.01.02.09 4.01.01.02.10 4.01.01.02.11 4.01.01.02.12 4.01.01.02.13 4.01.01.02.14 4.01.02 4.01.02.01 4.01.03 4.01.03.01 4.01.03.02 4.01.03.03 4.01.03.04 4.01.03.05 4.01.03.06 4.01.03.07 4.02 4.02.02 4.02.04 4.02.05 4.02.06 4.02.07 4.02.08 4.02.09 4.03 4.04 4.04.01 4.04.02 4.05 4.05.01 4.05.02 Descrição Origens Das Operações Lucro/Prejuízo do Exercício Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante Consumidores e Concessionários Conta de Compens.Var.Custos Parcela A Depreciações e Amortizações Exigível Longo Prazo Atual.Monet.e Juros Valor Residual Ativo Permanente Baixados Imp.de Renda e Contrib.Social Diferidos Provisões para Contingências Provisão - Fundação Cesp Energia Livre a Repassar às Geradoras Diferença Reposicionam.Tarif.Provisório Ativo Regulatório Contrib. Pis e Cofins Tributos e Contrib.Sociais Compensáveis Obrigações Estimadas Outros Dos Acionistas Ágio Incorporação Sociedade Controladora De Terceiros Empréstimos e Financiamentos Obrig.Especiais Partic Financ Consumidor Conta de Compens.Var.Custos Parcela A Obrigações Estimadas Receita Diferida Transf.Realizável L.Prazo p/ Circulante Transf.Passivo Circ.p/ Exig.Longo Prazo Aplicações Aumento no Realizável Longo Prazo No Imobilizado No Diferido Transf.Exigível Longo Prazo p/Circulante Baixas Dividendos Propostos Parcela do Patrim. Vertido à Piratininga Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante Variação do Ativo Circulante Ativo Circulante no Início do Exercício Ativo Circulante no Final do Exercício Variação do Passivo Circulante Passivo Circulante no Início Exercício Passivo Circulante no Final do Exercício 247 01/01/2004 a 31/12/2004 974.419 271.447 129.818 141.629 (43.694) (24.506) 84.506 39.314 5.908 (15.854) 4.396 (656) 28.223 64.678 (8.450) (5.983) 12.514 1.233 0 0 702.972 508.418 10.617 0 0 0 182.326 1.611 746.783 65.217 119.909 0 472.820 0 88.837 0 227.636 99.048 641.551 740.599 128.588 (922.711) (794.123) 01/01/2003 a 31/12/2003 319.920 146.918 64.354 82.564 (54.225) (26.475) 72.823 48.207 2.871 (28.621) 23.351 211 8.318 0 0 0 34.301 1.803 0 0 173.002 1.465 7.913 27.495 20.262 1.038 113.716 1.113 523.795 91.208 136.258 0 272.898 0 23.431 0 (203.875) (54.486) 696.037 641.551 (149.389) (773.322) (922.711) 01/01/2002 a 31/12/2002 748.638 138.153 8.274 129.879 (60.171) 11.719 71.288 93.569 2.700 (2.291) 4.785 8.280 0 0 0 0 0 0 156.599 156.599 453.886 367.373 6.839 0 0 0 76.255 3.419 566.109 186.354 94.332 0 283.458 0 1.965 0 182.529 240.529 455.508 696.037 (58.000) (715.322) (773.322) 05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2004 A 31/12/2004 (Reais Mil) Código 5.01 5.02 5.02.01 5.02.02 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.07.01 5.07.02 5.07.03 5.07.04 5.08 5.09 Capital Reservas Reservas de Descrição Social de Capital Reavaliação Saldo Inicial 254.628 334.728 0 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 Ajuste de Exercício Anterior 0 0 0 Ajuste Exerc.Anterior no Resultado 2003 0 0 0 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 Realização de Reservas 0 0 0 Ações em Tesouraria 0 0 0 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 Destinações 0 0 0 Reserva Legal 0 0 0 Dividendos 0 0 0 Constituição Reserva Retenção de Lucros 0 0 0 Reversão da Reserva Retenção de Lucros 0 0 0 Outros 0 0 0 Saldo Final 254.628 334.728 0 Lucros/ Total Reservas Prejuízos Patrimônio de Lucro Acumulados Líquido 68.995 0 658.351 0 0 0 0 (34.301) (34.301) 0 34.301 34.301 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 129.818 129.818 40.981 (129.818) (88.837) 6.491 (6.491) 0 0 (88.837) (88.837) 92.495 (92.495) 0 (58.005) 58.005 0 0 0 0 109.976 0 699.332 05.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil) Código 5.01 5.02 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.07.01 5.07.02 5.07.03 5.08 5.08.01 5.08.02 5.09 Capital Reservas Reservas de Descrição Social de Capital Reavaliação Saldo Inicial 254.628 334.728 0 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 Realização de Reservas 0 0 0 Ações em Tesouraria 0 0 0 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 Destinações 0 0 0 Reserva Legal 0 0 0 Dividendos Propostos 0 0 0 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 Outros 0 0 0 Ajuste Identificado em 2004 (Nota 13.2) 0 0 0 0 0 0 Reversão da Res.de Retenção “Pro Forma” Saldo Final 254.628 334.728 0 Lucros/ Total Reservas Prejuízos Patrimônio de Lucro Acumulados Líquido 28.072 0 617.428 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 98.655 98.655 75.224 (98.655) (23.431) 4.932 (4.932) 0 0 (23.431) (23.431) 70.292 (70.292) 0 (34.301) 0 (34.301) 0 (34.301) (34.301) (34.301) 34.301 0 68.995 0 658.351 05.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil) Código 5.01 5.02 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.07.01 5.07.02 5.07.03 5.08 5.08.01 5.09 Capital Reservas Reservas de Descrição Social de Capital Reavaliação Saldo Inicial 254.628 178.129 0 0 0 0 Ajustes de Exercícios Anteriores Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 Realização de Reservas 0 0 0 Ações em Tesouraria 0 0 0 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 Destinações 0 0 0 Reserva Legal 0 0 0 Dividendos Propostos 0 0 0 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 0 0 156.599 Outros Ágio na Incorpor. Socied. Controladora 0 156.599 0 Saldo Final 254.628 334.728 0 248 Total Lucros/ Reservas Prejuízos Patrimônio de Lucro Acumulados Líquido 21.763 0 454.520 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.274 8.274 6.309 (8.274) (1.965) 414 (414) 0 0 (1.965) (1.965) 5.895 (5.895) 0 0 0 156.599 0 0 156.599 28.072 0 617.428 09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVA Parecer dos auditores independentes Aos Administradores e Acionistas Bandeirante Energia S.A. 1. Examinamos os balanços patrimoniais da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2004 e de 2003 e as correspondentes demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicações de recursos dos exercícios findos nessas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua administração. Nossa responsabilidade é a de emitir parecer sobre essas demonstrações financeiras. 2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil, as quais requerem que os exames sejam realizados com o objetivo de comprovar a adequada apresentação das demonstrações financeiras em todos os seus aspectos relevantes. Portanto, nossos exames compreenderam, entre outros procedimentos: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos da companhia, (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados e (c) a avaliação das práticas e estimativas contábeis mais representativas adotadas pela administração da companhia, bem como da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto. 3. Somos de parecer que as referidas demonstrações financeiras apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2004 e de 2003 e o resultado das operações, as mutações do patrimônio líquido e as origens e aplicações de recursos dos exercícios findos nessas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. 4. Como descrito na Nota 2, apenas para fins de comparação, as demonstrações financeiras do exercício de 2003 estão apresentadas “pro forma” de modo a incorporarem reclassificações e ajustes daquele exercício. 5. Conforme mencionado nas Notas 4.1 e 14, em decorrência da revisão tarifária periódica prevista no contrato de concessão, a ANEEL fixou, em caráter provisório, o reposicionamento tarifário da companhia. Em 23 de outubro de 2004, a ANEEL alterou esse percentual, ainda em caráter provisório, e essa alteração resultou na redução do resultado líquido do exercício findo em 31 de dezembro de 2004 no montante de R$ 70.298 mil. As demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2004 não contemplam outros ajustes que poderão resultar do reposicionamento tarifário definitivo. São Paulo, 4 de fevereiro de 2005 PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes CRC 2SP000160/O-5 Wander Rodrigues Teles Contador CRC 1DF005919/O-3 “S” SP 249 10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO RELATÓRIO DE ADMINISTRAÇÃO 2004 ÍNDICE MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE ENQUADRAMENTO MACROECONÔMICO Ambiente Macroeconômico Novo Modelo do Setor Elétrico BALANÇO ENERGÉTICO Mercado Cativo Mercado Livre e Outras Concessionárias Compra de Energia Transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE Leilões de Energia Perdas Técnicas e Comerciais na Distribuição TARIFAS Revisão Tarifária 2003 Reajuste Tarifário 2004 ATIVIDADE COMERCIAL Atendimento Comercial Combate às Perdas Comerciais REDE ELÉTRICA Caracterização do Sistema Elétrico Expansão do Sistema Elétrico Eletrificação Rural Manutenção Qualidade de Serviço PROGRAMA INTEGRADO DE MODERNIZAÇÃO TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICI NCIA ENERGÉTICA GESTÃO ADMINISTRATIVA Estoques e Compras Programa Eficiência Outras Medidas de Eficiência RECURSOS HUMANOS MEIO AMBIENTE BALANÇO SOCIAL DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO Investimento Endividamento Geração de Caixa AUDITORIA EXTERNA PERPECTIVAS E NOTA FINAL DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS NOTAS EXPLICATIVAS PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE O novo Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro e o crescimento do consumo de eletricidade, resultante do forte desempenho da atividade econômica nacional, foram eventos importantes no ano de 2004. O novo Modelo foi concebido para garantir a oferta de eletricidade, atraindo os investimentos necessários para o setor com vista à expansão do sistema, e proporcionar a modicidade tarifária. O crescimento da economia brasileira possibilitou o aumento em 7,2% da energia distribuída pela Bandeirante relativamente a 2003, ultrapassando a energia distribuída no período anterior ao racionamento. Devido à migração de clientes para o ambiente de contratação livre, a venda de energia elétrica ao mercado cativo apresentou uma redução de 7,6% em relação ao ano anterior, com conseqüente impacto na receita da Empresa. Contudo, atendendo que a margem da empresa distribuidora está associada à energia distribuída na sua área de concessão, esta redução não afeta os resultados da Empresa. 250 As principais diretrizes estratégicas definidas para o triênio 2002-2004 foram: - a criação de valor para os acionistas através do aumento da produtividade e eficiência; - a modernização da Empresa como forma de sustentar os resultados e melhorar a qualidade do serviço prestado aos seus clientes; - e a implementação de políticas de desenvolvimento dos seus recursos humanos. A Bandeirante vem implementando medidas que visam a melhoria de eficiência, com especial destaque para a redução das despesas operacionais e para o combate ao desperdício, e participou ativamente no Programa de Eficiência realizado no âmbito do Grupo EDP no Brasil, buscando sinergias com as outras empresas do Grupo. No período de 2002 a 2004, as iniciativas de eficiência permitiram reduzir, em termos reais, em cerca de 18% as despesas por cliente com pessoal, materiais, serviços de terceiros e outros. Relativamente ao Programa Integrado de Modernização, iniciado em 2002 e no qual foram já investidos R$ 144 milhões, os principais projetos encontram-se praticamente terminados. A automação e o telecomando das redes elétricas estão em grande parte concluídos, com cerca de 80% das subestações existentes adequadas ao Sistema de Comando e Controle e já supervisionadas e comandadas pelo Centro de Operação do Sistema da Bandeirante, em serviço desde 2003. Após a implementação do Sistema Integrado de Gestão e Informações Empresariais em 2000, ao nível das tecnologias de informação destaca-se a recente implementação do Sistema de Informações Técnicas para gerenciamento das redes elétricas e do Sistema de Gestão Comercial para suporte às atividades de atendimento, contratação, leitura, faturamento e arrecadação. As novas tecnologias introduzidas na rede elétrica e as tecnologias de informação implementadas colocam a Bandeirante entre as mais modernas empresas de distribuição de eletricidade do mundo. As ações de valorização e desenvolvimento profissional e pessoal dos colaboradores da Bandeirante têm vindo a merecer uma especial atenção por parte da gestão da Empresa, visando sustentar a criação de valor, suportar a modernização tecnológica e proporcionar o desenvolvimento e a qualidade de vida dos que trabalham na Bandeirante. Nestas ações foram investidos mais de 2,4% dos gastos com pessoal no triênio 2002-2004. A concretização dos investimentos em modernização, a melhoria da eficiência e o desenvolvimento dos colaboradores da Empresa permitiram um aumento significativo da produtividade e da qualidade de serviço. Nos últimos três anos, a produtividade, medida pelo índice de clientes por colaborador, aumentou 34%. A qualidade de serviço, medida pela duração e freqüência das interrupções de energia elétrica, melhorou em mais de 35% no mesmo período. A entidade reguladora Aneel decidiu reduzir a Base de Remuneração Regulatória (BRR) provisória considerada na Revisão Tarifária Ordinária de outubro de 2003, originando uma redução significativa da tarifa. Embora a nova BRR continue sendo provisória, a Administração da Bandeirante resolveu, por razões de prudência, fazer refletir a nova tarifa nas contas da Empresa, do que resultou, no 3º trimestre deste exercício, um impacto negativo de R$ 70 milhões no Resultado Líquido, dos quais R$ 14 milhões referentes ao exercício anterior. Entretanto, a Empresa vem defendendo junto da Aneel o reposicionamento definitivo das tarifas de acordo com a BRR constante de laudo elaborado por avaliador independente credenciado pelo Regulador. Após o sucesso das duas emissões de Notas Promissórias realizadas no mercado local em 2003, durante o exercício de 2004 foi concretizado um financiamento de longo prazo de US$100 milhões com o Banco Interamericano de Desenvolvimento e com um consórcio de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis, com garantia de recebíveis da Empresa e destinado a projetos de investimento realizados no triênio 2002-2004. Esta operação de financiamento no mercado externo - pioneiro no setor elétrico brasileiro – visou adequar o perfil da dívida contraída ao prazo de maturação dos investimentos realizados na remodelação e expansão da rede elétrica e nos projetos de modernização. Salienta-se a expressiva melhoria da capacidade de repagamento da dívida, medida pela relação Dívida/EBTIDA, que evoluiu de 3,61 em 2002 para 1,68 em 2004. Ciente da sua responsabilidade na preservação ambiental e na qualidade de vida dos seus colaboradores e da sociedade em geral, a Bandeirante desenvolveu e vem implementando com sucesso um Sistema Integrado de Gestão Ambiental, Saúde Ocupacional, Segurança no Trabalho e Comunicação Social. Ainda no âmbito da responsabilidade social, o Programa Bandeirante Comunidade Educação, iniciado em 2002, apoiou em 2004 mais de 20 mil crianças do ensino básico em 59 escolas, contando com a participação de 160 colaboradores em regime de voluntariado. Como reconhecimento do trabalho realizado destacam-se o prêmio ”Top Social” da ADVB (Associação dos Dirigentes de Vendas e Marketing do Brasil) e o troféu de “Empresa Cidadã” do Fórum Social de Cidadania Empresarial com que a Bandeirante foi homenageada. Apesar do impacto negativo da redução das tarifas determinada pelo Regulador, o crescimento da energia distribuída, a modernização da Empresa e o aumento da eficiência e da produtividade permitiram obter o melhor Lucro Líquido de sempre da Bandeirante, no valor de R$ 130 milhões. 251 Considerando o desempenho econômico e financeiro da Empresa e a necessidade de otimizar a sua estrutura de capital, em dezembro de 2004 foram distribuídos aos acionistas dividendos intermediários no valor de R$ 70 milhões, com base nos lucros retidos em anos anteriores e no lucro acumulado até o 3º trimestre de 2004. A modernização da Empresa e o aumento da eficiência e produtividade já conseguidos permitem encarar o futuro da Bandeirante com confiança, garantindo a sustentabilidade dos seus resultados, dentro de um quadro regulatório estável e adequado. Joaquim Silva Filipe Diretor Presidente ENQUADRAMENTO MACROECONÔMICO Ambiente Macroeconômico O ano de 2004 foi favorável para a economia brasileira, pois foi marcado pelo crescimento do PIB da ordem de 5% em comparação com 2003. A recuperação econômica iniciada a partir do segundo trimestre de 2004 intensificou a demanda interna e, junto com o aumento no preço dos combustíveis, pressionou as taxas de inflação, o que levou o Banco Central do Brasil a interromper a tendência de queda na taxa básica de juros, elevando-a com o objetivo de manter a inflação dentro da meta para os próximos doze meses. Como conseqüência de um ambiente macroeconômico favorável, o nível de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Bandeirante cresceu 7,2% em relação a 2003. Novo Modelo do Setor Elétrico As regras gerais de comercialização de energia elétrica e de outorga de concessões e autorizações no Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro foram definidas, basicamente, pela Lei 10.848 de 15 de março de 2004 e pelo Decreto 5.163 de 30 de julho de 2004. O arcabouço regulatório do Novo Modelo do Setor Elétrico instituiu um Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e um Ambiente de Contratação Livre (ACL) e regulamentou a participação dos agentes que intervêm nesses ambientes e suas relações. O ACR é voltado para o suprimento de energia às distribuidoras, no atendimento aos seus mercados cativos, por meio de leilões pela menor tarifa, dos quais participam quaisquer agentes vendedores. O ACL é voltado para operações de compra e venda de energia entre agentes vendedores e compradores (exceto distribuidores) através de contratos bilaterais livremente negociados entre as partes (preço, volume, etc). De maneira geral, o Novo Modelo do Setor Elétrico foi concebido para atender a preocupação de estabelecer um marco regulatório estável, de forma a atrair investimentos na expansão do sistema de geração, garantir níveis confiáveis de suprimento e proporcionar modicidade tarifária. A expansão do sistema de geração e a garantia do suprimento são suportadas pelo binômio planejamento/contratação. No que se refere ao planejamento, o Novo Modelo obriga os agentes de consumo (distribuidores, vendedores, auto-produtores e consumidores livres) a preverem suas necessidades para um horizonte relativamente longo, de cinco anos. Estas previsões servem para sinalizar a necessidade de construção de usinas, em tempo hábil, para que estes empreendimentos possam ser licitados e construídos. Os agentes de geração vencedores destes processos de licitação ganham, além do direito de explorar comercialmente o empreendimento que irão construir, contratos de longo prazo (mínimo de quinze anos) de venda de energia celebrados com os agentes de distribuição. 252 BALANÇO ENERGÉTICO Balanço Energético da Bandeirante em GWh Total de energia elétrica que entrou na rede Comprada mediante contratos de suprimento, Itaipú e bilaterais de longo prazo Montante líquido das transações de curto prazo Perdas de transmissão e acertos contratuais Para clientes livres e outras concessionárias Total de energia elétrica que saiu da rede Energia faturada a clientes cativos Consumo próprio Energia não faturada Para clientes livres e outras concessionárias Perdas totais Perdas totais em % sobre o total que entrou na rede 2004 13.443 10.086 357 (375) 3.375 (12.209) (8.812) (2) (20) (3.375) (1.234) 9,2% 2003 12.390 11.107 (152) (402) 1.837 (11.387) (9.540) (4) (6) (1.837) (1.003) 8,1% O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante, no ano de 2004, foi de 12.209 GWh, o que representa um acréscimo de 7,2 % sobre o ano anterior. Tomando-se como base de comparação o ano 2000, ano imediatamente anterior ao Programa Emergencial de Racionamento de Energia Elétrica, observa-se um crescimento de 1,9% no total da energia distribuída em 2004. Mercado Cativo A energia elétrica faturada ao mercado cativo totalizou o montante de 8.812 GWh, o que representou uma redução de 7,6 % sobre o ano de 2003. Esta redução deve-se à migração de clientes cativos para a categoria de clientes livres, fato este que pode ser observado principalmente no consumo da classe industrial (49% do mercado cativo) que diminuiu 16,7% em relação ao verificado no ano anterior. Como reflexo do crescimento do país, associada à queda do índice de desemprego e ao crescimento vegetativo do número de clientes verificado em 2004, a classe residencial (26% do mercado cativo) apresentou evolução positiva de 7,1% em relação a 2003. A classe comercial (14% do mercado cativo) também registrou um acréscimo de 4,7% no mesmo período, resultado que se deve principalmente a investimentos efetuados em ampliação e modernização de instalações. As demais classes (11% do mercado cativo) acumularam uma redução de 6,1%, devida principalmente à saída de clientes livres durante o período. Com relação ao número total de clientes, a Empresa encerrou o ano de 2004 com 1,4 milhões, representando um crescimento de 4,2 % sobre o ano anterior. Mercado Livre e outras Concessionárias Durante o ano de 2004, a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante ao mercado livre e outras concessionárias, totalizou o montante de 3.375 GWh, o que representou um acréscimo de 83,7% sobre o ano anterior. Compra de energia Em 2004 a Bandeirante comprou um total de 10.086 GWh para o atendimento do seu mercado e para as perdas no seu sistema, mediante a homologação dos contratos iniciais, bilaterais de longo prazo e energia oriunda de Itaipu. Em relação a 2003, verificou-se uma queda de 1.021 GWh , que se deveu aos requisitos do mercado cativo da Empresa. Houve redução dos Contratos Iniciais no período de abril a dezembro de 2004, em função de alguns clientes cativos terem exercido a opção de se tornarem livres. A redução foi de 683 GWh/ano e representou uma redução de R$ 54,4 milhões/ano na compra de energia. 253 Transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE A Bandeirante efetuou, em 2004, transações de compra de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, no montante de 357 GWh pelo valor de R$ 6,4 milhões. Coube ainda à Bandeirante o pagamento de R$ 4,9 milhões a título de Encargos de Serviço do Sistema. Leilões de Energia A Bandeirante participou em dezembro de 2004 do Leilão de Energia proveniente de empreendimentos existentes para atendimento às necessidades de seu mercado. Os preços finais do leilão foram inferiores aos preços dos contratos vigentes, sendo que a diferença resultará em benefício a ser repassado para o consumidor. Perdas Técnicas e Comerciais na Distribuição Considerando-se o total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante, o índice anual de perdas totais (técnicas e comerciais) foi de 9,2%, o que representa um acréscimo de 1,1 ponto percentual em relação a 2003. Dada a relação entre as perdas técnicas e o consumo, cerca de metade do acréscimo das perdas decorre do aumento da energia distribuída. O restante, é relativo às perdas comerciais, parcialmente explicado pelo novo critério de tratamento de anomalias, divergências de cálculos e de faturamento adotado pelo novo sistema comercial – CCS. TARIFAS Revisão Tarifária 2003 Uma das etapas previstas no processo de Revisão Tarifária se caracteriza por uma Reavaliação de Ativos – instruída pela Resolução Aneel 493/2002 e pela Nota Técnica 178/2003 – etapa na qual se define a Base de Remuneração Regulatória, vinculada ao valor dos ativos reavaliados, que passa a ser um dos principais componentes na definição do Índice de Reposicionamento Tarifário. Em outubro de 2003, o Agente Regulador reconheceu provisoriamente (por não estar concluído o processo de reavaliação de ativos) um reposicionamento de 18,08% nas tarifas de fornecimento de energia elétrica da Bandeirante e definiu um parcelamento na aplicação do índice homologado, sendo aplicado um percentual médio de 14,68% no próprio ano, com a diferença dividida em parcelas e a ser recuperada por repasse às tarifas nos próximos três reajustes anuais. A Bandeirante, no curso do ano de 2004, concluiu a avaliação de ativos e submeteu o Laudo de Avaliação ao Órgão Regulador. Não sendo possível auditar o Laudo em outubro de 2004, o Regulador decidiu manter um valor provisório para a Base de Remuneração Regulatória da Bandeirante, arbitrando porém um novo valor, inferior ao reconhecido na revisão tarifária de outubro de 2003, o que implicou na redefinição do índice de reposicionamento publicado naquela data. Por decisão do Órgão Regulador, foi arbitrado um novo índice provisório para a Revisão Tarifária de 2003, um ano depois, que passou de 18,08% para 10,51%. Reajuste Tarifário 2004 A decisão do Regulador, arbitrando um novo valor provisório para a Base de Remuneração da Bandeirante, implicou em uma redução na base tarifária que serviu de referência para o reajuste do ano de 2004. Na seqüência, passou a vigorar um aumento médio de 15,95%, sendo 11,40% relativo ao reajuste contratual e 4,55% relativo aos componentes tarifários financeiros, externos ao reajuste anual (CVA, Percee, etc). Em 2004, o encargo CDE – Conta de Desenvolvimento Energético - deixou de ser recolhido apenas pelos clientes cativos, passando a incidir também nas tarifas dos clientes livres. A recuperação do encargo não recolhido por esses clientes no ano anterior, adicionado ao encargo do próprio ano, refletiu num aumento extraordinário para essa categoria. O Fator “X”, que configura um redutor da inflação a ser refletida no índice de reajuste, foi publicado provisoriamente em outubro de 2003. No reajuste tarifário de 2004, balizado por uma nova metodologia de cálculo implementada pela Aneel e considerando o novo valor provisório da base de remuneração, o Fator “X” foi recalculado em -2,89%, índice que ainda permanece provisório. 254 ATIVIDADE COMERCIAL Atendimento Comercial Em continuidade ao plano de implementação de meios alternativos de recebimento de conta de energia elétrica, que objetiva dar maior facilidade ao nosso cliente, foi ampliada a “Rede Fácil”, que permite pagar as contas de energia elétrica em farmácias e pontos especiais de arrecadação, inclusive fora do horário de atendimento dos bancos.Também foram incluídos novos correspondentes bancários. Devido a divergências de preço, a Empresa foi obrigada a encerrar o convênio para recebimento através das casas lotéricas. Estas decisões conduziram a um aumento dos locais de recebimento disponibilizados aos clientes. A Bandeirante passou a contar com um novo Call Center prestando serviço de atendimento comercial e técnico aos seus Clientes, durante 24 horas por dia. A performance apresentada é uma das melhores do Setor neste tipo de atividade, visto que 84% das ligações recebidas foram atendidas em até 20 segundos. Com o objetivo de efetuar um diagnóstico para maximização dos benefícios do Sistema de Gestão de Clientes – CCS, a Bandeirante iniciou o projeto Excelência no Atendimento ao Cliente, cuja primeira fase teve como escopo identificar e avaliar os cenários sob as óticas de processos, organização (pessoas e cultura), regulamentação e infra-estrutura tecnológica de que resultou um conjunto de projetos que estão em fase de implementação. Combate às Perdas Comerciais O combate às fraudes e furto de energia foi intensificado com o aumento do número de equipes, devidamente preparadas e dotadas de equipamentos especiais de detecção. Como resultado, realizaram-se mais de 9 mil inspeções, onde se detectaram 1,7 mil irregularidades, que resultaram numa apuração de receita de R$ 15 milhões, dos quais R$ 3,1 milhões já foram recebidos e o restante está em negociação ou tem acordo de pagamento. Atuando na regularização de áreas clandestinas e contribuindo para redução da exclusão social, foram regularizadas mais de 2.300 ligações. No combate às perdas, destaca-se também o programa de substituição de medidores defeituosos, tendo sido substituídos cerca de 7,5 mil medidores. Não obstante o índice global de perdas ser aceitável para uma distribuidora, face ao aumento verificado, as ações antes referidas estão a ser intensificadas. REDE ELÉTRICA Caracterização do sistema elétrico O sistema elétrico da Bandeirante é composto por 57 estações com 3 mil MVA instalados, 866 km de rede de alta tensão, 24 mil km de redes de distribuição em média e baixa tensão e cerca de 49 mil transformadores de distribuição com 2,5 mil MVA. O sistema elétrico atingiu a ponta de demanda de 2.035 MVA no mês de outubro de 2004. Expansão do sistema elétrico Para atendimento da demanda do mercado, com níveis de qualidade exigidos pela legislação, foram investidos R$ 56 milhões na expansão e adequação das redes elétricas, na ligação de novos clientes e na instalação de sistemas de medição e iluminação pública. Destaca-se a construção da estação de transformação em Maresias, no município de São Sebastião, agregando uma potência de 15 MVA e beneficiando diretamente a população do litoral Norte, principalmente nos períodos de verão. Foi também iniciada a construção da linha de transmissão Norte-Nordeste, localizada no Parque Ecológico do Tietê, que permitirá interligar duas estações terminais que suprem a Bandeirante e viabilizar o remanejamento, através do sistema de subtransmissão, de cargas de até 300 MVA, bem como postergar, sem prejuízo da qualidade de serviço, investimentos significativos na ampliação destes terminais. Adicionalmente, esta obra aumentará a qualidade e confiabilidade do fornecimento de energia elétrica ao município de Guarulhos. Também foram ampliadas as estações de transformação Valter José dos Santos, José Centro, Barra do Una e Bonsucesso, disponibilizando uma potência adicional de 30 MVA. 255 Eletrificação rural Na sequência da implementação dos programas de eletrificação rural, que beneficiaram mais de 4 mil famílias ao longo dos últimos quatro anos, a Bandeirante firmou em maio de 2004 um convênio com a Eletrobrás, aderindo ao Programa Luz para Todos, programa do Governo Federal que tem como objetivo universalizar o acesso à energia elétrica nas áreas rurais e fomentar o desenvolvimento econômico e social das comunidades mais carentes. Manutenção Na manutenção de redes elétricas foram gastos cerca de R$ 13 milhões, envolvendo, entre outros, os serviços de manutenção preventiva das redes de distribuição, das linhas de transmissão e das subestações. Qualidade de serviço Como conseqüência dos investimentos realizados nas redes, da implementação dos projetos de modernização e automação do sistema elétrico e da criteriosa utilização de recursos na sua gestão e manutenção, a Bandeirante vem apresentando constante melhoria do desempenho de seu sistema elétrico. Os indicadores técnicos de qualidade do serviço, notadamente, Duração Equivalente de Interrupção por Cliente - DEC e Freqüência Equivalente de Interrupção por Cliente - FEC foram, respectivamente, de 6,75 horas e 5,76 interrupções, melhores que os padrões de qualidade estabelecidos pelo órgão regulador. PROGRAMA INTEGRADO DE MODERNIZAÇÃO O Programa Integrado de Modernização – PIM, iniciado em 2002, consolidou-se neste exercício, contribuindo decisivamente para dotar a Empresa de maior eficiência, agilidade e flexibilidade operacionais, reduzir custos, melhorar a qualidade dos serviços prestados aos clientes e assegurar a sustentabilidade dos resultados. Com investimento total de R$ 43 milhões no ano, o PIM compreende a implantação do Sistema de Comando e Controle - SCC, do projeto de Automação das Redes de Distribuição, do Sistema de Informações Técnicas - SIT e do Sistema de Gestão Comercial – CCS. Incorporando as mais modernas tecnologias de supervisão e comando à distância, o SCC permite, a partir do Centro de Operação do Sistema - COS, telecomandar equipamentos, monitorar e sinalizar, em tempo real, qualquer evento que ocorra na rede elétrica, reduzindo o tempo dos desligamentos e de atendimento aos clientes. Tendo sua conclusão prevista em 2005, o SCC já telecomanda 44 das 57 estações em operação na Empresa. No projeto de automação das redes de distribuição, que consiste no telecomando e telesupervisão de religadoras automáticas a partir do COS, através de comunicação celular, foram instaladas mais 100 unidades, totalizando 210 equipamentos telecomandados. No âmbito do Sistema de Informações Técnicas - SIT, após a implementação do módulo de gerenciamento de redes elétricas, integrando uma base de cartografia digital, fez-se a complementação do módulo de Cálculos Elétricos e o desenvolvimento do aplicativo de Gestão Espacial e das interfaces com os demais sistemas corporativos, proporcionando maior eficiência e confiabilidade às atividades de engenharia e de gerenciamento de ativos. O Sistema de Gestão Comercial implementado na Bandeirante foi o IS-U/CCS (Industry Solution for Utilities / Customer Care & Service) da SAP. Este sistema constitui uma referência internacional no mercado de software para “utilities” e tem sido usado com sucesso na Europa e na América do Norte. Na América do Sul e entre as empresas do setor de energia elétrica, a Bandeirante decidiu pela implementação pioneira desse sistema, que foi desenvolvido em cinco módulos que possibilitam o controle das tarefas de todo o ciclo comercial da Empresa, constituído pelos serviços de atendimento, ligação, leitura, faturamento e recebimento. Também foi implementado em 2004 o Sistema de Folha de Pagamentos e Gestão de Tempos, integrado ao módulo de Recursos Humanos do Sistema Integrado de Gestão Empresarial da SAP, bem como o módulo Real State, para a realização do controle patrimonial de forma integrada com os outros módulos já em uso. Para suporte aos sistemas e soluções implantadas a partir do Programa Integrado de Modernização e incorporando as mais modernas tecnologias de telecomunicações e de segurança da informação, a Bandeirante implantou uma rede corporativa de telecomunicações de alta capacidade, convergente, para transmissão de voz, dados e imagem. 256 TECNOLOGIA DE INFORMAÇÃO Pelo quarto ano consecutivo, a Bandeirante está entre as “100 Empresas Mais Ligadas do Brasil”, segundo a revista InfoExame, destacando-se como integrante da vanguarda de TI - Tecnologia de Informação no país. Entre as concessionárias distribuidoras de energia elétrica, a Bandeirante foi a única a figurar na relação em 2004. Em 2004 foram disponibilizadas novas infra-estruturas de TI para suporte aos projetos de modernização implementados pela Empresa, assim como a formação das equipes de manutenção e estabilização dos referidos projetos. A relação computadores pessoais por colaborador efetivo é de 0,8. Foram realizados projetos de consolidação dos servidores descentralizados e upgrade para o Windows2003 Server e de implementação de novas soluções de Segurança da Informação. Para atendimento às necessidades adicionais de tráfego, foi implantada uma nova rede corporativa de telecomunicações de alta capacidade, convergente, com gerenciamento “on line” em regime ininterrupto, que integra todos os sistemas técnicos, comerciais, financeiros e de administração, bem como todas as centrais telefônicas, em tecnologia de voz sobre IP ( Internet Protocol ), permitindo o controle remoto de tarifação, programação, monitoramento e seleção automática de rotas inteligentes para minimizar os custos das ligações, comportando sistemas de videoconferência, televigilância e segurança operativa. PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICI NCIA ENERGÉTICA A estratégia adotada para o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento da Empresa se baseou na seleção de projetos que pudessem melhorar o sistema elétrico da Bandeirante, permitindo um melhor atendimento aos clientes através do aumento da confiabilidade, redução de perdas do sistema, melhoria na gestão dos processos, desenvolvimento de ferramentas de auxílio ao planejamento e produtos voltados à melhoria da qualidade da energia elétrica. No Programa de Eficiência Energética, buscando assegurar a melhor utilização do produto distribuído aos seus Clientes, a Bandeirante promoveu diversas atividades e projetos de eficiência energética, que resultaram na economia de 9,3 mil MWh/ano e redução da demanda no horário de ponta da ordem de 8,7 MW, entre outros benefícios. Merecem também destaque os projetos desenvolvidos em parceria com as Prefeituras Municipais de São José dos Campos e Jacareí. Tais parcerias permitiram a modernização de todo o parque de iluminação pública daquelas cidades, mediante a substituição de aproximadamente 47,5 mil pontos de iluminação por outros mais econômicos e eficientes, que resultaram na economia de 15 mil MWh/ano e redução da demanda no horário de ponta da ordem de 1,5 MW. GESTÃO ADMINISTRATIVA Estoques e Compras O valor médio dos estoques de 2004 aumentou 3,2% a preços nominais em relação a 2003, influenciado pela variação dos preços de “commodities” (alumínio, cobre e aço). Atualizando estes valores com base no IGP-M, o valor médio dos estoques da Empresa foi reduzido em 6,9% o que significou uma economia de R$ 569 mil. Concomitantemente, a cobertura dos estoques dos produtos que representam 80% do consumo foi reduzida de 53 para 48 dias. O Índice de Rotatividade associado evoluiu de 6,79 para 7,50. No sistema de “e-procurement”, implantado pioneiramente no setor de “utilities” pela Bandeirante desde 2001, foram realizadas mais de 2 mil operações no exercício de 2004 - crescimento de 75% em relação ao ano de 2003 - num montante de R$ 52 milhões. Programa Eficiência O Programa Eficiência do grupo EDP no Brasil visa partilhar experiências e “know-how” entre as empresas do grupo, padronizar procedimentos e tecnologias, potencializar uma cultura já existente de gestão eficiente de custos e reforçar o espírito de grupo. Deste programa resultaram economias de R$ 4,5 milhões para a Bandeirante. 257 Outras Medidas de Eficiência Foram desenvolvidas e implementadas outras medidas visando o aumento da eficiência, para além das já antes referidas, essencialmente orientadas para a redução das despesas. A renegociação dos contratos e o compartilhamento de edifícios permitiram diminuir os custos com aluguéis, condomínio e vigilância. A implementação de meios alternativos de recebimento de conta de energia elétrica proporcionou maior facilidade ao cliente e em conjunto com a renegociação dos contratos com os agentes arrecadadores, possibilitou a redução do seu custo em 14% relativamente ao ano anterior. Além da implementação da rede de telecomunicações corporativa de alta capacidade, que se traduziu numa redução na tarifa de 57% do Mbps transmitido, fez-se, no âmbito da telefonia fixa, a interligação das centrais telefônicas, através de sistema inteligente de voz sobre IP, resultando numa redução de 19% nos custos. A instalação de celulares nas centrais telefônicas permitiu a redução de 50% no custo das ligações da rede fixa para a rede móvel. Adicionalmente, as negociações dos contratos com as operadoras de telecomunicações conduziram à redução de 38% na tarifa de telefonia fixa, 48% nas tarifas do Call Center e 28% nas tarifas de telefonia móvel. RECURSOS HUMANOS A Bandeirante efetuou em 2004 a revisão do seu Plano de Cargos e Salários. A Empresa manteve a sua política de valorização dos seus colaboradores, estimulando o desenvolvimento profissional e pessoal do seu quadro, mediante ações de treinamento interno e externo, participação em eventos técnicos e outras ações, num total de 63 mil horas de treinamento, correspondente a 50 horas por colaborador e a um gasto de R$ 1,6 milhões. Para incentivar os seus colaboradores a melhorar a sua formação acadêmica, aumentou o numero de bolsa de estudos de graduação universitária e técnica de nível médio, especialização e pós-graduação. É de destacar o treinamento no conhecimento da Empresa, do produto e da sua ferramenta de trabalho dado a todo o grupo de atendimento telefônico do Call Center. No desenvolvimento de pessoas, destaca-se o programa Jeito de Ser Bandeirante, que tem como objetivo propiciar a todos os colaboradores uma identidade organizacional comum, alicerçada por valores corporativos sólidos, levando-os a uma atuação mais consciente e responsável no dia-a-dia. Para promover a inclusão digital dos seus colaboradores que não dispõem de microcomputadores no seu trabalho, a Empresa criou Pontos de Informação e Cidadania - PICs que são salas informatizadas com acesso à Internet, Intranet e à rede de informações digitais da Empresa. O esforço na atualização e aprimoramento do seu corpo profissional também se deu com a renovação de seus quadros, incorporando novos colaboradores com perfil, formação e competências coerentes com os desafios futuros. Devido a várias ações e em especial aos projetos de modernização, foi possível aumentar em 2004 a eficiência da Empresa e a redução do seu quadro de pessoal efetivo para 1.202 o que permitiu atingir uma produtividade de 1.144 clientes por trabalhador. MEIO AMBIENTE Fundamentada nos princípios de desenvolvimento sustentável e com o firme propósito de compatibilizar o desenvolvimento de suas atividades com o meio ambiente e as comunidades locais, a Bandeirante vem empreendendo esforços significativos para o uso racional de recursos e para a conscientização dos colaboradores, fornecedores e comunidades, em relação às questões ambientais, observando atentamente os preceitos estabelecidos na legislação ambiental. A Bandeirante desenvolveu e está implantando o Projeto SIGA - Sistema Integrado de Gestão Ambiental, Saúde Ocupacional, Segurança do Trabalho e Comunicação Social, fundamentado nas normas internacionais ISO 14.000 e OHSAS 18.000. Após auditoria realizada por empresa especializada e reconhecida internacionalmente, no âmbito do processo de financiamento junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID, o SIGA foi aprovado como uma moderna e inovadora solução integrada de gestão. Esta nova metodologia foi aplicada com sucesso durante a construção da ETD Maresias, localizada no município de São Sebastião. Também foi obtida a licença ambiental de instalação para a construção da linha de transmissão Norte-Nordeste, localizada no Parque Ecológico do Tietê, ensejando o início do processo de compensação ambiental. 258 Além da compensação ambiental, a Bandeirante tem adotado todas as providências para minimizar os impactos às comunidades locais durante a construção de seus empreendimentos e incorporado aos projetos adequadas soluções de proteção ambiental. Ciente de sua responsabilidade na preservação do meio ambiente, a Bandeirante também participa de diversas iniciativas junto ao Poder Público Municipal, para a adequação da arborização urbana, visando um equilíbrio entre os sistemas elétricos e a vegetação local. BALANÇO SOCIAL O Projeto Bandeirante Comunidade Educação, envolvendo a participação de 59 escolas de ensino básico público na área de concessão da Bandeirante, beneficiou mais de 20 mil alunos com a distribuição de kits escolares e de higiene bucal e campanhas de arrecadação de agasalhos, brinquedos e livros, que contribuíram para processo de aprendizagem, reforçando o conceito da cidadania. Diversas atividades, desde projetos de reformas e melhorias no ambiente de estudo, passando pelo desenvolvimento de hortas escolares, apresentações teatrais e também a elaboração de mais de 8 mil trabalhos sobre o tema da energia, foram apoiadas por 160 colaboradores voluntários. A Bandeirante patrocinou diversas manifestações culturais e promoveu projetos de orientação para o uso racional e seguro da energia. Esta atuação alcançou reconhecimento em diversas esferas, tendo a Bandeirante conquistado os prêmios “Top Social” ADVB e o troféu da “Empresa Cidadã” no Fórum Social de Cidadania Empresarial. Balanço Social Anual/2004 2004 Valor (Mil reais) 259 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO O EBITDA (resultado do serviço acrescido de depreciações e amortizações) atingido foi de R$ 332 milhões, significando melhora de 37% sobre o resultado contabilizado em 2003. Essa melhor performance operacional também pode ser verificada pela evolução da margem do EBITDA sobre a Receita Operacional Líquida, a qual cresceu de 14% em 2003 para 18% em 2004, principalmente pelo aumento de 8% na Receita Operacional Líquida. O crescimento da Receita Operacional Líquida foi motivado por: - Aumento médio, a partir de outubro de 2003, de 10,51% sobre as tarifas de fornecimento de energia e de 123,6% na TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) paga pelos clientes livres; - Crescimento de 7,2% no volume físico de energia distribuída. Os custos e despesas operacionais aumentaram 4%, abaixo do Índice Geral de Preços a Mercado (IGP-M), medido pela FGV, que atingiu 12,41% no ano. O aumento médio da tarifa de compra de energia e o aumento das subvenções setoriais (CCC e CDE) e encargos do uso da rede foram compensados, parcialmente, pela devolução de 9% no volume total de energia comprada, advinda da migração de clientes para o mercado livre e pela redução da taxa do dólar praticada na aquisição de energia elétrica de Itaipu. Ressalta-se ainda, o incremento nos gastos com licenças de software, serviços de terceiros e amortização, decorrente da entrada em operação dos novos sistemas de informática associados ao Programa Integrado de Modernização, cujo retorno se dará nos próximos anos. As despesas operacionais foram ainda impactadas pelo crescimento da inadimplência, fruto de alterações temporárias nas políticas comerciais na fase inicial de implementação do CCS. Deve-se destacar, no entanto, que o índice de inadimplência da Empresa – 1,45% da receita de fornecimento – está abaixo da média do setor e que já foi iniciado intenso programa de sua recuperação. O resultado financeiro líquido em 2004 foi negativo em R$ 114 milhões e, excluindo o efeito do pagamento de juros sobre capital próprio, a análise demonstra que houve uma sensível melhora em relação a 2003, principalmente, pela redução do custo financeiro na captação de recursos e, também, pela redução em 5% do endividamento bancário médio. O endividamento da Empresa encontra-se substancialmente atrelado a Selic, cuja taxa média no ano de 2004 (16,3%), manteve-se em níveis muito inferiores aos verificados em 2003 (22,8%). A política financeira adotada pela Empresa contempla a eliminação do risco de flutuação cambial do dólar norte-americano através de instrumentos de “hedge” para todas as dívidas contraídas em moeda estrangeira. O Lucro Líquido de 2004, por prudência da Administração da Empresa, já reflete integralmente uma redução de R$70 milhões (sendo R$14 milhões referentes ao ano de 2003), correspondente aos efeitos econômicos da alteração do reposicionamento tarifário retroativo a outubro de 2003, definido pela Aneel, que reduziu o aumento de 18,08% anteriormente concedido para 10,51%. A medida tem caráter provisório até que o Órgão Regulador valide o laudo de avaliação da base de remuneração realizado por avaliador independente, devidamente credenciado, e já entregue pela Empresa. As eventuais diferenças a serem devolvidas ao consumidor, dependem desta avaliação definitiva da Aneel que ocorrerá em outubro de 2005. Ainda em relação ao Lucro Líquido de R$ 130 milhões em 2004, destaque-se que, considerando efeito líquido negativo no resultado de 2004 pela revisão do reposicionamento tarifário de 2003 no valor de R$ 14 milhões, este resultado representa um crescimento de 184% em relação ao ano anterior. Em decorrência do melhor desempenho econômico-financeiro em 2004 e das adequações na estrutura de capital da empresa, a Bandeirante decidiu distribuir R$ 70 milhões em dividendos intermediários em 2004. Investimento Em 2004 o investimento totalizou R$ 120 milhões, incluindo encargos, destinados ao Programa Integrado de Modernização (PIM), à expansão e adequação da sua rede elétrica para atendimento do mercado, à instalação de sistemas de medição, à melhoria da qualidade de serviço, à eficiência energética, ao aumento da flexibilidade operativa do sistema elétrico, à melhoria da iluminação pública e à melhoria das áreas de suporte. 260 Endividamento Um dos fatores mais importantes a serem destacados na condução da política financeira da Bandeirante no ano de 2004 é o alongamento do perfil da dívida e, conseqüentemente, na redução no risco de refinanciamento, possibilitando uma maior eficiência na gestão do caixa da Empresa. Em março de 2004, a Bandeirante assinou um programa de financiamento de US$ 100 milhões com o Banco Interamericano de Desenvolvimento, programa este pioneiro no setor elétrico nacional. O financiamento, já inteiramente recebido pela Bandeirante, é destinado a projetos de investimento, com garantia nos recebíveis da Empresa pelo fornecimento de energia elétrica, com estabelecimento de “covenants”. O financiamento é composto de duas tranches, sendo a Tranche A de US$ 38,9 milhões, com recursos do BID, juros com vencimento trimestral e principal amortizado trimestralmente entre maio de 2006 e fevereiro de 2012; a Tranche B de US$ 61,1 milhões, com a participação de consórcio de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis, juros com vencimento trimestral e o principal amortizado trimestralmente entre maio de 2006 e fevereiro de 2009. Em Abril de 2004, o BNDES liberou recursos no total de R$ 78 milhões para suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação na tarifa dos mecanismos de Compensação das Variações dos itens da Parcela A - CVA. O vencimento desse empréstimo ocorrerá em novembro de 2006, com amortizações mensais a partir de dezembro de 2004, com garantia em conta bancária através de vinculação de um percentual do faturamento mensal da Empresa. Através dessas operações e pela gestão eficiente de caixa, a Empresa conseguiu melhorar o perfil da dívida bancária total, reduzindo o endividamento de curto prazo para R$ 319 milhões ante R$ 507 milhões em dezembro de 2003. Além da melhoria no perfil da dívida bancária, o quadro a seguir demonstra a melhoria da capacidade de repagamento da Bandeirante, medida pela relação da dívida líquida e EBITDA: Curto Prazo Longo Prazo Divida Bancária (*) (-) Disponibilidades (=) Dívida Bancária Líquida (-) BNDES (Recomp.Tarif.Extraord., CVA) (=) Dívida Líquida EBITDA Dívida Líquida/EBITDA (*) Empréstimos e Financiamentos + Encargos + Operações de “Swap” 2004 319 531 850 (13) 837 (280) 557 332 1,68 2003 507 344 851 (49) 802 (231) 571 231 2,48 Geração de Caixa A geração operacional de caixa atingiu R$ 312 milhões, especialmente pelo crescimento de 37% no EBITDA. Além disso, o caixa foi positivamente impactado pelo ingresso de R$76 milhões referentes à Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE), sem efeito contábil no resultado operacional. Em contrapartida, os gastos com as subvenções setoriais (CCC e CDE), a aquisição de energia elétrica de Itaipu e o aumento da alíquota da Cofins, representaram uma saída de caixa não refletida no resultado contábil de R$ 98 milhões, constituindo montante a ser compensado por futuros reajustes tarifários. Os efeitos redutores, acima mencionados - subvenções setoriais, energia elétrica de Itaipu e Cofins – fizeram com que a geração operacional de caixa ficasse abaixo do realizado em 2003, o que já está sendo compensado pela revisão tarifária de outubro de 2004. 261 DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO Em Milhares de Reais 262 DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA CONTÁBIL DO EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO Em Milhares de Reais 263 AUDITORIA EXTERNA Na contratação de serviços não relacionados com a auditoria externa junto aos seus auditores independentes, a Empresa fundamenta-se nos princípios que preservam a independência do auditor independente, que consistem, de acordo com os princípios internacionalmente aceitos, em: - o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho; - a auditor não deve exercer funções gerenciais do cliente; - e o auditor não deve promover os interesses do seu cliente. No exercício de 2004, os únicos serviços prestados à Empresa pelos seus auditores independentes foram os relacionados com os exames da auditoria independente das demonstrações contábeis. PERSPECTIVAS E NOTA FINAL A sustentabilidade do crescimento da economia brasileira e, portanto, do consumo de eletricidade dependerá principalmente do aumento do nível de investimentos no país, em especial em infra-estruturas. Entretanto, as perspectivas para 2005 continuam sendo positivas, com bom desempenho na balança comercial, controle das contas públicas e ambiente externo favorável. Pelo acompanhamento e apoio recebido do acionista controlador, a Administração da Bandeirante manifesta o seu agradecimento. É também devido um agradecimento aos fornecedores, consultores, instituições financeiras e a todas as entidades que colaboram com a Empresa. Pela contribuição para os resultados da Empresa, um agradecimento especial aos colaboradores da Bandeirante que trabalharam com competência e dedicação. Finalmente, um agradecimento especial aos clientes da Empresa, a quem se procurou oferecer os melhores níveis de qualidade do produto e do serviço prestado. 11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2004 E 2003 Em Milhares de Reais (exceto quando indicado) 1. CONTEXTO OPERACIONAL BANDEIRANTE ENERGIA S.A., Companhia de capital aberto, tem por objetivo a prestação de serviços públicos de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, a partir de 23 de outubro de 1998, conforme contrato de concessão firmado naquela data. A Companhia atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, especificamente nas regiões do Alto do Tietê e Vale do Paraíba, atendendo a aproximadamente 1,4 milhões de clientes e distribuindo aproximadamente 12.209 GWh ao ano (quantidades não auditadas). 2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS As Demonstrações Financeiras foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que incluem as disposições da CVM - Comissão de Valores Mobiliários e normas aplicáveis às concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel. Adicionalmente, objetivando a compatibilização aos critérios do grupo a qual pertence e a melhoria na comparabilidade das demonstrações financeiras da Companhia, foram efetuadas as seguintes alterações na apresentação dessas demonstrações, bem como a correspondente reclassificação e ajuste dos valores anteriormente apresentados em 2003, cujas demonstrações financeiras foram publicadas no jornal Valor Econômico em 19 de março de 2004: • Com o advento das Leis nº 10.637/02 e 10.833/03, que alteraram a sistemática de apuração do PIS e COFINS, respectivamente, para a sistemática de apuração não-cumulativa, o crédito de PIS e COFINS está classificado como redutor da rubrica de Impostos e Contribuições sobre a Receita; • A despesa com CPMF - Contribuição Provisória sobre Movimentações Financeiras está apresentada na rubrica de Resultado Financeiro Líquido; 264 • Os Encargos de Capacidade Emergencial - ECE e Encargos de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial EAEEE estão classificados, pelo seu valor bruto, no grupo de Receita Operacional e os respectivos ICMS e valor líquido para repasse à CBEE - Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial no grupo de Deduções da Receita Operacional; e • O ajuste de exercícios anteriores descrito na Nota 13.2 foi ajustado nas demonstrações financeiras de 2003. Em função dos ajustes e das reclassificações acima descritos, e adicionalmente ao exigido pelo Artigo 186 da Lei das Sociedades por Ações, as demonstrações financeiras do exercício de 2003 estão sendo apresentadas “pro forma” com a finalidade de permitir melhor comparabilidade entre aquele exercício social e o encerrado em 31 de dezembro de 2004. 2.1. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS a) Consumidores e Concessionários - incluem: (i) Os valores faturados a consumidores finais e concessionários revendedores, bem como a receita referente à energia consumida e não faturada; (ii) Os valores a receber relativos à energia comercializada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, anteriormente denominada Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE (Nota 4.2); (iii) Os saldos a receber relativos à Recomposição de Receita e à Energia Livre (Notas 3.1 e 3.2); e (iv) O crédito decorrente do Parcelamento da Revisão Tarifária Ordinária de 23 de outubro de 2003 e respectiva provisão integral constituída em 2004 (Nota 4.1). b) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - Calculada em montante considerado suficiente para cobrir eventuais perdas na realização de contas a receber de Consumidores e Concessionários. c) Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - Inclui o saldo remanescente dos valores a receber de bônus, aprovados pelo Despacho Aneel nº 600, de 27 de setembro de 2002, e os Custos a Reembolsar, ambos decorrentes da implantação do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica. d) Estoques - Avaliados e registrados ao custo médio de aquisição, inferiores aos valores de realização. Os materiais destinados ao consumo e manutenção são classificados no Ativo Circulante. Os materiais destinados às obras são classificados em Imobilizado em Curso. e) Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - Inclui as variações positivas e negativas dos itens da Parcela “A” (gastos não gerenciáveis), previstos no Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica (Notas 3.3 e 6). f) Imobilizado - Registrado ao custo de aquisição ou custo de construção, corrigidos monetariamente até 31 de dezembro de 1995. A depreciação é calculada pelo método linear, de acordo com taxas anuais fixadas pelo Poder Concedente, determinada pela Resolução Aneel nº 002, de 24 de dezembro de 1997, atualizada pela Resolução Aneel nº 044, de 17 de março de 1999, como descrito na Nota 9. Em função do disposto no item 4 da Instrução Contábil n.º 10, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e na Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, os encargos financeiros, relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no Imobilizado em Curso, são registrados neste subgrupo no custo das respectivas obras (Nota 21). As Obrigações Vinculadas à Concessão, demonstradas como retificadoras do Imobilizado, referem-se, principalmente, a recursos recebidos dos consumidores destinados a execução de empreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica. Estas obrigações estão diretamente vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica, e sua eventual liquidação ocorrerá de acordo com determinações do Poder Concedente. g) Demais Ativos Circulante e Realizável a Longo Prazo - São demonstrados aos valores de custo ou realização, incluindo, quando aplicável, os rendimentos auferidos. h) Fornecedores - Inclui o saldo a pagar a fornecedores de energia elétrica e o saldo de Energia Livre a pagar a geradores de energia elétrica. i) Empréstimos e Financiamentos - Atualizados com base nas variações monetárias e cambiais, acrescidas dos respectivos encargos incorridos até a data do encerramento do exercício. 265 j) Demais Passivos Circulantes e Exigível a Longo Prazo - São demonstrados pelos valores conhecidos ou exigíveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e cambiais. k) Resultado - Apurado pelo regime de competência, incluindo: (i) Receita com Fornecimento de Energia Elétrica - O fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais e concessionários revendedores, não faturados até a data do encerramento do exercício, são mensurados e registrados contabilmente, de forma que possibilite a contraposição dos custos e das receitas no respectivo exercício; (ii) Conta Consumo de Combustíveis - CCC - Encargo setorial assumido pelas distribuidoras de energia elétrica, cujos recursos são destinados a fundo específico, administrado pela Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras S.A., com o objetivo de subsidiar os gastos com o consumo de combustíveis fósseis das geradoras termelétricas no Brasil; (iii) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE - Encargo setorial assumido pelas distribuidoras de energia elétrica, cujos recursos são destinados a fundo específico, administrado pela Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras S.A., para promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos Sistemas Elétricos Interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional; e (iv) Imposto de Renda e Contribuição Social - Calculados conforme legislação e alíquotas vigentes à data do balanço (25% para o Imposto de Renda e 9% para Contribuição Social sobre o Lucro). De acordo com as disposições da Deliberação CVM n.º 273, de 20 de agosto de 1998 e Instrução CVM n.º 371, de 27 de junho de 2002, a Companhia registra em suas demonstrações contábeis os créditos tributários diferidos sobre prejuízos fiscais, base negativa da Contribuição Social e adições temporárias. 3. RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA Para o ressarcimento do montante da Recomposição de Receita, Energia Livre e Parcela “A”, em atendimento às disposições da Medida Provisória n.º 14 (convertida na Lei n.º 10.438/02), foi concedido a partir de janeiro de 2002 o reajuste tarifário extraordinário de 2,9% aplicável aos consumidores residenciais e rurais (exceto os de baixa renda) e de 7,9% para os demais consumidores. No exercício de 2002 foram liberados recursos equivalentes a 90% dos montantes homologados de Recomposição de Receita e de Parcela “A”, relativos a abertura de crédito no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, através de contratos de financiamento com o BNDES assinados em 13 de fevereiro de 2002. A Resolução Normativa Aneel n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, republicada em 1º de junho de 2004, retificou para R$119.954 o montante de Energia Livre anteriormente homologado pela Resolução Aneel n.º 483, de 29 de agosto de 2002 (Nota 3.2), alterou para 63 meses o prazo máximo de permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE nas tarifas de fornecimento de energia elétrica anteriormente estabelecido pela Resolução Aneel n.º 484, de 29 de agosto de 2002, excluiu deste prazo o montante relativo às variações dos itens da Parcela “A” verificadas no exercício de 2001 e estabeleceu que a sua recuperação se dará por mecanismo equivalente ao previsto no art. 4º da Lei nº 10.438/02 e que, para a Companhia, como concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica localizada no Sistema Interligado Nacional sujeita ao Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, essa recuperação se dará imediatamente após o final da Recomposição Tarifária Extraordinária prevista no art. 4º da Lei n.º 10.438/02, pelo prazo necessário para atingir o montante homologado pela Resolução Aneel n.º 482, de 29 de agosto de 2002. No exercício de 2004 foi faturado o montante de R$107.633 (R$99.123 em 2003) e, com base em estimativas, considerando o prazo máximo de permanência da RTE estipulado através da Resolução Normativa Aneel n.º 1 de 2004, a Companhia não espera futuras perdas patrimoniais. 3.1. RECOMPOSIÇÃO DE RECEITA Período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002: Do montante de R$278.595 homologados através das Resoluções Aneel n.º 480 e 481, ambas de 29 de agosto de 2002, foi amortizado no exercício de 2004 o montante de R$75.525 (R$77.953 em 2003), decorrente da aplicação de parte do Reajuste Tarifário Extraordinário. A partir de fevereiro de 2003, parte do valor faturado decorrente da aplicação do Reajuste Tarifário Extraordinário está sendo destinado para amortização da Recomposição Tarifária Extraordinária relativa à Energia Livre, repassada às geradoras, estabelecida pela Resolução Aneel n.º 36, de 29 de janeiro de 2003, alterada subseqüentemente pelas Resoluções Aneel n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003 e nº 45, de 3 de março de 2004. 266 Atualização Monetária: A Resolução Aneel n.º 31, de 24 de janeiro de 2002, determinou que o saldo remanescente da Recomposição de Receita fosse remunerado pela taxa de juros equivalente à cobrada, de cada concessionária, nas operações de financiamento de que trata o art. 5º da Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, decorrente do programa de financiamento subsidiado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES e, na ausência dessa operação financeira, deveria ser utilizada a taxa Selic. No exercício de 2004 foi contabilizado o montante de R$38.228 (R$56.648 em 2003) registrado em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras. Perda de Receita Instrumentos de Homologação Resoluções nº 480/02, 481/02 e 01/04 Remuneração Valor Saldo a Valor Acumulada até Amortizado até Amortizar em Homologado 31/12/04 31/12/04 31/12/04 278.595 144.230 235.232 187.593 3.2. ENERGIA LIVRE Período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002: Durante o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica ocorreu a comercialização de energia elétrica que não estava contratada, denominada “Energia Livre”. A Resolução Normativa Aneel n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, republicada em 1º de junho de 2004, retificou de R$104.192 para R$119.954 o montante de Energia Livre. A Companhia procedeu os ajustes em seus registros contábeis em março de 2004, de forma a refletir os efeitos do novo montante homologado. No exercício de 2004 foi amortizado o montante de R$32.108 (R$21.170 em 2003), decorrente da aplicação de parte do reajuste tarifário extraordinário mencionado na Nota 3.1. Atualização Monetária: O montante homologado está sendo atualizado pela taxa Selic, sendo 50% atualizados a partir de 30 de dezembro de 2002 e os 50% restantes a partir de 4 de julho de 2003, nos termos da Resolução Aneel n.º 36, de 29 de janeiro de 2003, alterada pelas Resoluções Aneel n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003 e nº 45, de 3 de março de 2004. No exercício de 2004 foi contabilizado o montante de R$19.161 (R$15.713 em 2003), registrado em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras. Ato contínuo, foi registrado contabilmente na rubrica de Fornecedores, no exigível a longo prazo, também em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Despesas Financeiras, em função do repasse às geradoras. Energia Livre Instrumentos de Homologação Resoluções nº 01/04 e 45/04 Remuneração Valor Saldo a Valor Acumulada até Amortizado até Amortizar em Homologado 31/12/04 31/12/04 31/12/04 119.954 34.874 53.278 101.550 3.3. VARIAÇÃO DE CUSTOS DA PARCELA “A” Período de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001: No exercício de 2002 foi homologado o montante de R$61.521 através da Resolução Aneel n.º 482, de 29 de agosto de 2002. Atualização Monetária: O montante homologado está sendo atualizado nos mesmos termos da atualização monetária da Recomposição de Receita (Nota 3.1) e, no exercício de 2004, foi contabilizado o montante de R$17.714 (R$20.345 em 2003) em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras. “Parcela A” período de 01/01/2001 a 25/10/2001 Instrumentos de Homologação Resoluções nº 482/02 e 01/04 Valor Homologado 61.521 267 Remuneração Valor Saldo a Acumulada Amortizado até Amortizar em até 31/12/04 31/12/04 31/12/04 52.704 114.225 4. CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIOS 4.1. PARCELAMENTO DA REVISÃO TARIFÁRIA ORDINÁRIA O reposicionamento tarifário provisório da Companhia, homologado através da Resolução Aneel nº 566, de 22 de outubro de 2003, foi de 18,08%, sendo que, para atender ao princípio da modicidade tarifária e a condição do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, definida na revisão tarifária periódica de 23 de outubro de 2003, as tarifas foram reposicionadas em 14,68% a partir de 23 de outubro de 2003 e, para a diferença entre 18,08% e 14,68%, constituiu-se um Ativo Regulatório que seria compensado nos três reajustes tarifários subseqüentes, através de acréscimos à Parcela “B” e que, até 30 de setembro de 2004, atingiu o montante de R$52.691. Em função do fato relatado na Nota 14, a Companhia constituiu nesta data uma provisão para redução integral deste ativo. 4.2. CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CCEE A Companhia tem registrado no ativo o montante de R$16.379 e, no passivo circulante, o montante de R$1.475, relativos às transações de venda, compra de energia e encargos de serviços do sistema, realizados no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, com base em cálculos elaborados e divulgados pela CCEE. Parte desses valores está sujeita a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor. 4.3. CONCESSIONÁRIOS – OUTROS Refere-se, basicamente, a montante a receber da Companhia Piratininga de Força e Luz, em decorrência da cisão parcial da Bandeirante realizada em 1º de outubro de 2001. Com a transferência parcial da concessão à Companhia Piratininga de Força e Luz, a Bandeirante tem créditos registrados decorrentes da aplicação da proporcionalidade estabelecida no protocolo de cisão, no montante de R$41.738 (R$40.517 em 2003). 268 5. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS 5.1. Os créditos fiscais diferidos de longo prazo poderão ser realizados até o exercício de 2011, como abaixo demonstrado: 2006 2007 2008 2009 2010 2011 60.082 63.450 63.178 94.189 57.906 11.449 Para atendimento à Instrução CVM n.º 371/02, a Administração elaborou projeção de resultados tributáveis futuros, inclusive considerando seus descontos a valor presente, demonstrando a capacidade de realização desses créditos tributários nos períodos indicados, a qual foi aprovada pelo Conselho de Administração. Essas estimativas são periodicamente revisadas, de modo que eventuais alterações na perspectiva de recuperação desses créditos possam ser tempestivamente consideradas nas demonstrações contábeis. 5.2. O crédito fiscal advindo da Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP, refere-se à parcela de benefícios excedente aos ativos relativos aos planos previdenciários do tipo benefício definido, cuja provisão em 31 de dezembro de 2001 foi efetuada em contrapartida ao Patrimônio Líquido, dedutível por ocasião dos pagamentos mensais, com expectativa de finalização no exercício de 2017. 5.3. O crédito fiscal do ágio é proveniente da incorporação, ocorrida no exercício de 2002, da parcela cindida da anterior controladora Enerpaulo - Energia Paulista Ltda., representada pelo ágio pago pela Enerpaulo quando da aquisição de ações de emissão da Bandeirante, a qual foi contabilizada de acordo com as Instruções CVM nº 319/99 e 349/99 e que, conforme determinação da Aneel, será amortizado pela curva entre a expectativa de resultados futuros e o prazo de concessão da Companhia, o que resulta em amortização anual média de R$6.080 até o ano de 2027. 5.4. A projeção mencionada na Nota 5.1 indica que a Companhia apresenta base de cálculo suficiente para recuperação do saldo integral dos créditos tributários no período como demonstrado. No entanto, quanto aos créditos relacionados ao PSAP e Ágio, mencionados nas Notas 5.2 e 5.3, os mesmos serão realizados financeiramente até 2017 e 2027, respectivamente, em consonância com as normas de amortização dos valores a eles vinculados. 6. CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO DE CUSTOS DA PARCELA “A” 6.1. De 01/01/2001 a 25/10/2001 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A” inseridas no contexto do Acordo do Setor Elétrico, como mencionado na Nota 3. 6.2. De 26/10/2001 a 23/09/2004 - No reajuste tarifário ocorrido em 23 de outubro de 2004 foram incluídos, na sua formação: 50% do saldo remanescente da CVA apurada no período de 26/10/2001 a 23/09/2002; 50% da CVA apurada no período de 24/09/02 a 23/09/03, a qual não havia sido considerada no reposicionamento tarifário de outubro de 2003, tendo em vista o disposto na Portaria Interministerial nº 116, de 4 de abril de 2003 e; 100% da CVA apurada no período de 24/09/03 a 23/09/04. 269 Os valores estão sendo atualizados pela variação da taxa Selic, tendo sido registrado no exercício o valor de R$12.696 (R$9.265 em 2003) em contrapartida à receita financeira. No exercício foi amortizado o montante de R$9.348 (R$23.117 em 2003). A Medida Provisória n.º 127, de 4 de agosto de 2003, convertida na Lei n.º. 10.762/03, instituiu o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de que trata o artigo 1º da Medida Provisória n.º 2.227, de 4 de setembro de 2001, para os reajustes e revisões tarifárias realizados entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004, através de empréstimo concedido pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (Nota 11.8). 6.3. De 24/09/2004 a 31/12/2004 - Valores correspondentes aos itens da Parcela “A” que integrarão a base de cálculo de futuros reajustes tarifários. 7. ATIVO REGULATÓRIO DAS CONTRIBUIÇÕES PARA O PIS E COFINS Curto Prazo 31/12/04 3.107 8.296 11.403 Ativo Regulatório de PIS Ativo Regulatório de COFINS Total Longo Prazo 31/12/04 6.384 16.965 23.349 Em razão das alterações introduzidas pelas Leis nº 10.833/03 e 10.637/02, as quais majoraram a alíquota da COFINS de 3% para 7,6% e do PIS de 0,65% para 1,65%, respectivamente, foi reconhecido no exercício de 2004 um Ativo Regulatório de PIS e COFINS no montante de R$36.070, correspondente à diferença dessas tarifas não repassada para a tarifa. Desse montante, o valor de R$10.925 foi incluído na formação do reajuste tarifário ocorrido em 23 de outubro de 2004, representando 0,53% do total do reajuste homologado. No exercício foi amortizado o valor de R$1.318. 8. DESPESAS PAGAS ANTECIPADAMENTE Curto Prazo Longo Prazo 31/12/04 31/12/03 31/12/04 1.438 2.178 8.868 705 1.259 2.143 3.437 8.868 Despesas - Captação de Financiamento Outros Total 9. IMOBILIZADO 270 A taxa de depreciação média anual para o exercício de 2004 foi de aproximadamente 5,03% (4,6% em 2003). De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução Aneel n.º 20, de 3 de fevereiro de 1999, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando ainda que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão. 10. FORNECEDORES 11. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS DE DÍVIDAS 271 11.1. BANCO ITAÚ BBA S.A. - Contrato de repasse externo lastreado com recursos captados junto ao DEG Deutsche Investitions und Entiwicklungsgesellschaft MBH, firmado em 5 de fevereiro de 2002. O saldo remanescente equivale a US$4,1 milhões, com juros de 9,5% ao ano, a vencer semestralmente nos meses de março e setembro, com vencimento final em 15 de março de 2006, garantido por nota promissória e que estabelece ainda “covenants”, integralmente atendidos até o momento, cujo descumprimento resultaria em aumento da taxa de juros e até a antecipação do vencimento do contrato. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge (Nota 25.5). 11.2. CREDIT SUISSE FIRST BOSTON S.A. - Resolução 2770/00 - composto por dois contratos, ambos firmados em 9 de março de 2004, no valor total de US$36 milhões, sendo: a) contrato de US$20 milhões, com principal e juros a vencer em 28 de dezembro de 2005, remunerado com juros de 2,5% ao ano; e b) contrato de US$16 milhões, remunerado com juros de 2,5% ao ano, liquidado em 9 de junho de 2004. Os contratos são garantidos por notas promissórias. Para o contrato em vigor, foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge (Nota 25.5). 11.3. BID - BANCO INTERAMERICANO DE DESENVOLVIMENTO - Contrato de financiamento externo com participação de consórcio de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis, firmado em 5 de março de 2004, no montante de US$100 milhões, integralmente liberado durante o exercício de 2004, com carência de 2 anos para início de pagamento do principal e com vencimento final em até 8 anos, sendo: • Tranche “A” - US$38,9 milhões, com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15 de fevereiro de 2012, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4,375% ao ano, vencíveis trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004. • Tranche “B” - US$61,1 milhões, com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15 de fevereiro de 2009, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4% ao ano, vencíveis trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004. Este financiamento é destinado a projetos de investimento, com garantia nos recebíveis da Companhia pelo fornecimento de energia elétrica, com estabelecimento de “covenants” (dívida total em relação à dívida total mais patrimônio líquido, dívida total em relação ao EBITDA e índice de cobertura do serviço da dívida, entre outros não financeiros), integralmente atendidos até o momento, cujo descumprimento poderia resultar, parcial ou integralmente, em até a antecipação do vencimento do contrato. Para este empréstimo foram realizadas operações de swap cambial, com característica de hedge (Nota 25.5). 11.4. BANCO SANTANDER BRASIL S.A. - Resolução 2770/00 - contrato de US$11 milhões, firmado em 20 de dezembro de 2004, com juros de 4,15% ao ano e garantido com nota promissória, com vencimento de principal e encargos em uma única parcela em 11 de dezembro de 2006. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge (Nota 25.5). 11.5 BANCO SAFRA S.A. - Resolução 2770/00 - Contrato firmado em 5 de janeiro de 2001, com juros de 5% ao ano e garantido com nota promissória, liquidado em 17 de maio de 2004. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge. 11.6. EDP BRASIL S.A. - Refere-se a contrato firmado em 27 de dezembro 2001, sem apresentação de garantias, no valor original de R$472.879. As parcelas são reajustadas nas datas dos efetivos pagamentos, adotando-se como teto para os encargos do contrato o menor valor entre a taxa de CDI e o custo equivalente a Libor + 0,875% ao ano, acrescido da variação do IGP-M, conforme determinação da Aneel, através do Ofício n.º 106 - SFF/Aneel, de 20 de dezembro de 2001. Em 28 de julho de 2003, foi celebrado o 3º Termo de Aditamento ao Contrato de Compra e Venda de Títulos estabelecendo que, em 31 de dezembro de 2003, o saldo total remanescente (principal e encargos) tornou-se “novo principal”, a liquidar em 24 parcelas, mensais e sucessivas, de janeiro de 2004 a dezembro de 2005 e os juros incidentes sobre o “novo principal” vencíveis em quatro parcelas semestrais a partir de julho de 2004. 11.7. BNDES - Recomposição Tarifária Extraordinária - Contrato firmado em 13 de fevereiro de 2002, em consonância com o Acordo Geral do Setor Elétrico e Lei n.º 10.438/02. No exercício de 2002 foram liberados recursos no montante de R$306.105, equivalentes a 90% do valor da Recomposição de Receita e Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela “A” de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001 (Notas 3.1 e 3.3). Sobre o valor do principal incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média anual ajustada da Selic. A parcela de crédito no valor original de R$250.736 e respectivos juros está sendo amortizada mensalmente desde março de 2002, em 55 prestações mensais e sucessivas com vencimento final em 15 de setembro de 2006 e a parcela de crédito no valor original de R$55.369 deverá ser amortizada em 9 prestações mensais e sucessivas, vencendo-se a primeira em 15 de outubro de 2006 e a última em 15 de junho de 2007 e, durante a carência, os juros estão sendo integralizados ao principal do empréstimo. Ambos com garantia em conta bancária através de vinculação do valor equivalente a 5,95% até abril de 2003 e 3,77% a partir de maio de 2003, do faturamento mensal da Companhia. 272 11.8. BNDES - CVA - Contrato firmado em 7 de abril de 2004, em consonância com o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica conforme Lei n.º 10.762/03. Destina-se a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação dos mecanismos de compensação das variações dos itens da Parcela “A”, para os reajustes e revisões tarifárias anuais referentes ao período compreendido entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004. No exercício de 2004 foram liberados recursos no montante de R$78.134. Sobre o valor do principal incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média anual ajustada da Selic, capitalizados no dia 15 de cada mês desde a data da liberação dos recursos até o dia 14 de dezembro de 2004 e exigíveis mensalmente a partir do dia 15 de dezembro de 2004, juntamente com as prestações do principal e com vencimento final em 15 de novembro de 2006, com garantia em conta bancária através de vinculação do valor equivalente a 2,77% do faturamento mensal da Companhia. 11.9. CONTAS GARANTIDAS - Referem-se a empréstimos obtidos junto a diversas instituições financeiras nacionais, para cobertura do fluxo de caixa operacional, com taxa de juros média de 106% do CDI, garantidos por notas promissórias de em média 120% do valor do principal. 11.10. NOTAS PROMISSÓRIAS - Em 24 de setembro de 2003 foi efetivada pela Companhia a emissão de trezentas e sessenta notas promissórias, com valor unitário de R$500, em subscrição pública e resgatadas integralmente no seu vencimento em março de 2004. 11.11. PROGRAMA DE AMORTIZAÇÃO - PRINCIPAL E ENCARGOS DE LONGO PRAZO Moeda Estrangeira 85.898 71.267 71.266 30.727 17.207 17.207 4.316 Vencimento 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 a 2016 Total 12. 297.888 TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS 273 Moeda Nacional 123.240 62.641 854 541 115 115 115 414 188.035 Total 209.138 133.908 72.120 31.268 17.322 17.322 4.431 414 485.923 13. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS INSS e FGTS Folha de Pagamento Imposto de Renda, Contribuição Social, PIS e COFINS Total 31/12/04 Curto Prazo Longo Prazo 2.226 10.855 19.157 32.238 50.776 50.776 31/12/03 Curto Prazo Longo Prazo 1.995 8.319 28.690 39.004 54.563 54.563 13.1. FOLHA DE PAGAMENTO - Refere-se a provisão de férias e respectivas gratificações e encargos sociais, além da provisão para Participação nos Lucros e Resultados do exercício de 2004. 13.2. IMPOSTO DE RENDA, CONTRIBUIÇÃO SOCIAL, PIS E COFINS - em outubro de 2003, a Companhia reavaliou os aspectos relacionados ao momento de incidência tributária sobre as receitas registradas nos exercícios de 2001 e 2002 no âmbito da Recomposição Tarifária Extraordinária mencionada na Nota 3, passando a reconhecer a exigibilidade da tributação quando do efetivo ressarcimento desses valores, suportada pelo Parecer COSIT 26/2002. Nesse contexto, a correspondente exigibilidade futura foi registrada no passivo circulante e no exigível a longo prazo, de acordo com a expectativa de ressarcimento desses valores, iniciada em janeiro de 2002, sendo que os tributos anteriormente recolhidos foram transformados em créditos fiscais, com atualização pela taxa Selic (R$25.702 no exercício de 2003 - Nota 20), cuja compensação ocorreu entre outubro de 2003 e março de 2004, com saldo remanescente de R$52.513 ao final do exercício de 2003, incluído no ativo circulante na rubrica Tributos e Contribuições Sociais Compensáveis. Na ocasião, também foram reconhecidos os créditos fiscais diferidos sobre a recomposição de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, no montante de R$32.042. Em dezembro de 2004, contudo, verificou-se que a contabilização da provisão para o imposto de renda e da contribuição social do exercício de 2003 foi involuntariamente efetuada por valor diverso do adequado, tendo em vista os cálculos e dados básicos à época, sendo necessária sua complementação pelo montante de R$34.301. Por não se referir a ajustes de provisões ou avaliação de riscos estimados ou, ainda, insuficiência de informações existentes à época de sua constituição, essa complementação foi registrada em 2004 a débito da conta de lucros acumulados, diretamente no patrimônio líquido. No contexto descrito no último parágrafo da Nota 2, tal ajuste está apresentado “pro forma” nas demonstrações financeiras do exercício de 2003. 14. DIFERENÇA DE REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO PROVISÓRIO - COMPENSAÇÃO FINANCEIRA. A Aneel, através da Resolução Homologatória nº 243, de 18 de outubro de 2004, decidiu rever o reposicionamento tarifário provisório, de 23 de outubro de 2003, de 18,08% (Nota 4.1) para 10,51%, em função de revisão, pelo Órgão Regulador, da Base de Remuneração utilizada anteriormente. Este valor de reposicionamento é provisório, até que a Aneel valide o “Laudo de Avaliação da Base de Remuneração”, entregue pela Companhia e realizado por avaliador independente credenciado pelo Órgão Regulador. Não obstante o caráter provisório do reposicionamento tarifário, a administração da Companhia decidiu, por prudência, registrar em setembro de 2004 provisão no valor de R$64.678, correspondente à diferença integral de receita entre o reposicionamento tarifário provisório de 14,68% aplicado, a partir de 23 de outubro de 2003, sobre as tarifas de fornecimento e o novo reposicionamento tarifário provisório de 10,51%. O efeito total daquela Resolução incluindo a provisão integral do Ativo Regulatório mencionada na Nota 4.1, reduziu o resultado líquido do exercício de 2004 em R$70.298 (sendo R$13.748 de competência de 2003). O reposicionamento tarifário definitivo deverá acontecer até 23 de outubro de 2005. 274 15. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS (CURTO E LONGO PRAZOS) 15.1. TRABALHISTAS - Ações ajuizadas correspondentes aos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme o Protocolo de Cisão Parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. Subseqüentemente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da Bandeirante, ocorrida em 1º de outubro de 2001, cada concessionária (Bandeirante e Piratininga) é responsável pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões assumidas por cada Companhia, enquanto que as ações corporativas serão assumidas na proporção percentual dos controladores (Bandeirante e Piratininga) determinada no respectivo protocolo de cisão. 15.2. CONSUMIDORES INDUSTRIAIS - Pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE n.º 38, de 27 de fevereiro de 1986 e n.º 45, de 4 de março de 1986 - 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. 15.3. COFINS - MAJORAÇÃO DE ALÍQUOTA - A Companhia está questionando judicialmente as alterações na COFINS advindas da Lei n.º 9718, de 27 de novembro de 1998. Em 1º de julho de 1999, obteve liminar possibilitando o recolhimento desse tributo, até o mês de dezembro de 1999, na forma da legislação anterior, ou seja, 2% sobre o faturamento, com efeitos retroativos a 1º de fevereiro de 1999. Porém, conservadoramente, provisionou o diferencial de base e adicional de 1% nas demonstrações contábeis. O saldo provisionado em 31 de dezembro de 2004 é composto por R$24.077 de principal e R$21.719 de encargos. 15.4. IMPOSTO DE RENDA - Contestação da indedutibilidade da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido na apuração do Imposto de Renda dos exercícios de 2001 e 2002. 15.5. A Companhia é parte em outros processos judiciais ainda em andamento, de naturezas administrativa, fiscal, trabalhista e cível, advindos do transcurso normal de suas operações, cujas materializações, na avaliação dos consultores jurídicos, são possíveis ou remotas, não requerendo o seu provisionamento. 16. FUNDAÇÃO CESP 16.1. COMPOSIÇÃO DO SALDO BSPS - Reservas a Amortizar Programas Assistenciais Total 31/12/04 Curto Prazo Longo Prazo 12.451 92.569 3.460 15.911 92.569 31/12/03 Curto Prazo Longo Prazo 14.062 91.614 4.028 18.090 91.614 Plano de Benefício Suplementar Proporcional Saldado - BSPS - Corresponde aos benefícios proporcionais dos empregados, calculados com base no tempo de serviço até março de 1998. O valor de R$105.020, apurado em 31 de dezembro de 2004, de acordo com a deliberação CVM nº 371, de 13 de dezembro de 2000, corresponde à parcela de benefícios excedente aos ativos do plano. O déficit será liquidado em 240 meses, contados a partir de setembro de 1997, com base em percentual sobre a folha de salários, podendo ser revisado semestralmente para assegurar a liquidação do saldo no período acima. O percentual de contribuição atual é de 25,61% e o para o primeiro semestre de 2005 é de 26,53%. 275 16.2. PLANOS DE SUPLEMENTAÇÃO DE APOSENTADORIA E PENSÃO Os planos de benefícios previdenciários em favor de empregados e ex-empregados da Companhia são administrados e geridos pela Fundação Cesp, entidade fechada de previdência complementar, com patrimônio próprio, segregado dos patrimônios das Patrocinadoras sem solidariedade contributiva. Para os empregados e exempregados da Companhia, a Fundação Cesp gere os seguintes Planos Previdenciários: 16.2.1. Plano BD - Vigente até 31 de março de 1998: Plano de Benefício Saldado, do tipo Benefício Definido, que concede Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é da Companhia. 16.2.2. Plano BD - Vigente após 31 de março de 1998: Plano do tipo Benefício Definido, que concede renda vitalícia reversível em pensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base de 70% da média salarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e de entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço passado (inclusive o acumulado até 31 de março de 1998) e, portanto, não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é paritária entre a Companhia e os participantes. 16.2.3. Plano CD: Implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, é um plano previdenciário que, até a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é do tipo Contribuição Definida, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é que o Plano Previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a poder gerar responsabilidade atuarial à Companhia. 16.3. CÁLCULO DO ATIVO LÍQUIDO RELATIVO AOS PLANOS PREVIDENCIÁRIOS DO TIPO BENEFÍCIO DEFINIDO DA FUNDAÇÃO CESP (PSAP/BANDEIRANTE) PATROCINADO PELA COMPANHIA - POSIÇÃO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2004 Valor presente da obrigação atuarial Valor justo dos ativos do plano Valor da obrigação atuarial líquida dos ativos R$257.279 R$152.259 R$105.020 A Companhia optou em 2001 pela alternativa prevista no parágrafo 84 do pronunciamento do IBRACON - Instituto dos Auditores Independentes do Brasil, aprovado pela Deliberação CVM n.º 371, de 13 de dezembro de 2000, registrando o valor de R$104.892 a débito do Patrimônio Líquido. Nesse montante, foi destacada a parcela de redução tributária decorrente das despesas, a qual está apropriada no Ativo como Créditos Tributários (Nota 5.2). No exercício de 2004 foi registrado o valor de R$656 a crédito no resultado (R$211 a débito em 2003), em contrapartida ao passivo exigível a longo prazo em função do laudo atuarial de 31 de dezembro de 2004 ter indicado a necessidade dessa redução à referida provisão. 16.3.1. Premissas Atuariais Utilizadas: • Taxa de juros (desconto) para avaliação do custo do serviço corrente e da obrigação atuarial total: 10,76% ao ano. • Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do plano: 10,76% ao ano (essa taxa foi identificada com base em estudos específicos, que consideram a perspectiva de rendimento esperado, suportada por projeções). • Taxa de crescimento salarial: 7,12% ao ano. • Índice de reajuste de benefícios concedidos de prestação continuada: 4% ao ano. • Fator de capacidade do benefício/salário preservar seu poder aquisitivo ao longo de cada ano: 0,98 (ou 98%). • Taxa de rotatividade: Considerada nula a partir do momento em que o participante completa 3 anos de filiação ao Plano de Benefícios Definidos e passa a ter direito, em caso de perda do vínculo empregatício, ao Benefício Proporcional Diferido (BPD) de valor equivalente ao seu direito acumulado no Plano. • Tábua Geral de Mortalidade: GAM-83 (qx). 276 • Tábua de Entrada em Invalidez: LIGHT-MÉDIA (ix). • Tábua de Mortalidade de Inválidos: Igual a 1/3 de • Tábua de Mortalidade de Ativos: obtida pelo método de Hamza a partir dos valores adotados para qx/ ix/ qix. • Composição de Família: experiência observada no âmbito das patrocinadoras da Fundação Cesp. 16.3.2. Dados Cadastrais Utilizados (Em 31 de outubro de 2004): ATIVOS • Participantes ativos: 1.218. • Tempo médio de serviço na Companhia: 13 anos. • Idade média: 35 anos. • Salário médio mensal: R$3.351,54. • Tempo remanescente de atividade: 18 anos. Foram avaliados também 202 participantes ativos “coligados”, que têm direito ao Benefício Diferido por desligamento, no valor médio mensal de R$173,24. INATIVOS • Participantes aposentados e pensionistas: 300. • Idade média: 49 anos. • Benefício médio mensal: de R$1.530,35 a R$1.904,90 para os originados dos Planos de Benefício Definido, e de R$29,07 a R$59,78 para os originados do Plano de Contribuição Definida convertidos em Benefício Definido após a concessão dos benefícios. 16.4. O total de contribuições feitas pela Companhia, consignado na demonstração de resultado na rubrica Despesas Gerais e Administrativas, foi: Contribuição BSPS - Reservas a Amortizar Plano Misto - Contribuições Mensais Total 17. CAPITAL SOCIAL 17.1. COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA 31/12/04 31/12/03 12.090 3.167 15.257 11.093 3.083 14.176 Posição em 31 de dezembro de 2004 e 2003 Acionistas EDP Brasil S.A. Cia. Metropolitano de S.Paulo - METRÔ Universidade de São Paulo Outros Total QUANTIDADE DE AÇÕES % Preferenciais % 97,75 22.517.337.283 95,69 2,25 80.303.382 0,34 6.021 935.126.906 3,97 15.558.967.466 100,00 23.532.767.571 100,00 Ordinárias 15.208.129.233 350.832.212 277 TOTAL 37.725.466.516 350.832.212 80.303.382 935.132.927 39.091.735.037 % 96,50 0,90 0,21 2,39 100,00 17.2. DIVIDENDOS As ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do Lucro Líquido Ajustado, na forma da Lei. As ações preferenciais têm direito a dividendos 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias, na forma do Estatuto e da Lei. No exercício de 2004, os dividendos incluem Juros Sobre Capitais Próprios - JSCP e dividendos intermediários, sendo o valor de R$58.005 pagos com base no valor revertido da Reserva de Retenção de Lucros, e foram calculados como segue: Os Juros Sobre Capital Próprio foram calculados em conformidade com o artigo 9 da Lei nº 9.249/95, observandose a Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP. Para fins de dedutibilidade na apuração do Imposto de Renda e da Contribuição Social, foram registrados no grupo de Despesas Financeiras (Nota 20) e, em seguida, para atendimento à deliberação CVM nº 207/96, foram reclassificados para o Patrimônio Líquido. 17.3. RESERVA DE RETENÇÃO DE LUCROS Constituída a partir do exercício de 2001 e complementada nos exercícios de 2002, 2003 e 2004 para viabilizar o Programa de Investimentos da Companhia, que se encontra previsto no orçamento de capital, a ser submetido à Assembléia, o qual é necessário para que esteja em condições não só de atender à demanda dos seus consumidores como, também, para a melhoria constante da qualidade dos serviços oferecidos aos mesmos. No exercício de 2003, no contexto descrito no último parágrafo da Nota 2, foi efetuada a reversão do montante de R$34.301 para lucros acumulados. No exercício de 2004, a Administração da Companhia, em função das adequações efetuadas na sua estrutura de capital e do custo médio de capital compatível com o seu negócio, reverteu o montante de R$58.005 para distribuição de dividendos aos acionistas. 17.4. RESERVAS DE CAPITAL 31/12/04 177.342 787 156.599 334.728 Doações e Subvenções para Investimento Incentivos Fiscais Ágio na Incorporação de Sociedade (Nota 5.3) Total 278 31/12/03 177.342 787 156.599 334.728 18. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 19. DESPESAS OPERACIONAIS 279 20. RESULTADO FINANCEIRO 21. ENCARGOS FINANCEIROS E VARIAÇÕES MONETÁRIAS CAPITALIZADAS De acordo com a Instrução Contábil n.º 10 item 4, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e a Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, foram transferidos para o Ativo Imobilizado em Curso os seguintes valores: 2004 106.011 (748) 105.263 Encargos de Dívidas Contabilizados no Resultado Transferência para o Imobilizado em Curso Líquido Variações Monetárias e Cambiais Contabilizadas no Resultado Transferência para o Imobilizado em Curso Líquido Despesas Financeiras Associadas - Operações de Swap, transferidas para o Imobilizado em Curso Total Capitalizado 280 2003 153.223 (2.356) 150.867 2.037 17 2.054 (3.713) 5.609 1.896 (812) (1.543) (8.765) (5.512) 22. RESULTADO - IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL Lucro antes do IR e CSLL Adições Exclusões Exigibilidade Suspensa (Nota 15.4) Compensação 30% Alíquotas Nominais de IR e CSLL Provisão de IR e CSLL Incentivos Fiscais Outros IR e CSLL - Diferidos Total Imposto de Renda 2004 2003 133.897 102.185 309.745 104.072 (120.505) (98.814) (6.457) 323.137 100.986 (96.941) (30.296) 226.196 70.690 25% 25% (56.549) (17.673) 1.712 424 6.855 (6.632) 7.454 (3.770) (40.528) (27.651) Contribuição Social 2004 2003 133.897 102.185 306.127 99.117 (120.505) (98.815) 319.519 (95.856) 223.663 9% (20.130) 102.487 (30.746) 71.741 9% (6.457) 2.281 3.170 (14.679) (1.813) (1.910) (10.180) No exercício de 2004 destacam-se as adições temporárias, nas apurações de IR e CSLL, referentes às provisões mencionadas nas notas 4.1 e 14. 23. SEGUROS A Companhia mantém contratos de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas, levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e responsabilidades. As principais coberturas de seguros são: Descrição Subestações Almoxarifados Prédios e Conteúdos (Próprios) Prédios e Conteúdos (Terceiros) Transportes (Materiais) Responsabilidade Civil Subtotal Transportes (Veículos) Acidentes Pessoais/Viagens Subtotal Total 31/12/04 302.800 9.467 24.164 8.872 12.000 23.049 380.352 1.800 10.000 11.800 392.152 24. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS 281 31/12/03 300.050 10.381 31.399 5.041 12.000 21.168 380.039 1.800 10.000 11.800 391.839 Os saldos em aberto com Partes Relacionadas na data do balanço, exceto de empréstimos e financiamentos, estão demonstrados no Passivo Circulante, na rubrica Fornecedores. Todas as transações foram efetuadas a valores de mercado e estão suportadas por contratos que foram submetidos à autorização da Aneel. 25. INSTRUMENTOS FINANCEIROS 25.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS A utilização de instrumentos e operações envolvendo taxas de juros, como diretriz da Administração, tem por objetivo proteger a Companhia das variações no câmbio de moedas estrangeiras em relação ao Real, nas suas operações ativas e passivas. A Administração avalia que, nas aplicações financeiras de suas disponibilidades, os riscos são mínimos, pois não existe concentração e as operações são realizadas com bancos de reconhecida solidez. 25.2. VALOR DE MERCADO DOS INSTRUMENTOS FINANCEIROS Os valores de mercado dos principais instrumentos financeiros da Companhia aproximam-se dos valores contábeis, destacando-se os Empréstimos e Financiamentos (Nota 11) e Operações de Hedge (Nota 25.5). Os valores de mercado, quando aplicável, foram calculados conforme o valor presente desses instrumentos financeiros, considerando a taxa de juros praticada pelo mercado para operações de riscos e operações similares. 25.3. RISCO DE CRÉDITO Outro instrumento financeiro capaz de expor a Companhia ao risco de crédito é representado por contas a receber que, no entanto, é atenuado pela venda a uma base de clientes pulverizada e pela possibilidade de corte no fornecimento de energia elétrica dos consumidores inadimplentes. Adicionalmente, os valores da CCEE também representam risco, no contexto descrito na Nota 4.2. 25.4. OPERAÇÕES DE SWAP • Operação de Swap com o Banco Votorantim realizada em 21 de junho de 2002, no valor base - “notional” - de R$160.000, sendo o valor garantido pelo Banco remunerado à taxa de 17% ao ano em contrapartida à variação do IGP-M acrescido de 11,5% ao ano garantido pela Companhia, incidentes sobre o valor presente da operação, sendo o resultado sobre o “notional” de R$75.000, liquidado em 02 de maio de 2003, e sobre o “notional” de R$85.000 liquidado em 3 de maio de 2004. A operação gerou um prêmio de R$16.801, registrado nos Passivo Circulante e Exigível a Longo Prazo, que foi reconhecido no resultado durante o período de vigência do contrato. • Operação de Swap com o Banco Votorantim realizada em 1º de agosto de 2002, no valor base - “notional” - de R$160.000, sendo o valor garantido pelo Banco remunerado à taxa de 18% ao ano em contrapartida à variação do IGP-M acrescido de 11,5% ao ano garantido pela Companhia, incidentes sobre o valor presente da operação, sendo o resultado sobre o “notional” de R$75.000, liquidado em 30 de abril de 2003, e sobre o “notional” de R$85.000 liquidado em 30 de abril de 2004. A operação gerou um prêmio de R$13.900, registrado nos Passivo Circulante e Exigível a Longo Prazo, que foi reconhecido no resultado durante o período de vigência do contrato. 25.5. OPERAÇÕES DE HEDGE A Companhia, com o intuito de eliminar a exposição de todas as suas dívidas em dólar às oscilações da taxa de câmbio, possui em 31 de dezembro de 2004 as seguintes operações de Hedge: • BANCO ITAÚ BBA S.A. - Troca de variação cambial mais juros de 9,5% ao ano, da dívida junto à mesma instituição (Nota 11.1), por variação do CDI mais 1,75% ao ano. A diferença entre os índices encontra-se registrada no Passivo Circulante e Passivo Exigível a Longo Prazo no valor de R$2.091 e R$822, respectivamente; • BANCO SANTANDER BRASIL S.A. - Troca de variação cambial mais juros de 4,15% ao ano, da dívida junto à mesma instituição (Nota 11.4), por variação de 108% do CDI, com vencimento para 11 de dezembro de 2006. A diferença entre os índices encontra-se registrada no Passivo Exigível a Longo Prazo no valor de R$926; 282 26. • CREDIT SUISSE FIRST BOSTON S.A. - Troca de variação cambial mais juros de 2,5% ao ano, da dívida junto á mesma instituição (Nota 11.2), por variação de 103,5% do CDI, com vencimento em 28 de dezembro de 2005. A diferença entre os índices encontra-se registrada no Passivo Circulante no valor de R$976; • BID - BANCO INTERAMERICANO DE DESENVOLVIMENTO - Para cada parcela liberada do financiamento junto ao BID - tranche “A” e Consórcio de Bancos - tranche “B” (Nota 11.3), no montante de US$100 milhões, foram contratadas junto ao Banco Citibank S.A. e Banco J.P. Morgan S.A. operações para troca dos encargos originais do financiamento, por remunerações baseadas no intervalo de 114,95% a 123,29% do CDI. O montante correspondente a diferença entre os índices encontra-se registrado no Passivo Circulante e Passivo Exigível a Longo Prazo, nos valores de R$3.080 e R$43.107, respectivamente. NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO O Governo Federal, através do Ministério das Minas e Energia - MME, apresentou à sociedade a sua proposta para a reforma do setor elétrico nacional, especialmente no que concerne ao modelo institucional e respectivo arcabouço regulatório, culminando com a edição das Medidas Provisórias nº 144 e 145, ambas de 10 de dezembro de 2003, posteriormente convertidas nas Leis nº 10.848 e 10.847, ambas de 15 de março de 2004 e do Decreto nº 5163, de 30 de julho de 2004. No âmbito das Distribuidoras, destaca-se a necessidade de apresentarem cobertura contratual para 100% de seus requisitos de mercado de longo prazo, obrigatoriamente contratada através de leilões públicos operacionalizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. A Companhia não espera efeitos econômico-financeiros relevantes decorrentes da nova regulamentação. 27. REORGANIZAÇÃO SOCIETÁRIA A EDP Brasil S.A. e certas controladas, entre elas a Bandeirante, protocolaram na Aneel, em 19 de abril de 2004, pedido de autorização prévia para realização de reorganização societária, que se espera concluir no exercício de 2005. O objetivo é simplificar a estrutura societária dessas empresas, capturar sinergias e consolidar exclusivamente na EDP Brasil a liquidez e a dispersão dos valores mobiliários de emissão das companhias, com vistas a uma futura adesão ao segmento do Novo Mercado da Bolsa de Valores de São Paulo - Bovespa. 283 DIRETORIA JOAQUIM ARMANDO FERREIRA DA SILVA FILIPE Diretor – Presidente THOMAS DANIEL BRULL Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Diretor de Administração WELINGTON CEZAR XAVIER Diretor Comercial AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA Diretor Técnico CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO ANTÓNIO FERNANDO MELO MARTINS DA COSTA Presidente JOAQUIM ARMANDO FERREIRA DA SILVA FILIPE Vice- Presidente CONSELHEIROS ANTONIO JOSÉ SELLARE ANTONIO EDUARDO DA SILVA OLIVA SEVERINO JUSTINO DA SILVA GERÊNCIA DA ÁREA CONTÁBIL SÉRGIO LUIZ DA SILVA RIBEIRO Gerente Executivo de Contabilidade CRC 1RJ078679/O-7 “S” SP 284 • DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2003, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração 285 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 286 SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2003 Legislação Societária O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS. 01.01 - IDENTIFICAÇÃO 1 - Código CVM 01698-5 2 - Denominação Social BANDEIRANTE ENERGIA S.A. 3 - CNPJ 02.302.100-0001-06 4 - NIRE 01.02 - SEDE 1 - Endereço Completo Rua Bandeira Paulista, 530 6 - DDD 11 11 - DDD 11 2 - Bairro ou Distrito Chácara Itaim 7 - Telefone 3049-5180 12 - Fax 3049-5182 3 - CEP 04532-001 8 - Telefone 3049-5185 13 - Fax 3049-5167 4 - Município São Paulo 9 - Telefone 3049-5695 14 - Fax 5 - UF SP 10 - Telex 15 - E-mail [email protected] 01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia) 1 - Nome Thomas Daniel Brull 4 - CEP 04532-001 11 - Telex - 5 - Município São Paulo 12 - DDD 11 2 - Endereço Completo Rua Bandeira Paulista, 530 6 - UF 7 - DDD SP 11 13 - Fax 14 - Fax 3049-5006 3049-5013 8 - Telefone 3049-5040 15 - Fax 3 - Bairro ou Distrito Chácara Itaim 9 - Telefone 3049-5041 16 - E-mail [email protected] 10 - Telefone 3049-5042 01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR Exercício 1 - Último 2 - Penúltimo 3 - Antepenúltimo 4 - Nome/Razão Social do Auditor PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes 1 - Data de Início do Exercício Social 01/01/2003 01/01/2002 01/01/2001 5 - Código CVM 00287-9 2 - Data de Término do Exercício Social 31/12/2003 31/12/2002 31/12/2001 6 - Nome do Responsável Técnico Wander Rodrigues Teles 7 - CPF do Resp. Técnico 153.211.501-68 01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL Número de Ações (Mil) Do Capital Integralizado 1 - Ordinárias 2 - Preferenciais 3 - Total Em Tesouraria 4 - Ordinárias 5 - Preferenciais 6 - Total 1 - 31/12/2003 2 - 31/12/2002 3 - 31/12/2001 15.558.967 23.532.768 39.091.735 15.558.967 23.532.768 39.091.735 15.558.967 23.532.768 39.091.735 0 0 0 0 0 0 0 0 0 01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA 1 - Tipo de Empresa Empresa Comercial, Industrial e Outras 5 - Atividade Principal Prestação de Serviço Público de Energia Elétrica 2 - Tipo de Situação Operacional 6 - Tipo de Consolidado Não Apresentado 3 - Natureza do Controle Acionário Privada Nacional 4 - Código Atividade 1990200 - Serviços de Eletricidade 01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS 1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social 01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO 1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES 1 - Data 17/02/2004 5 - Início Pagto. 2 - Assinatura 287 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação 02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil) Código 1 1.01 1.01.01 1.01.02 1.01.02.01 1.01.02.02 1.01.02.03 1.01.02.04 1.01.02.05 1.01.03 1.01.04 1.01.04.01 1.01.04.02 1.01.04.03 1.02 1.02.01 1.02.01.01 1.02.01.02 1.02.01.03 1.02.01.04 1.02.01.05 1.02.01.06 1.02.02 1.02.02.01 1.02.02.02 1.02.02.03 1.02.03 1.03 1.03.01 1.03.01.01 1.03.01.02 1.03.01.03 1.03.02 1.03.02.01 1.03.02.02 1.03.03 Descrição Ativo Total Ativo Circulante Disponibilidades Créditos Consumidores e Concessionários Provisão p/ Créd. de Liquidação Duvidosa Tributos e Contrib. Sociais Compensáveis Imp. de Renda Contrib. Social Diferidos Progr.Emerg. Red. Consumo Energ. Elétr. Estoques Outros Despesas Pagas Antecipadamente Conta de Compens. Var. Custos Parcela A Outros Ativo Realizável a Longo Prazo Créditos Diversos Consumidores e Concessionários Progr. Emerg. Red. Consumo Ener. Elétr. Imp. de Renda Contrib. Soc. Diferidos Depósitos Vinculados a Litígios Conta de Compens. Var. Custos Parcela A Outros Créditos Créditos com Pessoas Ligadas Com Coligadas Com Controladas Com Outras Pessoas Ligadas Outros Ativo Permanente Investimentos Participações em Coligadas Participações em Controladas Outros Investimentos Imobilizado Em Serviço Em Curso Diferido 288 31/12/2003 2.326.579 641.551 48.517 569.212 461.716 (5.979) 65.218 44.894 3.363 7.158 16.664 3.437 0 13.227 847.789 847.789 253.752 9.451 331.200 17.329 227.612 8.445 0 0 0 0 0 837.239 673 0 0 673 836.566 707.750 128.816 0 31/12/2002 2.194.068 696.037 34.059 544.886 499.359 (2.287) 20.964 17.420 9.430 6.271 110.821 5.330 95.032 10.459 713.442 713.442 278.751 4.997 330.053 10.518 76.166 12.957 0 0 0 0 0 784.589 673 0 0 673 783.916 718.372 65.544 0 31/12/2001 1.783.443 455.508 1.764 406.985 384.353 (5.137) 3.817 2.209 21.743 7.737 39.022 139 35.144 3.739 556.851 556.851 265.199 4.437 186.330 7.853 87.885 5.147 0 0 0 0 0 771.084 673 0 0 673 770.411 709.622 60.789 0 02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil) Código 2 2.01 2.01.01 2.01.02 2.01.03 2.01.04 2.01.05 2.01.06 2.01.06.01 2.01.07 2.01.08 2.01.08.01 2.01.08.02 2.01.08.03 2.01.08.04 2.01.08.05 2.01.08.06 2.02 2.02.01 2.02.02 2.02.03 2.02.03.01 2.02.04 2.02.05 2.02.05.01 2.02.05.02 2.02.05.03 2.02.05.04 2.02.05.05 2.02.05.06 2.03 2.05 2.05.01 2.05.02 2.05.02.01 2.05.02.02 2.05.02.03 2.05.02.04 2.05.03 2.05.03.01 2.05.03.02 2.05.04 2.05.04.01 2.05.04.02 2.05.04.03 2.05.04.04 2.05.04.05 2.05.04.06 2.05.04.07 2.05.05 Descrição Passivo Total Passivo Circulante Empréstimos e Financiamentos Debêntures Fornecedores Impostos, Taxas e Contribuições Dividendos a Pagar Provisões Provisões para Contingências Dívidas com Pessoas Ligadas Outros Encargos de Dívidas Obrigações Estimadas Fundação Cesp Concessionários Outras Conta de Compens.Var.Custos Parcela A Passivo Exigível a Longo Prazo Empréstimos e Financiamentos Debêntures Provisões Provisões para Contingências Dívidas com Pessoas Ligadas Outros Fornecedores Fundação Cesp Obrigações Estimadas Conta de Compens.de Var.Custos Parcela A Reserva para Reversão e Amortização Outros Resultados de Exercícios Futuros Patrimônio Líquido Capital Social Realizado Reservas de Capital Doações e Subvenções para Investimento Incentivos Fiscais Remunerações sobre o Capital Próprio Ágio na Incorpor. Socied. Controladora Reservas de Reavaliação Ativos Próprios Controladas/Coligadas Reservas de Lucro Legal Estatutária Para Contingências De Lucros a Realizar Retenção de Lucros Especial p/ Dividendos Não Distribuídos Outras Reservas de Lucro Lucros/Prejuízos Acumulados 289 31/12/2003 2.326.579 922.711 315.946 0 216.063 80.810 23.588 424 424 130.973 154.907 12.826 39.004 18.090 9.959 75.028 0 711.216 212.705 0 84.580 84.580 130.973 282.958 71.563 91.614 20.262 80.931 17.248 1.340 0 692.652 254.628 334.728 177.342 787 0 156.599 0 0 0 103.296 9.261 0 0 0 94.035 0 0 0 31/12/2002 2.194.068 773.322 220.329 0 207.348 69.128 2.113 203 203 150.000 124.201 5.398 10.052 10.673 29.387 66.707 1.984 803.318 257.520 0 60.789 60.789 232.191 252.818 104.191 98.315 0 0 17.248 33.064 0 617.428 254.628 334.728 177.342 787 0 156.599 0 0 0 28.072 4.329 0 0 0 23.743 0 0 0 31/12/2001 1.783.443 715.322 76.630 0 253.483 123.132 6.056 124 124 150.000 105.897 1.150 10.443 11.372 15.597 55.478 11.857 613.601 7.423 0 52.664 52.664 323.165 230.349 114.678 98.423 0 0 17.248 0 0 454.520 254.628 178.129 177.342 787 0 0 0 0 0 21.763 3.915 0 0 0 17.848 0 0 0 03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil) Código 3.01 3.02 3.03 3.04 3.04.01 3.04.07 3.04.08 3.05 3.06 3.06.01 3.06.02 3.06.03 3.06.03.01 3.06.03.02 3.06.04 3.06.05 3.06.05.01 3.06.05.02 3.06.06 3.07 3.08 3.08.01 3.08.02 3.09 3.10 3.11 3.12 3.12.01 3.12.02 3.13 3.15 Descrição Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços Deduções da Receita Bruta Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos Custo com Energia Elétrica Custos de Operação Custo do Serviço Prestado a Terceiros Resultado Bruto Despesas/Receitas Operacionais Com Vendas Gerais e Administrativas Financeiras Receitas Financeiras Despesas Financeiras Outras Receitas Operacionais Outras Despesas Operacionais Ajustes Acordo Setor e MAE de 2001 Outras Resultado da Equivalência Patrimonial Resultado Operacional Resultado Não Operacional Receitas Despesas Resultado Antes Tributação/Participações Provisão para IR e Contribuição Social IR Diferido Participações/Contribuições Estatutárias Participações Contribuições Reversão dos Juros sobre Capital Próprio Lucro/Prejuízo do Exercício NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (MIL) LUCRO POR AÇÃO PREJUÍZO POR AÇÃO 290 01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 a 31/12/2003 31/12/2002 31/12/2001 2.183.415 1.978.619 3.115.295 (509.020) (421.664) (593.574) 1.674.395 1.556.955 2.521.721 (1.411.408) (1.303.332) (2.161.321) (1.145.446) (1.033.075) (1.654.576) (264.914) (269.172) (505.483) (1.048) (1.085) (1.262) 262.987 253.623 360.400 (161.782) (245.300) (264.655) (25.288) (18.303) (32.522) (78.145) (90.053) (121.742) (56.625) (96.961) (121.345) 170.634 97.536 208.400 (227.259) (194.497) (329.745) 0 0 0 (1.724) (39.983) 10.954 0 (41.912) 0 (1.724) 1.929 10.954 0 0 0 101.205 8.323 95.745 980 (98) (2.237) 2.253 3.693 3.924 (1.273) (3.791) (6.161) 102.185 8.225 93.508 (32.151) (2.285) (67.287) 28.621 2.334 19.100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 98.655 8.274 45.321 39.091.735 39.091.735 39.091.735 0,00252 0,00021 0,00116 04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil) 01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 a Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/2001 4.01 4.01.01 Origens 319.920 748.638 536.064 Das Operações 174.413 138.153 34.691 4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 98.655 8.274 45.321 4.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante 75.758 129.879 (10.630) 4.01.01.02.01 Consumidores e Concessionários (45.907) (60.171) (150.521) 4.01.01.02.02 Conta de Compens.Var.Custos Parcela A 1.020 11.719 (87.885) 4.01.01.02.03 Depreciações e Amortizações 72.823 71.288 124.545 4.01.01.02.04 Var.Mon.e Juros do Exigível Longo Prazo 48.207 93.569 98.066 4.01.01.02.05 Valor Residual Ativo Permanente Baixados 4.01.01.02.06 Imp.de Renda e Contrib.Social Diferidos 4.01.01.02.07 Provisões para Contingências 4.01.01.02.08 Provisão - Fundação Cesp 4.01.01.02.09 Programa Emerg.Red.Cons.Energia Elétrica 4.01.02 Dos Acionistas 4.01.02.01 Ágio Incorporação Sociedade Controladora 4.01.03 De Terceiros 4.01.03.01 4.01.03.02 2.871 2.700 13.207 (28.621) (2.291) (16.890) 23.351 4.785 8.848 211 8.280 0 1.803 0 0 0 156.599 0 0 156.599 0 145.507 453.886 501.373 Empréstimos e Financiamentos 1.465 367.373 475.745 Obrigações Vinculadas à Concessão 7.913 6.839 25.628 20.262 0 0 1.038 0 0 113.716 76.255 0 1.113 3.419 0 523.795 566.109 526.840 91.208 186.354 17.905 136.258 94.332 157.265 0 0 0 272.898 283.458 164.234 0 0 644.376 23.431 1.965 5.949 0 0 (462.889) 4.01.03.03 Obrigações Estimadas 4.01.03.04 Receita Diferida 4.01.03.05 Transf.Realizável L.Prazo para Circulant 4.01.03.06 Transf.Passivo Circ.para Exig. L.Prazo 4.02 Aplicações 4.02.02 Aumento no Realiz. L. Prazo 4.02.04 No Imobilizado 4.02.05 No Diferido 4.02.06 Transf. do Exigível p/Circulante 4.02.07 Baixas 4.02.08 Dividendos Propostos 4.02.09 Parcela do Patrim. Vertido à Piratininga 4.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 4.04 Variação do Ativo Circulante 4.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 696.037 455.508 635.348 4.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 641.551 696.037 455.508 (203.875) 182.529 9.224 (54.486) 240.529 (179.840) 4.05 Variação do Passivo Circulante (149.389) (58.000) 189.064 4.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício (773.322) (715.322) (904.386) 4.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício (922.711) (773.322) (715.322) 291 05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil) Código 5.01 5.02 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.07.01 5.07.02 5.07.03 5.08 5.09 Descrição Saldo Inicial Ajustes de Exercícios Anteriores Aumento/Redução do Capital Social Realização de Reservas Ações em Tesouraria Lucro/Prejuízo do Exercício Destinações Reserva Legal Dividendos Propostos Reserva de Retenção de Lucros Outros Saldo Final Capital Reservas Reservas de Social de Capital Reavaliação 254.628 334.728 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 254.628 334.728 0 Total Lucros/ Reservas Prejuízos Patrimônio de Lucro Acumulados Líquido 28.072 0 617.428 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 98.655 98.655 75.224 (98.655) (23.431) 4.932 (4.932) 0 0 (23.431) (23.431) 70.292 (70.292) 0 0 0 0 103.296 0 692.652 05.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil) Código 5.01 5.02 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.07.01 5.07.02 5.07.03 5.08 5.08.01 5.09 Capital Reservas Reservas de Descrição Social de Capital Reavaliação Saldo Inicial 254.628 178.129 0 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 Realização de Reservas 0 0 0 Ações em Tesouraria 0 0 0 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 Destinações 0 0 0 Reserva Legal 0 0 0 Dividendos Propostos 0 0 0 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 Outros 0 156.599 0 Ágio na Incorpor. Socied. Controladora 0 156.599 0 Saldo Final 254.628 334.728 0 Lucros/ Total Reservas Prejuízos Patrimônio de Lucro Acumulados Líquido 21.763 0 454.520 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.274 8.274 6.309 (8.274) (1.965) 414 (414) 0 0 (1.965) (1.965) 5.895 (5.895) 0 0 0 156.599 0 0 156.599 28.072 0 617.428 05.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil) Código 5.01 5.02 5.02.02 5.02.03 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.07.01 5.07.02 5.07.03 5.08 5.08.01 5.09 Capital Reservas Reservas de Descrição Social de Capital Reavaliação Saldo Inicial 363.703 239.675 0 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 Benef. Empreg. Deliberação CVM 371/2000 0 0 0 I.R. e C.S. Difer. Deliber. CVM 371/2000 0 0 0 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 Realização de Reservas 0 0 0 Ações em Tesouraria 0 0 0 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 Destinações 0 0 0 Reserva Legal 0 0 0 Dividendos Propostos 0 0 0 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 Outros (109.075) (61.546) 0 Cisão Parcial em 01/10/2001 (109.075) (61.546) 0 Saldo Final 254.628 178.129 0 292 Lucros/ Total Reservas Prejuízos Patrimônio de Lucro Acumulados Líquido 2.514 51.020 656.912 0 (70.278) (70.278) 0 (104.892) (104.892) 0 34.614 34.614 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 45.321 45.321 20.114 (26.063) (5.949) 2.266 (2.266) 0 0 (5.949) (5.949) 17.848 (17.848) 0 (865) 0 (171.486) (865) 0 (171.486) 21.763 0 454.520 09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVA Parecer dos auditores independentes Aos Administradores e Acionistas Bandeirante Energia S.A. 1 Examinamos os balanços patrimoniais da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2003 e de 2002 e as correspondentes demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicações de recursos dos exercícios findos nessas datas, elaborados sob a responsabilidade da administração da companhia. Nossa responsabilidade é a de emitir parecer sobre essas demonstrações financeiras. 2 Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil, as quais requerem que os exames sejam realizados com o objetivo de comprovar a adequada apresentação das demonstrações financeiras em todos os seus aspectos relevantes. Portanto, nossos exames compreenderam, entre outros procedimentos: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume das transações e os sistemas contábil e de controles internos da companhia, (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados e (c) a avaliação das práticas e estimativas contábeis mais representativas adotadas pela administração da companhia, bem como da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto. 3 Somos de parecer que as referidas demonstrações financeiras apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2003 e de 2002, e o resultado das operações, as mutações do patrimônio líquido e as origens e aplicações de recursos dos exercícios findos nessas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. 4. Conforme mencionado na Nota 3.2, as demonstrações financeiras da Bandeirante Energia S.A. incluem os valores de energia elétrica comercializada no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, com saldo de contas a receber de R$ 21.427 mil em 31 de dezembro de 2003 (2002, R$ 106.287 mil) – valores líquidos de respectivas contas a pagar, registrados contabilmente com base em valores fornecidos pelo próprio MAE. A realização deste montante aguarda recebimento de empresas que não efetuaram a liquidação financeira determinada pela ANEEL e conclusão de discussão judicial acerca de interpretações das regras de mercado, as quais definiram os valores envolvidos. Adicionalmente, como mencionado na Nota 3.1.2 a companhia aguarda revisão dos valores de Energia Livre pela ANEEL. São Paulo, 30 de janeiro de 2004, exceto quanto à Nota 3, cuja data é de 13 de fevereiro de 2004 PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes CRC 2SP000160/O-5 Wander Rodrigues Teles Contador CRC 1DF005919/S-0 “S” SP 002511 293 10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO MENSAGEM DO PRESIDENTE DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO Durante de 2003 pudemos assistir a grandes mudanças no ambiente que enquadra a atividade da Bandeirante Energia, quer de natureza macroeconômica e regulatória, quer de origem interna. Se na vertente macroeconômica se aguarda para 2004 a tão desejada retoma do crescimento, já no que se refere ao novo modelo regulatório, em 2003 a Bandeirante acompanhou e preparou-se adequadamente para o cenário que daí decorrerá. No domínio interno, a Bandeirante pôde assistir e participar ativamente no processo de consolidação da EDP Brasil, sua controladora, cuja reestruturação se iniciou no segundo semestre de 2003. Vale a pena referir que este processo de reestruturação tem como objetivo clarificar e racionalizar a estrutura empresarial do Grupo EDP no Brasil, assente nos princípios de acrescentar valor aos acionistas, de servir com qualidade os seus clientes e de permitir o desenvolvimento profissional e pessoal dos seus colaboradores. Nesta óptica, a Bandeirante encontra-se numa posição privilegiada, sendo mesma a empresa distribuidora de energia que apresenta os benchmarks mais significativos, seja dentro do grupo EDP Brasil, seja quando comparada com a sua concorrência, o que permitiu, sem dúvida, alcançar os bons resultados operacionais que agora são apresentados. Uma palavra também sobre a saúde financeira da empresa, onde, num ambiente de ainda alguma instabilidade de taxas de juros, inflação e taxas de câmbio, a Bandeirante soube procurar as soluções mais adequadas ao seu financiamento e a cobertura dos riscos a ele associados. Não pode ainda deixar de ser feita uma referência à estabilidade acionista da Bandeirante, com o respaldo da EDP Brasil, e por conseqüência da EDP S.A., sem dúvida também uma das bases do sucesso alcançado. Por último um destaque para a qualidade da gestão nos diversos níveis da empresa e o empenhamento de todos os colaboradores em geral, sem os quais estes resultados não teriam sido possíveis. MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE Em setembro de 2003 completaram-se 5 anos desde que a Bandeirante Energia passou a ser controlada pelo Grupo EDP – Electricidade de Portugal, um dos maiores operadores europeus do setor elétrico. A gestão da Bandeirante tem sido orientada para o aumento de produtividade e de eficiência, através da melhoria dos processos e da modernização da empresa, como forma de obter resultados sustentados para os seus acionistas, proporcionar uma maior qualidade de serviço prestado aos seus clientes e contribuir para desenvolvimento e bem-estar dos seus colaboradores. Como reflexo dessa política, o desempenho da Bandeirante melhorou significativamente no passar desses cinco anos. A produtividade duplicou, atingindo um indicador superior a mil clientes por trabalhador. O número de interrupções no fornecimento de eletricidade e sua duração foram reduzidos para metade, a eficácia de arrecadação das contas dos seus clientes é hoje de cerca de 99% e as perdas comerciais não ultrapassam os 2%. Com um constante controle de gastos e combate ao desperdício, as despesas operacionais gerenciadas pela Empresa foram reduzidas para metade. Durante estes 5 anos foram efetuados investimentos na Empresa de cerca de R$ 1 bilhão (corrigidos pelo IGP-M). Para além dos investimentos dirigidos ao atendimento do mercado e à expansão e remodelação das redes elétricas, foram realizados investimentos na modernização da Empresa, como a automatização e o telecomando do sistema elétrico e a implementação dos mais modernos sistemas de tecnologia de informação nas áreas administrativa, financeira, comercial e técnica. Uma gestão rigorosa da Empresa e o apoio do acionista controlador permitiu obter um dos melhores “rating” das empresas do setor elétrico brasileiro – A3.br, atribuído pela Moody’s, agência internacional de classificação de risco. Esta situação possibilitou à Empresa, em março e setembro de 2003, recorrer com sucesso ao mercado de capitais para financiar as suas operações. Para obtenção de recursos necessários para o seu programa de investimentos e modernização, no final de 2003 foi aprovado, pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento e pelo Conselho de Administração da Bandeirante, um financiamento de US$ 100 milhões. Um dos principais desafios em 2003 foi a Revisão Tarifária Ordinária, que tem por objetivo repor o equilíbrio econômico e financeiro do contrato de concessão, visando remunerar adequadamente os capitais investidos na Empresa, possibilitar a continuação de investimentos na melhoria da qualidade de serviço e na modernização da empresa e repassar para as tarifas ganhos de produtividade. Este processo envolveu todas as áreas da Empresa e motivou um estreito e produtivo relacionamento com a entidade reguladora – Aneel. Como resultado desta revisão as tarifas de fornecimento de energia foram reposicionadas em níveis diferentes por classes de clientes, através de um processo de realinhamento tarifário, eliminando gradualmente os subsídios implícitos nas tarifas. 294 O Programa Integrado de Modernização, iniciado em 2002, apresentou uma grande evolução em 2003, permitindo já a conclusão de alguns projetos, o que contribuiu para a redução dos gastos e a melhoria da eficiência e qualidade do serviço. No âmbito da qualidade de serviço salienta-se o alargamento dos meios de atendimento e pagamento postos à disposição dos clientes e a redução verificada nos indicadores técnicos de qualidade, superando os padrões estabelecidos pela ANEEL, graças aos investimentos realizados e à eficiente operação e manutenção das redes elétricas. Para sustentabilidade dos resultados é fundamental o desenvolvimento dos recursos humanos, que continuou a integrar uma das principais diretrizes estratégicas da Empresa, concretizada na realização de diversas ações, notadamente de treinamento e de pesquisa de clima organizacional. Ciente das suas responsabilidades sociais na preservação do meio ambiente, a Bandeirante continuou a desenvolver atividades voltadas ao uso racional dos recursos naturais e à conscientização dos seus colaboradores e dos seus fornecedores para as questões ambientais. A Bandeirante dedicou também especial atenção ao seu programa social “Comunidade / Educação” que tem por objetivo proporcionar melhores condições e meios para o sucesso escolar das crianças e a sua integração na sociedade. Através deste programa, iniciado em 2002 e em que participaram mais de 11% dos seus colaboradores em regime de voluntariado, foram beneficiados cerca de 22 mil alunos do ensino básico. Os consumos de eletricidade mantiveram-se em níveis baixos durante o ano de 2003, refletindo a situação econômica do país que afetou a atividade econômica, o emprego e a renda. Apesar desta situação e graças à rigorosa gestão da Empresa, aos benefícios introduzidos por investimentos em modernização e ao empenho e competência dos seus colaboradores, a Bandeirante apresentou em 2003 uma importante evolução do seu desempenho econômico-financeiro, com um lucro líquido do exercício de R$ 98,7 milhões e uma melhoria significativa de geração operacional de caixa. O efeito da Revisão Tarifária ocorrida do final de 2003, o crescimento dos consumos em 2004 resultante da evolução esperada da economia brasileira, a consolidação dos investimentos em modernização em curso na Empresa e a clarificação do modelo brasileiro para o setor elétrico permitem ter boas perspectivas para o futuro da Bandeirante Energia nos próximos anos, que deverão proporcionar a adequada remuneração dos capitais investidos na empresa. ENQUADRAMENTO MACROECONÔMICO O ano de 2003 começou sob forte pressão inflacionária, fruto dos desequilíbrios internos e externos da economia brasileira e da incerteza associada à mudança do Poder Executivo. As diretrizes implementadas para combater a crise levaram à forte subida dos juros e grande contração dos gastos públicos, com impacto significativo sobre a atividade econômica, o emprego e a renda. Este cenário fez com que o consumo de energia elétrica no País, que ainda não havia recuperado os níveis anteriores ao racionamento, se mantivesse em baixos patamares. Os investimentos no setor elétrico, em especial em geração, também continuaram aguardando o novo marco regulatório. A reversão ao final do ano dos índices de inflação para patamares controlados, associada à perspectiva de equilíbrio nas contas públicas e à obtenção de superávits expressivos na balança comercial, ajudou a criar um clima de otimismo quanto ao desempenho da economia para 2004. BALANÇO ENERGÉTICO Distribuição de energia O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante, no ano de 2003, foi de 11.377 GWh, o que representou um acréscimo de 4,24% sobre o ano anterior. Desse total, 9.540 GWh (ou 84%) referem-se ao mercado de clientes cativos e 1.837 GWh (ou 16%) ao mercado de clientes livres e outras concessionárias. Apesar desse crescimento, o mercado total foi 4,7% inferior ao verificado no período anterior ao racionamento, quando se considera o ano 2000 como referência. O movimento de migração de clientes cativos para a categoria de clientes livres pode ser observado na redução de 12,8% verificada no consumo da classe industrial, que em 2003 representou 54,8% do mercado da Bandeirante. Considerando que a função principal da Bandeirante é o serviço de distribuição de energia elétrica e que as tarifas de uso do sistema de distribuição foram ajustadas na revisão tarifária de outubro/2003, esse movimento não implica em perda de mercado ou de receita para a Empresa. Como reflexo da incorporação de novos hábitos adquiridos à época do racionamento e do baixo nível de renda verificado em 2003, a classe residencial, responsável por 22,3% do mercado, apresentou evolução de apenas 0,8% em relação a 2002. A classe comercial, com participação de 12,4% no mercado, registrou um acréscimo de 4,4% no mesmo período, resultado que se deve principalmente a investimentos efetuados em ampliação e modernização de instalações. As demais classes, que em 2003 representaram 10,5% do mercado total, acumularam um crescimento de 8,2%, resultado obtido principalmente pelo desempenho dos segmentos de poder público, iluminação pública, água e esgoto. A Empresa encerrou o ano de 2003 com um acréscimo de 22.820 clientes, totalizando 1.320.105 clientes, representando um crescimento de 1,8% sobre o ano anterior. 295 Compra de energia Em 2003 a Bandeirante comprou um total de 11.107 GWh para o atendimento de seu mercado mediante contratos de suprimento e energia oriunda de Itaipu. Com relação a 2002, isso significou uma queda de 2.765 GWh , que se deveu aos requisitos de mercado da área atendida pela Empresa. Considerando-se o total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante, o índice anual de perdas totais (técnicas e comerciais) foi de 8,1%, corrigindo-se a energia faturada para 365 dias. Transações no Mercado Atacadista de Energia (MAE) Em 2003, a Bandeirante efetuou transações de compra e venda de energia elétrica no Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, cujo resultado, em valores líquidos, representou uma sobra de 152 GWh e uma receita de R$ 6,4 milhões, valores que já contemplam os ajustes a serem contabilizados pelo MAE. Coube à Bandeirante o pagamento de R$ 7,0 milhões a título de Encargos de Serviço do Sistema. Balanço Energético da Bandeirante em 2003 Total de energia elétrica que entrou na rede Comprada mediante contratos de suprimento e Itaipu Montante líquido das transações de curto prazo Perdas de transmissão e acertos contratuais Para clientes livres e outras concessionárias GWh 12.390 11.107 (152) (402) 1.837 Total de energia elétrica que saiu da rede Energia faturada a clientes cativos Consumo próprio Energia não faturada Para clientes livres e outras concessionárias (11.387) (9.540) (4) (6) (1.837) Perdas totais Perdas totais em % sobre o total que entrou na rede (1.003) 8,1% TARIFAS Tarifas médias A receita total (sem ICMS) obtida com o serviço de distribuição de energia elétrica alcançou R$ 1.815,7 milhões, sendo R$ 1.781,6 milhões provenientes do mercado de clientes cativos e R$ R$ 34,1 milhões relativos ao uso das redes pelo mercado de clientes livres e outras concessionárias. Para os clientes cativos a tarifa média anual de venda foi de R$ 186,80/MWh. O preço médio de compra da energia foi de R$ 78,52/MWh, ou de R$ 95,60/ MWh quando se consideram as despesas com Rede Básica e Conexão. Revisão Tarifária Após quatro anos consecutivos de reajustes anuais, as tarifas da Bandeirante passaram pelo processo de revisão tarifária periódica em 2003, conforme estabelecem as regras do contrato de concessão. Ao mesmo tempo, o órgão regulador procedeu à abertura das tarifas de fornecimento nos componentes “fio” e “energia” e deu início à eliminação gradual dos subsídios implícitos na estrutura tarifária, mediante o processo de “realinhamento tarifário”, conforme determinação legal. Como resultado desse processo, em outubro de 2003, as tarifas de fornecimento de energia elétrica da Bandeirante foram reposicionadas em níveis diferenciados para cada classe de clientes, resultando em um aumento médio de 14,68% na receita de fornecimento, considerando-se o ano tarifário (outubro/03 a setembro/04). Os reajustes autorizados foram de 18,92% para os clientes de alta tensão classificados no grupo A1, de 16,68% para o grupo A2 e de 13,80% para o grupo A4. Para os clientes classificados em baixa tensão o reajuste autorizado foi de 13,89%. Ainda no contexto da revisão tarifária, as tarifas de uso do sistema de distribuição (TUSD) da Bandeirante, cobradas dos clientes livres conectados à sua rede de distribuição, foram redefinidas de forma a refletir os novos custos e encargos reconhecidos pelo órgão regulador. Isso resultou em um aumento previsto de 123,6% na receita de TUSD para o ano tarifário (outubro/03 a setembro/04). É importante observar que o reposicionamento tarifário efetivamente reconhecido pelo órgão regulador para a Bandeirante, em outubro/03, foi de 18,08%, superando em 3,4 pontos percentuais o índice de 14,68% aplicado às tarifas de fornecimento. A diferença de receita decorrente dessa medida configura um “ativo regulatório” que será acrescido às tarifas da Bandeirante, segundo determinação da Aneel, em cada um dos reajustes tarifários anuais de 2004 a 2006, em três parcelas respectivas de R$ 71,0 milhões (valores de outubro/03). 296 ATENDIMENTO COMERCIAL As ações da Bandeirante são regidas pelo princípio fundamental de satisfação do cliente, pois esta é a própria razão da existência da Empresa. Isso tem se refletido em todos os processos e atividades que impliquem uma relação com o cliente, mediante a implementação de diversos produtos e serviços apoiados na premissa de maximizar a comodidade do cliente nas suas ações de pagamento de faturas, trâmites comerciais e reclamações. Assim, além dos escritórios comerciais e centros de atendimento localizados de forma a evitar transtornos e custos indevidos ao cliente, a Bandeirante complementou o atendimento implementando novas modalidades em 2003, como o atendimento via internet e a disponibilização de terminais em Postos de Atendimento e em outros locais da área de concessão da Bandeirante. Além do atendimento via internet e da disponibilização de terminais de autoatendimento, a “Rede Fácil” – um meio alternativo de pagamento da conta de energia elétrica que funciona fora do horário bancário – esteve presente em 23 municípios da área de concessão, com aproximadamente 130 estabelecimentos comerciais credenciados. Assim, as ações implementadas pela Bandeirante configuram modalidades de pagamento das contas de energia elétrica complementares ao atendimento pessoal e surgem como uma resposta da Empresa às demandas dos próprios clientes, que buscam modalidades que lhes maximize a comodidade. Para os clientes do Grupo A, atendidos em Tarifação Horosazonal, foi intensificada, em 2003, a nova modalidade de energia denominada “Energia Extra”. A iniciativa visou estimular a substituição de geradores próprios, usados pelos clientes no horário de ponta, por energia elétrica disponibilizada pela Bandeirante a custos menores. REDE ELÉTRICA Expansão do sistema elétrico Para atendimento da demanda do mercado, com níveis de qualidade exigidos pela legislação, foram investidos R$ 44,0 milhões na expansão e adequação de redes elétricas, na ligação de novos clientes e na instalação de sistemas de medição. Destaca-se a construção da estação de transformação Vale do Sol, em São José dos Campos, agregando uma potência adicionalde 40 MVA e cinco novos circuitos de distribuição, beneficiando diretamente uma população de 150 mil pessoas. Foi também adquirido um transformador móvel de 17 MVA que, juntamente com as unidades modulares de alta e média tensão existentes, poderão compor uma planta móvel, assegurando maior flexibilidade operacional e rapidez no atendimento em situações de emergência. Eletrificação rural Através do Programa Luz do Campo, foram ligados mais 550 clientes rurais na área de concessão da Bandeirante, beneficiando 4 mil famílias ao longo dos últimos três anos. Manutenção Na manutenção de redes elétricas foram gastos mais de R$ 14,0 milhões, envolvendo, entre outros, a manutenção preventiva das redes de distribuição, de linhas de transmissão e de subestações. Qualidade de serviço Como conseqüência dos investimentos realizados nas redes elétricas e da criteriosa utilização de recursos na sua gestão e manutenção, a Bandeirante vem apresentando constante evolução de desempenho de seu sistema elétrico. Os indicadores técnicos de qualidade do serviço, notadamente, duração equivalente de interrupção por cliente (DEC) e freqüência equivalente de interrupção por cliente (FEC) foram, respectivamente, de 8,24 horas e 6,54 interrupções, superando os padrões de qualidade estabelecidos pelo órgão regulador. 297 PROGRAMA INTEGRADO DE MODERNIZAÇÃO O Programa Integrado de Modernização (PIM), iniciado em 2002, apresentou forte desenvolvimento em 2003, contribuindo significativamente para dotar a Empresa de maior eficiência, agilidade e flexibilidade operacionais, reduzir custos e melhorar a qualidade dos serviços prestados aos seus clientes. Com investimento total de R$ 71 milhões no ano, o PIM compreende os projetos de Sistema de Comando e Controle (SCC), Automação das Redes de Distribuição, Sistema de Informações Técnicas (SIT), Sistema de Gestão Comercial e outros. O SCC permite telecomandar equipamentos, monitorar e sinalizar, em tempo real, qualquer evento ocorrido nas estações da rede elétrica, reduzindo o tempo dos desligamentos e de atendimento ao cliente. Incorporando as mais modernas tecnologias de supervisão e comando à distância, foi inaugurado o Centro de Operação do Sistema (COS) em Mogi das Cruzes, telecomandando já mais de metade das 56 estações em operação na Empresa. Nas redes de distribuição foi implantado o Sistema de Telecomando e Monitoramento de Religadores Automáticos (STMRA) de média tensão, via comunicação celular, um sistema de automação que consiste na instalação de religadores e chaves telecomandadas a partir do COS. No âmbito do SIT foi implantado um sistema de planejamento e gerenciamento do sistema elétrico, integrando uma base de cartografia digital. O novo Sistema de Gestão Comercial (Projeto.FÁCIL) foi implementado para dar suporte às atividades de atendimento, leitura, faturamento e arrecadação. A primeira etapa do programa foi implementada a partir de 15/10/2003 para os clientes atendidos em alta e média tensão. A segunda etapa foi implementada a partir de 05/01/2004 para os demais clientes (mais de 1,3 milhões). Para tanto, foram treinados cerca de 500 colaboradores e prestadores de serviço. TECNOLOGIA DE INFORMAÇÃO Pelo terceiro ano consecutivo, a Bandeirante está entre as “100 Empresas Mais Ligadas do Brasil”, segundo a revista InfoExame da Editora Abril, destacando-se como integrante da vanguarda de TI (Tecnologia de Informação) no país. Entre as concessionárias distribuidoras de energia elétrica, a Bandeirante foi a única a figurar na relação em 2003. Em 2003, foram disponibilizadas novas infra-estruturas de TI para suporte aos projetos de modernização implementados pela Empresa. A relação computadores pessoais por colaborador aumentou para 0,8. Também foi dado prosseguimento à reestruturação da rede WAN - Wide Area Network, resultando na implementação da nova rede de telecomunicações, o que aumentou a disponibilidade e reduziu os tempos de resposta dos sistemas de informação corporativos da Empresa. Do ponto de vista de sistemas de informação, foram implementados os novos sistemas de Atendimento Emergencial, de Controle de Almoxarifados e de Solução Fiscal. Além destes, também foi implementada a primeira solução de Gestão Eletrônica de Documentos (GED) para atendimento das necessidades do projeto de Sistema de Comando e Controle. EFICIÊNCIA ENERGÉTICA E P&D Entre os programas de eficiência energética implementados pela Bandeirante em 2003, destacaram-se as parcerias realizadas com a Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo - Sabesp, para desenvolvimento de projetos de eficiência energética nas Estações Elevatórias de Água, e com a Prefeitura Municipal de São José dos Campos para a modernização do sistema de Iluminação Pública, com vistas à substituição de aproximadamente 35 mil luminárias no município, utilizando lâmpadas mais eficientes, com investimento de R$ 8,0 milhões. No campo de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), a Bandeirante deu início a um programa de pesquisa contendo 11 projetos, que totalizam recursos da ordem de R$ 4,5 milhões. Destaca-se o projeto desenvolvido em parceria com o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais – INPE, que visa o monitoramento de descargas atmosféricas em tempo real na área de concessão da Empresa, para conferir maior agilidade à gestão operacional da rede elétrica na ocorrência de tempestades e, dessa forma, melhorar os indicadores de qualidade do serviço prestado. Destaca-se também o projeto “Mitigação Técnica das Perdas nos Circuitos Secundários de Distribuição e nos Sistemas de Medição”, que permitirá avanços significativos na redução de perdas técnicas e comerciais. 298 Com recursos de P&D, a Empresa tornou-se a primeira distribuidora de energia elétrica brasileira a se filiar ao Electrical Power Research Institute – EPRI, em quatro módulos de pesquisa voltados para o desenvolvimento de novas tecnologias e prospecção tecnológica. GESTÃO ADMINISTRATIVA Estoques e compras O valor médio dos estoques mensais da Bandeirante caiu 15% em relação ao ano de 2002, o que significou uma economia de R$ 1,5 milhões. Concomitantemente, a cobertura dos estoques, dos produtos que representam 80% do consumo, baixou 17% relativamente ao ano anterior. No sistema de “e-procurement” foram realizadas movimentações de R$ 45,0 milhões, incluindo materiais estocáveis e parte dos materiais específicos, o que permitiu uma administração das compras com qualidade e produtividade. Esse tipo de ação é de fundamental importância para uma Empresa cujas compras anuais superaram R$ 173,0 milhões em 2003. RECURSOS HUMANOS Sempre com foco em seus colaboradores, a Empresa proporcionou a criação de um ambiente para estimular e apoiar a iniciativa individual e do grupo gestor na busca de metas organizacionais claras. Durante o ano, realizou-se a segunda aplicação da Pesquisa de Clima Organizacional, com vistas a subsidiar o processo de gestão utilizado para desenvolver e manter o ambiente adequado à realização da missão, visão e estratégias da Empresa. O estímulo ao desenvolvimento profissional e pessoal, mediante ações de treinamento interno e externo, participações em eventos técnicos e outras ações, significou um total de 95 mil horas de treinamento. Isso correspondeu a 72 horas por colaborador e a um gasto total de R$ 3,5 milhões. A Bandeirante encerrou o ano de 2003 com um quadro de 1.257 colaboradores efetivos, a que corresponde um índice de produtividade de 1.050, medido pelo número de clientes por colaborador. O aumento de 9% na produtividade deveu-se ao investimento da Empresa em seus colaboradores e à implantação dos projetos de modernização. MEIO AMBIENTE No âmbito do processo de financiamento junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), a Bandeirante foi, em 2003, avaliada sob o ponto de vista ambiental por consultores especializados, onde se verificou o baixo risco de impactos ambientais na condução de suas atividades. Consciente dos princípios de desenvolvimento sustentável e com o firme propósito de compatibilizar o desenvolvimento de suas atividades com o meio ambiente e as comunidades locais, a Bandeirante vem empreendendo esforços significativos para o uso racional de recursos e para a conscientização dos colaboradores, fornecedores e comunidades, em relação às questões ambientais, observando atentamente os preceitos estabelecidos na legislação ambiental. Ciente de sua responsabilidade na preservação do meio ambiente, a Bandeirante vem participando de diversas iniciativas junto aos Poderes Públicos Municipais para a adequação da arborização urbana, visando um equilíbrio entre os sistemas elétricos e a vegetação local. Atualmente, a Bandeirante desenvolve um Sistema de Gestão Ambiental que, entre outros benefícios, garantirá um aprimoramento contínuo de suas atividades relacionadas com o Meio Ambiente. BALANÇO SOCIAL No âmbito do projeto da Bandeirante “Comunidade/Educação”, iniciado em 2002, foram contempladas 51 escolas do ensino básico, beneficiando cerca de 22 mil crianças. Com o apoio de 28 empresas parceiras no projeto e de 142 colaboradores em regime de voluntariado, foram efetuadas variadas ações visando à melhoria das condições das escolas, a distribuição de “kits” escolares e de higiene bucal a todas as crianças e o lançamento da campanha do livro, do agasalho e outras. Na esfera sócio-cultural, a Bandeirante patrocinou espetáculos, investiu em ações de conscientização do uso racional e seguro da eletricidade e atuou em sintonia com o Programa Fome Zero, do Governo Federal. 299 300 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO Apesar das dificuldades que marcaram a economia brasileira em 2003 – e o setor elétrico em particular – a Bandeirante apresentou notável melhora em seus resultados e na geração de caixa. O resultado do serviço foi de R$ 157,8 milhões em 2003, contra R$ 105,3 milhões no ano anterior. Em termos de EBITDA (resultado de serviço + depreciação/amortização), a Empresa atingiu R$ 230,7 milhões, elevando a margem em relação à receita líquida para 13,8%, contra 11,3% em 2002. O lucro líquido alcançou R$ 98,7 milhões contra R$ 8,3 milhões no ano anterior. Como resultado da combinação do reajuste tarifário de 19,09%, em outubro de 2002, e da queda do consumo físico de 6,1%, a receita de fornecimento de energia aumentou em 14,8% . As receitas oriundas de vendas no MAE, por sua vez, sofreram queda na comparação com 2002, já que, em razão dos baixos preços no mercado de curto prazo, tornou-se mais interessante devolver as sobras dos contratos iniciais, resultantes da migração de clientes para o mercado livre. Destaque-se que o crescimento de 7,6% dos gastos operacionais foi significativamente inferior aos principais indicadores de inflação (IPCA 9,3% e IGPM 8,7%), graças ao ativo gerenciamento de gastos exercido pela Empresa e aos efeitos dos investimentos em modernização. Na compra de energia, responsável por 75,5% dos gastos operacionais, a Bandeirante acompanhou atentamente a evolução do consumo, devolvendo prontamente os excessos e renegociando os contratos com geradores, conforme permitem as regras do setor. Quanto aos gastos com pessoal, que somaram R$ 92,3 milhões em 2003, os dissídios de pessoal, fortemente pressionados pelo crescimento da inflação em 2002, foram negociados de forma a atenuar seus efeitos ao longo do tempo. Os gastos com serviços de terceiros, responsáveis por 4,5% do total, aumentaram 15,9%, devido aos reajustes dos contratos que refletiram parte do IGP-M de 2002 (25,3%) e, em menor proporção, ao incremento na manutenção preventiva da rede de distribuição. Ressalte-se também o rigoroso acompanhamento da cobrança implementado pela Bandeirante, que permitiu a obtenção de um dos menores índices de provisão com devedores duvidosos para empresas desse porte: apenas 1,19% da receita com fornecimento de energia. O resultado financeiro líquido apresentou sensível melhora, saindo de R$ - 97,0 milhões em 2002 para R$ - 56,6 milhões em 2003, como reflexo da queda do IGPM e dos juros ocorrida em 2003 e também do efeito da receita financeira extraordinária de R$ 25,7 milhões. Em 2003 a Bandeirante fez uma reanálise do impacto fiscal da recomposição tarifária extraordinária (RTE), ocorrida em 2001/2002. A partir de outubro de 2003, a Empresa passou a reconhecer a exigibilidade da tributação quando do efetivo ressarcimento desses valores, alterando procedimento anterior que reconheceu tal exigibilidade no momento da constituição da RTE. Esta reavaliação, baseada em pareceres técnicos, inclusive da própria Secretaria Receita Federal, gerou a receita financeira extraordinária acima referida e o incremento no crédito tributário diferido, em total equivalente a cerca de metade do lucro líquido do ano. Evolução do endividamento O endividamento líquido total da Bandeirante, em 2003, foi de R$ 802,0 milhões, reduzindo-se em 8,5%. A estratégia financeira da companhia centrou-se no alongamento do perfil da dívida através do mercado de capitais e no financiamento junto a bancos de fomento. As principais metas foram a obtenção dos recursos necessários para os programas de investimentos e modernização a custos e prazos compatíveis, sem recorrer à Controladora. Em 2003 a Bandeirante realizou duas emissões de Notas Promissórias (R$ 200,0 milhões em março e R$ 180,0 milhões em setembro) no mercado local, apesar da forte restrição de crédito para o setor e da concorrência dos títulos públicos, o que atesta o avanço da estratégia adotada pela Empresa. As emissões, que foram totalmente colocadas no mercado, obtiveram o “rating” A3.br para a emissora e BR-2 para as emissões, na avaliação da agência internacional de classificação de risco Moodys, e permitiram à Bandeirante, cindida em 2001, divulgar números e planos, tornando-se conhecida dos investidores e demais agentes do mercado de capitais. A Controladora, demonstrando mais uma vez seu compromisso com a Bandeirante e com o Brasil, optou por alongar o mútuo existente de R$ 262 milhões, com vencimento para maio de 2004, que passará a ser amortizado em 24 prestações mensais com vencimento final em dezembro de 2005. Em 2003 também foi autorizado o financiamento pelo BNDES para os valores diferidos dos créditos da CVA, que representam em torno de R$ 70 milhões a serem recebidos em 2004. 301 O quadro a seguir demonstra a evolução da dívida, com destaque para a melhoria da capacidade de repagamento, medida pela relação da dívida líquida (sem BNDES, cuja amortização já vem deduzida no EBITDA) / EBTIDA: em dezembro de 2003, para cada Real de EBITDA, a companhia tinha R$ 2,48 de dívida contra R$ 3,50 em dezembro de 2002. 2003 851 (49) 802 (231) 571 231 2,48 Dívida Total (*) Disponibilidade (-) (=) Dívida Total Líquida (-) BNDES(Acordo do Setor) (=) Dívida líquida EBITDA Dívida Líquida/EBITDA 2002 910 (34) 876 (260) 616 177 3,50 (*) Empréstimos e Financiamentos + Encargos dos Empréstimos e Financiamentos + Operações de “Swap” Está sendo finalizado um financiamento de US$ 100 milhões com o Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID, com prazo de 8 anos, com consórcio já fechado de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis. Esta operação já foi aprovada pelos Boards da Bandeirante e do BID e será concretizada em 2004. 302 Geração de Caixa A geração operacional de caixa apresentou melhoria substancial, pelo incremento de 31% no EBITDA e pelo encaixe líquido de R$ 78,2 milhões decorrentes dos acertos do MAE. Registre-se também que a aquisição de energia de Itaipu representou um adicional de caixa de R$ 91 milhões, não medido pelo EBITDA, uma vez que seu custo de aquisição é registrado contabilmente pelo dólar da data do reajuste tarifário (R$3,8759/US$ para jan/set 2003), enquanto que o desembolso se dá pela taxa cambial do dia anterior ao efetivo pagamento (média de R$ 3,06 no mesmo período). Como despesa diferida (CVA) significativa registre-se o desembolso de R$ 40,4 milhões relativos à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), encargo setorial criado em 2003. 303 AUDITORIA EXTERNA Na contratação de serviços não relacionados com a auditoria externa junto aos seus auditores independentes, a Empresa fundamenta-se nos princípios que preservam a independência do auditor independente, que consistem, de acordo com princípios internacionalmente aceitos, em: • o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho; • o auditor não deve exercer funções gerenciais no seu cliente; e • o auditor não deve promover os interesses do seu cliente. No exercício de 2003, os únicos serviços prestados à Empresa pelos seus auditores independentes foram os relacionados com os exames de auditoria independente das demonstrações contábeis. PERSPECTIVAS E NOTA FINAL A aprovação de um novo modelo para o setor elétrico brasileiro, o efeito da revisão tarifária ocorrida no final de 2003 para os próximos 4 anos e o crescimento esperado da economia brasileira geram excelentes perspectivas para a Bandeirante em 2004 e anos seguintes, colocando as suas margens em patamares mais adequados à realidade do negócio de distribuição de energia elétrica. A concretização do financiamento do BID de US$ 100 milhões, destinados aos investimentos e a conclusão dos projetos de modernização proporcionarão uma situação econômica e financeira estável, uma redução dos custos operacionais, um aumento da qualidade do serviço prestado aos clientes e uma adequada remuneração dos capitais investidos na Empresa. A Administração da Bandeirante manifesta o seu agradecimento ao seu acionista controlador, pelo acompanhamento e apoio dados. É também devido um agradecimento aos fornecedores, consultores, instituições financeiras e a todas as entidades que colaboraram com a Empresa. Um agradecimento especial aos colaboradores da Bandeirante que, trabalhando com competência e dedicação, contribuíram para os seus resultados. Finalmente, um agradecimento especial para os clientes da Bandeirante, a quem se procura oferecer os melhores níveis de qualidade do serviço. 304 11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2003 E 2002 Em Milhares de Reais 1. CONTEXTO OPERACIONAL BANDEIRANTE ENERGIA S.A., Companhia de capital aberto, tem por objetivo a prestação de serviços públicos de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, a partir de 23 de outubro de 1998, conforme contrato de concessão firmado naquela data. A Companhia atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, especificamente nas regiões do Alto do Tietê e Vale do Paraíba, atendendo a aproximadamente 1,3 milhões de clientes e fornecendo aproximadamente 9.539 GWh ao ano (quantidades não auditadas). Além da distribuição de energia elétrica, a Companhia poderá participar individual ou consorciadamente de empreendimentos relacionados a outras formas de energia, tecnologia e de serviços, inclusive de atividades derivadas direta ou indiretamente da utilização dos bens, direitos e tecnologia própria, bem como participar do capital de outras sociedades. 2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS As Demonstrações Contábeis foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que incluem as disposições da CVM - Comissão de Valores Mobiliários e normas aplicáveis às concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel. 2.1. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS a) Consumidores e Concessionários - incluem: (i) Os valores faturados a consumidores finais e concessionários revendedores, bem como a receita referente à energia consumida e não faturada; (ii) Os valores a receber relativos à energia comercializada no Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE (Nota 3.2); (iii) Os saldos a receber relativos à Recomposição de Receita e à Energia Livre (Notas 3.1.1 e 3.1.2); e (iv) O crédito decorrente do parcelamento da Revisão Tarifária Ordinária de 23 de outubro de 2003 (Nota 4). b) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - calculada em montante considerado suficiente para cobrir eventuais perdas na realização de contas a receber de Consumidores e Concessionários. c) Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - inclui o saldo remanescente dos valores a receber de bônus, aprovados pelo Despacho Aneel n.º 600, de 27 de setembro de 2002, e os Custos a Reembolsar decorrentes da implantação do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica. d) Estoques - avaliados e registrados ao custo médio de aquisição, inferiores aos valores de realização. Os materiais destinados ao consumo e manutenção são classificados no Ativo Circulante. Os materiais destinados à obras são classificados em Imobilizado em Curso. e) Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - inclui as variações positivas e negativas dos itens da Parcela “A” (gastos não gerenciáveis), previstos no Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica (Notas 3.1.3 e 6). f) Imobilizado - registrado ao custo de aquisição ou custo de construção, corrigidos monetariamente até 31 de dezembro de 1995. A depreciação é calculada pelo método linear, de acordo com taxas anuais fixadas pelo Poder Concedente, determinadas pela Resolução Aneel n.º 002, de 24 de dezembro de 1997, atualizada pela Resolução Aneel n.º 044, de 17 de março de 1999, como descrito na Nota 7. Em função do disposto no item 4 da Instrução Contábil n.º 10, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de 305 Energia Elétrica e na Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, os encargos financeiros, relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no Imobilizado em Curso, são registrados neste subgrupo no custo das respectivas obras (Nota 17). As Obrigações Vinculadas à Concessão, demonstradas como retificadoras do Imobilizado, referem-se, principalmente, a recursos recebidos de Consumidores, destinados à execução de empreendimentos relacionados ao fornecimento de energia elétrica, cuja utilização e destino se subordinam a determinações da Aneel. g) Demais Ativos Circulante e Realizável a Longo Prazo - são demonstrados aos valores de custo ou realização, incluindo, quando aplicável, os rendimentos auferidos. h) Fornecedores - inclui o saldo a pagar a fornecedores de energia elétrica e o saldo de Energia Livre a pagar aos respectivos fornecedores. i) Empréstimos e Financiamentos - atualizados com base nas variações monetárias e cambiais, acrescidas dos respectivos encargos incorridos até a data do encerramento do exercício. j) Demais Passivos Circulante e Exigível a Longo Prazo - são demonstrados pelos valores conhecidos ou exigíveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e cambiais. k) Resultado - apurado pelo regime de competência, incluindo: (i) Receita com Fornecimento de Energia Elétrica - o fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais e concessionários revendedores, não faturados até a data do encerramento do exercício, são mensurados e registrados contabilmente, de forma que possibilite a contraposição dos custos e das receitas no respectivo exercício; (ii) Conta Consumo de Combustíveis - CCC - encargo setorial assumido pelas distribuidoras de energia elétrica, cujos recursos são destinados a fundo específico, administrado pela Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras S.A., com o objetivo de subsidiar os gastos com o consumo de combustíveis fósseis das geradoras termelétricas no Brasil; (iii) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE - encargo setorial assumido pelas distribuidoras de energia elétrica, cujos recursos são destinados a fundo específico, administrado pela Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras S.A., para promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos Sistemas Elétricos Interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional; e (iv) Imposto de Renda e Contribuição Social - calculados conforme legislação e alíquotas vigentes à data do balanço (25% para o Imposto de Renda e 9% para Contribuição Social sobre o Lucro). De acordo com as disposições da Deliberação CVM n.º 273, de 20 de agosto de 1998 e Instrução CVM n.º 371, de 27 de junho de 2002, a Companhia registra em suas demonstrações contábeis os créditos tributários diferidos sobre prejuízos fiscais, base negativa da Contribuição Social e adições temporárias. 3. RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA E CONTABILIZAÇÃO DO MAE 3.1. RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA Para o ressarcimento do montante da Recomposição de Receita, Energia Livre e Parcela “A”, em atendimento às disposições da Medida Provisória n.º 14 (convertida na Lei n.º 10.438/02), foi concedido a partir de janeiro de 2002 o reajuste tarifário extraordinário de 2,9% aplicável aos consumidores residenciais e rurais (exceto os de baixa renda) e de 7,9% para os demais consumidores. A Resolução Normativa Aneel n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, retificou o montante de Energia Livre anteriormente homologado pela Resolução Aneel n.º 483, de 29 de agosto de 2002 (Nota 3.1.2), alterou o prazo máximo de permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE nas tarifas de fornecimento de energia elétrica anteriormente estabelecido pela Resolução Aneel n.º 484, de 29 de agosto de 2002, excluiu deste prazo o montante relativo às variações dos itens da Parcela “A” verificadas no exercício de 2001 e estabeleceu que a sua recuperação 306 se dará por mecanismo equivalente ao previsto no art. 4º da Lei 10.438/02 e que para a Companhia, como concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica localizada no Sistema Interligado Nacional sujeita ao Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica – PERCEE, essa recuperação se dará imediatamente após o final da Recomposição Tarifária Extraordinária prevista no art. 4º da Lei n.º 10.438/2002, pelo prazo necessário para atingir o montante homologado pela Resolução Aneel n.º 482, de 29 de agosto de 2002. No exercício de 2003 foi faturado o montante de R$99.123 (R$81.754 em 2002) e, na avaliação da administração, com base em projeções orçamentárias, o saldo remanescente de Recomposição de Receita e de Energia Livre em 31 de dezembro de 2003, no montante de R$323.624, será realizado dentro do prazo estipulado de 64 meses. 3.1.1. RECOMPOSIÇÃO DE RECEITA Período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002: Do montante de R$278.595 homologado através das Resoluções Aneel n.º 480 e 481, ambas de 29 de agosto de 2002, foi amortizado no exercício de 2003 o montante de R$77.953 (R$81.754 em 2002), decorrente da aplicação de parte do reajuste tarifário extraordinário mencionado na Nota 3.1. A partir de fevereiro de 2003, parte do valor faturado decorrente da aplicação do Reajuste Tarifário Extraordinário está sendo destinado para amortização da Recomposição Tarifária Extraordinária relativa à Energia Livre, repassada às geradoras, estabelecida pela Resolução Aneel n.º 36, de 29 de janeiro de 2003, e alterada pela Resolução Aneel n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003. Atualização Monetária: A Resolução Aneel n.º 31, de 24 de janeiro de 2002, determinou que o saldo remanescente da Recomposição de Receita fosse remunerado pela taxa de juros equivalente à cobrada, de cada concessionária, nas operações de financiamento de que trata o art. 5º da Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, que em suma referese ao programa de financiamento subsidiado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, como abaixo descrito, e na ausência dessa operação financeira, deveria ser utilizada a taxa Selic. No exercício de 2003 foi contabilizado o montante de R$56.648 (R$49.354 em 2002) registrado em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras. Concessão de Linha Especial de Crédito para Recomposição Financeira de Perdas: No exercício de 2002 foram liberados recursos no montante de R$250.736, equivalente a 90% do montante homologado, relativo a abertura de crédito no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, através de contrato de financiamento com o BNDES assinado em 3 de fevereiro de 2002. 3.1.2. ENERGIA LIVRE Período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002: Através da Resolução Aneel n.º 483, de 29 de agosto de 2002, foi homologado o valor de R$104.191 e, como mencionado na nota 3.1, o valor foi retificado por meio da Resolução Normativa Aneel n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, para R$187.490 o que culminaria, na data de 31 de dezembro de 2003, em aumento do ativo realizável a longo prazo no montante de R$97.283, em aumento do passivo exigível a longo prazo no montante de R$97.422, e diminuição do resultado do exercício de 2003 no montante de R$139. Contudo, no entendimento da Companhia este novo valor não é adequado e, assim, não foi efetuado o respectivo registro contábil até que a Aneel conclua a revisão do valor solicitada pela Bandeirante. No exercício de 2003 foi amortizado o montante de R$21.170, decorrente da aplicação de parte do reajuste tarifário extraordinário mencionado na Nota 3.1. Atualização Monetária: O montante homologado está sendo atualizado pela taxa Selic, sendo 50% atualizados a partir de 30 de dezembro de 2002 e os 50% restantes a partir de 4 de julho de 2003, nos termos da Resolução Aneel n.º 36, de 29 de janeiro de 2003 alterada pela Resolução Aneel n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003. No exercício de 2003 foi contabilizado o montante de R$15.713, registrado em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras. Ato contínuo, foi registrado contabilmente na rubrica de Fornecedores, no exigível a longo prazo, também em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Despesas Financeiras. 307 3.1.3. VARIAÇÃO DE CUSTOS DA PARCELA “A” Período de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001: No exercício de 2002 foi homologado o montante de R$61.521 através da Resolução Aneel n.º 482, de 29 de agosto de 2002. Atualização Monetária: O montante homologado está sendo atualizado nos mesmos termos da atualização monetária da Recomposição de Receita (Nota 3.1.1) e, no exercício de 2003, foi contabilizado o montante de R$20.345 (R$14.645 em 2002) em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras. Concessão de Linha Especial de Crédito para Recomposição Financeira de Perdas: Como descrito na Nota 3.1.1, o BNDES liberou no exercício de 2002 o valor de R$55.369, equivalente a 90% do montante homologado. 3.2. MERCADO ATACADISTA DE ENERGIA ELÉTRICA - MAE A Companhia tem registrado no ativo o montante de R$23.896 e, no passivo circulante, o montante de R$2.469, relativos às transações de venda, compra de energia e encargo de serviço do sistema, realizados no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, com base em cálculos elaborados e divulgados pelo MAE. Parte desses valores estão sujeitos a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor. Ativo Saldo em 31/12/2002 Acréscimos Liquidações Venda 128.385 13.992 (118.481) Compra 3.021 2.324 (3.873) Passivo Encargo de Serviço do Sistema 19.077 18.289 (36.369) Saldo em 31/12/2003 23.896 1.472 997 3.3. AJUSTES DECORRENTES DA APURAÇÃO FINAL DOS VALORES RELATIVOS AO ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICO E DO MAE, REFERENTES AO EXERCÍCIO DE 2001 Os ajustes contabilizados no exercício de 2002, decorrentes das Resoluções Aneel n.º 480 e 482, ambas de 29 de agosto de 2002, e da divulgação dos valores finais do MAE, todos com transações de competência do exercício de 2001, estão divulgados em rubrica específica na demonstração do resultado, composta basicamente por R$16.061 de Recomposição de Receita, R$22.253 de Parcela “A” e R$4.153 de valores do MAE. 4. CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIOS 308 Parcelamento da Revisão Tarifária Ordinária – refere-se ao valor da receita de fornecimento de energia elétrica, de competência do exercício de 2003, decorrente da postergação de aplicação de parte do índice médio de reposição tarifária ordinária fixado para a Companhia, homologado pela Resolução Aneel n.º 566, de 22 de outubro de 2003 18,08%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica da seguinte forma: • em 23 de outubro de 2003 as tarifas de fornecimento foram reposicionadas em 14,68%; • a diferença (18,08% - 14,68%) será acrescida à Parcela “B” dos próximos três reajustes tarifários anuais (2004, 2005 e 2006). Concessionários - Outros - refere-se, basicamente, a montante a receber da Companhia Piratininga de Força e Luz, em decorrência da cisão parcial da Bandeirante realizada em 1º de outubro de 2001, com transferência parcial da concessão à Companhia Piratininga de Força e Luz, a Bandeirante tem créditos registrados decorrentes da aplicação da proporcionalidade estabelecida no protocolo de cisão, no montante de R$40.517 (R$35.843 em 2002). 5. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS 5.1. Os créditos fiscais poderão ser realizados até o exercício de 2009, como abaixo demonstrado: Para atendimento à Instrução CVM n.º 371/02, a Administração elaborou projeção de resultados tributáveis futuros, inclusive considerando seus descontos a valor presente, demonstrando a capacidade de realização desses créditos tributários nos períodos indicados, a qual foi aprovada pelo Conselho de Administração. Essas estimativas são periodicamente revisadas, de modo que eventuais alterações na perspectiva de recuperação desses créditos possam ser tempestivamente consideradas nas demonstrações contábeis. 5.2. Crédito fiscal advindo da Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP, refere-se à parcela de benefícios excedente aos ativos relativos aos planos previdenciários do tipo benefício definido, cuja provisão em 31 de dezembro de 2001 foi efetuada em contrapartida ao Patrimônio Líquido, dedutível por ocasião dos pagamentos mensais, com expectativa de finalização no exercício de 2014. 309 5.3. Crédito Fiscal Incorporado derivado do ágio proveniente da incorporação mencionada na Nota 14.4.1, que será amortizado pela curva determinada pela Aneel entre a expectativa de resultados futuros e o prazo de concessão da Companhia, o que resulta em amortização anual média de R$6.068 até o ano de 2027 (R$5.361 em 2002). 5.4. As projeções orçamentárias mencionadas na Nota 5.1 indicam que a Companhia apresenta base de cálculo suficiente para recuperação do saldo integral dos créditos tributários no período como demonstrado. No entanto, quanto aos créditos relacionados ao PSAP e Ágio, mencionados nas Notas 5.2 e 5.3, os mesmos serão realizados financeiramente até 2014 e 2027, respectivamente, em consonância com as normas de amortização dos valores a eles vinculados. 6. CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO DE CUSTOS DA PARCELA “A” 6.1. De 1º/01/2001 a 25/10/2001 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A” inseridas no contexto do Acordo do Setor Elétrico, como mencionado na Nota 3.1.3. 6.2. De 26/10/2001 a 23/09/2002 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A”, contemplados no reajuste tarifário ocorrido em 23 de outubro de 2002. No exercício de 2003 foi amortizado o montante de R$23.117 (R$5.572 em 2002) em contrapartida à respectiva conta de resultado. O valor correspondente à atualização monetária pela variação da taxa Selic registrado no exercício de 2003 é de R$2.787 (R$1.257 em 2002) em contrapartida à receita financeira e R$1.184 foi contabilizado em conta gráfica a receber da Piratininga (Nota 4). O saldo líquido em 31 de dezembro de 2003 é positivo no montante de R$4.861 (R$26.375 positivo em 2002). 6.3. De 24/09/2002 a 23/09/2003 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A” que anteriormente, pelo disposto no artigo 3º da Portaria Interministerial n.º 25 do Ministério de Minas e Energia, de 24 de janeiro de 2002, integrariam a base da revisão tarifária ordinária prevista para outubro de 2003 e que, pela edição da Portaria Interministerial n.º 116 do Ministério de Minas e Energia, de 4 de abril de 2003, foram adiados para integrarem a base do reajuste tarifário previsto para outubro de 2004. O montante de R$67.255 em 16 de outubro de 2003, aprovado pela Aneel, está sendo atualizado pela variação da taxa Selic e, no exercício de 2003 foi registrado o valor de R$2.974 em contrapartida à receita financeira. O saldo em 31 de dezembro de 2003 é positivo em R$70.229 (R$66.673 positivo em 2002). A Medida Provisória n.º 127, de 4 de agosto de 2003 (convertida na Lei n.º 10.762/03), instituiu o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de que trata o art. 1º da Medida Provisória n.º 2.227, de 4 de setembro de 2001, para os reajustes e revisões tarifárias realizados entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004, por meio de financiamento a ser concedido pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES. A Companhia enviou ao BNDES os documentos necessários para a habilitação dos respectivos recursos, inclusive do saldo líquido remanescente mencionado na Nota 6.2, e aguarda a conclusão dos mesmos para sua liberação. 310 6.4. De 24/09/2003 a 31/12/2003 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A” que integrarão a base de cálculo do futuro reajuste tarifário, previsto para outubro de 2004, destacando-se a energia comprada de Itaipu e CCC, no valor de R$31.131 e R$9.230, respectivamente, registrados no Exigível a Longo Prazo. O saldo em 31 de dezembro de 2003 é negativo em R$24.920. 7. IMOBILIZADO A taxa de depreciação média anual para o exercício de 2003 foi de aproximadamente 4,6%. De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução Aneel n.º 20, de 3 de fevereiro de 1999 regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando ainda que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão. 311 8. FORNECEDORES 9. ENCARGOS DE DÍVIDAS E EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS 312 9.1. BANCO SAFRA - Resolução 2770/00 - contrato firmado em 5 de janeiro de 2001. Saldo remanescente equivalente a US$7,000 mil, a vencer em 17 de maio de 2004, com juros de 5% ao ano e garantido com nota promissória. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge (Nota 21.4). 9.2. BBA CREDITANSTALT S.A. - contrato de repasse externo lastreado com recursos captados junto ao DEG Deutsche Investitions und Entiwicklungsgesellschaft MBH, firmado em 5 de fevereiro de 2002 no montante de US$10,000 mil, com juros de 9,5% ao ano, amortizado semestralmente a partir de 15 de março de 2002, com vencimento final em 15 de março de 2006, garantido com nota promissória e que estabelece ainda “covenants”, integralmente atendidos, cujo descumprimento resultaria em aumento da taxa de juros e até a antecipação do vencimento do contrato. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge (Nota 21.4). 9.3. EDP BRASIL S.A. - contrato firmado em 27 de dezembro 2001, com a controladora EDP Brasil S.A., sem apresentação de garantias, no valor original de R$472.879. As parcelas são reajustadas nas datas dos pagamentos, adotando-se como teto para os encargos do contrato, o menor valor entre a taxa de CDI e o custo equivalente a Libor + 0,875% ao ano acrescido da variação do IGP-M, conforme determinação da Aneel, através do Ofício n.º 106 - SFF/Aneel, de 20 de dezembro de 2001. Em 28 de julho de 2003, foi celebrado o 3º Termo de Aditamento ao Contrato de Compra e Venda de Títulos estabelecendo que, em 31 de dezembro de 2003, o saldo total remanescente (principal + encargos) tornar-se-á “novo principal”, o qual será pago em 24 parcelas mensais iguais e sucessivas de janeiro de 2004 a dezembro de 2005 e os juros incidentes sobre o “novo principal” serão pagos em quatro parcelas semestrais a partir de julho de 2004. No exercício foi amortizado o montante de R$150.000 (R$150.000 em 2002) e provisionados encargos financeiros de R$29.754 (R$59.026 em 2002). 9.4. BNDES - Recomposição Tarifária Extraordinária - contrato firmado em 3 de fevereiro de 2002, em consonância com o Acordo Geral do Setor Elétrico e Lei n.º 10.438/02. No exercício de 2002 foram liberados recursos no montante de R$306.105, equivalentes a 90% do valor da Recomposição de Receita e Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela “A” de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001 (Notas 3.1.1 e 3.1.3). Sobre o valor do principal incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média ajustada da Selic, ambos pagos mensalmente a partir de 15 de março de 2002 e com vencimento final em 15 de junho de 2007, com garantia em conta bancária através de vinculação do valor equivalente a 5,95% até abril de 2003 e 3,77% a partir de maio de 2003, do faturamento mensal da Companhia. 9.5. CONTAS GARANTIDAS - referem-se a empréstimos obtidos junto a diversas instituições financeiras nacionais, para cobertura do fluxo de caixa operacional, com taxa de juros média de 109% do CDI, garantidos por notas promissórias de em média 130% do valor do principal. 9.6. NOTAS PROMISSÓRIAS - em 24 de setembro de 2003 foi efetivada pela Companhia a emissão de trezentas e sessenta notas promissórias, em subscrição pública, com as seguintes características: • Série: única; • Valor nominal unitário: R$500.000; • Prazo: 180 dias a contar da data de emissão (a data de sua efetiva subscrição e integralização); • Forma: nominativa; • Registro na CVM: CVM/SRE/RNP/2003/008 em 18 de setembro de 2003; • Juros: a partir da data de emissão, calculados sobre o valor nominal unitário, equivalente a 113% da taxa média diária “Taxa DI over extra grupo”; • Finalidade: recursos destinados ao incremento das disponibilidades de caixa da Companhia; • Interveniente: EDP Brasil S.A.; • Antecipação do vencimento: o vencimento das notas promissórias poderá ser antecipado na ocorrência de diversos eventos, nenhum deles verificado até o momento, entre os quais se destacam: a) inadimplemento ou vencimento antecipado de qualquer obrigação da emissora ou da Interveniente, com valor superior a R$10.000; b) na falta de pagamento de qualquer valor devido em relação às notas promissórias; c) caso a Emissora efetue qualquer pagamento à Interveniente, relacionado ou não com sua dívida perante a controladora ou quaisquer outras sociedades com as quais a Emissora mantenha vínculos societários, exceção feita à distribuição dos dividendos mínimos obrigatórios da Emissora para a Interveniente; d) transferência de controle da emissora pela Interveniente sem prévia e expressa concordância dos titulares das notas promissórias; e) não sejam respeitados três “covenants” financeiros. 9.7. A Companhia vem atuando na busca de alternativas para alongamento do perfil de sua dívida, já estando em estágio avançado no processo de negociação do financiamento de seu Programa de Investimentos de 2002 a 2004, no valor de US$100 milhões, junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID. 313 9.8. PROGRAMA DE AMORTIZAÇÃO - PRINCIPAL DE LONGO PRAZO 10. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS 11. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS 11.1. FOLHA DE PAGAMENTO - refere-se a provisão de saldo de férias e respectivas gratificações e encargos sociais, e Participação nos Lucros e Resultados do exercício de 2003. 11.2. IMPOSTO DE RENDA, CONTRIBUIÇÃO SOCIAL, PIS E COFINS – em outubro de 2003, a Companhia reavaliou os aspectos relacionados ao momento da incidência tributária sobre as receitas registradas nos exercícios de 2001 e 2002 no âmbito da Recomposição Tarifária Extraordinária mencionada na Nota 3.1, passando a reconhecer a exigibilidade da tributação quando do efetivo ressarcimento desses valores, suportada pelo Parecer COSIT nº 26/2002. Nesse contexto, a correspondente exigibilidade futura foi registrada no passivo circulante e exigível a longo prazo, de acordo com a expectativa de ressarcimento desses valores e, os tributos anteriormente recolhidos, foram transformados em créditos fiscais, atualizados pela taxa Selic (R$25.702 no exercício de 2003 - Nota 16), cuja compensação foi iniciada em outubro de 2003, com saldo remanescente ao final do exercício no montante de R$52.513, incluído no ativo circulante na rubrica Tributos e Contribuições Sociais Compensáveis, e reconhecidos os créditos fiscais diferidos sobre a recomposição de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, no montante de R$37.662. 314 12. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS (CURTO E LONGO PRAZOS) 12.1. TRABALHISTAS - ações ajuizadas correspondentes aos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme protocolo de cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A.. Subseqüentemente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da Bandeirante ocorrida em 1º de outubro de 2001, cada concessionária (Bandeirante e Piratininga) é responsável pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões assumidas por cada Companhia, enquanto que para as ações corporativas, estas serão assumidas na proporção percentual dos controladores (Bandeirante e Piratininga) determinada no respectivo protocolo de cisão. 12.2. CONSUMIDORES INDUSTRIAIS - pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE n.º 38, de 27 de fevereiro de 1986 e n.º 45, de 4 de março de 1986 - 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. 12.3. COFINS - MAJORAÇÃO DE ALÍQUOTA - a Companhia está questionando judicialmente as alterações na COFINS advindas da Lei n.º 9718, de 27 de novembro de 1998. Em 1º de julho de 1999, obteve liminar possibilitando o recolhimento desse tributo, até o mês de dezembro de 1999, na forma da legislação anterior, ou seja, 2% sobre o faturamento, com efeitos retroativos a 1º de fevereiro de 1999. Porém, conservadoramente, provisionou o diferencial de base e adicional de 1% nas demonstrações contábeis. O saldo provisionado em 31 de dezembro de 2003 é composto por R$24.077 de principal e R$18.100 de encargos. 12.4. IMPOSTO DE RENDA - contestação da indedutibilidade da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido na apuração do Imposto de Renda dos exercícios de 2001 e 2002, para a qual a Companhia mantém depósito judicial em garantia. A Companhia é parte em outros processos judiciais ainda em andamento, de naturezas administrativa, fiscal, trabalhista e cível, advindos no transcurso normal de suas operações, cujas materializações, na avaliação dos consultores jurídicos, são possíveis ou remotas, não requerendo provisionamento, visto que são provisionados apenas as causas com chances de perdas consideradas prováveis. 13. FUNDAÇÃO CESP 13.1. COMPOSIÇÃO DO SALDO Plano de Benefício Suplementar Proporcional Saldado - BSPS - corresponde aos benefícios proporcionais dos funcionários, calculados com base no tempo de serviço até março de 1998. O valor de R$105.676, apurado em 31 de dezembro de 2003, corresponde à parcela de benefícios excedente aos ativos do plano. Este valor vem sendo pago em 240 meses contados desde setembro de 1997, com base em percentual sobre a folha de salários, podendo ser revisado semestralmente para assegurar a liquidação do saldo no período acima. O percentual de contribuição atual é de 24,42% e o para o primeiro semestre de 2004 é de 24,65%. 315 13.2. PLANOS DE SUPLEMENTAÇÃO DE APOSENTADORIA E PENSÃO Os planos de benefícios previdenciários em favor de funcionários e ex-funcionários da Companhia são administrados e geridos pela Fundação Cesp, entidade fechada de previdência complementar, com patrimônio próprio, segregado dos patrimônios das Patrocinadoras sem solidariedade contributiva. Para os funcionários e exfuncionários da Companhia, a Fundação Cesp gere os seguintes Planos Previdenciários: 13.2.1. Plano BD - Vigente até 31 de março de 1998: Plano de Benefício Saldado, do tipo Benefício Definido, que concede Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da Companhia. 13.2.2. Plano BD - Vigente após 31 de março de 1998: Plano do Tipo Benefício Definido, que concede renda vitalícia reversível em pensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base de 70% da média salarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e de entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço passado (inclusive o acumulado até 31 de março de 1998) e, portanto, não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é paritária entre a Companhia e os participantes. 13.2.3. Plano CD: Implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, é um plano Previdenciário, que até a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é do tipo contribuição definida, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é que o Plano Previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a poder gerar responsabilidade atuarial à Companhia. 13.3. CÁLCULO DO ATIVO LÍQUIDO RELATIVO AOS PLANOS PREVIDENCIÁRIOS DO TIPO BENEFÍCIO DEFINIDO DA FUNDAÇÃO CESP (PSAP/BANDEIRANTE) PATROCINADO PELA COMPANHIA POSIÇÃO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2003 Valor presente da obrigação atuarial Valor justo dos ativos do Plano Valor da obrigação atuarial líquida dos ativos R$220.560 R$114.884 R$105.676 A Companhia optou em 2001 pela alternativa prevista no parágrafo 84 do pronunciamento do IBRACON - Instituto dos Auditores Independentes do Brasil, aprovado pela Deliberação CVM n.º 371, de 13 de dezembro de 2000, registrando o valor de R$104.892 a débito do Patrimônio Líquido. Nesse montante, foi destacada a parcela de redução tributária decorrente das despesas, a qual está apropriada no Ativo como Créditos Tributários (Nota 5.2). No exercício de 2003 foi registrado o valor de R$211 a débito no resultado em contrapartida ao passivo exigível a longo prazo, em função do laudo atuarial de 31 de dezembro de 2003 ter indicado a necessidade desse complemento à referida provisão. 13.3.1. Premissas Atuariais Utilizadas: • • • • • • • • • • • Taxa de juros (desconto) para avaliação do custo do serviço corrente e da obrigação atuarial total: 10,24% ao ano. Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do Plano: 10,24% ao ano (essa taxa foi identificada com base em estudos específicos, que consideram a perspectiva de rendimento esperado, suportada por projeções). Taxa de crescimento salarial: 7,12% ao ano. Índice de reajuste de benefícios concedidos de prestação continuada: 4% ao ano. Fator de capacidade do benefício/salário preservar seu poder aquisitivo ao longo de cada ano: 0,98 (ou 98%). Taxa de rotatividade: Tábua decrescente em função da idade, representando uma rotatividade média de 2% ao ano na projeção para os próximos 12 meses. Tábua Geral de Mortalidade: AT-49 (qx). Tábua de Entrada em Invalidez: LIGHT-MÉDIA (ix). Tábua de Mortalidade de Inválidos: IAPB-55 (qix). Tábua de Mortalidade de Ativos: obtida pelo método de Hamza a partir dos valores adotados para qx/ ix/ qix. Composição de Família: experiência observada no âmbito das patrocinadoras da Fundação Cesp. 13.3.2. Dados Cadastrais Utilizados (Em 30 de outubro de 2003): ATIVOS • • • • • • Participantes ativos: 1.350. Tempo médio de serviço na Companhia: 13 anos. Idade média: 37 anos. Salário médio mensal: R$3.319,96. Tempo remanescente de atividade: 20 anos. Foram avaliados também 165 participantes ativos “coligados”, que têm direito ao Benefício Diferido por desligamento, no valor médio mensal de R$135,25. 316 INATIVOS • • • Participantes aposentados e pensionistas: 150. Idade média: de 48 anos. Benefício médio mensal: de R$1.601,58 a R$1.706,22. 13.4. O total de contribuições feitas pela Companhia, consignado na demonstração de resultado na rubrica Despesas Gerais e Administrativas, foi: 14. CAPITAL SOCIAL 14.1. COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA 14.2. DIVIDENDOS As ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do lucro líquido ajustado na forma da Lei. As ações preferenciais têm direito a dividendos 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias, na forma do Estatuto e da Lei. No presente exercício, foram apurados dividendos a distribuir, conforme demonstrado a seguir: 14.3. RESERVA DE RETENÇÃO DE LUCROS Tal reserva foi constituída a partir do exercício de 2001, complementada nos montantes de R$5.895 e R$70.292 nos exercícios de 2002 e 2003, respectivamente, para viabilizar o Programa de Investimentos da Companhia, que se encontra previsto no orçamento de capital, a ser submetido à Assembléia, o qual é necessário para que esteja em condições não só de atender à demanda dos seus consumidores como, também, para a melhoria constante da qualidade dos serviços oferecidos aos mesmos. 14.4. RESERVAS DE CAPITAL 317 14.4.1. INCORPORAÇÃO DO ÁGIO, PELA BANDEIRANTE, DA PARCELA CINDIDA DA ANTERIOR CONTROLADORA ENERPAULO Como parte da reestruturação societária do Grupo EDP, em Assembléia realizada em 31 de outubro de 2002, a Bandeirante Energia S.A. incorporou a parcela cindida da anterior controladora Enerpaulo - Energia Paulista Ltda., representada pelo ágio pago pela Enerpaulo quando da aquisição de ações de emissão da Bandeirante e respectiva provisão para manutenção da integridade do patrimônio líquido constituída pela Enerpaulo nos termos das Instruções CVM n.º 319/99 e n.º 349/99. A anuência da Aneel para incorporação parcial da Enerpaulo ocorreu por meio da Resolução n.º 543, de 7 de outubro de 2002, que estabeleceu, também, a amortização do referido ágio pela curva determinada entre a expectativa de resultados futuros e o prazo de concessão da Companhia. O valor do acervo líquido incorporado pela Bandeirante foi integralmente destinado à Reserva Especial de Ágio na Incorporação, registrado no Patrimônio Líquido da Companhia, na forma do disposto no art. 6.º da Instrução CVM 319/99, sem alteração, portanto, do montante do capital subscrito e integralizado da Bandeirante. 14.4.2. ACERVO INCORPORADO PELA BANDEIRANTE ENERGIA S.A. Ágio na aquisição de ações de emissão da Bandeirante: R$460.584. Provisão para manutenção da integridade do Patrimônio Líquido (Instrução CVM n.º 349/01): R$460.584. Crédito Fiscal Diferido: R$156.599 (Nota 5.2). 15. FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA 16. RESULTADO FINANCEIRO 318 17. ENCARGOS FINANCEIROS E VARIAÇÕES MONETÁRIAS CAPITALIZADAS De acordo com a Instrução Contábil n.º 10 item 4, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e a Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, foram transferidos para o Ativo Imobilizado em Curso os seguintes valores: 18. RESULTADO - IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL Os montantes de R$21.780 e R$6.841 consideram a apropriação do crédito fiscal, no valor de R$37.662, descrito na Nota 11.2. (a) Os montantes de R$ 21.780 e R$ 6.841 consideram a apropriação do crédito fiscaln no valor de R$ 37.662, descrito na Nota 11.2. 19. SEGUROS A Companhia mantém contratos de seguros com cobertura determinada por orientação de especialistas, levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e/ou responsabilidades. As principais coberturas de seguros são: 319 20. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS Todas as transações foram efetuadas a valores de mercado e estão suportadas por contratos que foram submetidos à autorização da Aneel. Todos os saldos em aberto na data do balanço estão demonstrados no passivo circulante na rubrica Fornecedores, exceção feita a EDP Brasil conforme demonstrado na Nota 9. 21. INSTRUMENTOS FINANCEIROS 21.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS A utilização de instrumentos e operações envolvendo taxas de juros tem por objetivo a proteção do resultado das operações ativas e passivas da Companhia. As operações são realizadas por intermédio da área financeira de acordo com a estratégia aprovada pela Diretoria. A administração avalia que os riscos são mínimos, pois não existe concentração e as operações são realizadas com bancos de reconhecida solidez dentro de limites aprovados. 320 21.2. VALOR DE MERCADO DOS INSTRUMENTOS FINANCEIROS Os valores de mercado dos principais instrumentos financeiros da Companhia aproximam-se dos valores contábeis, destacando-se os Empréstimos e Financiamentos (Nota 9) e Operações de Swap (Nota 21.4). Os valores de mercado, quando aplicável, foram calculados conforme o valor presente desses instrumentos financeiros, considerando a taxa de juros praticada pelo mercado para operações de riscos e operações similares e não apresentam diferenças relevantes em relação aos valores contábeis. 21.3. RISCO DE CRÉDITO Outro instrumento financeiro capaz de expor a Companhia ao risco de crédito é representado por contas a receber que, no entanto, é atenuado pela venda a uma base de clientes pulverizada, bem como, pela realização periódica de análises de créditos. Adicionalmente, os valores do MAE também representam risco, no contexto descrito na Nota 3.2 . 21.4. OPERAÇÕES DE SWAP • Operação de Swap com o Banco Votorantim realizada em 21 de junho de 2002, no valor base - “notional” - de R$160.000, sendo o valor garantido pelo Banco remunerado à taxa de 17% ao ano em contrapartida à variação do IGP-M acrescido de 11,5% ao ano garantido pela Companhia, incidentes sobre o valor presente da operação, sendo o resultado sobre o “notional” de R$75.000, liquidado em 02 de maio de 2003, e sobre o “notional” de R$85.000 a vencer em 03 de maio de 2004. A operação gerou um prêmio de R$16.801, registrado nos Passivo Circulante e Exigível a Longo Prazo, que está sendo reconhecido em resultado pelo período de vigência do contrato. O valor presente estimado em 31 de dezembro de 2003, no caso de liquidação antecipada, é de R$25.927. • Operação de Swap com o Banco Votorantim realizada em 1º de agosto de 2002, no valor base - “notional” - de R$160.000, sendo o valor garantido pelo Banco remunerado à taxa de 18% ao ano em contrapartida à variação do IGP-M acrescido de 11,5% ao ano garantido pela Companhia, incidentes sobre o valor presente da operação, sendo o resultado sobre o “notional” de R$75.000, liquidado em 30 de abril de 2003, e sobre o “notional” de R$85.000 a vencer em 30 de abril de 2004. A operação gerou um prêmio de • R$13.900, registrado nos Passivo Circulante e Exigível a Longo Prazo, que está sendo reconhecido em resultado pelo período de vigência do contrato. O valor presente estimado em 31 de dezembro de 2003, no caso de liquidação antecipada, é de R$18.757. • Os ganhos e/ou perdas relativas as operações de Swap encontram-se registrados nas respectivas contas de receitas financeiras e/ou despesas financeiras. • Operações de Hedge - a Companhia, com o intuito de eliminar a exposição de todas suas dívidas em dólar às oscilações da taxa de câmbio, realizou no exercício as seguintes operações de Hedge: (i) Banco Pactual S.A. - troca de variação cambial mais juros de 5% ao ano, da dívida junto ao Banco Safra Resolução 2770/00 (Nota 9.1), por 112% do CDI extra grupo. A diferença entre os índices encontra-se registrada no Passivo Circulante no valor de R$771; (ii) BBA CREDITANSTALT S.A. - troca de variação cambial mais juros de 9,5% ao ano, da dívida junto à própria instituição financeira (Nota 9.2), por variação do CDI mais 1,75% ao ano. A diferença entre os índices encontra-se registrada no Passivo Circulante e Passivo Exigível a Longo Prazo no valor de R$520 e R$687, respectivamente. 22. NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO Em 11 de dezembro de 2003, foram editadas as Medidas Provisórias n.º 144 e n.º 145, dispondo sobre a comercialização de energia elétrica e assuntos correlatos, que se encontram em tramitação na Câmara e no Senado para respectivas aprovações e, no estágio atual desse processo, os efeitos nas operações da Companhia ainda não podem ser avaliados. 321 DIRETORIA JOAQUIM ARMANDO FERREIRA DA SILVA FILIPE Diretor – Presidente THOMAS DANIEL BRULL Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Diretor de Administração WELINGTON CEZAR XAVIER Diretor Comercial AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA Diretor Técnico CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO ANTÓNIO FERNANDO MELO MARTINS DA COSTA Presidente JOAQUIM ARMANDO FERREIRA DA SILVA FILIPE Vice-Presidente CONSELHEIROS ANTONIO JOSÉ SELLARE ANTONIO EDUARDO DA SILVA OLIVA SEVERINO JUSTINO DA SILVA GERÊNCIA DA ÁREA CONTÁBIL SÉRGIO LUIZ DA SILVA RIBEIRO Gerente Executivo de Contabilidade CRC RJ078679/0-7 “S” SP 322 6. ANEXOS • Autorização da ANEEL • Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 08 de março de 2006 • Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 28 de março de 2006 • Estatuto Social da Emissora • Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, Quirografárias, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A. • Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A. • Súmula da Classificação de Risco • Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 • Declaração da Instituição Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 323 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 324 • 325 Autorização da ANEEL (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 326 327 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 328 • Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 08 de março de 2006 329 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 330 331 332 333 334 335 336 • Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 28 de março de 2006 337 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 338 339 340 • 341 Estatuto Social da Emissora (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 342 343 344 345 346 347 348 349 350 351 352 • Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, Quirografárias, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A. 353 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 354 355 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 356 357 358 359 360 361 362 363 364 365 366 367 368 369 370 371 372 373 374 375 376 377 378 379 380 381 382 383 384 • Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A. 385 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 386 387 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 388 389 390 391 392 • 393 Súmula da Classificação de Risco (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 394 395 396 397 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 398 • Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 399 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 400 401 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 402 • Declaração da Instituição Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 403 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 404 405 (Esta página foi intencionalmente deixada em branco) 406 Companhia BANDEIRANTE ENERGIA S.A. Rua Bandeira Paulista, nº 530 São Paulo - SP Instituição Líder BANCO BRADESCO S.A. Avenida Paulista, nº 1.450, 3º andar São Paulo - SP Instituições Intermediárias BANCO CITIBANK S.A. Avenida Paulista, nº 1.111, 10º andar São Paulo - SP BANCO ITAÚ BBA S.A. Avenida Brigadeiro Faria Lima, nº 3.400, 3º a 8º andares São Paulo - SP BANCO SANTANDER BRASIL S.A. Rua Amador Bueno, nº 474, bloco C São Paulo - SP Consultores Legais da Companhia MATTOS FILHO, VEIGA FILHO, MARREY JR. E QUIROGA - ADVOGADOS Alameda Joaquim Eugênio de Lima, nº 447 São Paulo - SP Consultores Legais das Instituições Intermediárias PINHEIRO NETO ADVOGADOS Rua Boa Vista, nº 254, 9º andar São Paulo - SP Este Prospecto está disponível no Website: www.mercadosdecapitais.com.br (11) 3121-5555
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